Территория Нефтегаз № 3-4 2021

Контрольно-измерительные пункты предназначены для контроля параметров ЭХЗ и обозначения трасс трубопроводов. Отсутствие гарантированного электропитания на стойке КИП обусловливает необходимость обеспечить способность устройства телеметрии производить измерения параметров, необходимых для эксплуатации трубопровода, и передачу данных обслуживающему персоналу при минимальном потреблении энергии. Такое устройство, соответствующее предъявляемым требованиям, было разработано на основе результатов НИОКР.

Беспроводные технологии изначально были приоритетом при разработке устройства. Выбор радиоканала был сделан в пользу модуляции LoRa – новой беспроводной технологии, характеризующейся дальним радиусом действия и малым потреблением энергии. Отличие от других беспроводных технологий – большая дальность сигнала, помехоустойчивость и автономность. Протокол обеспечивает полную двустороннюю связь, архитектура посредством специальных методов шифрования – общую надежность и безопасность всей системы. К числу минусов использования данной технологии относится то, что стандартно сеть LoRaWAN имеет простую архитектуру типа «звезда» без ретрансляторов и mesh-связей. Использование такой топологии возможно, например, на линейной производственно-диспетчерской станции, однако трубопроводы имеют значительную протяженность, зачастую на сложном рельефе с перепадами по высоте, поэтому для передачи данных телеметрии необходимо использовать топологию «шина».

В рамках НИОКР был разработан компромиссный вариант сети, техническим результатом которого является увеличение дальности передачи информационных пакетов за счет использования ретрансляторов. Дальность передачи данных телеметрии по радиоканалу с модуляцией LoRa достигается последовательным соединением сетей с топологией типа «звезда» в сеть с топологией типа «шина». Сеть с топологией типа «шина» организует ретранслятор, передающий информационные пакеты от оконечных устройств либо на следующие ретрансляторы, либо на шлюз для передачи телеметрических данных на сервер. Такое решение организации сети позволяет увеличить дальность передачи информационных пакетов
в n раз, где n – количество ретрансляторов в сети. Блок телеметрии КИП универсален, может работать как оконечное устройство, и как ретранслятор (рис. 1).

Сеть построена как самоорганизующаяся локальная радиосеть, позволяющая получать телеметрию на всей контролируемой территории. Самоорганизующаяся сеть объединяет большое количество оконечных устройств и ретрансляторов на контролируемой территории и одну или несколько точек доступа к внешним сетям (GPRS, RS-485) через шлюз. Для синхронизации работы сети ретрансляторы передают широковещательный сигнал на фиксированном канале. Элементы радиосети в пределах взаимной радиовидимости с использованием разработанных алгоритмов самостоятельно производят изменения настроек для включения в сеть. Основным критерием при этом является поиск вариантов наиболее короткого пути до шлюза при приемлемом уровне связи радиоканала.

Информационный пакет от оконечного устройства проходит по цепочке через все устройства, расположенные на пути к шлюзу, что позволяет увеличить дальность действия сети, надежность и оперативность связи. Выходная мощность радиопередатчика каждого устройства составляет 25 мВт, что наряду с распределением нелицензируемого диапазона частот на 12 подканалов и временного разделения передачи данных между устройствами позволило обеспечить стабильную связь в ходе испытаний на участке трубопровода длиной 42 км. В случае выхода из строя одного из элементов радиосети либо нарушения связи происходит перенастройка сети в соответствии с разработанными алгоритмами. Устройство, потерявшее связь, ищет новую точку подключения с наилучшими параметрами, таким образом связь восстанавливается автоматически.

Для электропитания используется солнечная панель двух типоразмеров: для ретранслятора – 160 138 мм (рис. 2), для оконечного устройства – 81 137 мм.

Телеметрические данные содержат информацию о величине постоянного и переменного тока выносного электрода, суммарного и поляризационного потенциала трубопровода, состоянии индикатора коррозии, обнаружении процессов наводороживания вследствие перезащиты, а также об омеднении выносного электрода. Процесс наводороживания выявляется по критерию перелома кривой Тафеля.

Блок телеметрии (рис. 3) изготовлен во влагозащищенном корпусе, имеет небольшие габариты (160 80 55 мм), что дает возможность разместить его внутри большинства КИП.

Все измерительные каналы блока телеметрии КИП имеют гальваническую развязку и могут гарантированно работать в условиях высоких электромагнитных помех, например вблизи высоковольтных линий электропередачи.

Телеметрия КИП способствует осуществлению контроля и управлению техническим состоянием системы ЭХЗ с учетом требований энергетической и экономической эффективности эксплуатации объектов магистрального трубопровода (МТ). В этой части автоматизация и интеллектуализация развиваемых процедур управления противокоррозионной защитой обеспечивает прямое сокращение затрат за счет:

• сокращения трудозатрат на периодические измерения и оптимизацию режимов работы станций катодной защиты (СКЗ);

• уменьшения установленной мощности СКЗ;

• сокращения потребляемой электроэнергии;

• увеличения ресурса СКЗ и анодных заземлителей (АЗ);

• повышения долговечности и безаварийности работы трубопроводов за счет непрерывного коррозионного мониторинга оборудования по трассе МТ без участия обслуживающего персонала.

С учетом успешного проведения испытаний возможно дальнейшее развитие технологии передачи по протоколу LoRa телеметрических данных о состоянии АЗ, протекторов и другого технологического оборудования МТ.

По итогам НИОКР оформлены четыре заявки на изобретение и одна заявка на полезную модель.

Бесперебойная работа оборудования на нефтегазовом месторождении во многом зависит от правильного подбора и качества смазочных материалов. Правильная смазка позволяет агрегату сохранять работоспособность в условиях экстремальных температур, агрессивных сред и высоких нагрузок, продлевает срок службы, снижает аварийность и сокращает простои на ремонт. Компания, которая это учитывает, работает эффективнее, экономит временные, трудовые, технические ресурсы и, конечно, деньги.

Сложная ситуация на рынке побуждает нас, производителей смазочных материалов с 20‑летним опытом и репутацией, активно развивать отношения с заказчиком, расширяя сотрудничество в условиях сдерживания цен.

Так, благодаря активной работе научно-исследовательского отдела «РУСМА» расширила ассортимент смазочных материалов для добывающей отрасли. Речь не только о визитной карточке предприятия – резьбоуплотнительных смазках ««РУСМА» для всех видов труб нефтяного сортамента. Сегодня «РУСМА» предлагает заказчикам практически полный спектр универсальных и специализированных смазочных материалов для обеспечения эффективной эксплуатации оборудования, работающего на нефтяном месторождении:

• смазочные материалы для основных компонентов стационарных и мобильных буровых установок (масла, защитные антикоррозионные смазки для оборудования и канатов, не теряющие эффективности даже при контакте с морской водой, смазки для насосного оборудования и для агрегатов системы подачи бурового раствора);

• универсальные смазки серии «РУСМА EP» с высокоэффективными противоизносными присадками (EP – Extreme Pressure Additives) для подшипников и других узлов трения добывающих и транспортирующих агрегатов;

• смазочные материалы для спецтехники – паропромысловых установок, цементировочных насосных и ремонтных агрегатов;

• защитные и антифрикционные твердосмазочные покрытия в аэрозольной упаковке для приработки, защиты от коррозии, износа и прикипания поверхностей резьбовых соединений;

• резьбовые смазки «РУСМА» для герметизации, увеличения срока службы и уменьшения коррозии резьбовых соединений в тяжелых условиях работы, повышенной влажности, арктического холода, тропической жары, а также в присутствии повышенного содержания в скважине H₂S и CO₂.

Комплексное предложение от компании «РУСМА» – это гарантия обеспечения оборудования и техники, работающих на месторождении, смазочными материалами высокого качества, по конкурентной цене, в необходимых объемах и с четким соблюдением сроков поставки.

Расширение сотрудничества с предприятиями добывающей отрасли для нашего предприятия – это возможность работать больше и эффективнее: равномерно загружать производственные мощности, распределять трудовые ресурсы, закупать сырье в необходимых объемах и по максимально выгодной цене. Поэтому мы готовы обеспечивать вас нашими маслами, смазками и покрытиями по самым выгодным ценам.

Приглашаем к выгодному и долгосрочному сотрудничеству!

Прошедший год оставил сильный отпечаток на многих отраслях промышленности, в т. ч. и на нефтегазовой отрасли. Экономические показатели за 2020 г., по данным KPMG, снизились до уровня 2014–2016 гг. Рост экономических показателей, на который в настоящее время нацелены компании, требует от специалистов адаптировать планы стратегического развития к новым условиям работы с учетом различных факторов, что может потребовать, к примеру, коррекции инвестиционных программ. Компаниям необходимо пересмотреть проекты, связанные с модернизацией, строительством новых или доработкой старых объектов.

Важной составляющей в этом процессе является организация бесперебойного электроснабжения воздушных линий электропередачи. Безаварийность и эксплуатационная гибкость работы технологического оборудования в этой отрасли полностью зависит от организации качественного и бесперебойного потока энергоснабжения к основным производственным объектам.

В нефтегазовой отрасли данный фактор напрямую связан с повышением уровня энергосбережения, энергоэффективности, модернизацией оборудования и надежностью его эксплуатации в технологических процессах бурения, добычи, транспортировки, хранения и переработки углеводородов.

