Территория Нефтегаз № 3-4 2021

Приоритетным направлением деятельности ПАО «НК «Роснефть» является нефтедобыча, а одним из ключевых активов – Уватский проект. ООО «РН-Уватнефтегаз» осуществляет разведку и добычу углеводородов
на 37 нефтяных и одном нефтегазоконденсатном месторождении на юге Тюменской области. Промышленная добыча была начата в 1992 г. на Кальчинском месторождении. В активную фазу развития нефтяная провинция перешла к 2007 г., когда была получена первая нефть на самых крупных и удаленных от пункта сдачи нефти месторождениях проекта – Усть-Тегусском и Урненском. На сегодняшний день добыча на данных месторождениях постепенно переходит в позднюю фазу, наблюдается снижение объемов извлекаемой нефти, что требует проведения мероприятий для поддержания требуемого уровня добычи и выполнения плановых показателей.

В настоящее время плановые показатели добычи рассматриваемой группы месторождений обеспечиваются за счет проведения таких мероприятий, как увеличение фонда добывающих скважин, в т. ч. ввод в эксплуатацию новых месторождений, проведение геолого-технических мероприятий, применение методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Применение данных технологий зачастую приводит к перераспределению загрузки объектов инфраструктуры, расположенных в различных районах. Так, при сохранении общего объема добычи у объектов с высокой загрузкой происходит ее уменьшение и, напротив, на объектах, ранее эксплуатировавшихся в режиме номинальной загрузки, наблюдается превышение пропускной способности. Причем стоит отметить, что превышение пропускной способности ряда объектов инфраструктуры выше предельных значений может служить причиной ограничений по добыче нефти.

Одним из таких объектов является межпромысловый нефтепровод, транспортирующий подготовленную до товарного качества нефть от рассматриваемой группы месторождений. Анализ актуального прогноза добычи свидетельствует о том, что в ходе эксплуатации участка межпромыслового нефтепровода от центральной перекачивающей станции (ЦПС) Тямкинского месторождения до установки подготовки нефти (УПН) Кальчинского месторождения может наблюдаться превышение его предельной пропускной способности. Профиль-дизайн перспективной загрузки трубопровода представлен на рис. 1.

ВЫБОР МЕТОДА УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ НЕФТЕПРОВОДА

В целях обеспечения бесперебойной работы трубопровода необходимо предусмотреть мероприятия по увеличению его пропускной способности. Применительно к рассматриваемому участку были рассмотрены следующие варианты:

1) строительство лупинга всего трубопровода;

2) строительство участка трубопровода-лупинга определенной длины и большего диаметра, чем в варианте 1;

3) строительство дополнительной промежуточной насосной станции по трассе трубопровода;

4) применение противотурбулентных присадок (ПТП).

Выбор рекомендуемого варианта увеличения пропускной способности трубопровода осуществлялся по результатам технико-экономической оценки, в рамках которой сравнивались, в частности, такие экономические показатели, как капитальные вложения (CAPEX), операционные затраты (OPEX), чистая приведенная стоимость, т. е. денежные затраты, дисконтированные по утвержденной ставке дисконтирования (NPC) (табл. 1).

Технологические характеристики для вариантов 1–3 определялись по результатам гидравлических расчетов в корпоративном и отраслевом программном обеспечении («РН-КИН», PIPESIM). Оптимальная концентрация ПТП для варианта 4 принималась по результатам опытно-промышленных испытаний (ОПИ), проведенных ООО «РН-Уватнефтегаз». Результаты технико-экономической оценки вариантов показали, что наиболее привлекательным является вариант с применением ПТП, как обладающий наименьшим NPC.

На Уватском проекте ранее уже проводились промысловые исследования влияния ПТП на увеличение пропускной способности трубопроводов товарной нефти, результаты исследований отражены в [1]. Тогда удалось добиться относительного увеличения пропускной способности системы межпромысловых трубопроводов на 17–31 %, при этом относительное снижение перепада давления составило 7–9 %.

Эффект снижения гидравлического сопротивления турбулентного потока при применении ПТП, впервые обнаруженный английским химиком Б. Томсоном в 1948 г., обусловлен увеличением толщины вязкого пограничного подслоя у трубопровода и, как следствие, уменьшением турбулентных пульсаций у стенок трубопровода, за счет чего происходит общее снижение степени турбулентности потока.

Применение ПТП имеет большую популярность в трубопроводном транспорте нефти [2, 3]. Применительно к исследуемому участку трубопровода стоит отметить такие преимущества применения ПТП, как:

1) минимизация рисков по планированию проектной мощности объектов на месторождениях с так называемыми неуверенными запасами;

2) возможность использования ПТП в пиковые годы добычи, что способствует минимизации капитальных вложений;

3) высокая скорость реализации варианта 4 по сравнению с вариантами 1–3;

4) отсутствие влияния на качество товарной (подготовленной) нефти ввиду малой концентрации ПТП.

Вопросу определения гидравлического сопротивления трубопроводов при применении ПТП посвящено большое количество работ, например [4–6]. Однако на практике использование предложенных зависимостей не всегда является возможным либо данные, полученные в результате их применения, характеризуются неудовлетворительной сходимостью расчетных и фактических величин. Таким образом, разработка метода оценки эффективности применения определенной марки и концентрации ПТП в реальных условиях с учетом промысловых данных остается актуальной задачей.

Одной из причин неудовлетворительной сходимости расчетных и фактических значений перепадов давления является постепенное разрушение (деструкция) высокомолекулярных полимеров, из которых состоят ПТП, в процессе транспорта добываемого флюида. По мере разрушения ПТП эффективность ее действия снижается до исходного значения гидравлического сопротивления нефтепровода, без добавления ПТП, т. е. в нефтепроводах при добавлении ПТП ее воздействие будет непостоянным, а зависимость падения давления является нелинейной функцией n-переменных. Это дает возможность для прогнозирования гидравлической эффективности нефтепроводов при применении ПТП использовать методы интеллектуального анализа данных (англ. Data Mining).

ВОЗМОЖНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ НЕЙРОННОЙ СЕТИ ДЛЯ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПРОТИВОТУРБУЛЕНТНОЙ ПРИСАДКИ

В Data Mining для решения задачи регрессии используется машинное обучении (МО), перспективность применения которого в различных областях подтверждена многочисленными исследованиями. В [7, 8] отражено, в частности, успешное использование МО для решения прикладных задач в нефтегазодобывающей промышленности.

В [9] представлен сравнительный анализ (рис. 2) характеристик моделей МО для решения задачи регрессии.

Каждая из моделей имеет свои преимущества и недостатки. Наибольшая точность искусственной нейронной сети (ИНС) для решения задачи регрессии функции n-переменных обусловливается тем, что вид целевой функции заранее неизвестен и применение линейной или нелинейной регрессии не даст нужной точности, тогда как в ходе обучения ИНС (аппроксимации функции) происходит поиск функции, наиболее точно описывающей целевую зависимость. При качественном обучении ИНС может выдавать прогнозы с достаточно низкой погрешностью, причем прогноз будет устойчив к искаженным данным. Кроме того, можно делать прогноз в отсутствие некоторых входных данных на основе обобщения.

Основной элемент ИНС – искусственный нейрон, аналогом которого является биологический нейрон – нервная клетка, способная принимать, преобразовывать и передавать различные сигналы, поступающие извне.

Искусственный нейрон работает по следующему принципу: на вход поступает n-е количество x-сигналов, каждый из которых умножается на соответствующий ему вес w. Сумма преобразованных сигналов сравнивается с некоторым порогом . По результатам сравнения сигнал либо глушится, либо преобразуется с помощью функции активации и подается на вход следующего нейрона.

Искусственные нейроны, объединенные в группы, образуют ИНС. В ходе обучения ИНС происходит поиск функции, наиболее точно описывающей целевую зависимость, что достигается путем последовательного изменения весовых коэффициентов w.

Процесс обучения ИНС для прогнозирования гидравлической эффективности нефтепроводов при применении ПТП разделен на следующие этапы.

Сбор исходной информации для обучения

В качестве исходных данных для прогнозирования гидравлической эффективности нефтепроводов при применении разных марок ПТП были использованы режимные листы работы двух напорных нефтепроводов за 2019 г. (табл. 2).

Выбор архитектуры
и параметров ИНС

В качестве входных параметров ИНС используются основные параметры, требуемые для гидравлического расчета:

• внутренний диаметр трубопровода Dвн, мм;

• расход нефти Qн, т / сут;

• плотность нефти, пересчитанная на температуру транспортировки, н, кг / м3;

• вязкость нефти, пересчитанная на температуру транспортировки, н, Па.с;

• расход ПТП qптп, т / сут;

• плотность ПТП, пересчитанная на температуру транспортировки, птп, кг / м3;

• вязкость ПТП, пересчитанная на температуру транспортировки, птп, Па.с.

Выходной величиной принят градиент давления:

,           (1)

где Pн, Pк – давление в начале и конце участка трубопровода соответственно, МПа; L – длина участка трубопровода, м.

Прогнозирование градиента давления обусловлено тем, что можно определить, во‑первых, перепад давления для любой длины участка трубопровода и, во‑вторых, как давление в конце участка при известном начальном давлении, так и необходимое начальное давление для обеспечения целевого значения конечного давления.

Архитектура ИНС представляет собой двухслойный перцептрон (рис. 4) с одним скрытым слоем. Активационные функции на скрытом слое – сигмоида, на выходе – линейная функция.

Количество нейронов на скрытом слое определяется из следствия теоремы Арнольда – Колмогорова – Хехт-Нильсена:

,           (2)

где Ny – размерность выходного сигнала; Q – число элементов множества обучающихся примеров; Nw – необходимое число синаптических связей; Nх – размерность входного сигнала.

Количество нейронов на скрытом слое, обеспечивающих наибольшую точность, составило 120.

Задание алгоритма и параметров обучения

В качестве алгоритма обучения ИНС использовался алгоритм Левенберга –
Марквардта. Контроль переобучения ИНС проводился за счет остановки обучения по достижении точки, после которой начинался рост квадратичной ошибки для тестовой выборки.

Стоит отметить, что для обучения ИНС можно использовать такие популярные программные средств, как Python, MATLAB, Statistica, Azure Machine Learning и пр.

Оценка достоверности обучения

В целях оценки достоверности ИНС были исследованы режимные листы за 2020 г. (данные не участвовали в обучении), в табл. 3 представлены результаты тестирования сети.

Исследование показало, что применение ИНС дает адекватные прогнозы по сравнению с аналитическими зависимостями, где отклонения достигают 40 %. Следовательно, можно сделать вывод, что имитационное моделирование на основе ИНС может применяться в качестве метода оценки необходимого объема и марки ПТП для обеспечения требуемой гидравлической эффективности нефтепроводов.

Необходимо, впрочем, отметить, что данный метод нуждается в доработке, поскольку на основе обучающей выборки данных всего с двух участков трубопроводов при отсутствии глубокого анализа результатов нельзя с большой уверенностью полагаться на прогнозы ИНС для новых трубопроводов.

В дальнейшем с помощью ИНС планируется провести детальный анализ влияния различных параметров и условий на гидравлическую эффективность нефтепроводов при применении ПТП.

ВЫВОДЫ

1. Проведено сравнение вариантов увеличения пропускной способности трубопровода, в т. ч. с применением ПТП. Применение ПТП показало бль-
шую экономическую эффективность по сравнению с другими вариантами.

2. Применение ПТП позволяет:

• минимизировать риски планирования проектной мощности объектов на месторождениях с неуверенными запасами;

• использовать ПТП в пиковые годы добычи, минимизируя капитальные вложения;

• добиться повышения гидравлической эффективности нефтепровода за более короткий срок по сравнению со строительством лупингов и НПС;

• не оказывать влияния на качество товарной (подготовленной) нефти при добавлении ПТП ввиду малой концентрации присадки.

3. Предложен подход к использованию ИНС для подбора дозировки ПТП в целях достижения требуемой пропускной способности трубо-
провода.

4. Установлено, что имитационное моделирование на основе ИНС может применяться в качестве метода оценки оптимальной концентрации ПТП для обеспечения требуемой гидравлической эффективности нефте-
проводов.

Таблица 1. Экономическая оценка вариантов увеличения пропускной способности нефтепровода

Table 1. Economic assessment of options to increase oil pipeline capacity

Таблица 2. Фрагмент режимного листа работы напорного нефтепровода

Table 2. Fragment of the pressure oil pipeline operation sheet

Таблица 3. Результаты оценки адекватности искусственной нейронной сети

Table 3. Results of artificial neural network adequacy assessment

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!

ВВЕДЕНИЕ

Для обеспечения безопасной эксплуатации магистральных газопроводов (МГ) высокого давления требуются периодическая оценка и контроль их технического состояния. Данные диагностических обследований являются основанием для принятия управленческих решений по планированию проведения на газопроводах текущих ремонтных мероприятий или включения их в долгосрочные программы капитального ремонта и реконструкции.

Наиболее полную картину технического состояния металла труб и сварных соединений газопроводов дает проведение неразрушающего контроля в шурфах. Однако такое обследование на протяженных участках является очень длительным и экономически затратным процессом. Эксплуатирующие газотранспортные предприятия должны проводить большой объем экскавационных и изолировочных работ, компенсировать ущерб, нанесенный землепользователям, на территории которых пролегают трубопроводы. Кроме того, существенная доля МГ единой системы газоснабжения ПАО «Газпром» пролегает в болотистой местности и условиях вечной мерзлоты, что налагает дополнительные ограничения на применение шурфового контроля.

Снижение объемов обследования газопроводов в шурфах обязывает эксплуатирующие организации применять вероятностные методики оценки технического состояния участков МГ. Примером такой методики является процедура расчета комплексного показателя технического состояния участка газопровода, регламентированная отраслевыми рекомендациями Р Газпром 2-2.3‑756‑2013 «Диагностирование газопроводов-отводов. Основные положения». Результаты апробации документа подробно рассмотрены в [1]. Сравнительный анализ расчетного алгоритма показателя технического состояния с эталонным, процедура определения которого указана в отраслевом стандарте СТО Газпром 2-2.3‑292‑2009 «Правила определения технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции», выявил для рассматриваемых в [1] газопроводов существенное превышение одного показателя технического состояния над другим, которое, в свою очередь, создает неопределенность при назначении ремонтных мероприятий. Для устранения данного превышения и дальнейшего использования рекомендаций Р Газпром 2-2.3‑756‑2013 коллективом авторов на основании статистических данных отдельного газотранспортного предприятия предложено использовать переводной коэффициент. Однако необходимо помнить, что ни один коэффициент не способен учесть все факторы, влияющие на техническое состояние МГ. Решение подобной задачи возможно только при анализе большого объема статистических данных с учетом введения ряда ограничений.