Этот вопрос тем более актуален, что действующее электрооборудование, которое использует большинство компаний, не всегда может выполнять свои функции вместе с установленными на объектах современными электроустановками. Кроме того, особое внимание необходимо уделить модернизации и усовершенствованию средств и мероприятий по защите от внешних грозовых и внутренних перенапряжений.

На примере инновационных технологий мы хотим показать, как можно решить проблемы с перебоями энергоснабжения на объектах. Для этого определим основные пункты, которые необходимо рассмотреть при решении данной проблемы:

1) факторы аварийности электрооборудования, возникающие вследствие внешних и внутренних перенапряжений на воздушных линиях электропередачи;

2) проблема разработки и усовершенствования средств и методов защиты подстанционного оборудования от последствий атмосферных перенапряжений;

3) примеры применения различных видов устройств в целях обеспечения безопасности линий электропередачи.

ФАКТОРЫ АВАРИЙНОСТИ, ОБУСЛОВЛЕННЫЕ ВНЕШНИМИ И ВНУТРЕННИМИ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯМИ

Воздействие грозовых и внутренних перенапряжений на изоляцию электрооборудования электрических сетей 6–110 кВ приводит к отключению или повреждению электрооборудования предприятий нефтегазовой отрасли, нарушению технологических процессов и в конечном итоге к серьезному финансовому ущербу.

При эксплуатации электрических сетей на изоляцию электрооборудования и линий (в т. ч. кабельных) в течение времени оказывает негативное влияние длительное рабочее напряжение, а также кратковременные грозовые и коммутационные перенапряжения. К грозовым перенапряжениям мы можем отнести не только прямые удары молнии, но и удары межоблачные и вблизи объектов (фото 1), к внутренним перенапряжениям – коммутационные, квазистационарные и стационарные перенапряжения, возникающие при перекрытиях с токоведущих частей на землю.

Все эти факторы оказывают значительное влияние на работу электрических сетей. И традиционные средства защиты, предусмотренные для снижения риска повреждений, не полностью выполняют задачу по защите воздушных линий от воздействий внешних и внутренних негативных факторов.

ОРГАНИЗАЦИЯ ЗАЩИТЫ ПОДСТАНЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Подстанционное оборудование, как правило, весьма дорогое, особенно если речь идет о новых цифровых подстанциях, которыми в большинстве случаев оснащаются новые объекты. Востребованность цифровых подстанций обусловлена тем, что за контроль их работы отвечает автоматизированное управление, повышающее эффективность работы. Защита данного оборудования – одна из значимых задач при оснащении устройствами всей воздушной линии. В большинстве случаев для ограничения набегающей волны грозового перенапряжения и защиты подстанций разрядники устанавливаются по всей линии и возле подстанционного оборудования. Однако если разрядники установлены только возле подстанционного оборудования, их работа будет направлена на защиту оборудования уже после перекрытия изоляции на линии. Следует отметить, что разрядник АО «НПО «Стример» не является полноценным устройством для защиты подстанционного оборудования, этот вид устройств рекомендуется устанавливать комбинированно.

Следует рассмотреть две стандартные ситуации:

1) удар молнии происходит на значительном расстоянии от подстанционного оборудования (рис. 1). В данной ситуации импульс перенапряжения перекроет ближайший изолятор, после чего в момент распространения импульса перенапряжения по линии из‑за сопротивления самих проводов амплитуда импульса будет снижаться при подходе к подстанции;

2) удар молнии проходит рядом с подстанционным оборудованием (наиболее частая ситуация) (рис. 2). При этом амплитуда импульса перенапряжения не успеет снизиться на подходе к подстанции, а традиционные средства защиты не могут полностью обеспечить защиту от величины тока, воздействию которого будет подвергнуто оборудование. В итоге подстанционное оборудование может быть повреждено. Именно поэтому АО «НПО «Стример» рекомендует дополнительно защищать подходы к подстанциям с помощью комбинированной установки разрядников и ограничителей перенапряжений. Комбинированный способ установки способен противостоять высокому импульсу перенапряжения, защитить подстанционное оборудование и ограничители перенапряжений.

ПРАКТИЧЕСКИЕ ПРИМЕРЫ ПРИМЕНЕНИЯ РАЗРЯДНИКОВ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

1. Одним из примеров можно назвать оснащение разрядниками воздушных линий в Ханты-Мансийском автономном округе. В регионе довольно непредсказуемые погодные условия и большинство аварийных отключений линий электропередачи (ЛЭП) связано с грозами. Молния достаточно часто попадает в высокие опоры ЛЭП, и грозозащита воздушных линий электропередачи является необходимым условием их безаварийной работы. Основная цель грозозащиты – сведение отключения ЛЭП к технически возможному минимуму. В самой южной зоне количество гроз объясняется наличием на территории значительного количества водных участков (озер, болот), что влияет на существенное переувлажнение приземных слоев воздуха при повышении температуры и является причиной конвекции.

Одним из заказчиков АО «НПО «Стример» является ТПП «Лангепаснефтегаз», входящее в состав ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». В его промышленной эксплуатации находится 14 нефтяных месторождений. Основными видами деятельности заказчика являются добыча нефти и газа, а также переработка попутного нефтяного газа.

В период грозовой активности на линиях электропередачи 6, 10 кВ ТПП «Лангепаснефтегаз» наблюдались периодические отключения, что негативно влияло на процесс функционирования оборудования и приводило к значительным потерям в процессе нефтедобычи.

В 2010 г. специалисты АО «НПО «Стример» после технической оценки воздушных ЛЭП подготовили специальное решение по их защите, предложив оснастить линии разрядниками РМК-20‑IV-УХЛ1 (фото 2).

Согласно заключению ТПП «Лангепаснефтегаз», за годы эксплуатации разрядники АО «НПО «Стример» предотвратили около 20 отключений в год, которые могли бы возникнуть из‑за грозовой активности в регионе. Помимо этого заказчик выделил такое преимущество, как установка разрядников под напряжением, методику которой специалисты АО «НПО «Стример» разработали специально для данного проекта (фото 3). Кроме того, были разработаны уникальные кронштейны, инструменты для монтажа, проведено соответствующее обучение монтажной бригады. Был также осуществлен технический надзор.

Несомненным преимуществом является также отсутствие плановых проверочных работ на воздушных ЛЭП, что обусловливается качеством изготовленных разрядников, стойкостью к различным погодным условиям и простотой конструкции. Особо хотелось бы отметить, что в общем случае установки разрядников на опору дополнительные требования к наличию заземляющих устройств и его сопротивлению отсутствуют, что позволяет добиться существенной экономии при оснащении линии.

2. В качестве примера можно также рассмотреть защиту двухцепной воздушной ЛЭП 110 кВ по заказу АО «РН-Няганьнефтегаз», дочернего общества ПАО «НК «Роснефть». Основная задача состояла в том, чтобы оснастить ВЛ-110 кВ «ПС-110 кВ Каменная – ПС-110 кВ ДНС32» для передачи электрической энергии от ГТЭС 72 МВт на Каменном месторождении.

Для всех компаний, осуществляющих добычу и переработку углеводородов, основной проблемой является отключение воздушных ЛЭП из‑за грозовых перенапряжений. На сегодняшний день все компании при оснащении воздушных линий используют устройства релейной защиты с функцией автоматического повторного включения (АПВ), но для того, чтобы линия опять начала работать, необходимо некоторое время, а это может существенно сказаться на объемах добычи или других процессах. При этом необходимо учитывать состояние ЛЭП и оборудования – если оно будет повреждено, функционирование линии не гарантировано.

В данной ситуации объектом защиты была воздушная линия с напряжением 110 кВ. Специалисты АО «НПО «Стример» подготовили специальное решение – гирлянду мультикамерных изоляторов-разрядников ГИРМК-110-8*ИРМК-10‑U120AD–II-УХЛ1 (фото 4), применение которых позволило не только защитить ЛЭП от отключений вследствие прямых ударов молнии в провода, но и сократить затраты на данный проект за счет того, что разрядники не влияли на такие параметры, как высота и масса опор.

Заказчик отметил, что за все время эксплуатации не было зафиксировано ни одного отключения линии во время прохождения грозовых фронтов. В данный момент устройства продолжают работать на данной ЛЭП. Были также отмечены простота эксплуатации устройств и их преимущество, заключающееся в том, что сами гирлянды являются изолирующими подвесками для проводов и одновременно грозозащитными устройствами. Данное качество особо важно при строительстве новых воздушных линий.

Как видно из примеров, эксплуатация разрядников на основе мультикамерной системы позволяет защитить воздушную линию электропередачи от отключений, индуктированных перенапряжений и последствий прямых ударов молнии. При этом в силу простоты установки и эксплуатации изделия экономические затраты на оснащение ЛЭП значительно уступают затратам на реконструкцию и предотвращение неполадок при повреждении воздушной линии электропередачи.

Концерн Total осуществляет добычу нефти и газа уже почти 100 лет и работает на всех этапах цепочки создания ценности в производстве энергии, от разведочной скважины до конечного потребителя, являясь в то же время одним из крупнейших производителей альтернативной энергии. В России Total работает с 1991 г., реализуя ряд проектов в области разведки и добычи углеводородов, трейдинга и реализации нефтепродуктов. За эти годы концерн установил прочные партнерские отношения с ведущими российскими нефтегазовыми компаниями.

Нефть практически невозможно использовать в исходном состоянии, промежуточные и конечные продукты ее переработки – топливо, растворители, полимеры, входящие в состав пластмасс, – являются неотъемлемой частью нашей повседневной жизни. Имея в своем составе шесть интегрированных нефтехимических комплексов, Total занимает сильные позиции по поставкам продукции на все рынки мира, в т. ч. и в Российскую Федерацию.

В России бизнес-сегмент «Маркетинг и услуги» представлен компанией ООО «Тотал Восток», работающей с 2008 г. Добыча нефти и ее переработка постоянно сопровождаются усложняющими процесс факторами: истощением месторождений, нарастанием обводненности, вязкости и плотности сырой нефти. ООО «Тотал Восток» предлагает решения для всего технологического цикла добычи, подготовки и транспортировки нефти при помощи линейки продуктов нефтепромысловой химии, в числе которых:

• пеногасители для сырой нефти;

• ингибиторы асфальтенов для сырой нефти;

• биоциды для сырой нефти;

• деэмульгаторы для сырой нефти;

• поглотители сероводорода для сырой нефти;

• ингибиторы отложения парафинов для сырой нефти;

• депрессорная присадка для понижения температуры застывания сырой нефти.

Для предотвращения образования, а также разрушения уже образовавшихся нефтяных эмульсий широко применяются деэмульгаторы – поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые способствуют снижению стойкости нефтяных эмульсий.

Воздействие деэмульгатора на нефтяную эмульсию основано на том, что деэмульгатор адсорбируется на поверхности раздела фаз «нефть – вода», вытесняет и замещает менее активные поверхностно-активные природные эмульгаторы.

Серия DEEP производства Total разработана для улучшения сепарации воды в нефтяных эмульсиях за счет стимуляции коалесценции.

Продукты серии DEEP представляют собой различные химические компоненты, предназначенные для создания специальных и высокоэффективных химических составов под индивидуальные требования заказчиков. Деэмульгатор DEEP позволяет сократить время выдержки даже стабильных эмульсий и приводит к быстрому разделению воды и нефти.

Total предлагает специальное решение, когда дозировка и состав деэмульгатора индивидуально подбираются из смеси компонентов с использованием химикатов различных классов.

Серия DEEP – высокоэффективное и экономичное решение для любого вида сырой нефти.

Преимущества серии DEEP:

• существенное сокращение времени сепарации за счет стимулирования коалесценции эмульсии;

• широкий спектр химических компонентов применим для различных видов сырой нефти;

• улучшение экономических показателей при добыче нефти;

• индивидуально созданный состав специально предназначен для конкретной эмульсии.

На рис. 1 представлены результаты сепарации воды от нефти с использованием серии DEEP в течение 24 ч при 60 °C.

Данное решение демонстрирует высокую эффективность как при индивидуальном применении (рис. 2), так и в сочетании с другими деэмульгаторами компании Total. Подходит для разрушения большинства водонефтяных эмульсий.

Серия DEEP совместима со всеми другими присадками, применяемыми в сырой нефти или других нефтепродуктах.

Образцы присадок нефтепромысловой химии для проведения испытаний в лаборатории или на нефтепромысловых локациях доступны по запросу по электронной почте и по телефону горячей линии.

– На выставке «НЕФТЕГАЗ-2021» компания GEA презентует мобильную установку для переработки нефтесодержащих жидкостей (НСЖ). Расскажите, как она устроена, в чем ее ключевая особенность и преимущества?

– На выставке мы демонстрируем самую востребованную установку на экологическом рынке – в контейнерном исполнении для переработки нефтесодержащих продуктов, включающих твердую фазу в виде механических частиц. Все помнят техногенную катастрофу под Норильском. Так вот этот трехфазный декантер может эффективно работать на первой стадии сепарации, чтобы разделять нефтепродукт (дизтопливо), водную часть (воду) и твердую фазу (частицы грунта, ягеля и проч.) непрерывно, 24 часа в сутки, при расходе 10–15 м3 / ч.

Для развертывания установки нужны твердое основание, 25‑тонный кран, 380 В и трубопроводы для подключения к технологическим средам и насосному оборудованию; три емкости – пополняемая с исходной НСЖ, емкость для нефтепродукта, емкость для воды и контейнер для твердой фазы. И через несколько часов мобильная установка начнет работу.

– Для работы на каких территориях или объектах предназначена установка? Насколько она адаптирована для работы в экстремальных климатических условиях Севера?

– Оборудование размещено в 40‑футовом утепленном контейнере в двух зонированных отсеках. Все системы жизнеобеспечения подобраны для нормальной эксплуатации оборудования при положительной температуре внутри. Вода не должна замерзать, поэтому в контейнере температура всегда выше 5 °C. Качество утепления позволяет спокойно работать комплексу до –25 °С,
но возможно и при более низких температурах, если будет необходимость.

– Несмотря на то что GEA – глобальный машиностроительный концерн, мобильная установка выпущена на производственной площадке в Климовске и презентуется под слоганом «Сделано в России». Какой вклад в ее создание внесли российские инженеры и нашел ли при этом отражение международный опыт?

– GEA – немецкая компания, центробежным оборудованием занимается с 1893 г., поэтому пометка «Сделано в России» подразумевает весь опыт международного концерна, включая знания и опыт наших российских инженеров. Мы применили в мобильной установке трехфазный декантер CF5000 PetroMaster от GEA, использовали компоненты и вспомогательное оборудование от зарубежных и российских производителей. Даем стандартный гарантийный срок на весь комплекс – до 18 месяцев эксплуатации при фирменном сервисе от GEA. Даже если в ходе эксплуатации будут выявлены недостатки, они могут быть оперативно устранены собственными силами с использованием производственной площадки в Климовске.

– Как при этом GEA соотносит себя с понятием импортозамещения в России?

– На 100 %. Вообще это довольно популярный вопрос, на который генеральный директор компании GEA в России Оливер Ческотти регулярно отвечает последние пять лет, в т. ч. будучи членом Торгово-промышленной палаты Германии в России. Политика GEA направлена на развитие бизнеса в нашей стране, поэтому в Климовске в 2015 г. был организован цех европейского уровня. Переступив его порог, вы не сразу сориентируетесь, в какой стране находитесь – в России или в Германии.

– В каких значимых проектах нефтегазовой отрасли в последние годы компания приняла участие с центробежным оборудованием? Какие еще решения GEA предлагает нефтяникам и газовикам?

– Лозунг концерна Engineering for a better world мы претворяем в реальные установки здесь, в России. Компания GEA –
многопрофильная, выпускает центробежное сепарационное оборудование, винтовые компрессоры. Это позволяет реализовать комплексные решения для нефтегазового сектора. В списке конечных потребителей нашего оборудования – все крупные вертикально интегрированные нефтяные компании России и Казахстана. Проекты, в которых мы участвуем, долгоиграющие, иногда сроком 3–7 лет от начала опытно-промышленных испытаний до сдачи объекта в эксплуатацию.

– Российские добывающие компании повсеместно используют центробежные технологии. Концерн GEA развивает их с 1960‑х гг. Почему они не теряют актуальности и каковы перспективы данного сегмента в нашей стране?

– Наступление эры тяжелой нефти и требования нулевого сброса нефти реально расширят сферу применения центрифуг на производственных площадках нефтяников. Буровые декантеры и центрифуги, простые и надежные, уже давно работают на первой стадии нефтедобычи. Наступают времена широкого применения центрифуг для подготовки нефти и воды непосредственно на месторождении, чтобы не перекачивать нефть с коррозионно-активной промысловой водой на сборные пункты и закачивать в пласт очищенную подтоварную воду. Возможность перенастройки центрифуги по месту эксплуатации с подготовки нефти на подготовку воды путем замены пакета тарелок в барабане позволяет эффективно применять центробежную технологию на всех стадиях нефтедобычи при повышении обводненности скважинной продукции на месторождении даже до 95–98 %.

Компактность центробежного оборудования и малые габариты при высокой удельной производительности способствуют развитию направления контейнерных установок. Они востребованы, хотя пока несколько настораживают нефтяников, для которых более привычным является классическое емкостное оборудование, в котором сепарация системы «нефть – вода» происходит за счет гравитационного отстаивания и нагрева в объеме. Центрифуга обеспечивает поле центробежных сил для разделения в несколько тысяч раз выше, а эффективность нагрева в потоке неоспорима. Поэтому альтернативы внедрению центробежных технологий, особенно в условиях Крайнего Севера, на плавучих установках для добычи, хранения и отгрузки нефти (FSPO), нет.

– Что собой представляют комплексные решения от GEA по подготовке нефти с использованием центробежного оборудования?

– Комплексные решения с использованием центробежной технологии давно реализованы на FSPO. В условиях ограниченных пространства и объема центрифуги используются на 2–3-й стадиях подготовки нефти и воды (реализуется принцип нулевого сброса), задействованы в доочистке сырой нефти для энергетических установок платформы, при обезвоживании попутного песка и разделения промслоев. Эти решения постепенно будут переходить
на сушу.

– GEA известна высокими европейскими стандартами качества и требованиями к организации производственного процесса. Предприятие в Климовске часто подвергается внутреннему аудиту ваших коллег из других стран. Имеют ли заказчики возможность контролировать производственный процесс?

– Производственная площадка в Климовске – это цех европейского уровня. Он прошел аудиты не только представителей GEA, но и экспертов ПАО «Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «Газпром нефть».

Мы всегда рады видеть заинтересованных заказчиков, работать вместе с ними над совершенствованием инженерных решений, поскольку лишь в совместной работе и при наличии общих целей могут родиться новые оптимальные и эффективные решения, особенно в ограниченном пространстве контейнерных мобильных установок. За ними будущее!