Сложившаяся ситуация послужила толчком для создания и развития методов внутритрубного технического диагностирования (ВТД) газопроводов. В газотранспортной отрасли наиболее широкое применение получили внутритрубные магнитные комплексы с продольной и поперечной системами намагничивания, работающие в потоке транспортируемого продукта, а также профилемеры, в основу работы которых положен метод регистрации углового положения рычагов, скользящих по внутренней поверхности трубы.

Использование указанной технологии позволяет выявлять опасные и потенциально опасные дефекты всех основных типов на протяженных участках газопроводов без их вскрытия [2]. Получаемый при этом значительный объем исходных данных дает возможность оценить техническое состояние газопроводов, но при этом существуют определенные сложности с их анализом, верификацией и совпадением с реальными дефектами, выявленными при непосредственных обследованиях в шурфах [3, 4].

В ПАО «Газпром» техническое состояние магистральных газопроводов оценивается на основании детерминистической модели, регламентированной СТО Газпром 2-2.3‑292‑2009. Квазипостоянные и переменные факторы, влияющие на качество данных ВТД в каждом отдельном случае, могут быть скорректированы и учтены при проведении обследования газопроводов в контрольных шурфах в соответствии с ГОСТ Р 55999-2014 «Внутритрубное техническое диагностирование газопроводов. Общие требования», СТО Газпром 2-2.3‑1050‑2016 «Внутритрубное техническое диагностирование» и рассмотренными дополнительно в [5].

На сегодняшний день ВТД является наиболее технически совершенным и экономически эффективным методом инспекции протяженных магистральных газопроводов, позволяющим выявлять дефекты на ранних стадиях развития и оценивать динамику их роста. При этом метод не требует выводить газопровод из эксплуатации на период обследования. Проводимый анализ природы дефектов и высокая точность определения их местоположения позволяют устранять повреждения своевременно и с минимальными затратами.

Однако при всех достоинствах указанного метода пропуск снарядов несет также определенные риски. К ним относятся, в частности, остановка снарядов-дефектоскопов в непроходных сечениях, повреждение оборудования, а также возникновение дефектов на газопроводах при попадании инородных предметов между узлами снарядов и стенкой труб.

Необходимо отметить, что проблема очистки полости газопровода от электродов, строительного мусора, забытого инструмента и фрагментов разрушенного оборудования является общей проблемой всех предприятий, занимающихся трубопроводным транспортом и использующих ВТД для оценки технического состояния [6]. Обусловлено это тем, что движение снарядов носит высокоинерционный характер из‑за большой массы и относительно высокой скорости как при штатном передвижении, так и при страгивании после застреваний. И эту особенность невозможно компенсировать даже применением активных систем регулирования скорости движения снарядов.

Поэтому попадание в полость газопроводов посторонних металлических предметов сопряжено с наиболее высокими рисками для газотранспортных предприятий, поскольку воздействие на них динамических нагрузок от внутритрубных снарядов может привести к возникновению опасных дефектов геометрии трубы и механическим повреждениям, недопустимым с точки зрения действующих норм. Инородные тела могут также приводить к повреждению или застреванию дефектоскопов на участках МГ во время диагностики. Кроме того, несмотря на то, что само по себе застревание дефектоскопа в трубной секции не связано с большой опасностью для металла газопровода [7], необходимо учитывать, что каждое резкое изменение скоростного режима дефектоскопа может привести к потере диагностических данных на контролируемом участке [8], повреждению снарядов и диагностического оборудования или изменению режима транспорта газа, требующего проведения ремонтно-восстановительных мероприятий.

МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Объектом исследования, результаты которого представлены в данной статье, является фрагмент трубы, вырезанный из участка МГ диаметром 1420 мм с толщиной стенки 18,0 мм. Трубная секция изготовлена из стали 09Г2ФБ по ТУ 14‑3‑741‑78. Вырезанный фрагмент с габаритными размерами 650 430 мм (рис. 1) содержит дефекты, образованные вдавливанием металлических элементов с внутренней стороны трубы.

В период эксплуатации, до обнаружения дефекта визуальным способом, различными организациями было выполнено четыре внутритрубных обследования. Проведен сравнительный анализ результатов ВТД.

Проведены также визуальный осмотр и неразрушающий контроль вырезанного фрагмента с внутренней и внешней сторон. Уточнены геометрическое расположение, характеристики и размеры дефектов. При контроле использовались комплект для визуального и измерительного контроля «Базовый», ультразвуковой толщиномер А1210 с преобразователем S3567 2.5A0D10CL на 2,5 МГц с диапазоном измерений 0,8–300 мм, вихретоковый дефектоскоп «Вектор» с преобразователем карандашного типа ПВП-1.

Для подготовки микрошлифов проведены вырезка и холодная заливка одной из дефектных областей. Образцы вырезаны с обеспечением охлаждения, при подготовке микрошлифов применялись материалы Akasel A / S. Полировка осуществлялась на металлографическом шлифовально-полировальном станке LS2+LSA. Перед осмотром поверхность микрошлифов подвергалась травлению в 4 %-ном растворе азотной кислоты в спирте.

Микрошлифы образцов исследовались методом световой оптической микроскопии с 50–500‑кратным увеличением на бинокулярном оптическом металлографическом инвертированном микроскопе МЕТАМ ЛВ-31 и методом сканирующей электронной микроскопии на растровом электронном микроскопе TESCAN с программным обеспечением VEGA, оснащенным энергодисперсионным спектрометром INCAx-act.

Для оценки изменения механических свойств деформированного участка, а также анализа свойств внедренного в трубу элемента были проведены измерения на микротвердомере HV-1000.

Для расчета усилия, требуемого для внедрения элементов в стенку трубы, была построена расчетная модель трубной секции с внедренным элементом. Сетка конечных элементов в зоне индентирования искусственно сгущена до 1,0 мм. По итогам построений конечно-элементная модель содержала 228 470 узлов и 154 489 элементов. Построение модели и расчет методом конечных элементов выполнены в среде ANSYS.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Анализ результатов внутритрубной дефектоскопии

ВТД на участке проводилось четыре раза – в 1999, 2004, 2009 и 2015 гг. разными подрядными организациями. По данным отчетов, недопустимых аномалий по телу трубы не зарегистрировано. Скорость перемещения диагностических комплексов на участке соответствовала штатному диапазону измерений.

При проведении первого ВТД в 1999 г. было произведено четыре пропуска снарядов разных типов, вынесших значительное количество загрязнений, в т. ч. металлического мусора. Сводные результаты пропусков приведены в табл. 1.

В целом по итогам проведенных работ из полости газопровода было извлечено 245 кг металлических предметов. В последующие годы объем вынесенных загрязнений, особенно металлических, было существенно меньше: 3,5 кг металлического мусора в 2004 г. и до 0,5 кг –
в 2009 и 2015 гг.

При расшифровке данных ВТД ни одним из подрядчиков не были зарегистрированы дефекты тела трубы в указанных местах, однако на листах детализации отмечены магнитные аномалии, совпадающие по месту расположения с обнаруженными дефектами. Аномалии расположены на расстоянии 2,6 и 2,8 м от кольцевого шва с угловой ориентацией 2,2 и 3,4 ч по часовому циферблату. Схема детализации трубы по результатам ВТД 1999 г. отсутствует, схемы от 2004, 2009, 2015 гг. представлены на рис. 2.

Следует отметить, что подобные сигналы технически сложно классифицировать в качестве дефектов, поскольку уровень искажения сигналов на магнитограммах близок к шуму, состоящему из следов незначительных коррозионных повреждений, зон химической неоднородности трубного материала и микронеровностей поверхности. Роста сигналов в данных местах также не зафиксировано. Таким образом, аномалии были зарегистрированы диагностическими комплексами, но не были идентифицированы как дефекты.

Визуально-измерительный и неразрушающий контроль

Дефекты на поверхности магистрального газопровода были обнаружены специалистами линейно-эксплуатационной службы по деформации наружной поверхности во время подготовки к вырезке и замене близлежащего сварного шва, выделенного на магнитограмме 2015 г. (рис. 2в). Дефекты представляли собой вздутия стенки (вмятины) неизвестного происхождения высотой до 5 мм, ориентацией 2,2 и 3,4 ч. После обнаружения дефектов протяженность зоны ремонта была увеличена. Помимо плановой замены стыка была также произведена замена зоны с выявленными выпучинами. Из вырезанного участка для расширенных лабораторных исследований был вырезан фрагмент трубы с дефектами (рис. 1).

При внешнем осмотре фрагмента с внутренней стороны была определена причина вздутия стенки трубы, получены точные параметры дефектов. При измерении с внутренней стороны размеры вмятин составили 65 50 5 мм с дополнительным углублением от индентора до 6 мм и 60 40 4 мм с дополнительным углублением от индентора до 4 мм. Минимальная остаточная толщина труб в местах индентирования по результатам толщинометрии составила 12,2 и 14,3 мм соответственно. При проведении вихретокового контроля в зоне вмятин, в т. ч. при контроле по торцу после реза, трещиноподобных дефектов не обнаружено. На индентированном фрагменте зафиксированы микротрещины, подтвержденные при проведении оптической и электронной микроскопии.

В соответствии с нормами Р Газпром «Инструкция по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов» указанные дефекты классифицируются как вмятины с дополнительными дефектами и подлежат вырезке.

Металлографические исследования

По результатам электронной микроскопии выявлены многочисленные участки сколов и зарождение трещин на индентированном фрагменте. Основной металл трубы претерпел пластическую деформацию без образования трещин даже в месте наибольшего воздействия индентора (рис. 3).

Проведенный спектральный анализ образца подтвердил соответствие химического состава представленному в сертификате качества на трубу. Химический состав индентированного фрагмента отличается наличием хрома, более высоким содержанием кремния и никеля и меньшим содержанием марганца. Такой состав близок к подшипниковым сталям (ШХ15СГ, ШХ20СГ) или к конструкционным легированным хромокремнемарганцевым сталям (20ХГСА, 30ХГСА и др.), отличающимся от обычных конструкционных сталей более высокими прочностью и твердостью, получаемыми при термообработке.

Оптическая микроскопия структуры металла индентированного фрагмента и основного металла трубы (рис. 4) показала, что микроструктура трубы феррито-перлитная, с явно выраженной полосчатостью, что характерно для низколегированного проката (рис. 4в). Индентированный фрагмент имеет мелкодисперсную структуру, соответствующую мартенситу отпуска: феррито-карбидной смеси, получаемой при термообработке (рис. 4б). Структура и более высокое содержание карбидов в индентированном фрагменте косвенно подтверждают твердость и хрупкость индентированного фрагмента, выраженные наличием микротрещин.

Измерение микротвердости

На рис. 5 представлен градиент распределения микротвердости основного металла и индентированного фрагмента.

Из полученных результатов видно, что микротвердость основного металла повышена в зоне пластической деформации и зоне, прилегающей к индентору. Значение микротвердости составило 270–290 HV0.3 / 10. Твердость основного металла в зоне, удаленной от области пластической деформации, находится в пределах 200–220 HV0.3 / 10. Микротвердость индентированного фрагмента также неоднородна, но, напротив, уменьшается в местах контакта с основным металлом трубы, составляя 720–740 HVO.3/10 и достигая 830–850 HV0.3 / 10 к внешней поверхности.

Относительная погрешность диапазона измерений составляет ±6,0 % для основного металла и ±8,75 % для индентированного фрагмента.

В соответствии с таблицей перевода значений твердости стандарта DIN EN ISO 18265-2014 «Материалы металлические. Преобразование величин твердости» измеренные значения при переводе в единицы HB будут соответствовать 190–210 HB в основном металле без пластической деформации и 255–275 НВ в местах пластической деформации. Значения
830–850 HV0.3 / 10 со значениями твердости в НВ не сопоставляются.

По требованиям отраслевого стандарта СТО Газпром РД 1.10‑098‑2004 «Методика проведения комплексного диагностирования трубопроводов и обвязок технологического оборудования газораспределительных станций магистральных газопроводов» твердость основного металла трубы схожих марок допускается в пределах 140–210 НВ. Данному требованию удовлетворяют полученные в ходе измерений значения твердости металла вне деформированных участков. Зона основного металла в районе индентирования дефектом имеет твердость, превышающую максимально допустимую по требованиям стандарта, что свидетельствует о местном изменении физических свойств. Средняя твердость индентированного фрагмента до трех раз превышает твердость металла трубы, что и обеспечило процесс внедрения, однако повышенная хрупкость несколько ослабила опасность от инденторов, создав в них в процессе механического воздействия трещины и разделив на более мелкие части.

Определение усилия индентирования фрагментов методом конечных элементов

Для определения усилия индентирования фрагмента проведена серия численных экспериментов методом конечных элементов (рис. 6) с подбором действующего давления на фрагмент. Построена геометрическая модель, включающая в себя сектор трубы толщиной 18,0 мм и фрагмент в упрощенном представлении, представленный в виде тела треугольной формы с размерами
25 25 25 10 мм.

Моделирование выполнено в статической постановке. К фрагменту прилагалось усилие, отслеживались эквивалентные напряжения в теле сегмента трубы. Условием индентирования фрагмента является достижение в теле трубы напряжений, превышающих предел текучести металла трубы. Из результатов моделирования следует, что для индентирования фрагмента в тело трубы требуется приложить усилие не менее 115 кН, или 11 726 кгс
(рис. 6в). Сопоставимое усилие возникает от воздействия внутритрубного снаряда массой 2–3 т.

ВЫВОДЫ

Присутствие в трубопроводе металлических элементов негативно влияет на процесс проведения новых ВТД, является дополнительным фактором, способствующим повреждению внутритрубных снарядов. В случае индентирования фрагментов в тело трубы они не только превращаются в статические препятствия для контактных элементов дефектоскопов, но и являются концентраторами силовых воздействий на локальные участки труб, что приводит к возникновению недопустимых дефектов.

Следует отметить, что развития дефектов в течение минимум 15 лет (до удаления участка) не происходило, что позволяет их классифицировать как незначительные. Однако при обнаружении дефектов подобного рода требуется проведение неразрушающего контроля: ультразвуковой толщинометрии и дефектоскопии для оценки остаточной толщины в месте индентирования и наличия отходящих трещиноподобных дефектов. Проведение радиографического контроля позволит установить факт физического наличия или отсутствия индентированных фрагментов в теле трубы и, соответственно, вероятность их потенциального дальнейшего воздействия на металл трубы и снаряды-дефектоскопы при проведении ВТД. Такой подход обеспечит обоснованное планирование ремонтных мероприятий с сохранением безопасной эксплуатации газопроводов.

Таблица 1. Состояние снарядов и вес вынесенных загрязнений после пропуска в 1999 г.

Table 1. Status of shells and mass of released contaminants after passage in 1999

Таблица 2. Результаты микрорентгеноспектрального анализа

Table 2. Results of micro X-ray spectral analysis

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время струйные аппараты, в частности жидкостно-газовые эжекторы (ЖГЭ), применяются в нефтегазовой отрасли для решения таких задач, как водогазовое воздействие (ВГВ) на пласт с применением насосно-эжекторных систем, утилизация попутного нефтяного газа (ПНГ), снижение затрубного давления на нефтяных скважинах, оборудованных установками электроприводных лопастных насосов (ЭЛН), и др.

Однако, несмотря на несложную конструкцию ЖГЭ, остается нерешенным ряд вопросов, связанных с подбором геометрических параметров данных устройств при различных режимных факторах.

Так, в [4, 5] приведены результаты исследований, в ходе которых было зафиксировано существенное увеличение энергетической эффективности работы ЖГЭ при избыточных давлениях газа в приемной камере. Еще одним режимным фактором, влияющим на характеристики работы ЖГЭ, является давление рабочей жидкости Pp, МПа, перед соплом [3]: с повышением Pp оптимальная относительная длина камеры смешения увеличивается, с понижением – уменьшается. Следовательно, оптимальная длина камеры смешения ЖГЭ также зависит не только от формы сопла и геометрического отношения площадей горловины и сопла, как показано в [6, 7], но и от величин давлений рабочей жидкости и газа в приемной камере [8]. При этом на сегодняшний день, насколько можно судить по публикациям, исследования совместного влияния давлений рабочей жидкости и газа в приемной камере не проводились.

ЦЕЛЬ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Целью работы, результаты которой представлены в данной статье, было исследование характеристик работы ЖГЭ при изменении длины камеры смешения при взаимовлиянии давлений рабочей жидкости перед соплом и газа в приемной камере.

Лабораторные исследования были проведены на стенде-макете для изучения характеристик работы насосно-эжекторной системы. Более подробное описание системы и методики проведения испытаний на стенде-макете представлены в [5]. В качестве силового насоса применялся электроцентробежный насос CR1-25 (Grundfos), оснащенный однофазным электродвигателем мощностью 1,5 кВт, с номинальной подачей Qн = 1 м3 / ч. В качестве исследуемого струйного аппарата применялся ЖГЭ (рис. 1) с цилиндрической камерой смешения и диафрагменным соплом. Угол раскрытия диффузора составлял 6°. В качестве рабочей жидкости и газа применялись проточная вода и воздух соответственно. Расстояние l, мм, от среза сопла до входа в камеру смешения подбиралось в соответствии с [9] и регулировалось с помощью дополнительной шайбы 12. Длина камеры смешения Lкс, мм, регулировалась с помощью съемных секций 5 и 6.

Стоит отметить, что лабораторный стенд ввиду замкнутой системы работы позволяет проводить исследования как при атмосферном, так и при избыточных давлениях в приемной камере ЖГЭ.

Типоразмеры ЖГЭ, собранных из имеющихся деталей, представлены в табл. 1,
давление рабочей жидкости перед соплом и давление газа в приемной камере –
в табл. 2.

АЛГОРИТМ РАСЧЕТОВ И РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

На основе результатов стендовых измерений были рассчитаны напорно-энергетические характеристики ЖГЭ, причем коэффициент полезного действия (КПД) эжектора при откачке газа г
определяли по формуле [10]:

,           (1)

где Uг = Qг.пр / Qр – коэффициент инжекции эжектора в условиях приемной камеры при откачке газа; Qг.пр – объемный расход откачиваемого газа на приеме эжектора, м3 / с; Qр – объемный расход рабочей жидкости, м3 / с; Pс, Pпр – давление на выходе из эжектора и в приемной камере ЖГЭ, МПа.

Относительный безразмерный перепад давлений рассчитывался по формуле:

,           (2)

где ∆Pс – перепад давления, создаваемый струйным аппаратом, МПа; ∆Pр –
перепад давления в рабочем сопле эжектора, МПа.

Для учета совместного влияния давлений активной жидкости и пассивного газа использовалось приведенное давление , вычислявшееся по формуле, в которой используются абсолютные значения давлений [11]:

,           (3)

где Pп – давление пара активной жидкости в приемной камере, МПа.

В рамках исследования значение давления пара активной жидкости Pп не учитывалось по причине его несущественности для условий эксперимента.

В результате проведенных исследований были получены напорно-энергетические характеристики для всех значений при различных длинах камеры смешения, по которым определялись наибольшие показатели КПД и соответствующий им безразмерный напор ∆Pc / ∆Pр. Далее по полученным данным были построены графики зависимости КПД от приведенного давления при изменении оптимальной относительной длины камеры смешения Lкс / Dкс (рис. 2), перенесенные в дальнейшем в трехмерную плоскость (рис. 3).

Было, в частности, установлено, что с увеличением КПД снижается с разной интенсивностью в зависимости от Lкс. Так, при снижении с 3,5 до 1,5 КПД эжектора с короткой камерой смешения (Lкс / Dкс = 13,13) уменьшается с 32 до 16 %, а при длинной (Lкс / Dкс = 28,75) – с 31 до 24 %. Выявлено также, что в диапазоне = 1,5…2,5 наибольшая эффективность достигается при средних значениях длины камеры смешения (Lкс / Dкс = 20,94), а при значениях > 2,5 более высокие значения достигаются при Lкс / Dкс > 20,94.

Полученные результаты согласуются с выводами работ [4, 5], авторы которых в ходе стендовых исследований получили увеличение эффективности ЖГЭ при повышении давления эжектируемого газа в приемной камере при прочих равных условиях. Повышение давления газа в приемной камере при сохранении давления рабочей жидкости перед соплом приводит к снижению значения приведенного давления .
Стоит также отметить, что максимальные значения КПД при Lкс / Dкс = 28,75 достигаются в диапазоне = 1,5…2,0 и далее с уменьшением приведенного давления эффективность начинает снижаться. При более коротких камерах смешения наибольшая энергетическая эффективность достигается
при < 1,5. Следовательно, значения приведенного давления в диапазоне 1,0–2,0 характеризуются максимальным КПД. В работе [11] наибольшие значения КПД были получены в диапазоне приведенного давления 3,6–4,2, однако исследования характеристик работы ЖГЭ были проведены при Dкс / Dc = 6,5. То есть при высокопроизводительном низконапорном ЖГЭ максимальная энергетическая эффективность была достигнута при более высоких значениях приведенного давления, чем при высоконапорном низкопроизводительном ЖГЭ (Dкс / Dc = 1,64).

Таким образом, оптимальная длина камеры смешения зависит от отношения давления рабочей жидкости к давлению инжектируемого газа. С увеличением данного отношения оптимальные энергетические показатели достигаются в более длинных камерах смешения при прочих равных условиях. Это объясняется тем, что при более высоких рабочих давлениях процесс смешения жидкости и газа завершается на участке камеры смешения до начала диффузора. Оставшаяся часть камеры смешения создает гидравлическое сопротивление, снижающее КПД струйного аппарата [3]. Результаты исследования также подтвердили, что оптимальная длина камеры смешения зависит не только от соотношения Dкс / Dc и формы рабочего сопла, но и от давления рабочей жидкости и эжектируемого газа [8].

В ходе исследования были построены графики зависимости безразмерного напора ∆Pc / ∆Pр от приведенного давления при изменении соотношения Lкс / Dкс (рис. 4–5). Было, в частности, установлено, что с увеличением наблюдается некоторое повышение значений ∆Pc / ∆Pр. Так, при Lкс / Dкс = 28,75 в диапазоне значений приведенного давления 1,5–3,5 значение ∆Pc / ∆Pр повышается с 0,2 до 0,238.

Результаты стендовых исследований качественно совпадают с результатами экспериментов [11], продемонстрировавших зависимость напорных и энергетических характеристик от приведенного давления , и могут быть применены для усовершенствования методик подбора оптимальных геометрических параметров ЖГЭ для технологий водогазового воздействия на пласт и утилизации ПНГ, когда рабочим устройством является струйный аппарат. Возможна также оптимизация подбора эжекторов при откачке газа из затрубного пространства нефтяных скважин, эксплуатирующихся с применением установок ЭЛН.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В рамках проведенного исследования было установлено, что:

1) использование приведенного давления , учитывающего давление рабочей жидкости перед соплом и газа в приемной камере, облегчает методику подбора рациональных геометрических и режимных параметров ЖГЭ;

2) при меньших значениях приведенного давления достигается более высокая энергетическая эффективность эжектора для высоконапорных низкопроизводительных ЖГЭ;

3) существует зависимость оптимальной относительной длины камеры смешения Lкс / Dкс от приведенного давления : с повышением значения приведенного давления увеличивается значение оптимальной относительной длины камеры смешения.

Публикация подготовлена при поддержке Программы РУДН «5–100».

Таблица 1. Типоразмеры жидкостно-газового эжектора при различных значениях диаметров сопла Dс и камеры смешения Dкс, а также длины камеры смешения Lкс

Table 1. Dimensions of the liquid-jet gas pump with different nozzle diameters Dс and mixing throat Dкс and mixing throat length Lкс

Таблица 2. Давление жидкости перед соплом Pр и газа в приемной камере Pпр жидкостно-газового эжектора

Table 2. Liquid pressure upstream of nozzle Pр and gas pressure in receiving chamber Pпр of liquid-jet gas pump

ВВЕДЕНИЕ

В процессе эксплуатации магистральных трубопроводов подземной прокладки на их наружных антикоррозионных покрытиях (АКП) образуются дефекты, приводящие к потере антикоррозионных свойств. Основными причинами возникновения дефектов АКП подземной прокладки являются:

• нарушение технологии нанесения покрытия;

• механические повреждения при строительстве трубопроводов, возникающие на стадии транспортировки труб с покрытием;

• воздействие грунтов на стадии эксплуатации;

• проникновение грунтовых вод под покрытие.

До начала 2000‑х гг. при проведении работ по ремонту АКП трубопроводов подземной прокладки в полевых условиях в основном применялись комбинированные покрытия на основе битумно-полимерных материалов. В настоящее время в мире в этих целях используются:

• комбинированные битумно-полимерные материалы на основе ленты или мастики;

• термореактивные покрытия на основе жидких полиуретановых материалов и полимочевины;

• вязкоэластичные покрытия на основе некристаллического полиолефина низкой вязкости;

• термоусаживающиеся манжеты;

• экструдированные полимерные покрытия.

В зависимости от рекомендаций производителей АКП могут наноситься:

• ручным способом;

• механизированным способом при помощи специального оборудования, такого как:

– средства малой механизации (СММ) типа «беличье колесо» для ленточных материалов;

– установки горячего безвоздушного нанесения для жидких материалов;

– пневматические пистолеты для нанесения жидких материалов;

– оборудование для нанесения экструдированного полимерного покрытия;

• посредством механизированной изоляционной машины;

• на мобильной базе ремонта и изоляции труб (при проведении капитального ремонта магистрального трубопровода с повторным применением демонтированных труб) [1].

РЕЗУЛЬТАТЫ НАТУРНЫХ ИСПЫТАНИЙ АНТИКОРРОЗИОННЫХ ПОКРЫТИЙ ПРИ ОТРИЦАТЕЛЬНЫХ ТЕМПЕРАТУРАХ

В целях изучения современных покрытий, предназначенных для ремонта АКП трубопроводов подземной прокладки, ООО «НИИ Транснефть» на участке магистрального трубопровода диаметром 820 мм в заболоченной и обводненной местности были проведены натурные испытания АКП при отрицательных температурах [2].

В рамках натурных испытаний проводился контроль показателей качества испытываемых покрытий:

• после нанесения покрытия;

• через год эксплуатации в реальных условиях;

• через два года эксплуатации в реальных условиях.

Для проведения натурных испытаний были выбраны три типа АКП и технологии их нанесения:

1) ленточное битумно-полимерное покрытие на основе армированной мастики, нанесение которого осуществлялось ручным способом и с применением СММ типа «беличье колесо»;

2) термореактивное покрытие на основе полимочевины, наносившееся при помощи картриджной технологии;

3) покрытие на основе вязкоэластичного материала, наносившееся ручным способом и с применением СММ.

Результаты натурных испытаний по нанесению исследуемых покрытий приведены в таблице.

Термореативное покрытие

Термореактивное покрытие представляет собой жидкий двухкомпонентный материал, состоящий из основного компонента и отвердителя. Основной компонент – полимочевинная смола с наполнителями, пигментами и антикоррозионными добавками, отвердитель – изоцианат. Компоненты покрытия упаковываются в сдвоенные картриджи и смешиваются статическим смесителем.

Покрытие наносится воздушным распылением с помощью пневматического пистолета. При этом рабочее давление составляет 6–7 кг / см2, расход сжатого воздуха 400–650 л / мин.

Основным недостатком технологии нанесения термореактивных покрытий в трассовых условиях являются высокие требования к подготовке поверхности. Так, абразиво-струйная очистка поверхности перед нанесением АКП должна быть не ниже Sa 2 1/2 по ISO 8501-1, а шероховатость должна составлять 50–120 мкм.

В ходе натурных испытаний термореактивное покрытие наносилось при температуре окружающего воздуха –2 °C с помощью пневматического пистолета (рис. 1). Перед нанесением антикоррозионная смесь в картриджах нагревалась до температуры 35–40 °C. Распыление смешанного материала происходит за счет захвата смеси на конце статического смесителя направленным воздушным потоком, формирующим распылительный факел (рис. 2).

Контроль внешнего вида и толщины термореактивного покрытия был проведен через 1 ч после нанесения, контроль диэлектрической сплошности – через 24 ч, контроль адгезии – через 44 ч после нанесения. Дальнейший мониторинг показателей качества покрытия проводился через год эксплуатации в реальных условиях.

По результатам мониторинга показателей качества термореактивного покрытия, нанесенного с помощью пневматического пистолета, после года испытаний выявлено несоответствие требованиям показателей адгезии и диэлектрической сплошности. Данное несоответствие обусловлено некачественным формированием покрытия вследствие нарушения технологии нанесения, а именно невозможностью поддержания и контроля требуемой температуры материалов (30–40 °C) при нанесении покрытия картриджным методом в трассовых условиях при отрицательных температурах [3], что приводит к образованию микротрещин в сформированном покрытии, а также к увеличению времени формирования нормируемого значения адгезии покрытия (48 ч вместо заявленных производителем 24 ч).