СГА обеспечивает выполнение работ по капитальному строительству, модернизации, реконструкции, капитальному и текущему ремонту, техобслуживанию, поставке оборудования и материально-технических ресурсов для опасных производственных объектов ТЭК. Компания, обладающая значительным кадровым и технологическим потенциалом, предоставляет весь спектр инжиниринговых услуг, от разработки проектов до внедрения под ключ. Финансовые возможности компании позволяют инвестировать в выполнение подрядных работ и поставок в отсутствие авансирования (90 % случаев) до полного исполнения и оплаты заказчиками договорных обязательств.

Потребности дочерних обществ ПАО «Газпром» обеспечиваются также комплексными поставками продукции производственно-технического назначения для АСУ ТП, систем телемеханики, автоматического управления, АСУ энергоснабжением, автоматизированных систем пожарной сигнализации, контроля загазованности и пожаротушения, информационно-управляющих систем, систем КИПиА, связи и сигнализации, метрологии, а также для электрических систем. Наличие сертифицированной производственной базы позволяет осуществлять массовую сборку шкафов управления и низковольтных комплектных устройств.

СГА стремится удовлетворить потребности заказчиков, используя как свои ресурсы, так и возможности компетентных партнеров.

Компания активно развивает направления импортозамещения и изготовления продукции на собственном производстве и предприятиях компаний-партнеров. На поставляемые продукцию и решения распространяются все гарантийные обязательства и техническая поддержка производителей.

Подтверждением качества работ является наличие сертификатов соответствия при оказании услуг: СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ СТО Газпром 9001-2018, ГОСТ ISO 9001-2015, ГОСТ Р ИСО 14001-2016, ГОСТ 12.0.230.1-2015 (OHSAS 18001-2007), свидетельств СРО на проектирование и строительство, лицензии МЧС обеспечения пожарной безопасности зданий и сооружений.

СГА входит в реестр потенциальных участников закупок Группы «Газпром» на право производства общестроительных и специальных работ при диагностическом обследовании, техобслуживании, ремонте, реконструкции, модернизации и техническом перевооружении, для чего создаются региональные постоянно действующие обособленные подразделения.

Высокий статус заказчиков и уровень предъявляемых ими требований позволили компании приобрести ценный опыт, в сочетании с ответственностью и профессионализмом специалистов и сотрудников, их стремлением к развитию компании и заботой о партнерах обеспечивающий СГА уверенное положение на рынке.

За время своей деятельности СГА реализовала десятки проектов для предприятий по добыче, транспортировке и переработке газа, газового конденсата и нефти ПАО «Газпром» и утвердилась в статусе надежного партнера, способного выполнить ответственные работы.

ООО «МСК-ТрансСервис» – молодая компания с высочайшим уровнем мобильности, профессионализма и конкурентоспособности. Все сотрудники компании, от директора до водителей экспедиторов, имеют большой профессиональный опыт в сфере транспортной логистики. Профессиональный подход к делу в сочетании с высоким уровнем ответственности позволяют в итоге выполнить нашу работу качественно и в полном объеме. Качество работы подтверждено сертификатом «ИНТЕРГАЗСЕРТ» соответствия СМК требованиям СТО Газпром 9001-2018.

ООО «МСК-ТрансСервис» задействовано в качестве логистического оператора для реализации проекта по ремонту полупогружных плавучих буровых установок «Полярная звезда» и «Северное сияние», успешно выполняет производственную программу капитального ремонта и технического обслуживания ПАО «Газпром» по обеспечению комплексной логистики. Наша компания успела зарекомендовать себя как надежный партнер в экспедировании и складировании материально-технических ресурсов в рамках международного инвестиционного проекта «Строительство комплекса ЭЛОУ-АВТ на территории действующего завода АО «Газпромнефть-ОНПЗ». В последнее время Общество активно сотрудничает с предприятиями-импортерами, помогая заказчикам в разработке оптимальных схем доставки импортных грузов, и при необходимости занимается проведением таможенного оформления грузов. С нашей компанией сотрудничает ряд брокеров, позволяющих обеспечить оперативное таможенное оформление, значительно сокращающее сроки доставки до объектов. ООО «МСК-ТрансСервис» имеет лицензию на международные перевозки.

Общество предоставляет полный спектр услуг в мультимодальных перевозках:

• экспресс-перевозки многотонных габаритных и негабаритных грузов «дверь в дверь»;

• предоставление информации в течение всей перевозки о местонахождении груза;

• мобильная связь с водителями-экспедиторами;

• погрузо-разгрузочные работы;

• входной контроль товаров;

• сохранность груза при перевозке;

• комплектация, упаковка и переупаковка товаров;

• ответственное хранение на складе ООО «МСК-ТрансСервис»;

• страхование грузов и ответственности экспедитора и перевозчика;

• контроль документооборота;

• отправка грузов через терминалы аэропортов г. Москвы;

• отправка грузов железнодорожным транспортом.

Автопарк ООО «МСК-ТрансСервис» включает в себя автомобили малой (1,0–1,5 т), средней (5,5–6,0 т), большой (20 т) грузоподъемности, автомобили для перевозки негабаритного груза, а также автомобили, оборудованные краново-манипуляторными установками. Компания использует автомобили известных производителей – Volvo, MAN, Ford, Hino, Iveco.

Общество имеет собственную производственную базу по изготовлению жесткой упаковки (фанерные, деревянные ящики, обрешетка для палет, морская и северная упаковка согласно ГОСТ и отраслевым стандартам).

Основными особенностями эксплуатации объектов нефтегазовой отрасли зачастую являются:

• суровые климатические условия;

• агрессивная среда;

• прокладка кабеля, в т. ч. тяжелого, на больших пролетах.

Главные задачи при построении трассы в таких условиях – обеспечить ей надежность и долговечность и снизить риск аварии. Для решения этих задач ДКС начала выпуск перфорированных и неперфорированных листовых лотков S5 Combitech и крышек к ним в специальном исполнении. Новинки имеют нестандартные размеры: их длина составляет 2000, 3000, 4000, 4500, 5000, 5500, 6000 мм, толщина – 1,0; 1,2; 1,5; 2,0 мм. Применение более длинных секций позволит ускорить монтаж и сократить количество метизов. Усиленные лотки из стали толщиной 2,0 мм могут применяться в зонах с высокими кабельными нагрузками и на объектах с повышенной ветровой и снеговой нагрузкой.

Новые системные аксессуары толщиной 1,2, 1,5 и 2,0 мм к листовым лоткам имеют плавные повороты – радиус изгиба составляет 150 мм, что позволяет использовать кабель с большим сечением и увеличить несущую способность участка с аксессуаром.

В системы L5 Combitech и U5 Combitech вошли вертикальные углы 45 и 90 °, а также крышки к ним. Они дают возможность строить трассы с вертикальными поворотами под углами 45 или 90 °,
что позволяет оптимизировать аксонометрию кабельной трассы. А пластина для спуска кабеля, появившаяся в продаже в 2020 г. в составе сразу трех систем –I5 Combitech, L5 Combitech, U5 Combitech, позволяет организовать переход кабельной трассы на нижние уровни. На подобных объектах это бывает необходимо, т. к. кабельные трассы на них зачастую представляют собой многоуровневые конструкции.

Еще одна важная особенность металлических кабеленесущих систем Combitech – возможность совмещать листовые лотки с аксессуарами из системы лестничных лотков или же лестничные лотки с аксессуарами для листовых лотков. Это позволяет организовать трассу для кабелей любого сечения с любой конфигурацией.

Продукции ДКС доверяют крупнейшие российские нефтегазовые компании и применяют кабеленесущие системы на таких важных объектах, как:

• нефтехимический комбинат «ЗапСибНефтехим» (г. Тобольск);

• линейное производственное управление магистральных газопроводов № 4 магистрального газопровода «Сила Сибири» (г. Сковородино);

• интегрированный проект по добыче, сжижению и поставкам природного газа «Ямал СПГ»;

• компрессорная станция «Портовая»;

• Мессояхинское нефтяное месторождение и др.

Присоединяйтесь к выбору профессионалов – выбирайте ДКС!

Ассортиментный портфель Воткинского завода включает в себя оборудование для подземного и капитального ремонта скважин, насосы и насосные агрегаты для поддержания пластового давления производительностью 25–240 м³ / ч, теплопаровую и запорную арматуру, буровые насосы, пакеры для защиты эксплуатационных колонн от воздействия закачиваемой в скважины жидкости, вертлюги и элеваторы, буровые долота, механические ключи и ключи-автоматы с электро- и гидроприводами, спайдеры, оборудование для обустройства и ремонта горизонтальных скважин, регуляторы давления газа, одоризаторы, контейнеры для транспортировки одоранта и др.

АО «Воткинский завод» поставляет механизмы и модули для комплектации стационарных и мобильных буровых установок. В частности, освоено производство редукторов, лебедок, роторов, трансмиссий, манифольдов и другого оборудования.

С 1998 г. осуществляется производство базовой для Воткинского завода модели бурового трехпоршневого насоса 8Т-650 мощностью 650 л. с. Модель постоянно совершенствуется. С начала выпуска буровым насосом 8Т-650 укомплектовано более 355 насосных установок типа УНР 475х32, используемых как при зарезке боковых стволов скважин, так и при основном бурении практически всеми ведущими буровыми компаниями РФ и СНГ. Крайними точками эксплуатации в России являются Краснодарский край
и о. Сахалин.