В целом картриджная технология нанесения термореактивного покрытия при проведении ремонта изоляционного покрытия трубопровода в полевых условиях при отрицательных температурах показала отрицательный результат.

Битумно-полимерное покрытие

Битумно-полимерное покрытие на основе рулонно-армированной мастики предназначено для нанесения на трубопроводы диаметром до 1420 мм включительно с температурой транспортируемого продукта не выше 40 °С. С точки зрения конструкции битумно-полимерное покрытие на основе рулонно-армированной мастики состоит из грунтовки, рулонно-армированной мастики и защитной обертки, обеспечивающей жесткость и механическую прочность покрытия. Рулонно-армированную мастику получают путем совмещения расплава мастики и армирующей стеклосетки с ячейкой размером
2,5 2,5 мм. Армирующая стеклосетка придает покрытию повышенную жесткость, предотвращая образование складок и гофр на покрытии под воздействием грунта.

Покрытие на основе рулонно-армированной мастики используется для холодного нанесения методом спиральной намотки по загрунтованной поверхности, причем сушка грунтовки и подогрев мастики не требуются.

Конструкция битумно-полимерного покрытия на основе рулонно-армированной мастики в два слоя с защитной оберткой представлена на рис. 3.

В рамках испытаний битумно-полимерное покрытие на основе рулонно-армированной мастики наносилось на два участка трубопровода подземной прокладки – вручную при температуре
–5,0 °C и при помощи СММ при температуре –3,1 °C (рис. 4). Подготовка поверхности трубопровода перед нанесением АКП проводилась вручную с применением углошлифовальных машинок с дисковой металлической щеткой.

Контроль показателей качества (внешний вид, толщина, диэлектрическая сплошность и адгезия к стали) битумно-полимерного покрытия на основе рулонно-армированной мастики был проведен через 24 ч после нанесения. Дальнейший мониторинг показателей качества покрытия проводился через один и два года эксплуатации в реальных условиях.

Через год эксплуатации на нижней образующей были выявлены гофры на поверхности испытываемого покрытия (рис. 5).

Увеличение адгезии битумно-полимерного покрытия на основе рулонно-армированной мастики, нанесенного ручным способом, через год и два года после нанесения обусловлено:

• невозможностью контролировать и обеспечивать необходимое равномерное натяжение (10–12 Н / см) ленточного покрытия вокруг окружности трубопровода при нанесении ручным способом, что обусловливает низкий уровень исходной адгезии в сравнении с технологией нанесения лент с применением СММ, когда обеспечивается необходимое и равномерное натяжение;

• достижение максимального значения адгезии покрытия происходит после засыпки участка трубопровода с нанесенным покрытием под воздействием сжимающей силы грунта.

Кроме того, по сравнению с технологией нанесения лент с применением СММ к числу недостатков метода ручного нанесения относятся следующие:

• большое усилие (от 22,5 до 27,0 кг), которое необходимо прилагать рабочим для обеспечения требуемого натяжения 10–12 Н/см рулона шириной 225 мм по окружности трубопровода;

• последовательное нанесение слоев лент (спиральная намотка первого слоя битумно-полимерной ленты, далее по первому слою спиральная намотка второго слоя и в завершение спиральная намотка защитной обертки) может привести к загрязнению слоев лент при прикатке и прижатии нанесенного слоя покрытия роликами и рукавицами;

• повреждение и загрязнение адгезионного слоя ленты при обеспечении требуемого натяжения, когда работник обхватывает рукавицами слой ленты;

• прямая зависимость качества нанесенного покрытия от профессионализма и опыта рабочих, т. е. высокий уровень влияния человеческого фактора.

При нанесении покрытия ручным способом максимальная адгезия покрытия формируется под воздействием сжимающей силы грунта после засыпки участка трубопровода с нанесенным покрытием.

Незначительное увеличение адгезии битумно-полимерного покрытия на основе рулонно-армированной мастики, нанесенного с применением СММ, после года испытаний обусловлено:

• обеспечением равномерного натяжения ленты;

• контролем необходимого натяжения покрытия по всей изолируемой поверхности трубопровода.

Увеличение на 47 % адгезии битумно-полимерного покрытия на основе рулонно-армированной мастики, нанесенного с применением СММ, после двух лет эксплуатации обусловлено положительным влиянием сжимающей силы грунта на покрытие в течение времени.

В целом были выявлены следующие преимущества технологии нанесения ленточного битумно-полимерного покрытия с применением СММ:

• обеспечение равномерного и необходимого натяжения по окружности трубопровода;

• одновременное спиральное нанесение всех слоев лент с последующей укаткой нанесенного покрытия колесами СММ, исключающее загрязнение и повреждение слоев покрытия в сравнении с ручным нанесением;

• меньшее влияние человеческого фактора, чем при ручном нанесении, за счет уменьшения времени намотки покрытия и отсутствия влияния усилия рабочего на натяжение ленты.

Битумно-полимерное покрытие на основе рулонно-армированной мастики, нанесенное ручным способом и с применением СММ, через два года эксплуатации соответствует заявленным требованиям. Однако через два года эксплуатации у покрытия, нанесенного с применением СММ, адгезия на 28 % выше, чем у покрытия, нанесенного ручным способом.

Вязкоэластичный материал

Вязкоэластичный материал представляет собой ленту на основе некристаллического полиолефина низкой вязкости (бутилкаучука). За счет вязкоэластичной основы АКП обладает свойствами самовосстановления: появившиеся мелкие повреждения, такие как сквозные царапины и проколы до металлической поверхности, со временем затягиваются и исчезают. При нанесении вязкоэластичный полимер образует монолитный слой, прочно сцепленный с металлической поверхностью, что исключает возможность образования замкнутых «карманов» с водой и грунтовым электролитом, которые не выявляются при коррозионном обследовании трубопроводов.

В конструкцию АКП входит защитная обертка, обеспечивающая механическую защиту вязкоэластичного материала и создающая давление на него для равномерного распределения материала по поверхности.

В ходе натурных испытаний вязкоэластичный материал так же, как битумно-полимерное покрытие на основе рулонно-армированной мастики, наносился на два участка трубопровода: на первом участке – вручную при температуре
–1,5 °C (рис. 6); на втором – посредством СММ при температуре –4,0 °C.

Поверхность трубопровода перед нанесением была подготовлена вручную с применением углошлифовальных машинок с дисковой металлической щеткой.

Контроль показателей качества покрытия на основе вязкоэластичного материала был проведен через 24 ч. Дальнейший мониторинг показателей качества покрытия проводился через один и два года в реальных условиях эксплуатации.

Через год эксплуатации на нижней образующей выявлены гофры на поверхности испытываемого покрытия.

Изменение показателя адгезии вязкоэластичного материала, нанесенного как ручным способом, так и с применением СММ, в течение двух лет эксплуатации не превышает 12 %, что может говорить о стабильном значении адгезии в течение двух лет эксплуатации и формировании максимального значения адгезии в течении суток после нанесения покрытия.

Качество вязкоэластичного покрытия не зависит от технологии его нанесения за счет возможности обеспечения и контроля необходимого натяжения лент 3–4 Н / см: при ширине рулона 200 мм усилие, прилагаемое к намотке рулона вокруг окружности трубопровода при нанесении вручную, составляет 6–8 кгс, а при ширине рулона
100 мм – 3–4 кгс.

Покрытие на основе вязкоэластичного материала в сравнении с битумно-полимерными покрытиями целесообразнее применять при переизоляции непротяженных участков за счет формирования максимального значения адгезии в течение суток при ручном нанесении и возможности обеспечения качества наносимого покрытия без применения СММ, а следовательно, экономии на затратах по транспортировке СММ к месту проведения работ и времени монтажа / демонтажа и настройки СММ на трубопровод.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Оптимальный вариант нанесения ленточного битумно-полимерного покрытия – с применением СММ, поскольку данная технология обеспечивает равномерное и необходимое натяжение по окружности трубопровода с одновременным увеличением адгезии по сравнению с ручным способом нанесения.

2. Покрытие на основе вязкоэластичного материала обладает преимуществами перед ленточными битумно-полимерными покрытиями на участках трубопроводов небольшой протяженности в силу отсутствия необходимости применения СММ.

3. Картриджная технология нанесения термореактивного покрытия при отрицательных температурах требует доработки и проведения дополнительных испытаний.

Характеристики основных показателей испытанных материалов и технологий

Characteristics of the main indicators of the tested materials and technologies

ОБЗОР ТРЕБОВАНИЙ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ, РЕГЛАМЕНТИРУЮЩИХ ОЦЕНКУ АГРЕССИВНОГО ДЕЙСТВИЯ СКВАЖИННЫХ СРЕД

На сегодняшний день действующие нормативные документы нефтегазовой отрасли предлагают различные подходы к классификации промысловых скважинных сред по степени их коррозионной активности. В табл. 1
представлены значения основных показателей агрессивности скважинных сред по данным ряда нормативных документов ПАО «Газпром» [1–4].

В то же время в [4] отмечено, что помимо показателей, приведенных в табл. 1,
фактором, влияющим на коррозионную активность промысловой среды, является степень ее обводненности. Согласно [4] коррозионная активность водно-углеводородных сред ранжируется по содержанию пластовой воды с разделением на среды с обводненностью до 99, до 60 и ниже 60 %.

Кроме того, в [1] указано, что в ходе оценки коррозионной активности среды уровень ее агрессивности повышают на одну степень в случае совместного присутствия в газовой фазе сероводорода и углекислоты или наличия механических примесей (песка, продуктов коррозии, осадков) либо органических кислот (уксусной и др.), а также в случае, если относительная влажность добываемого газа может привести к конденсации
влаги.

Стандарты [5, 6] при определении возможности эксплуатации труб в сероводородсодержащих средах регламентируют необходимость оценки агрессивности среды по таким признакам, как:

• парциальное давление сероводорода или эквивалентная концентрация H2S в водной фазе;

• значение рН среды;

• концентрация растворенных хлоридов и иных галогенидов;

• присутствие элементарной серы или других окислителей;

• температура;

• наличие гальванических явлений;

• наличие механических напряжений;

• продолжительность контакта материала с жидкой водной фазой.

Федеральные нормы и правила [7] регламентируют использование специальных сталей, стойких к сероводородному (сульфидному) растрескиванию, для следующих условий:

• для многофазного флюида «нефть – газ – вода» с газовым фактором менее 890 нм3 / м3 с абсолютным давлением в системе менее 1,83 МПа при концентрации сероводорода более 4 % об. (парциальное давление Н2S – более
73 кПа) и с абсолютным давлением выше 1,83 МПа при концентрации сероводорода более 0,018 % об. (парциальное давление Н2S – свыше 345 Па);

• для влажного газа или обводненной нефти с газовым фактором более 890 нм3 / м3 с абсолютным давлением в системе менее 450 кПа при концентрации сероводорода более 10 % об. и с абсолютным давлением свыше
450 кПа при концентрации сероводорода более 0,075 % об. (парциальное давление Н2S – выше 345 Па).

Стандарт [6] регламентирует требования к сталям в зависимости от величины парциального давления сероводорода и углекислого газа и величины рН. При этом для сред с парциальным давлением сероводорода менее
0,3 кПа применение специально аттестованных сталей стандартом не предусмотрено. Ограничение в применении вводится только для сталей с пределом текучести более 965 МПа. Стойкость таких сталей следует подтверждать экспериментально. Однако если парциальное давление H2S в газе больше либо равно 0,3 кПа, стали следует выбирать с учетом их стойкости к сероводородсодержащим средам с заданными величинами парциального давления H2S и рН. Кроме того, стандарт [6] вводит ограничения на значения прочностных свойств сталей и твердости основного металла и сварных швов, а также зон термического влияния углеродистых и низколегированных сталей. Выбор сталей производится исходя из параметров скважинной среды в соответствии с зонами, указанными на рисунке.

КЛАССИФИКАЦИЯ АГРЕССИВНОСТИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ ДЛЯ МЕТАЛЛА ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

Анализ рассмотренных требований различных нормативных документов, в соответствии с которыми осуществляется оценка агрессивного действия скважинных сред, свидетельствует о необходимости учета таких факторов, как:

• температура среды;

• величина рН;

• степень минерализации;

• содержание СО2;

• содержание Н2S;

• степень обводненности для водно-углеродных сред и влажности для газовых сред.

На основе проведенного анализа разработана классификация агрессивности скважинной продукции для металла обсадных и насосно-компрессорных труб разного материального исполнения, представленная в табл. 2.

Стоит отметить, что во многом коррозионная активность скважинной среды определяется наличием в ней агрессивных газов. При этом вклад СО2 и Н2S в развитие коррозионных процессов существенно различается. В частности, при развитии углекислотной коррозии основное значение имеет содержание и парциальное давление СО2. В то же время высокая концентрация сероводорода в продукции скважин играет ведущую роль в развитии сероводородной коррозии или сероводородного растрескивания под напряжением. Поэтому предлагаемая шкала оценки агрессивности промысловых сред подразделяет их на две категории по основному агрессивному компоненту и механизму развития коррозионных процессов. Агрессивность сред 1‑й категории определяется действием углекислого газа и провоцирует развитие коррозионных процессов по механизму углекислотной коррозии. У коррозионных сред 2‑й категории основным агрессивным компонентом является сероводород, который в зависимости от парциального давления может вызывать развитие сульфидной (сероводородной) коррозии или сероводородного растрескивания под напряжением.

ВЫБОР ТРУБ ДЛЯ СРЕД С РАЗНОЙ КОРРОЗИОННОЙ АКТИВНОСТЬЮ

Выбор труб для эксплуатации в средах с разной агрессивностью должен осуществляться на основе регламентации требований по химическому составу, термической обработке и показателям механических свойств, влияющим на коррозионную стойкость.

Для эксплуатации в средах с низкой агрессивностью применяются трубы, изготовленные из углеродистых и низколегированных сталей в обычном исполнении. Группы прочности труб, применимых для 1‑й и 2‑й категорий сред с низкой агрессивностью, представлены в табл. 3.

При наличии сварных швов на трубах из углеродистых и низколегированных сталей стандарт [6] вводит ограничения по твердости:

• сварного шва и зоны термического влияния корневого слоя – не более 250 HV;

• сварного шва и зоны термического влияния облицовочного слоя – не более 275 HV или 250 НV для труб с толщиной стенки не более 9 мм, контактирующих с агрессивной средой по наружной поверхности.

Для сред со средней агрессивностью 1‑й категории допускаются к применению обсадные и насосно-компрессорные трубы, стойкие к углекислотной коррозии, с содержанием хрома 12–14 %. Группы прочности труб, применимых для данных сред, представлены в табл. 4.

Для среднеагрессивных сред 2‑й категории требованиям к коррозионной стойкости удовлетворяют обсадные и насосно-компрессорные трубы с Cr-Mo системой легирования, изготовленные из низколегированных сталей в сероводородостойком исполнении. Группы прочности применимых в указанных средах труб приведены в табл. 5.

При применении труб в сероводородостойком исполнении без использования ингибиторов коррозии должны быть ограничены минимальная рабочая температура и максимальные значения предела прочности и твердости металла (табл. 6). В то же время при наличии сварных швов на трубах сероводородостойкого исполнения твердость сварного соединения не должна превышать значений, указанных в [6].

Трубы, изготовленные из хром-никелевых сплавов на железной основе, применяются в средах с высокой агрессивностью. Требования к обсадным трубам и насосно-компрессорным трубам с такой системой легирования представлены в табл. 7.

Химический состав металла труб из хром-никелевых сплавов на железной основе характеризуется индексом коррозионной стойкости для язвенной коррозии (англ. pitting resistance equivalent number – PREN), превышающим 35 %. Определяется данный индекс по следующей зависимости:

PREN = Cr% +

+ 3,3(Mo% + 0,5W%) + 16N%.

В наиболее жестких условиях эксплуатируются обсадные и насосно-компрессорные трубы из никелевых сплавов, к числу марок которых относятся, в частности, 02X21Н42М3, 02Х22Н50М7, 03Х25Н50М6, 01Х20Н54М9, 02Х22Н52М11, 01Х15Н60М16. Требования к трубам из этих сплавов содержатся в [14].

Согласно рекомендациям стандарта [16] (на его основе принят и действует ISO 15156-3:2009) сплавы на основе никеля могут применяться при любых парциальных давлениях H2S и без ограничений по содержанию элементарной серы. Они должны находиться в отожженном
состоянии.

Таким образом, предложенная классификация скважинных сред по коррозионной активности позволяет учесть основные факторы, влияющие на развитие коррозионных процессов, и осуществить выбор материального исполнения труб, обеспечивающих необходимый уровень коррозионной стойкости.

Таблица 1. Классификация степени агрессивности скважинных и промысловых сред по данным нормативных документов [1–4]

Table 1. Classification of the degree of aggressiveness of borehole and field conditions according to regulatory documents [1–4]

Таблица 2. Классификация скважинных сред по степени агрессивности и группы труб по коррозионной стойкости

Table 2. Classification of downhole conditions by aggressiveness and pipe groups by corrosion resistance

Таблица 3. Группы прочности и стандарты, регламентирующие технические требования к обсадным трубам и насосно-компрессорным трубам обычного исполнения для первой группы по коррозионной стойкости

Table 3. Strength groups and standards governing technical requirements for well casing and сonventional tubing strings for corrosion resistance group 1

Таблица 4. Группы прочности и стандарты, регламентирующие технические требования к обсадным трубам и насосно-компрессорным трубам, стойким к углекислотной коррозии и отнесенным к третьей группе по коррозионной стойкости

Table 4. Strength groups and standards governing technical requirements for well casing and tubing strings resistant to carbon dioxide corrosion
and categorised as corrosion resistance group 3

Таблица 5. Группы прочности и стандарты, регламентирующие технические требования к обсадным трубам и насосно-компрессорным трубам
в сероводородостойком исполнении для второй группы по коррозионной стойкости

Table 5. Strength groups and standards governing technical requirements for well casing and tubing strings in hydrogen-sulphide resistant version
for corrosion resistance group 2

Таблица 6. Требования к минимальной температуре эксплуатации и прочностным свойствам металла труб в сероводородостойком исполнении
при отсутствии ингибирования

Table 6. Requirements for minimum operating temperature and strength properties of hydrogen-sulphide resistant pipe metal when not inhibited

Таблица 7. Группы прочности и требования к обсадным трубам и насосно-компрессорным трубам, стойким к углекислотной коррозии и отнесенным
к третьей группе по коррозионной стойкости

Table 7. Strength groups and requirements for well casing and tubing strings resistant to carbon dioxide corrosion and classified in corrosion group 3

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!

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ПЛАСТА ВК1

Викуловская свита (пласты ВК1) представлена прибрежно-морскими отложениями с преобладанием тонкослоистого переслаивания аргиллитов, алевролитов и песчаников, которые изменяются по толщине и свойствам по латерали. Как правило, пласт ВК1 представлен тремя четко выраженными песчаными циклитами. Геолого-геофизические характеристики циклитов улучшаются вниз по разрезу, средний коэффициент проницаемости возрастает с 5·10–3 до 37·10–3 мкм2, эффективные нефтенасыщенные толщины (ЭННТ) изменяются от 1,5 до 3,0 м. Таким образом, нижний циклит оказывается самым перспективным по показателю проводимости и основному объему запасов нефти. Помимо целевой верхней пачки пластов локально по разрезу выделяются отложения высокопродуктивной врезанной долины, проницаемость которой может доходить до 430·10–3 мкм2.

Пласт ВК1 стратиграфически приурочен к раннему альбу нижнего мела (К1al), снизу подстилается региональной пачкой глин, толщина которой в пределах врезанной долины составляет 1–5 м, вне ее – в среднем 6 м. На пониженных отметках целевой пласт ВК1 подстилается водонасыщенными пластами ВК2–3, что обусловливает определенные риски при вскрытии и освоении пласта ВК1 системами наклонно-направленных и горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП).

На Каменном лицензионном участке (ЛУ) пласт ВК1 характеризуется чрезвычайно сложным характером насыщения нефтью и водой, уровни водонефтяного контакта выделяются в некоторых случаях условно в силу высокой неопределенности. По результатам испытаний водонефтяной контакт (ВНК) для ВК1 наклонный, определялся отдельно для каждой залежи. В целом по ВК1 наблюдается тренд на понижение ВНК с юга на север. Коллекторы ВК1 изначально являются недонасыщенными, со средними значениями коэффициента нефтенасыщенности 51 % в чисто нефтяной и 43 % в водонефтяной зоне.

ИСТОРИЯ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ПРИ БУРЕНИИ ОТЛОЖЕНИЙ ВИКУЛОВСКОЙ СВИТЫ

Разработка объекта была начата в 1992 г. и на сегодняшний день ведется в соответствии с основными положениями проектных документов. Основные поднятия разбурены по треугольной сетке с формированием обращенной 7‑точечной системы с последующим уплотнением до 13‑точечной, однако по результатам эксплуатации скважин принято решение далее систему не уплотнять. В 2010–2011 гг. было продолжено бурение на северных и центральных залежах, а во второй половине 2011 г. было начато бурение южного участка на пониженных абсолютных отметках по обращенной 7‑точечной системе разработки. На южном участке было пробурено более 70 скважин, по которым не подтвердились плановые запускные показатели по коэффициенту продуктивности Кпрод (плановый показатель составлял 0,71 м3 / (сут·МПа), тогда как фактический достиг лишь 0,42 м3/ (сут·МПа)), а также по входной обводненности (66 % по факту при плановом значении 45 %).

До 2012 г. разработка ВК1 характеризовалась увеличением годовых отборов нефти, однако после разбуривания южного участка и в отсутствие подтверждения технологической эффективности новых скважин (при освоении стандартным ГРП получена высокая входная обводненность, а при малотоннажных ГРП не был достигнут рентабельный дебит нефти) было принято решение об остановке бурения и поиске новых технологий для эффективного вовлечения в разработку краевых запасов.

В 2013–2014 гг. были начаты опытно-промышленные работы (ОПР) по бурению скважин с горизонтальными секциями (ГС) в краевые зоны. Был реализован пилотный проект с опробованием технологии бурения ГС с МГРП (средняя масса проппанта Mпр на порт –
13,5 т) по технологии цементируемого хвостовика с кластерной перфорацией и применением полимерных шаров. Пробурено шесть ГС, четыре из которых добывающие, длиной 1100 м, и две нагнетательные, длиной 600 м. Запускной Кпрод по скважинам ОПР в среднем составил 2,69 м3 / (сут·МПа) при обводненности от 88 % с последующим снижением дебита жидкости на 30 % в течение месяца. Технология оказалась неприменимой для данного объекта ввиду получения «слепых» ГРП из‑за прорыва трещины в водонасыщенные пласты.

В 2015 г. было проведено бурение ГС с МГРП (средняя Mпр на порт – 15,3 т) в краевые зоны центрального поднятия по технологии заканчивания цементируемым хвостовиком с разобщающими пакер-пробками. Технология показала низкую эффективность в данных условиях из‑за длительного периода освоения (четыре интервала – 72 сут), а также необходимости разбуривания пакер-пробок и, как следствие, кольматации призабойной зоны пласта. Запускные Кпрод скважин составили 0,78–2,1 м3 / (сут·МПа) при входной обводненности на уровне 76–86 %.

В 2016 г. были пробурены ГС (средняя длина – 610 м) с опробованием технологии ГРП с манжетным пакером со сдвоенными верхними и нижними чашками. Запускные показатели составили: Кпрод –
в среднем 2,8 м3 / (сут·МПа), обводненность – в пределах 50 %. Технология оказалась оптимальной в условиях с малыми ЭННТ и при наличии подстилающих водонасыщенных пластов. Благодаря технологии ГРП с манжетным пакером со сдвоенными верхними и нижними чашками возможно проведение малообъемных ГРП (от 1 т), обеспечивающих ограничение распространения трещины по высоте. Компоновка заканчивания в данном случае представлена нецементируемым хвостовиком с набухающими пакерами и разрывными муфтами. Это обеспечивает равнопроходной диаметр хвостовика, возможность проведения рефраков и исследований, а также значительно сокращает цикл освоения (семь ГРП – 23 сут), позволяя выполнить все ГРП в один подход, без дополнительных спуско-подъемных операций.

С начала применения технологии селективного пакера количество ГС + МГРП ежегодно увеличивается. Так, при проведении ОПР было пробурено семь скважин (в 2015 г. – четыре, в 2016 г. – три), но уже в 2017 г. было пробурено 17, в 2018 г. – 49, в 2019 г. – 42 скважины (рис. 1).

Технология с применением селективного пакера показала эффективность в условиях снижения качества разрабатываемых запасов. Ее внедрение позволило достичь плановых показателей по запускным дебитам нефти в зонах, где освоение стандартными способами не давало положительных результатов.

ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ РИСКИ ПРИ ВОВЛЕЧЕНИИ В РАЗРАБОТКУ КРАЕВЫХ ЗАПАСОВ

Основной проблемой вовлечения краевых запасов в разработку являются риски, обусловленные структурным фактором. Наибольшей сложностью является то, что зоны в пониженных отметках мало изучены разведочным бурением. Впрочем, даже наличие разведочных скважин (РС) не снимает возникающих неопределенностей. Испытания пластов выполнены без ГРП, отсутствует понимание продуктивности зон. Поэтому активно формируется программа по переиспытанию старых РС с ГРП, повторным замерам инклинометрии, координат и альтитуд устьев РС.

Дополнительной проблемой на Каменном ЛУ является то, что участок находится на труднодоступной заболоченной территории, которую покрывает большое количество озер, болот и рек. Исходя из этого проектирование кустовых площадок (КП) предполагает колоссальные затраты на строительство инфраструктуры.

КЛЮЧЕВЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗБУРИВАНИЯ ВК1

В целях бурения краевых зон отложений викуловской свиты (ВК1) на Каменном ЛУ разработан эффективный комплекс мероприятий [1], направленных на решение оперативных и среднесрочных задач снижения геолого-технических рисков, включающий шесть ключевых направлений.

1. Детальное планирование стратегии разбуривания куста

В рамках работ выполняются детальный анализ и пересмотр интерпретации каротажных кривых геофизических исследований скважин (ГИС) по пробуренному фонду в районе проектной КП. Особое внимание уделяется проверке качества выделения коллекторов, положения водонефтяного контакта (ВНК) и характеру насыщения коллекторов. В районах с неопределенностями по структурным отметкам проводится анализ невязки структурного каркаса полномасштабной геологической модели с сейсмической поверхностью изохрон. В зонах с максимальными невязками планируются уточняющие мероприятия – замер инклинометрии скважины на базовом фонде скважин или доразведка эксплуатационным бурением. На основе сейсмических данных предварительно выполняется анализ локализации и ранжирования перспективных зон с учетом сейсмических атрибутов. Ведется учет разломно-тектонических особенностей –
амплитуд разломов. При наличии данных оценивается влияние амплитуды на данные эксплуатации или испытания скважин.

На основе уточненных данных осуществляется обновление геологической модели. В первую очередь на основе обновленной структурной карты подошвы коллектора строится уточненная зависимость промыслового условного ВНК (рис. 2). Зависимость условного ВНК строится по промысловым данным отдельно по ННС и ГС, она представляет собой зависимость запускной обводненности скважины от абсолютной отметки подошвы коллектора.

Граничная отметка 80 % обводненности для добывающих ГС определена как максимально возможная входная обводненность, при которой дебит нефти остается рентабельным.

С учетом границ локализации рентабельных запасов проводится оценка эффективности расстановки фонда по базовому варианту бизнес-плана, при необходимости производится оптимизация, подготавливается дополнительный рекомендуемый вариант. На основе уточненных данных формируется расчет в формате рейтинга бурения, и выбирается наиболее выгодный вариант.

В процессе бурения скважин актуализируются секторная геологическая модель (СГМ) и стратегия, ведется мониторинг соответствия принятым вариантам бурения. При необходимости (значительном увеличении / снижении перспектив) стратегия оперативно пересматривается, и согласовывается новый план бурения. В стратегии также учитываются перечисленные далее мероприятия, направленные на уменьшение рисков бурения последующих КП.

2. Доразведка при эксплуатационном бурении, программа переиспытаний

Доразведка в ходе эксплуатационного бурения обычно выполняется при помощи бурения ННС с максимальным отходом от КП. На основе полученных ГИС уточняется СГМ, снимаются риски бурения следующих скважин и КП.

При бурении краевых зон ГС в АО «РН-Няганьнефтегаз» (дочернее общество ПАО «НК «Роснефть») активно используется бурение U-образных профилей в целях доразведки структурной кровли пласта (рис. 3) в точке Т3. Данный подход представлен на примере бурения ГС Х1 с КП Y1 с максимальным отходом для доразведки поведения структуры.