В 2018 г. АО «Воткинский завод» изготовлены опытные образцы бурового насоса 9Т-800 мощностью 800 л. с. и давлением 35 МПа. В настоящее время модель производится серийно.

В развитие направления ведутся опытно-конструкторские работы по освоению производства новой модели бурового насоса повышенной производительности 12Т-1600 мощностью 1600 л. с. На текущий год запланировано изготовление опытного образца.

С 2005 г. на предприятии налажен выпуск быстросменных сужающих устройств (БСУ) для измерения расхода газа. Освоены БСУ с условным проходом 50–1000 мм на давление до 16 МПа. Все БСУ по требованию заказчиков комплектуются устройствами подготовки потока и измерительными трубопроводами. При этом Воткинский завод единственный в России производит БСУ в полном соответствии с национальными и международными стандартами по метрологии и требованиями стандартов СТО Газпром.

С 2018 г. в АО «Воткинский завод» идут опытно-конструкторские работы по освоению производства комплекта оборудования для многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). Изготовление опытных образцов изделий планируется в текущем году.

Одним из востребованных наименований изделий для газовиков являются контейнеры для транспортировки одоранта. Контейнеры имеют исполнение из различных марок стали в зависимости от условий эксплуатации, в т. ч. из нержавеющей, что способствует увеличению срока хранения жидкостей до 50 лет.

Для производства бурового оборудования АО «Воткинский завод» имеет необходимые производственные мощности, технологическое и конструкторское сопровождение. Вся изготавливаемая продукция проходит сертификацию. Система менеджмента качества предприятия соответствует требованиям международного стандарта ISO 9001.

Впервые фторэластомеры марки AFLAS® были применены в России в 2002 г. при производстве комплектующих для установок «Цунар», разработанных научно-техническим центром компании «Нефтемаш», которая явилась первым российским заказчиком ООО «РЕАМ-РТИ». Установка «Цунар» – высокооборотное (до 10 тыс. об / мин) оборудование, предназначавшееся для добычи нефти на месторождениях компании «ЮКОС». Рабочие температуры в маслонаполненном приводном погружном электродвигателе (ПЭД) могли превосходить 200 °C. Поэтому эластомерный материал уплотнений должен был обладать достаточной термостойкостью. Кроме того, он должен был быть стойким к взрывной декомпрессии (кессоно-стойким).

На тот момент в РФ на рынке эластомеров, рассчитанных на температуру более 200 °C, существовали фтор- и силиконовые каучуки. Силиконовые каучуки не обладали достаточными показателями прочности и паростойкости, поэтому оставались только эластомеры на основе фторкаучуков FKM. Однако структура этих материалов такова, что проникающие в них газы при скоростной десорбции разрушают их, т. е. фторкаучуки не обладают кессоностойкостью.

По этой причине встал вопрос о выборе импортного эластомерного материала, подходящего под жесткие условия эксплуатации изделий заказчика. Мы изучили информацию, полученную от компании CentriLIFT – отделения компании Baker Hughes, в части требований к протекторным диафрагмам для установок электроцентробежных насосов, где рекомендуемым материалом был запатентованный фторэластомер FEPM марки AFLAS® 100H японской компании AGC Inc. (Asahi Glass Company Chemicals), связались с этой компанией, и нам был направлен образец материала. Проблемой при работе с ним было сильное залипание материала на пресс-форме при вулканизации. В целях оптимизации процесса изготовления изделий наши специалисты провели ряд экспериментов с дополнительными ингредиентами и разработали авторскую рецептуру на основе фторэластомера марки AFLAS® 100H. Существенным фактором выбора этого материала стала его стойкость к сероводороду, водяному пару и взрывной декомпрессии. Для подтверждения стойкости разработанных рецептур мы отдавали наши образцы в авторитетную испытательную лабораторию MERL (Великобритания). В дальнейшем в целях регулярного контроля стойкости наших резин, применяемых для изготовления ответственных изделий для нефтяного оборудования, к взрывной декомпрессии лаборатория «РЕАМ-РТИ» была оснащена специальным лабораторным реактором высокого давления (рис. 2).

Значимой проблемой при применении стандартных режимов изготовления протекторных диафрагм из материалов на основе AFLAS® был высокий процент механических повреждений – трещин и расслоения материала. Специалисты компании провели работу по подбору режимов вулканизации, спроектировали специальное оборудование для термостатирования и в итоге разработали уникальную технологию изготовления резино-технических изделий по авторской рецептуре на основе AFLAS® 100H на прессах прямого прессования. Данная технология обеспечила съем изделий с пресс-формы без механических повреждений. Со временем наша компания научилась изготавливать и более сложные изделия.

В 2013 г. по проекту для компании FMC (США) с учетом их жестких требований к рабочим характеристикам уплотнений кабельного ввода УЭЦН для подводной добычи нефти наши специалисты разработали и освоили производство многослойной муфты с различными электропроводящими характеристиками слоев, соединенных методом совулканизации без применения клея. Это было большим инновационным шагом компании «РЕАМ-РТИ», аналогов нашей технологии не существует до сих пор. Муфта кабельного ввода (рис. 3) предназначена для критических условий эксплуатации: содержание Н₂S – 25 %, температура – 250 °C. В качестве слоев выступали материалы с электропроводящими свойствами на основе фторэластомера AFLAS® 100Н по разработанным уникальным рецептурам.

В настоящее время компания «РЕАМ-РТИ» занимается разработкой и производством уплотнительных изделий на основе фторэластомеров для пакерных систем, работающих в экстремальных условиях эксплуатации – при температурах до 200 °C и давлении
70 МПа. При производстве таких объемных изделий (рис. 4) важно соблюдать специфические режимы термостатирования, исключающие растрескивание, что было с успехом решено в производственных условиях «РЕАМ-РТИ». Манжеты обладают высокими показателями термо- и агрессивостойкости, прочности и стойкости к взрывной декомпрессии, низким коэффициентом сухого трения, способностью к многократной работе при проведении операций гидроразрыва пласта.

На сегодняшний день «РЕАМ-РТИ» может изготавливать формовые резинотехнические изделия по собственным авторским рецептурам на основе фторэластомеров семейства AFLAS® различной сложности и габаритов. Мы выпускаем широкий ассортимент продукции: уплотнительные кольца круглого и других сечений, гамму протекторных диафрагм для ПЭД, уплотнительные манжеты (рис. 6), сильфоны (рис. 7) и ряд уникальных изделий, применяя авторские рецептуры резиновых смесей, максимально подходящие для экстремальных условий работы и соответствующие высоким требованиям заказчиков.

Полимерная структура AFLAS® обладает уникальными свойствами, обеспечивает высокие физико-химические свойства при постоянной рабочей температуре 200 °C и пиковой температуре 250 °C. AFLAS® обладает превосходной стойкостью к высоким концентрациям как кислот, так и щелочей, а также окислителей при высоких температурах. В этом отношении AFLAS® превосходит эластомеры FKM (рис. 1).

AFLAS® обладает отличной стойкостью к горячей воде и пару, маслам и целому ряду агрессивных химических веществ (рис. 2). Важным свойством AFLAS® является непроницаемость для различных газов и стойкость к скоростной газовой декомпрессии.

Мощные двигатели современных автомобилей требуют использования высокоэффективных моторных масел, стойких к высоким температурам двигателя. В состав этих моторных масел входят присадки на основе аминов. Поэтому эластомерные уплотнения должны обладать не только высокой термостойкостью, но и стойкостью к моторному маслу и находящимся в нем присадкам. Благодаря превосходной стойкости к маслам и аминам AFLAS® отлично подходит для изготовления уплотнений двигателей и трансмиссии.

Приготовить резиновую смесь на основе AFLAS® можно с помощью обычного технологического оборудования, такого как закрытые резиносмесители Бенбери или открытые двухвалковые мельницы. Фторэластомеры AFLAS® вулканизируются, как правило, органическими пероксидами с помощью соответствующего вспомогательного агента, такого как триаллилизоцианурат. Различные изделия могут изготавливаться посредством формования, литья под давлением, экструзии и каландрования.

Благодаря высокому удельному электрическому сопротивлению (порядка 10¹⁵ ~ 10¹⁶ Ом·см), а также исключительной химической и термической стойкости AFLAS® также применяется в качестве изоляционного материала проводов и кабелей.

Резинотехнические изделия из AFLAS® используются в ключевых отраслях промышленности – энергетике, нефтегазовой и химической промышленности, судостроении, автомобильной промышленности, электронике и машиностроении и т. д.

Заказчики «Солар» используют продукцию компании в самых различных сферах, включая добычу, переработку и трубопроводный транспорт природного газа и нефти, а также выработку электрической и тепловой энергии для технологических нужд, например, на предприятиях химической, фармацевтической и пищевой промышленности.

В компании «Солар» трудятся 8000 высокопрофессиональных, преданных своему делу сотрудников, имеющих большой опыт работы в составе глобальной группы. «Солар Турбинс» начинала свою деятельность в 1927 г. как авиационная компания. Предприятие продолжало развиваться в годы Второй мировой войны и Великой депрессии и смогло разработать целый ряд инновационных изделий.

Сегодня компания «Солар» – ключевой мировой игрок в сегменте газовых турбин мощностью от 1000 до 30 000 л. с. и способна предложить энергетические решения самого передового уровня.