Применение доразведки позволило не только обосновать подход к бурению КП Y2, но и расширить его, поскольку по результатам бурения оценочной ННС с ГРП Х2 была уточнена СГМ на северо-западе, запускные показатели оказались на уровне плановых
(Кпрод – 2,55 м3 / (сут·МПа)). Было принято решение о добавлении в проект двух удлиненных ГС (800 м) с МГРП. Запускная обводненность ГС составила 51 и 68 %, что подтвердило перспективность зоны, оконтуренной при помощи промыслового условного ВНК.

3. Многовариантная стратегия проводки горизонтальных скважин

До начала бурения каждой ГС формируется геологический проект на бурение, который оценивает возможные варианты развития событий в виде траекторий проводки ствола. Основными процедурами при подготовке плановой траектории проводки ствола являются:

• заложение интервала стабилизации перед началом горизонтального ствола точкой Т1, в которой происходит набор зенитного угла (ЗУ);

• выбор ЗУ после Т1 таким образом, чтобы была возможность выположиться во всех перспективных нефтяных пластах разреза, не было значительной неэффективной проходки по целевым пластам;

• в краевых зонах заложение доразведки с обязательной отбивкой кровли ВК1 в точке Т3;

• определение контрольных точек принятия решений;

• расчет технической возможности строительства скважины по критическим профилям.

4. Расширенное оперативное сопровождение бурения

В процессе бурения при необходимости корректировки траектории горизонтального ствола скважины решение принимают команды по сопровождению бурения АО «Институт геологии и разработки горючих ископаемых» и ООО «Тюменский нефтяной научный центр» (корпоративные научно-исследовательские институты ПАО «НК «Роснефть»). Координацию действий участников процесса геологического сопровождения бурения, экспертизу данных и принятие решений по корректировке траектории скважины в процессе бурения осуществляет АО «РН-Няганьнефтегаз».

Экспертные группы позволяют решать такие задачи, как:

• контроль качества информации, поступающей с КП до выдачи рекомендаций;

• подготовка и сопровождение 2D-модели для бурения транспортных секций и горизонтальных участков скважин;

• геонавигация по 2D-модели в режиме онлайн, направленная на достижение целей и задач, указанных в геологических проектах;

• оперативная интерпретация ГИС во время активной фазы бурения два раза в сутки (литология, фильтрационно-емкостные свойства, имидж-плотность по данным плотностного гамма-гамма-каротажа, сопоставление со шламом);

• обновление 3D-СГМ при бурении горизонтального ствола, а также транспортной секции два раза в сутки во время активной фазы бурения, формирование суточного рапорта в виде презентации;

• выдача рекомендаций по проводке профиля с учетом комплексного анализа результатов интерпретации ГИС, сейсмики, 3D-СГМ при бурении ГС.

Данная схема включает в себя экспертную поддержку и позволяет проводить своевременную всестороннюю оценку рисков в целях оптимальной проводки горизонтального ствола.

5. Планирование многостадийного гидроразрыва пласта на скважине

После окончания бурения ГС проводится комплекс мероприятий, направленных на оптимизацию количества и расстановку портов ГРП:

• на основе финального разреза по скважине выполняется расстановка портов ГРП в коллекторах;

• выдаются рекомендации о граничной высоте трещин ГРП в целях ограничения прорывов в нижележащие водонасыщенные прослои [2];

• для формирования дизайнов по каждой трещине ГРП выдается синтетический гамма-каротаж для расчета модели напряжений;

• на основе допустимой высоты трещины формируется дизайн ГРП с оптимальной массой проппанта для каждой стадии ГРП.

Данный подход является одним из ключевых в условиях низкой проницаемости коллекторов пласта ВК1 и наличия водонасыщенных подстилающих прослоев.

6. Увеличение длины горизонтальных скважин и количества гидроразрывов пласта

До 2018 г. средняя плановая длина ГС с МГРП в краевых зонах составляла не более 600 м при средней запускной продуктивности 2,9 м3 / (сут·МПа).

С 2018 г. АО «РН-Няганьнефтегаз» активно ведет пилотные работы по увеличению длин горизонтальных стволов скважин и количества ГРП. В целях увеличения эффективности выработки краевых запасов и выхода на определенные экономические показатели была разработана программа ОПР, состоящая из двух этапов. В качестве полигона пилотных работ были выбраны краевые зоны центрального поднятия.

В 2019 г. был реализован первый этап ОПР по бурению на КП Y2 (рис. 4). Было запланировано пять ГС с длиной горизонтальной секции 1200 м и 14‑стадийным ГРП с ориентацией стволов ГС как вдоль, так и поперек линии регионального напряжения. Плановый запускной дебит нефти по ГС в среднем оценивался на уровне 60 т / сут (Кпрод – 3,2 м3 / (сут·МПа)) при плановых дебитах на окружающих ГС (600 м) – 35 т / сут (Кпрод – 2,1 м3 / (сут·МПа)). По техническим причинам не по всем скважинам достигнуты целевые длины и количество стадий ГРП. Скважины пробурены с учетом предельных технических возможностей буровых установок. Тем не менее плановые запускные дебиты по пилотным скважинам были достигнуты (табл.).

МГРП выполнялись по технологии с применением селективного пакера. В целях снижения рисков прорыва трещины ГРП для каждого фрак-порта (ФП) в зависимости от структурного фактора определялась оптимальная масса проппанта. В среднем по пилотным скважинам на стадию закачали по 6 т (максимально – 8 т) проппанта, средняя высота трещины составила 15 м. Это позволило избежать прорыва трещин ГРП в нижележащий водонасыщенный пласт.

Бурение пилотных скважин на КП Y2 показало свою эффективность, первый этап ОПР признан успешным. Были достигнуты поставленные цели, в числе которых:

1) опробование технологии бурения и освоения ГС длиной до 1200 м
и до 14 МГРП;

2) оценка запускных показателей и динамики работы скважин;

3) оценка эффективности системы поддержания пластового давления (ППД).

4) оценка эффективности системы ППД для скважин, расположенных вдоль и поперек регионального стресса.

В рамках второго этапа ОПР по увеличению длины горизонтальной секции скважин было запланировано бурение скважин с увеличением длины до 2000 м (рис. 4).

На сегодняшний день запущена первая пилотная скважина X8. Она уникальна для ООО «РН-Няганьнефтегаз» сразу по трем параметрам: общая протяженность скважины составляет 3996 м, длина горизонтальной секции в продуктивном пласте – 2075 м, количество портов ГРП, спущенных в скважину, – 25. Проводка выполнена по планируемому третьему циклиту пласта ВК1. Плановые ЭННТ составляли 3,4 м, что подтвердилось по результатам бурения. Фактический профиль бурения ГС имеет волнообразный вид. Конструкция скважины трехсекционная, посадка башмака транспортной колонны осуществлена ниже кровли пласта ВК1 (кровля целевого и первого циклита пласта ВК1) в целях перекрытия неустойчивых ханты-мансийских глин на 25 м по стволу. В процессе бурения были отмечены следующие особенности:

1) выход из подошвенных глин, сопровождавшийся проблемами с набором зенитного угла в связи со сложностью прохождения вышележащих плотных пород;

2) неподтверждение структуры вдоль горизонтальной секции скважины. Так, при бурении скважины с длиной горизонтальной секции 2000 м отклонение угла роста структуры от плана в два раза может быть критичным для достижения плановой длины.

По результатам бурения ГС 439 (на фактический забой скважины) эффективная длина составила 1175,7 м (56,7 %) против 803,6 м (38,6 %) плановой проходки. Была выдана рекомендация на расположение 25 ФП вдоль ствола скважины с ограничением трещины по высоте на проведение МГРП. Фактический профиль скважины представлен на рис. 5.

Скважина успешно введена в эксплуатацию с запускным дебитом 88 т / сут и обводненностью 67 %. Продуктивность составила +20 % плана. МГРП также выполнялся по технологии применения селективного пакера. Все стадии ГРП выполнены в плановом объеме с закачкой 3–6 т проппанта на стадию. Средняя высота трещины составила 15 м, полудлина – 59 м, прорыв трещин ГРП в нижележащий водонасыщенный пласт не наблюдается.

Полученные результаты эксплуатации скважин с горизонтальной секцией 2000 м подтверждают эффективность предложенной стратегии разработки: запускные показатели по продуктивности практически в два раза превосходят показатели скважин с горизонтальной секцией 600 м (рис. 6).

На сегодняшний день с учетом полученных запускных показателей пилотные работы можно признать успешными. Реализованные скважины доказывают эффективность выбранного подхода (отсутствие технологических осложнений, высокие запускные дебиты нефти, дополнительная добыча в начальном периоде). По окончании ОПР запланированы анализ и мониторинг динамики работы длинных скважин, по результатам которых будут даны рекомендации к дальнейшему тиражированию подхода к разработке. В перспективе потенциал к тиражированию только на объекте ВК1 Каменного ЛУ составляет более 30 скважин.

В результате удлинения горизонтальной секции скважин и увеличения стадийности ГРП удалось:

• увеличить продуктивность скважины;

• повысить ожидаемую накопленную добычу на скважину за счет увеличения коэффициента охвата;

• сократить капитальные затраты на бурение и обустройство КП.

В совокупности это позволяет уменьшить период окупаемости и повысить экономическую эффективность бурения, благодаря чему возможно вовлечение в разработку ранее нерентабельных краевых запасов, составляющих порядка 25 % трудноизвлекаемых запасов.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В результате применения разработанного комплекса мероприятий осуществляется своевременное обновление программы эксплуатационного бурения на пять лет, проводится анализ неопределенностей и рисков, определяются пути их снижения. Налажен итеративный процесс геологического сопровождения бурения, результаты которого ежеквартально встраиваются в полномасштабную геологическую модель викуловской свиты Каменного ЛУ. В целях эффективного освоения запасов краевых зон викуловской свиты ведутся пилотные работы по увеличению длин ГС, количества ГРП, а также по управлению геометрией трещин ГРП в условиях наличия нижележащих водонасыщенных прослоев. Результаты ОПР, полученные в 2020 г. на КП Y3, носят положительный характер и дают основания двигаться дальше по пути вовлечения в разработку краевых зон викуловской свиты, однако об эффективности увеличения общей длины ГС и количества стадий МГРП можно будет судить по итогам анализа работы данных скважин.

Плановые запускные дебиты по пилотным скважинам, пробуренным на кустовых площадках Y2 и Y3 Каменного лицензионного участка Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения

Planned start-up flow rates from pilot wells drilled at multiple well platforms Y2 and Y3 in the Kamenny licence area of the Krasnoleninskoye oil and gas condensate field

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.

ВВЕДЕНИЕ

Перекачка нефти с подогревом, или так называемая горячая перекачка, является самым распространенным способом транспортировки высоковязких нефтей. При нагреве уменьшается вязкость нефти, повышается текучесть и появляется возможность ее транспортировки по трубопроводу.

В России известны как относительно старые «горячие» магистральные нефтепроводы (МН), например «Узень – Самара (Куйбышев)», так и недавно построенные, например МН «Заполярье – Пурпе», успешно использующие транспортировку высоковязкой и застывающей нефти в неизотермических режимах.

Для расчета изменения температуры нефти при неизотермической перекачке используют теорию В.Г. Шухова, усовершенствованную акад. Л.С. Лейбензоном [1]. Ключевым уравнением этой теории, справедливым для стационарного течения нефти, является уравнение притока тепла:

,           (1)

где Q – массовый расход нефти, кг / с; Cж – теплоемкость жидкости, Дж / (кг.К); T(x) – распределение темпера-
туры, °C, жидкости по координате x, м, вдоль оси трубопровода; d – внутренний диаметр нефтепровода, м; qT – теплообменный поток между жидкостью в трубопроводе и окружающей средой, Вт; – коэффициент гидравлического сопротивления; – скорость течения нефти, м / с. Первое слагаемое в правой части уравнения (1) выражает теплообмен жидкости, второе – ее нагрев за счет выделения тепла внутреннего трения [1, 2]. Для расчета величины теплообменного потока, как правило, применяют
формулу:

,           (2)

приписываемую И. Ньютону, где T и Tнар – температура жидкости и наружная температура соответственно, °C; KT – коэффициент теплопередачи от жидкости в окружающую среду, зависящий как от режима течения жидкости в трубопроводе, так и от свойств тепловой изоляции трубопровода, в т. ч. от параметров грунта и условий на его поверхности [3], Вт / (м2.K). При подстановке формулы (2) в уравнение (1) при некоторых дополнительных допущениях получают приближенное выражение для распределения температуры по длине трубопровода:

,           (3)

где = ж3/(8KT) – некоторая температура, отражаю-
щая выделение тепла за счет работы сил внутреннего трения, °C; ж – плотность перекачиваемой жидкости, кг / м3; T0 – температура жидкости в начале участка, °C.

Однако если тепловой закон (2) Ньютона использовать для расчета нестационарных (в частности, квазистационарных) термогидравлических процессов [4–8], придется принять допущение, что температурное поле вокруг трубопровода при изменении температуры перекачиваемой нефти перестраивается мгновенно, хотя в реальности такая перестройка занимает значительное время, в основном из‑за тепловой инерционности грунта. Благодаря аккумулирующей способности тепло постепенно накапливается в грунте и затем медленно передается наружу. Поэтому и нефть в трубопроводе изменяет свою температуру не так быстро, как это следовало бы по закону Ньютона. Таким образом, основной фактор, ускользающий от рассмотрения при использовании теплового закона Ньютона для расчета нестационарных процессов, – это перестройка температурного поля в грунте, окружающем трубопровод. Поэтому для того, чтобы производить расчеты более точно, необходимо учитывать динамику изменения температуры грунта.

Известны методы, которые условно можно было бы отнести к точным, основанные на численных сеточных решениях пространственных задач по вычислению теплопроводности в сложной двусвязной области грунта вокруг горячего нефтепровода. Впрочем, такие расчеты весьма громоздки и оставляют сомнения в их действенности из‑за неопределенности краевых условий на удалении от трубопровода, поэтому актуальна разработка пусть приближенных, но более простых методов расчета подобных процессов. Один из таких методов предлагается в данной работе.

Если принять допущение о квазистационарном характере происходящих процессов, сформулированная проблема сводится к решению системы двух уравнений:

• дифференциального, выражающего баланс тепловой энергии индивидуальных частиц нефти и приходящего на смену стационарному уравнению (1):

;           (4)

• алгебраического, выражающего баланс напоров на технологическом участке (ТУ) трубопровода:

,           (5)

причем интеграл в его правой части учитывает, что коэффициент гидравлического сопротивления является переменной величиной вдоль трубопровода. В этих уравнениях t – время, ч; pп – давление перед головной станцией, Па; pL – давление в конце ТУ МН, Па; F() – суммарная ( – ∆p) характеристика всех нефтеперекачивающих станций ТУ МН, м; g – ускорение силы тяжести, м / с2; z0, zL – высотные отметки начала и конца ТУ МН, м; L – длина ТУ МН, м;
S – площадь внутреннего поперечного сечения трубопровода, м2. Поскольку жидкость считается несжимаемой, а тепловым расширением пренебрегается, скорость течения нефти зависит только от времени и не зависит от координаты, т. е. = (t).

Уравнения (4) и (5) образуют систему для нахождения скорости течения нефти (t), в отличие от стационарного течения, являющегося функцией времени, и распределения температуры жидкости по длине ТУ МН T(x,t) в зависимости от времени T(x,t)(t) [8]:

            (6)

Однако для того, чтобы замкнуть эту систему, необходимо дать выражение для теплообменного потока qT, входящее в первое уравнение системы, через определяющие параметры.

ПРЕДЛАГАЕМЫЙ МЕТОД РАСЧЕТА

В целях учета теплового потока из трубопровода в грунт и из грунта в окружающую среду в нестационарных процессах в [9] был предложен метод, суть которого состоит в замене среды, окружающей трубопровод, двумя концентрическими слоями, из которых первый – слой тепловой изоляции, второй – слой того же грунта толщиной, подобранной таким образом, чтобы при стационарном течении нефти тепловой поток из трубопровода в окружающую среду остался прежним (рис. 1).

При таком подходе поток тепла qT, уходящего с внешнего слоя изоляции в массив грунта, выражается известной формулой:

,           (7)

в которой r1экв – эквивалентный радиус изоляции, м;
гр – теплопроводность грунта, Вт / (м.K); T(r,t) – распределение температуры в концентрическом слое грунта, удовлетворяющее уравнению теплопроводности:

,           (8)

где а2 = гр / (гр / Cгр) – коэффициент температуропроводности грунта, м2 / с, причем гр – плотность грунта, кг / м3, а Cгр – его теплоемкость, Дж / (кг.K). При этом, не нарушая общности, под температурой можно понимать ее превышение над значением Tнар в окружающей среде, т. е. считать Tнар = 0.

Для построения приближенного решения уравнения (8) в [9] был использован метод Н.А. Слезкина – С.М. Тарга [10], согласно которому частная производная температуры по времени T / t в левой части уравнения (8) заменяется полной производной по времени dTср / dt от средней температуры грунта Tср(t). При таком допущении при решении уравнения (8) для T(r,t) получается следующее выражение:

            (9)

где T1(t) – температура нефти, °C, в рассматриваемом сечении трубы, т. е. при r = r1; из – коэффициент теплопроводности изоляции, Вт / (м.K); = (грln(2r1экв/r)(2ln2 + 1 – ))/b.ln2;
1 = r1экв / r1; 2 = r2экв / r1экв ; b = из / ln 1 + гр / ln 2.

Кроме того, найденное решение (9) дает для теплового потока из трубы в грунт qT выражение

,           (10)

а для скорости изменения средней температуры грунта dTср / dt – выражение

.           (11)

В формулах (10) и (11) А, B, C и F – постоянные величины, которые выражаются через геометрические и теплофизические параметры задачи:

; (12)

;           (13)

;           (14)

.           (15)

Таким образом, в рамках предлагаемого метода нестационарный тепловой поток qT характеризуется уже не двумя, как в классической теории, а тремя параметрами: температурой нефти в трубопроводе T1, наружной температурой Tнар и средней температурой грунта Tср. Естественно, что в случае перекачки нефти в стационарном режиме,
т. е. при dTср / dt = 0, полученные выражения переходят в уже известный закон Ньютона.

АЛГОРИТМ ЧИСЛЕННОГО РЕШЕНИЯ ТЕРМОГИДРАВЛИЧЕСКОЙ ЗАДАЧИ

Обратимся к решению системы уравнений (6), моделирующей нестационарное и неизотермическое течение нефти в ТУ МН. В этой системе коэффициент гидравлического сопротивления является известной функцией от числа Рейнольдса Re = d / , в котором кинематическая вязкость
= (T), м2 / с, зависит от температуры жидкости T и относительной эквивалентной шероховатости , а теплообменный поток qT в каждом сечении трубопровода x определяется на основе соотношений (9) и (10). При разработке численного алгоритма решения за основу взят алгоритм, изложенный в [11], дополненный, однако, двумя новыми процедурами – расчетом теплового потока и средней температуры грунта.

Алгоритм численного решения уравнений (6) заключается в следующем. ТУ МН 0 ≤ x ≤ L (пусть для примера он состоит только из двух перегонов) разбивается на n равных по длине частей ∆x = L / n (рис. 2). Поскольку в нестационарном режиме скорость течения жидкости изменяется от времени, но в силу несжимаемости жидкости эта скорость зависит только от времени (но не от координаты), = (t). Полагая шаг расчета по координате постоянным ∆x = const, делаем шаг расчета по времени ∆t переменным и определяемым как ∆t(s) = ∆x / (s), где s = 0, 1, 2, … – порядковый номер. Такой выбор параметров вычислительной сетки обусловливает движение частиц нефти по траекториям, показанным пунктирными линиями на рис. 2, причем в конце каждого временного интервала попадает в узел вычислительной сетки (xk, ts).

Пусть в начальный момент времени t = 0 распределение скорости течения и температуры нефти соответствует стационарному режиму, так что при s = 1 известны значения сеточных функций (1) и T1(k,1). На основе (9) можно найти также распределение средней температуры грунта Tср(k,1) по длине рассматриваемого ТУ МН. Таким образом, перед началом расчета нестационарного режима можно считать известными значения T1(k,1), Tср(k,1) и (1) в первом временном слое, поэтому задача состоит в том, как по этим значениям найти значения сеточных функций в следующем временном слое, т. е. при s = 2, s = 3 и т. д.

Будем считать что значения сеточных функций известны в (s–1)-м временном слое, тогда алгоритм нахождений тех же значений в s-м временном слое состоит в выполнении следующих этапов:

1) по известной скорости (s–1) и заданному ∆x рассчитаем значение временного шага ∆t(s) = ∆x / (s);

2) зная T1(k–1, s–1) и Tcр(k, s–1), по формуле (10) вычислим тепловой поток qT(k–1, s–1):

;           (16)

3) поскольку левая часть первого уравнения системы (6) является полной производной от температуры нефти T1 вдоль направления MN, выразим температуру нефти T1(k, s) в точке N через температуру нефти T1(k–1, s–1) в точке M. Имеем:

.           (17)

Эти формулы применимы во всех сечениях ТУ МН, за исключением тех, в которых установлены станции подогрева нефти. Если по ходу выполнения процедуры координата
xk = k∆x совпадает с координатой расположения j-й станции подогрева, то температура нефти на выходе из этой станции [T1(k, s)]вых равняется сумме температуры нефти на ее входе [T1(k, s)]вх и температуры дополнительного подогрева нефти на этой станции ∆T(j), т. е.:

;           (18)

4) на основе уравнения (11) находим среднюю температуру грунта Tcр(k, s) TN:

;           (19)

5) вычисляем скорость нефти (s) на s-м временном слое из уравнения баланса напоров (5), предварительно рассчитав ее вязкость (k, s) = (T1(k, s)) по формуле Филонова –
Рейнольдса, число Рейнольдса Re(k, s) и коэффициент гидравлического сопротивления (k, s). Интеграл в первом уравнении системы (6) заменяем конечной интегральной
суммой:

.           (20)

Уравнение (5) баланса напоров решаем методом последовательных приближений, например методом деления отрезка пополам, в результате чего находим значение скорости течения нефти (s) на s-м временном слое.

Этапы 1–5 необходимо повторять циклически до тех пор, пока не будет достигнут новый стационарный режим перекачки. Его можно определить, сравнивая скорость нефти на s-м и s–1-м временных слоях, пока их разность не станет меньше заданной величины . Расчет заканчивается, как только |(s) – (s–1)| < .

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ

Пусть по ТУ МН длиной 480 км и диаметром 1020 мм, состоящему из четырех перегонов (115, 110, 120 и 125 км) и оборудованному насосами типа НМ 10000-210 на подачу 5000 м3 / ч, перекачивают нефть, обладающую вязкостью 1000.10–6 м2 / с при 20 °C и 50.10–6 м2 / с при 60 °C, плотностью 850 кг / м3 и теплоемкостью 2000 Дж / (кг.K). Начальная температура нагрева нефти на головной нефтеперекачивающей станции (ГНПС) составляет 70 °C, причем на НПС № 2 температуру нефти увеличивают на 45 °C. Трубопровод проходит подземно на глубине 1,5 м от верхней образующей. Его изоляция состоит из нескольких слоев, в т. ч. из слоя тепловой изоляции теплопроводностью 0,5 Вт / (м.K) и толщиной 25 мм. Окружающий грунт имеет плотность 1200 кг / м3, теплоемкость 1400 Дж / (кг.K) и теплопроводность 2,5 Вт / (м.K). Высотные отметки начала и конца ТУ МН составляют соответственно 55 и 120 м. Подпор нефти на ГНПС и напор в конце ТУ МН фиксированные и равны 95 и 20 м соответственно. На каждой НПС в работе находится по три насоса. Переходный процесс в нефтепроводе возникает из‑за внезапного отключения тепловой станции на НПС № 2. С этого момента начинается процесс вытеснения горячей нефти холодной нефтью на перегонах № 3 и 4.

Результаты расчетов представлены на рис. 3–4. На рисунках обозначены кривые распределения температуры и напора нефти в начальном стационарном режиме, а также распределения этих параметров в различные моменты времени после отключения нагрева – с учетом постепенного прогрева окружающего грунта, т. е. когда qT определяется выражением (10), и с мгновенной перестройкой теплового поля в грунте, когда qT определяется законом (2)
Ньютона.

На рис. 3 представлены кривые распределения температуры и напора нефти при t = 0, t = 17,1 ч, т. е. в момент, когда граница «горячей» и «холодной» нефти достигает НПС № 3, и при t = 36,1 ч – в момент, когда «холодная» нефть полностью вытесняет «горячую» из рассматриваемого ТУ МН. Из графиков видно, что температура нефти в трубопроводе с учетом постепенности прогрева грунта значительно выше температуры нефти, рассчитанной по модели мгновенного прогрева грунта. Иными словами, нефть остывает медленнее вследствие аккумулирующей способности грунта, причем различие в данном примере составляет 7 и 9 °C на границе вытеснения. Естественно, что скорость течения нефти в модели с учетом постепенности прогрева грунта больше, чем в модели с мгновенным прогревом грунта, поэтому граница вытеснения нефти быстрее достигает конца
ТУ МН.

Обратимся к характеру изменения напоров. По мере того как холодная нефть заполняет перегоны № 3 и 4, напор на ГНПС, НПС № 1 и НПС № 2 увеличивается. Напор на НПС № 3 также увеличивается по мере продвижения границы вытеснения на 4‑м перегоне. Тенденция к увеличению или уменьшению напора обусловлена гидравлическими режимами на ТУ МН, зависящими от температуры и скорости перекачки нефти, а также от характеристик насосов, установленных на НПС. При уменьшении распределения температуры нефти на перегонах № 3 и 4 на 30–45 °C напор нефти на НПС № 2 возрастает примерно на 350 м, что может превысить несущую способность трубопровода, если такие большие значения напора не были учтены при проектировании. Кроме того, разность между напором с учетом и без учета постепенного характера прогрева грунта достигает 30 м.

На рис. 4 представлены кривые распределения теплогидравлических параметров через 1,5 (36,1 ч) и 5 (120 ч) сут после отключения нагрева нефти на НПС № 2. Из кривых, соответствующих расчетам по традиционной модели, ясно, что режим работы ТУ МН к моменту времени t = 120 ч уже является практически стационарным. Однако, согласно расчетам по предлагаемой модели, распределения температуры и напора не являются таковыми, в частности, температура нефти в конце ТУ больше стационарной на 5 °C, а напор нефти на входе и выходе НПС № 3 больше на 80 м. Согласно расчетам, выход ТУ МН на условно стационарный теплогидравлический режим будет продолжаться еще примерно 15 сут.

Таким образом, результаты расчетов в рассмотренном пусть и частном, но во многом типичном примере показывают, что, хотя выражения (10) и (2) для теплового потока qT из трубопровода в окружающую среду в стационарных режимах полностью совпадают, параметры переходных процессов замещения нефти, нагретой до одной температуры, нефтью, нагретой до другой температуры, существенно отличаются друг от друга.

ВЫВОДЫ

1. При расчете параметров переходных квазистационарных теплогидравлических режимов в «горячих» нефтепроводах необходимо или по крайней мере целесообразно учитывать усложненное по сравнению с обычным тепловым законом Ньютона выражение для потока тепла qT из трубопровода в окружающую среду. В качестве такого усложненного выражения предлагается зависимость потока тепла не только от разности внутренней и внешней температур, но и от средней температуры грунта. Учет зависимости потока тепла от средней температуры грунта позволяет учесть его аккумулирующую способность и сглаживающее влияние на изменение параметров теплогидравлических режимов перекачки.

2. Адекватные результаты расчета параметров неизотермического течения нефти в «горячем» трубопроводе как в стационарных, так и в нестационарных (квазистационарных) условиях можно получить только в рамках решения единой математической задачи, заключающейся в совместном расчете тепловых и гидравлических процессов, происходящих в нефтепроводе с промежуточными нефтеперекачивающими и тепловыми станциями, а также в грунте, окружающем нефтепровод. В статье показано, как решать подобные задачи и предложен алгоритм
решения.

Автор благодарит проф. М.В. Лурье за научное руководство исследованием.

ВВЕДЕНИЕ

Экологические проблемы энергетики все в большей степени занимают умы представителей научной общественности в силу наличия очевидной взаимосвязи между изменениями климата на Земле и накоплением в атмосфере парниковых газов, в частности оксида и диоксида углерода, а также метана. Поэтому усилия ученых и инженеров всего мира сосредоточены на так называемой декарбонизации промышленности и сельского хозяйства и поисках альтернативных источников энергии, производство которой не было бы связано с выбросами окислов углерода. Более того, европейские страны ставят перед собой весьма амбициозную задачу к 2050 г. существенно уменьшить использование источников энергии, связанных с образованием окислов углерода.

Идеальным источником «экологически чистой» энергии принято считать водород, продуктом окисления которого в двигателях внутреннего сгорания является обычная вода. В связи с этим остро ставятся вопросы производства больших объемов водорода, его хранения и транспортирования от места производства до потребителя.