«Солар» уделяет первостепенное значение сервисной поддержке заказчиков. Для содействия в обеспечении бесперебойной работы оборудования создана группа экспертов и специальная оснастка / инструменты, которые позволяют производить ремонт многих агрегатов на площадке заказчика. Кроме того, в компании имеется штат в несколько сотен сервисных представителей, базирующихся в 60 сервисных офисах по всему миру. Такие группы узкоспециализированных специалистов обеспечивают техническую поддержку по электрической и механической части, средствам управления и технологическим вопросам, связанным с турбоагрегатным оборудованием.

Типовые услуги включают:

• круглосуточную сервисную поддержку;

• замену двигателя / узла на площадке;

• пусконаладку и сдачу в эксплуатацию;

• планово-предупредительное обслуживание;

• оценку состояния и трендов параметров на площадке;

• поддержку по вопросам, касающимся электрической и механической части, средств управления и технологических систем. 

Опыт работы и возможности компании «Солар Турбинс» в РФ и СНГ:

• передовая позиция в поставке газотурбинных агрегатов в нефтегазовой отрасли, транспортировке газа, энергообеспечении предприятий (в Россию поставлено более 220 газовых турбин);

• лидерство (среди западных производителей) на местном рынке (в РФ и СНГ поставлено более 362 газовых турбин);

• российское представительство осуществляет полноценную поддержку заказчиков: техническое обслуживание, шефмонтажные, пусконаладочные работы, капитальный ремонт, модернизация различных систем агрегата, удаленный мониторинг работы оборудования, поставка запасных частей, инженерно-консультационные услуги по подбору оборудования;

• полноценная договорная и техническая поддержка заказчиков на русском языке.

Технические навыки сервисных представителей компании постоянно повышаются, и уровень их знаний и опыта в области ремонта и обслуживания газотурбинных систем соответствует самым строгим требованиям.

«Солар» имеет богатый опыт и является признанным мировым лидером среди производителей газовых турбин в области работы с водородом. Первые проекты предприятия в этой сфере были реализованы в 1980‑х гг. Коксовый газ, как правило, содержит 55–65 % водорода (по объему). Компания успешно использует данный вид топлива с 2005 г., применяя традиционные или диффузионные системы сгорания. На сегодняшний день 46 турбогенераторных агрегатов, работающих на таком газе, эксплуатируются в Китае. Их общая наработка составила почти 2 млн ч. «Солар» также имеет опыт эксплуатации систем сгорания с сухим подавлением вредных выбросов при газе с содержанием водорода до 20 % на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) в США. Наработка агрегата с диффузионной системой сгорания, работающего на газе с содержанием водорода 18 % (эксплуатируется на Гавайях), достигла 40 000 ч.

Низкоэмиссионная система сгорания (SoLoNOx™) – до 20 % H₂:

• НПЗ в США – до 20 % H₂;

• химические предприятия в Китае и Европе – до 14 % H₂.

Стандартная система сгорания – до 100 % H₂:

• сталелитейные заводы в КНР – до 65 % H₂;

• установка дегидрогенизации пропана (Бельгия) – до 83 % H₂;

• НПЗ в США – до 37 % H₂.

Основными элементами, определяющими надежность и экономичность электроснабжения объектов нефтегазового комплекса, являются силовые трансформаторы. А надежная и длительная эксплуатация этих сложных технических устройств в значительной степени зависит от состояния их изоляционной системы.

В процессе эксплуатации трансформаторное масло и целлюлозная изоляция подвергаются воздействию таких ускоряющих их старение факторов, как влага, кислород, температура. Остановить процесс старения невозможно, но его можно контролировать (замедлить), существенно снизив воздействие данных негативных факторов.

Для целлюлозной изоляции трансформатора наибольшую опасность представляет влага. Она оказывает негативное влияние на диэлектрические характеристики, химическую стойкость к разложению и механическую прочность твердой изоляции. Влага значительно ускоряет температурное старение целлюлозы. Поэтому сушка изоляции является важным и наиболее ответственным процессом восстановления эксплуатационных характеристик изоляционной системы, позволяющим существенно увеличить срок службы твердой изоляции и продлить ресурс трансформатора.

Традиционные методы сушки (циркуляция горячего масла, термодиффузия, разбрызгивание горячего масла) требуют наличия сложного оборудования, квалифицированного персонала, значительных затрат. И дело не только в цене: более интенсивные методы сушки твердой изоляции связаны с воздействием повышенных температур, а при вакуумировании – с макромеханическим воздействием на целлюлозу при удалении влаги, в результате чего наблюдаются ускоренное старение бумажной изоляции и, как следствие, снижение степени ее полимеризации. Необходимо подчеркнуть, что традиционные методы сушки направлены на устранение уже имеющих место дефектов изоляции и не являются превентивными способами поддержания ее эксплуатационных характеристик, что не отвечает современным требованиям.

Нефтегазовый комплекс, как и вся экономика, переживает период цифровой трансформации. Одной из главных особенностей современного этапа развития отрасли стал переход от реагирования на проблемы к их предотвращению. Отрасль активно переходит на риск-ориентированную модель управления активами, меняются подходы к организации технического обслуживания, внедряются эффективные технологии, направленные на повышение эксплуатационной надежности как основного оборудования, так и оборудования, обеспечивающего бесперебойное электроснабжение объектов по всей технологической цепочке «добыча – транспорт – переработка – хранение – поставка потребителю».

Отвечая на вызовы цифровой трансформации, технические специалисты АО «НПО «Стример» разработали современную систему непрерывного мониторинга и восстановления изоляции работающих трансформаторов – модуль TRANSEC. Система позволяет осуществлять мониторинг состояния изоляции в онлайн-режиме, осуществлять превентивное восстановление эксплуатационных характеристик изоляции без отключения трансформатора и использования людских ресурсов, анализировать и прогнозировать состояние изоляции и возможные дефекты. Все это существенно повышает надежность работы и срок службы трансформатора, а также снижает расходы на содержание трансформаторного парка компании.

Конструктивно модуль состоит из несущего основания (рамы), резервуаров адсорбции, насоса, деаэратора, запорной арматуры, фильтров предварительной и тонкой очистки, соединительных трубопроводов, блока контроля и мониторинга (рис. 1). Защиту модуля от вандалов и погодных явлений обеспечивает шкаф для наружной установки в исполнении УХЛ1 (опция).

Технологический процесс сушки трансформатора системой TRANSEC разработан для обеспечения безопасной работы в течение 24 ч в сутки без участия обслуживающего персонала. Всасывающая линия подсоединена к донному заливочному крану трансформатора, масло из бака поступает в модуль через входной шаровой кран. Насос прокачивает масло через фильтр предварительной очистки и нагнетает в резервуары адсорбции. За время прохождения масла через данные резервуары содержащаяся в нем влага адсорбируется цеолитом. Сухое масло через фильтр тонкой очистки, деаэратор и выходной шаровой кран возвращается в трансформатор через вентиль в верхней части бака. С помощью одного комплекта адсорберов (3 шт.) можно удалить до 11 л воды.

Блок контроля и мониторинга обеспечивает функционирование модуля, контролирует параметры обрабатываемого масла, по разработанным алгоритмам производит расчет влагосодержания бумаги в процентах, определяет насыщение адсорберов, предупреждает персонал и выполняет отключение модуля при возникновении аварийных ситуаций.

Информация о работе модуля отображается на дисплее (рис. 2) блока контроля и мониторинга. Возможна организация удаленного доступа и передачи данных в SCADA в цифровом формате.

Эффективная технология, применяемая в модулях TRANSEC, позволяет:

• восстанавливать, поддерживать на необходимом для надежной работы уровне эксплуатационные характеристики ресурсопределяющих элементов трансформатора;

• вести постоянный мониторинг, анализ и прогнозирование состояния ресурсоопределяющих элементов трансформатора;

• существенно снизить затраты на техническое обслуживание трансформатора;

• минимизировать участие персонала в техническом обслуживании.

Срок окупаемости системы в среднем составляет 3–4 года и приоритетно формируется за счет экономии затрат на капитальные ремонты (уменьшение / исключение объема работ по восстановлению изоляции) и на амортизационные отчисления (увеличение срока службы трансформаторов на 15–20 лет). Также использование данной системы способствует сокращению затрат на аварийно-восстановительные работы за счет уменьшения количества и последствий отказов трансформаторов.

Более подробную информацию о TRANSEC вы найдете на нашем сайте.

Выкатные решения Rittal предназначены для приема и распределения электроэнергии в трехфазных сетях переменного тока напряжением 0,4 кВ. Их можно применять в составе систем электроснабжения, управления и автоматики, где они могут использоваться в качестве щитов станций управления, распределительных щитов, силовых распределительных пунктов, а также распределительных устройств на 0,4 кВ со стороны низкого напряжения комплектных трансформаторных подстанций.

Конструкция и принцип работы

Отличительной особенностью выкатных решений Rittal является их унификация с обычными, или стационарными, ячейками. И выкатные, и стационарные ячейки выполнены на основе единой платформы Ri4Power. Выкатные блоки при необходимости могут быть установлены вместо стационарных, и наоборот.

Размерный ряд ячеек в этой платформе имеет фиксированные значения высоты – 150, 200, 300, 450 и 600 мм. У стационарных ячеек ширина, как правило, составляет 600 мм. Для выкатных ячеек возможны значения ширины 200 мм (1 / 3 полного размера) и 300 мм (1 / 2 полного размера) (рис. 1). Размеры ячеек низковольтного комплектного устройства (НКУ) в платформе Ri4Power позволяют устанавливать в них устройства от Schneider Electric, ABB, Siemens, LS Industrial Systems, Hyundai и некоторых других. В шкафу высотой 2200 мм можно разместить до 33 выкатных ячеек шириной 200 мм.

Номинальное значение силы тока, протекающего через ячейку, может достигать 630 А, номинальная сила тока сборных шин всего шкафа – 4000 А, для чего используется мощная шинная система Flat-PLS. Перед задней стенкой шкафа возможна установка фирменной распределительной шины Rittal RiLine 60.

Для установки выкатной ячейки в шкаф сначала монтируется так называемая корзина – направляющая с монтажной платой. Корзина, как и ячейка, выполнена из прочной оцинкованной стали толщиной 1,5 мм, что полностью исключает какие‑либо заедания из‑за деформации при выкате и вкатывании ячейки. Установка корзин и выкатных ячеек возможна только с одной стороны шкафа. Все возможности по объединению шкафов серии VX25 в ряды при использовании выкатного решения сохраняются.

На монтажной плате установлены разъемы, ответная часть которых располагается на задней стороне ячейки.При выкатывании ячейки электрические контакты разъединяются. На этом и основан принцип работы выкатных решений – состояние разъема механически связано с положением ячейки в пространстве.

В случае если через ячейку протекает ток силой более 100 А, для силовых цепей применяются разъемы так называемого ножевого типа. На ячейке установлены контакты в виде прямоугольных металлических пластин, расположенных перпендикулярно задней плоскости ячейки. При вкатывании ячейки каждая пластина входит между двумя пружинами. Это напоминает конструкцию выключателя ножевого типа, отсюда и название. Подключение и отключение разъемов ножевого типа требует больших механических усилий, что, впрочем, почти не ощущается обслуживающим персоналом. Зато у них значительно больше площадь контактной поверхности, что важно при больших значениях силы тока.

В зависимости от комплектации силовые разъемы имеют шесть контактов, однако опционально могут быть добавлены разъемы на восемь контактов.

Во вторичных цепях (цепях передачи информации) применяются разъемы специальной конструкции, имеющие стандартно 16, опционально – 32 и 40 контактов (рис. 2). Для более надежного контакта со стороны ячейки они установлены на пружинах. Если оборудование использует стандартные коммуникационные разъемы, например RJ45, подключение его к разъемам выкатной ячейки осуществляется через специальный адаптер. Широкие возможности обмена информацией с ячейкой делают решение Rittal готовым к переходу на цифровую энергетику.

Для повышения уровня безопасности предусмотрено четыре фиксированных положения ячейки: выкачено, изолировано, тест, вкачено. Переключение осуществляется с помощью специального ключа, что исключает случайное изменение положения. После поворота ключа ячейка блокируется в заданном положении до тех пор, пока не будет нажата кнопка снятия блокировки. Конструкция этой кнопки практически исключает возможность случайного нажатия.

Кроме того, возможна установка торцевых выключателей, определяющих текущее положение ячейки. Еще большую безопасность дает кодировка «свой – чужой», которая может опционально применяться в выкатных решениях Rittal. Эта кодировка предотвращает возможность установки вместо одной выкатной ячейки другой, с иным функционалом.

ОХЛАЖДЕНИЕ

Уязвимым местом любых выкатных систем является охлаждение. При этом создать для них сложные системы охлаждения со специальными воздушными каналами, как это в ряде случаев делается для стационарных решений, не представляет возможным. Именно поэтому вся электроэнергетика не перешла на использование только выкатных ячеек НКУ.

Тем не менее разработчикам выкатных решений Rittal удалось обеспечить уровень охлаждения, достаточный для большинства применений. Оборудование для воздушного охлаждения может монтироваться непосредственно в выкатную ячейку, при этом воздухообмен осуществляется через фронтальную панель. Другой вариант – устройство воздушного охлаждения со степенью защиты IP54, установленное на потолочной панели шкафа.

Защита от пыли и влаги

Применение выкатных решений на предприятиях, где прерывание энергоснабжения недопустимо даже на секунду, например в нефтедобыче и атомной энергетике, предполагает наличие у данного оборудования максимального уровня защиты от неблагоприятных воздействий окружающей среды.

В выкатных решениях Rittal степень защиты от пыли и влаги определяется двумя типами узлов – потолочной панелью шкафа и фронтальными панелями. Стандартная комплектация подразумевает степень защиты IP54, т. е. пыль практически не попадает внутрь, а брызги воды, падающие в любом направлении, не действуют на оборудование (рис. 3). Этого вполне достаточно для применения в нефтедобыче и на большинстве промышленных предприятий.

Перспективы развития

Выкатные решения Rittal имеют стандартное подключение к распределительным шинам через гибкую связь (провода, гибкие изолированные шины). Эта система пользуется заслуженной популярностью, тем не менее в настоящее время ведется активная разработка дополнительного решения, обеспечивающего возможность прямого подключения силовых выводов выкатных блоков, рассчитанных на многократное вкатывание и выкатывание, на распределительные шины специальной формы. Этот вариант позволит нашим партнерам участвовать в проектах, в которых необходимо предусмотреть соблюдение данного требования (рис. 4).

Кроме того, в настоящий момент разрабатывается решение со степенью защиты IP31, имеющее значительно меньшее количество комплектующих и обеспечивающее более простую и быструю сборку НКУ с выкатными блоками.

Необходимость создания энергоцентра собственных нужд (ЭСН) месторождения обусловлена такими причинами, как:

• сопоставимость затрат на подвод электроэнергии и тепла с расходами на строительство собственной электростанции (новое строительство);

• проблемы с региональными энергосетями либо со стоимостью дополнительной электроэнергии (расширение мощностей);

• наличие и качество электроэнергии, критичное для непрерывности технологического процесса или чреватое нарушением технологии;

• штрафы за выбросы в атмосферу попутного нефтяного газа (ПНГ) и прочих продуктов, сопоставимые со стоимостью оборудования электростанции;

• возможность использования дешевого или собственного «бесплатного» газа в качестве топлива для электростанции;

• ожидание роста тарифов на электроэнергию;

• удаленность месторождения от коммуникаций, что осложняет транспортировку углеродного сырья. 

ЭСН КАК ОСНОВА ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ

ЭСН повышает энергоэффективность нефтегазодобычи, помогая собственнику решать задачи:

• покрытия электрических нагрузок в условиях сетевых ограничений;

• выработки тепловой мощности для объектов месторождений;

• обеспечения технологических потребностей в горячей воде и паре для закачки в пласты;

• снижения затрат на потребление энергоресурсов;

• уменьшения зависимости от тарифной политики на энергорынке;

• роста объема рационального применения попутного нефтяного газа.

Однако есть и проблемы, связанные со сложностью строительства ЭСН на отдаленных промыслах, обеспечением экологичности генерации и отпуском избытка электроэнергии в общую сеть. 

ГПЭС ИЛИ ГТЭС?

Востребованные приводы генераторов для автономных ЭСН – это газопоршневые (ГПД) и газотурбинные (ГТД) двигатели. При выборе между ними владельцы будущих ЭСН всегда задаются вопросами расхода топлива и эксплуатационных затрат, добиваясь доходности и короткого срока окупаемости.

Отметим, что удельный расход топлива на выработанный 1 кВт.ч меньше у газопоршневой установки при любом нагрузочном режиме (рис. 1). Ведь коэффициент полезного действия поршневых машин составляет 36–45 %, а газовых турбин (в простом цикле) – 25–34 %.

Сравнение эксплуатационных затрат тоже говорит в пользу ГПЭС (рис. 2). Скачками на графике ГТЭС отмечены капитальные ремонты турбины. Ремонты ГПЭС обходятся значительно дешевле.

Казалось бы, выбор очевиден. Но ГПД и ГТД сравниваются по таким критериям, как долговечность, ремонтопригодность, влияние переменной нагрузки, размещение в здании, периодичность и локализация обслуживания, экологичность и др. В российских условиях свою роль в выборе оборудования играет также импортозамещение.

Специалисты считают, что применение газовых турбин более выгодно на месторождениях с развернутой инфраструктурой, имеющих электрические нагрузки более 20 МВт. Учитываются также потребности в тепловой мощности, которые обеспечивают ГТЭС в когенерационном цикле.

ГПД перспективнее для ЭСН небольших месторождений, а также для временных ЭСН, необходимых на начальном этапе обустройства промыслов.

Стоит отметить, что энергетическая автономность месторождений востребована: в 2020 г. в России введено в эксплуатацию 11 ЭСН (8 газопоршневых и 3 газотурбинных). На 2021 г. запланирован пуск 15 электростанций (10 ГПЭС и 5 ГТЭС).

ТОПЛИВО ДЛЯ ЭСН

Самое распространенное топливо для ЭСН месторождений – ПНГ (фото 1), что обусловлено высокой эффективностью такого способа рациональной утилизации ПНГ и отсутствием затрат на переработку непростого углеводородного сырья.

Есть энергоцентры, где в качестве топлива применяется природный газ (фото 2). Такие ЭСН строятся, например, на месторождениях с высокой потребностью в электроэнергии при недостатке запасов ПНГ для длительной эксплуатации или полной загруженности турбин. Иногда дефицит восполняется пробросом питающей нитки от промысла с избытком ПНГ, но это скорее дополняет сложившийся опыт.

Интересны проекты станций, применяющих на различных этапах эксплуатации разные виды топлива. Инфраструктура ряда месторождений, особенно удаленных и труднодоступных, не сразу развита для питания ЭСН попутным газом, и тогда временно используется природный газ. Промысел получает необходимые объемы собственной энергии, и на определенном уровне обустройства энергоцентр корректно переводится на ПНГ.

Такой путь, к примеру, прошли Ватьеганская ГТЭС и самая северная материковая ГТЭС – Восточно-Мессояхская. При перебоях в подаче или истощении запасов ПНГ действующие ЭСН вновь могут перейти на природный газ, т. к. инфраструктура для этого подготовлена изначально.

КОМПЛЕКСНАЯ ПОДГОТОВКА ТОПЛИВНОГО ГАЗА

Подготовка топливного газа независимо от его типа – обязательный технологический процесс, необходимый для планомерной, эффективной и надежной эксплуатации энергоцентров.

Группа «ЭНЕРГАЗ» поставила и ввела в эксплуатацию оборудование газоподготовки для 26 ЭСН, построенных компаниями «ЛУКОЙЛ», «Сургутнефтегаз», «Газпром нефть», «Роснефть» и др. Топливо здесь подготавливается для 111 газопоршневых и газотурбинных энергоагрегатов суммарной мощностью 1163 МВт.

На месторождениях действуют пункты подготовки топливного газа, дожимные компрессорные станции (ДКС), многомодульные установки подготовки газа, газорегуляторные станции. Технологические установки «ЭНЕРГАЗ» обеспечивают проектные параметры топливного газа для современного генерирующего оборудования ведущих российских и зарубежных производителей.

Установки, предназначенные для ЭСН месторождений, проектируются и изготавливаются с учетом условий эксплуатации, состава, качества и характеристик исходного газа, типа и мощности газоиспользующих энергоагрегатов, технологических задач и особых проектных требований.

Оборудование газоподготовки полностью автоматизировано и рассчитано на интенсивный режим эксплуатации. Поставляется в контейнерном (моно-, дубль-блоки), внутрицеховом (ангарном) и многомодульном исполнениях, в легкосборном укрытии или на открытой раме. Диапазон единичной производительности установок – от 500 до 120 000 м³ / ч.

Установки различного назначения комбинируются в системы комплексной газоподготовки и топливоснабжения. Такие системы обеспечивают очистку, осушку, подогрев, компримирование (или редуцирование), анализ компонентного состава, технологический или коммерческий учет газа, поступающего на площадку энергоцентра.

Дополнительно контролируется качество – измеряются различные параметры газа, подготовленного и подаваемого в энергоагрегаты: содержание примесей, влажность, температура, плотность, давление, калорийность (теплота сгорания).

ПРИМЕРЫ ПОДГОТОВКИ ПОПУТНОГО ГАЗА ДЛЯ ЭСН

Установка подготовки ПНГ для газопоршневого энергокомплекса Барсуковского месторождения

Барсуковское месторождение в Ямало-Ненецком АО разрабатывает ООО «РН-Пурнефтегаз» (ПАО «НК «Роснефть»). С 2019 г. этот промысел получает электричество от энергоцентра, состоящего из 10 газопоршневых агрегатов (ГПА) Cummins C1540 N5C мощностью по 1,5 МВт (фото 1).

Добываемый ПНГ перед подачей в ГПА проходит через установку подготовки топливного газа (УПТГ) «ЭНЕРГАЗ» (фото 3), обеспечивающую расчетные параметры топлива по температуре (20–30 °C), давлению (0,3 МПа), расходу (1250–5000 м³ / ч) и чистоте (эффективность очистки – 100 % для жидкой фракции и 99,9 % для твердых частиц крупнее 2 мкм). УПТГ – многофункциональный комплекс, в состав которого входят система фильтрации газа с двухступенчатыми фильтрами-коалесцерами, узел сбора и хранения конденсата с подземным дренажным резервуаром, блок коммерческого учета газа с ультразвуковыми расходомерами, двухлинейная система редуцирования, модуль подогрева газа на базе кожухотрубного теплообменника.

В технологическую схему установки включена блочно-модульная котельная (БМК) общей полезной тепловой мощностью 0,19 МВт. Интегрированная БМК состоит из двух водогрейных котлоагрегатов – основного и резервного (для малого расхода) и осуществляет подготовку теплоносителя для узла подогрева газа. Кроме того, БМК обеспечивает обогрев помещений УПТГ. 

Система комплексной подготовки газа для ГТУ-ТЭЦ Усинского месторождения

Энергоцентр ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» создан на базе ГТУ-ТЭЦ электрической мощностью 100 МВт и тепловой мощностью 152,1 Гкал / ч. ГТУ-ТЭЦ – это пять энергоблоков, каждый из которых включает газотурбинную установку ГТЭ-25ПА и котел-утилизатор. Энергоцентр «Уса» обеспечивает развитие производства на промыслах Денисовского лицензионного участка.

Проектные параметры топлива обеспечивает многофункциональная система «ЭНЕРГАЗ» – блок подготовки попутного газа (БППГ) и ДКС из трех установок (фото 4). БППГ осуществляет сепарацию и фильтрацию общего потока ПНГ, подогрев и редуцирование газа для котельной энергоцентра, а также измерение объема топлива, раздельно идущего на ГТУ и котельную. После предварительной подготовки газ, предназначенный для энергоблоков, компримируется в ДКС и подается в турбины.

Особенность данного проекта – высокое содержание жидких фракций в ПНГ. Необходимые значения топлива по влажности достигаются в несколько этапов. Сначала попутный газ поступает в сепаратор-пробкоуловитель БППГ, где идет первичная сепарация и нейтрализуются залповые выбросы жидкости. Затем газ проходит через коалесцирующие фильтры БППГ и фильтры-скрубберы ДКС.

На заключительной стадии применяется метод рекуперативного теплообмена – каждая компрессорная установка (КУ) оснащена узлом осушки газа, действующим в режиме рекуперации: в линию нагнетания интегрированы подогреватель и охладитель, образующие промежуточный контур и последовательно осуществляющие охлаждение газа, отбой и удаление конденсата, подогрев газа. Осушенное топливо подается в турбины энергоцентра с температурой на 20 °C выше точки росы.

ПРИМЕРЫ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА ДЛЯ ЭСН

Установка подготовки топливного газа для ГТЭС и объектов УКПГиК на Восточно-Уренгойском лицензионном участке

На Восточно-Уренгойском участке АО «Роспан Интернешнл» (ПАО «НК «Роснефть») действует установка комплексной подготовки газа и конденсата (УКПГиК). В 2020 г. в ее состав интегрирована и выведена на полную проектную мощность УПТГ.

УПТГ «ЭНЕРГАЗ» осуществляет фильтрацию, измерение расхода, подогрев, редуцирование газа и снабжает им объекты УКПГиК, в числе которых котельная, факельная установка, узлы входных шлейфов, горелочное устройство для сжигания промстоков, ДКС низконапорных газов, установки очистки пропан-бутана технического от метанола, низкотемпературной сепарации, регенерации метанола, стабилизации конденсата. Отметим, что для каждого потребителя газ подается с индивидуальными параметрами.

Важная функция УПТГ – снабжение топливом новой газотурбинной ЭСН мощностью 105 МВт, построенной на площадке УКПГиК. Эта ГТЭС из семи турбин Titan 130 (Solar) обеспечивает электроэнергией расположенные на Восточном Уренгое объекты добычи, подготовки и транспортировки нефти, газа и газового конденсата.

УПТГ состоит из основного и резервного модулей подготовки топливного газа (МПТГ) (фото 5). МПТГ-1 гарантирует нужды 100 % потребителей УКПГиК. МПТГ-2 запускается при останове основного модуля и осуществляет подачу газового топлива на ГТЭС и котельную. Производительность модулей – 90 400 и 32 612 нм³ / ч соответственно. 

Система газоподготовки и газоснабжения для газотурбинного энергоцентра «Ярега»

Энергоцентр «Ярега», построенный ООО «ЛУКОЙЛ-Энергоинжиниринг», – очередной объект собственной генерации в Республике Коми (фото 2). В его составе – три газотурбинных энергоблока ГТЭС-25ПА (АО «ОДК-Авиадвигатель») суммарной мощностью 75 МВт. Для выдачи тепла здесь установлены три котла-утилизатора общей паропроизводительностью 121 т / ч.

Возможности энергоцентра обеспечили растущие потребности в электроэнергии и паре стратегического Ярегского нефтетитанового месторождения, повысили эффективность его разработки и надежность энергоснабжения производственных площадок.

Топливом является природный газ, для его подачи в турбины установлены строгие требования по чистоте (содержание примесей не более 0,1 мг / м³), температуре (60–80 °C), давлению (4,5–5,0 МПа) и расходу (21 540 нм3 / ч). Соответствующие параметры гарантирует система «ЭНЕРГАЗ» – газодожимная станция из четырех КУ и блочный пункт подготовки газа (фото 6).

Контроль, управление и безопасную эксплуатацию оборудования обеспечивает двухуровневая система автоматического управления газоснабжения (САУ ГС), интегрированная в автоматизированную систему управления технологическими процессами (АСУ ТП) ЭСН. Первый уровень –
локальные системы управления, размещенные в специальных отсеках внутри блок-модулей БППГ и КУ. Второй уровень – шкаф общего управления, автоматизированное рабочее место оператора и пульт аварийного останова, находящиеся в диспетчерской энергоцентра. САУ ГС выполнена на базе микропроцессорной техники с использованием современного программного обеспечения, коммутационного оборудования, каналов и протоколов связи.

Группа ЭНЕРГАЗ наращивает свой вклад в энергетическое обеспечение добычи углеводородов новыми проектами подготовки топливного газа для энергоцентров месторождений.