В мире есть множество приверженцев так называемого зеленого водорода, получаемого методом электролиза воды. Однако именно этот способ производства является наиболее дорогостоящим и к тому же требует огромных затрат электроэнергии, вырабатываемой альтернативными методами, т. е. без сжигания углеводородного топлива. Речь, в частности, идет о солнечной и ветровой энергии (хотя остается непонятным, где и каким образом можно получить требуемое количество энергии), а также, с определенными оговорками, о ядерной энергии.

Не меньше приверженцев у метода получения водорода путем конверсии метана с параллельной нейтрализацией окислов углерода («серый» водород) или более продвинутой технологии пиролиза метана, т. е. получения водорода из метана без доступа кислорода, когда углерод остается в твердой фазе, например в виде сажи (такой водород принято называть «голубым»). В частности, именно эта концепция принята ПАО «Газпром», где данный путь справедливо считается реальной и долгосрочной основой сотрудничества России с европейскими странами [1–7].

Оставляя в стороне дискуссию о наиболее приемлемой технологии производства водорода, отметим, что вне зависимости от выбранного способа производства потребуется решать проблемы накопления водорода, его копримирования и хранения, а также транспортирования на большие расстояния. На эту проблему тоже есть разные точки зрения, хотя автору, как и многим другим, представляется, что наиболее осуществимым является транспортирование водорода в чистом виде или в виде метано-водородной смеси по системе действующих газопроводов. В работах [8, 9] были проанализированы технические аспекты обоих видов транспортирования, в частности, в [8] рассматривалась порционная технология транспортирования водорода по действующему газопроводу. Остановимся более подробно на некоторых аспектах практической реализации этой технологии.

На рис. 1 изображена схема транспортирования водорода отдельными партиями, перемежающимися партиями природного газа. По этой технологии крупная партия водорода объемом несколько миллионов или десятков миллионов стандартных кубических метров транспортируется не по специальному «водородопроводу», а по действующему газопроводу последовательно с природным газом. При этом каждая партия водорода вытесняет в трубопроводе предыдущую партию природного газа и, в свою очередь, вытесняется последующей партией природного газа. В конце трубопровода водород принимают в специальное хранилище (например, подземное) практически без потери количества и качества.

В областях контакта каждой партии водорода с природным газом образуется некоторое количество смеси газов, однако, как показано в [8], объем этой смеси относительно невелик, и она может быть без какого‑либо ущерба изъята в конце газопровода и утилизирована на компрессорной станции в качестве топливного газа. История развития трубопроводного транспорта нефти и газа знает подобный прецедент. Более 70 лет назад в мире и в России в том числе возникла проблема одновременного транспортирования по трубопроводам многих сортов моторных топлив, вырабатываемых на нефтеперерабатывающих заводах. Эта проблема была успешно решена, причем предложенное техническое решение получило повсеместное распространение и было названо последовательной перекачкой нефтепродуктов (англ. batch technology – перекачка порциями) [10]. В дальнейшем практика показала, что технологию последовательной перекачки жидкостей можно успешно применять для транспортирования партий водорода между партиями природного газа по действующим или специально спроектированным для этой цели газопроводам. Рассмотрим возможную схему реализации этого процесса.

РЕАЛИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ ПЕРЕКАЧКИ ДЛЯ ТРАНСПОРТИРОВКИ ВОДОРОДА

На рис. 2 представлена одна из возможных технологических схем формирования в газопроводе партии водорода заданного объема. В районе пролегания магистрального газопровода 1 вблизи компрессорной станции 2 построена установка для производства водорода 3.
Предположим, что давление производимого водорода, как и в большинстве известных технологий, составляет 2,5–5,0 МПа, а секундный объем производства не слишком высок, так что сформировать сколько‑нибудь значительный объем партии водорода в газопроводе с ходу нельзя. Кроме того, давление водорода на выходе из установки может быть недостаточным для того, чтобы сразу закачивать водород в магистральный газопровод.

В целях решения этих проблем вблизи установки по производству водорода 3 на глубине примерно 800–1200 м сооружается подземное хранилище водорода 5
в водоносном пласте с купольным поднятием. Объем такого хранилища может быть относительно небольшим, не более 200–300 млн ст. м3, с объемом активного газа около 100–150 млн ст. м3 с давлением 10,0–12,0 МПа [12].

Закачка водорода в подземное хранилище 5 осуществляется с помощью дожимной компрессорной станции 4, оборудованной поршневыми газомоторными компрессорами, постепенно увеличивающими давление в газовой полости ПХВ с 2,5–5,0 до 10,0–12,0 МПа. При этом компрессоры можно перевести на частичное или полное использование водорода в качестве топливного газа, что уменьшит образование оксида и диоксида углерода. Подземное хранилище позволит безопасно накопить объем водорода, достаточный для формирования партии водорода в газопроводе, причем в зависимости от давления в подземном хранилище водород можно закачивать в магистральный газопровод как по компрессорной, так и по бескомпрессорной технологии.

Так, когда объем водорода в подземном хранилище станет достаточным для формирования партии требуемого объема, водород высокого давления отбирают из хранилища и после очистки и сушки в узле 6 (так же, как это делается с природным газом) подают либо в линию нагнетания (если давление в хранилище достигает определенного уровня, применяется бескомпрессорная технология), либо в линию всасывания компрессорной станции (если требуется дополнительное компримирование водорода, применяется компрессорная технология). В обоих случаях в газопроводе формируется партия водорода 7 требуемого объема.

Альтернативой подземным хранилищам водорода могут служить резервуары высокого давления, выполненные в виде протяженных участков трубопровода наподобие используемых для прокладки глубоководных газопроводов, рассчитанных на давление 15 МПа и выше, имеющих эмалированную внутреннюю поверхность и внешнюю бетонную изоляцию, производство которых освоено отечественной промышленностью.

ОСОБЕННОСТЬ КОМПРИМИРОВАНИЯ ВОДОРОДА ЦЕНТРОБЕЖНЫМИ НАГНЕТАТЕЛЯМИ КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ

Следует отметить, что в случае компрессорной технологии закачки партий водорода в магистральный газопровод степень сжатия газа центробежными нагнетателями существенно уменьшается из‑за малой плотности водорода и, как следствие, уменьшается расход газа в трубопроводе. По этой причине процесс закачки водорода в действующий газопровод должен занимать большее время, чем закачка природного газа, а значит, в течение определенного времени производительность газопровода снижается.

Для оценки этого явления проанализируем такую характеристику центробежного нагнетателя газа, как ( – Q),
где = pн / pв – степень сжатия, причем pн и pв – давление нагнетания и всасывания, МПа, соответственно, Q – объемный расход, млрд м3 / год. Согласно уравнению Эйлера для насосов и компрессоров момент M всех внешних сил, действующих на рабочее колесо нагнетателя, связан с массовым расходом QM, скоростями газа в колесе и параметрами самого колеса:

M = QM(абс,R.RcosR – абс,r.rcosr),           (1)

где абс,R, абс,r – значения абсолютных скоростей на окружностях схода и входа газа в рабочее колесо, м / с; R и r – внешний и внутренний радиусы колеса соответственно, м; R и r – углы, образуемые векторами абсолютной скорости , с касательными к внешней и внутренней окружностям колеса соответственно, °. Если умножить обе части уравнения (1) на угловую скорость вращения рабочего колеса , рад / с, и учесть, что M. = Nвнеш – мощность внешних сил, Вт, то уравнение Эйлера принимает вид:

.           (2)

В то же время из уравнения Бернулли, записанного для течения газа в колесе вдоль линий тока в пренебрежение потерь, следует, что:

,          (3)

где p и T – распределения давления, МПа, и температуры, °C, газа вдоль радиуса рабочего колеса, а интеграл в правой части равенства берется вдоль траектории термодинамического процесса, происходящего при перемещении частиц газа от центра к периферии колеса. Исключив из этих уравнений мощность и пренебрегая скоростью газа r вблизи вала колеса, представим итоговое уравнение в следующем виде

,           (4)

где отн – относительная скорость газа, м / с, т. е. скорость течения газа вдоль направляющих лопаток рабочего колеса, зависящая от расхода газа и конструктивных параметров рабочего колеса. Уменьшаемое в уравнении (4) зависит только от радиуса рабочего колеса и числа его оборотов. Будучи умноженным на среднюю плотность газа, оно определяет основную составляющую его сжатия, которое обеспечивает центробежный нагнетатель. Вычитаемое уравнения (4), связанное с расходом (подачей) протекающего газа, лишь уменьшает степень сжатия. На уменьшение степени сжатия влияют потери механической энергии в колесе, также пропорциональные . Таким образом, основную степень сжатия обеспечивает центробежная сила инерции, действующая на частицы газа в рабочем колесе и заставляющая газ течь против давления.

Если представить правую часть уравнения (4) в виде

,           (5)

где H2(p, T) и CH4(p, T) – плотности водорода и метана, кг / м3, соответственно, а также принять, что отношение этих плотностей при любых p и T изменяется мало и равно приблизительно 8, то очевидно, что

,           (6)

то есть увеличение давления ∆p водорода центробежным нагнетателем было бы примерно в 8 раз меньше увеличения давления метана в том же нагнетателе. Если же сравнить степени сжатия водорода H2 и метана CH4 при одних и тех же значениях давления и температуры на входе в нагнетатель, то для них справедливо такое же соотношение
H2 – 1 = 1/8(CH4– 1).

Иными словами, если, например, при одноступенчатом сжатии природного газа на компрессорной станции = 1,5, то при переходе того же нагнетателя на перекачку водорода степень сжатия составит не более 1,063, а при двухступенчатом сжатии – не более 1,13. Отсюда следует, что при переходе от перекачки природного газа к перекачке водорода степень сжатия газа резко уменьшается, а следовательно, уменьшится и производительность газопровода на время закачки в него порции водорода.

ПРИМЕР РАСЧЕТА

В работе [8] было показано, что при последовательной перекачке водорода и природного газа в участке газопровода (типа подводного участка газопровода СП-2) с внутренним диаметром d = 1,0 м, длиной L = 1200 км, начальным давлением
22 МПа и конечным давлением 10,3 МПа объем партии водорода VH2 должен составлять не менее 25 млн ст. м3 (длина партии 265 км). При этом протяженность области смеси водорода и природного газа, образующейся в начале и в конце каждой партии водорода, составляет примерно 4,0 км.

При вместимости подземного хранилища водорода 200 млн ст. м3 (суммарный объем активного и буферного газа) такое хранилище может обеспечить одновременно формирование 1–4 партий водорода для транспортирования по рассматриваемому газопроводу. При давлении водорода в хранилище на уровне 12,0 МПа возможна даже бескомпрессорная закачка водорода в газопровод. Если же давление в хранилище держится на уровне 10,0 МПа, необходимо дополнительное компримирование водорода, обеспечить двухступенчатое сжатие которого могут центробежные нагнетатели компрессорной станции.

На рис. 3 приведены графики распределения давления в рассматриваемом газопроводе при транспортировке природного газа в зависимости от величины давления в начале газопровода, а в таблице – соответствующие им значения коммерческого расхода газа. Из таблицы следует, в частности, что при бескомпрессорном вводе партии водорода в газопровод коммерческий расход природного газа сокращается почти втрое, составляя около 1,0 млн м3 / ч. Иными словами, партия водорода с необходимым объемом может быть сформирована за 1 сут. Таким образом, последовательная перекачка водорода с природным газом уменьшает годовой коммерческий расход природного газа весьма незначительно, примерно на 0,1 % в расчете на одну партию водорода.

ВЫВОДЫ

Транспортировка партий водорода между партиями природного газа технически и технологически вполне реализуема и не сопряжена с коренной перестройкой действующих газопроводов.

Реализация рассматриваемой технологии требует сооружения емкостей –
накопителей, в которых формируются партии водорода достаточных объема и давления. Такими емкостями-накопителями могут служить относительно небольшие подземные хранилища, создаваемые в водоносных пластах с купольным поднятием, или же толстостенные участки стальных газопроводов, проложенных под землей, имеющие соответствующие покрытия внутренней и внешней поверхностей.

Работа центробежных нагнетателей природного газа при переходе на перекачку водорода характеризуется уменьшением степени сжатия вследствие уменьшения плотности газа, однако кратковременное снижение производительности газопровода при закачке порций водорода не наносит сколько‑нибудь существенный ущерб поставкам основного продукта – природного газа.

Автор благодарит аспиранта И.Т. Мусаилова, сделавшего численные расчеты, отраженные на рис. 3 и в таблице.

Значения коммерческого расхода природного газа в зависимости от начального давления

Values for commercial natural gas flow rate as a function of initial pressure

ВВЕДЕНИЕ

Ежегодно предприятиям нефтегазовой отрасли требуется значительное количество электроэнергии. В то же время все большую остроту приобретает вопрос повышения энергоэффективности. Предприятия решают эту проблему по‑разному, в т. ч. за счет создания энергоцентров собственных нужд, причем стоит отметить, что на удаленных и труднодоступных месторождениях до сих пор существуют электростанции, работающие на привозном топливе. Одним из наиболее рациональных вариантов решения проблемы энергообеспечения является использование возобновляемых источников энергии, к примеру энергии Солнца. Будучи неограниченной и при этом экологически безвредной, энергия солнечного света имеет постоянный потенциал, например, в пустынях. Но и на месторождениях нефти и газа, на которых количество солнечных дней в году превышает 250, установка солнечных элементов может существенно повысить экономическую и энергетическую эффективность эксплуатации [1].

ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ФОТОЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ЭЛЕМЕНТОВ В НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ

Основной задачей исследований, в ходе которых были выявлены преимущества использования фотоэлектрических элементов, был поиск эффективного метода получения постоянно возобновляемой энергии на удаленных месторождениях, а также исследование областей применимости альтернативных источников энергии в нефтедобывающей отрасли.

Типы фотоэлектрических преобразователей

На сегодняшний день существует широкий выбор фотоэлектрических преобразователей, которые условно можно разделить на три поколения.

К первому поколению относятся преобразователи на основе кремниевых поликристаллических и монокристаллических структур, имеющие достаточно высокие коэффициент полезного действия (КПД) и стабильность параметров.

Ко второму поколению элементов относятся тонкопленочные преобразователи на основе кремния и органических материалов. Основные недостатки этих преобразователей, несмотря на более низкую себестоимость по сравнению с преобразователями первого поколения, – это невысокие КПД и стабильность.

Однако самыми многообещающими являются элементы третьего поколения, к примеру солнечные элементы на основе цветосенсибилизированных широкозонных полупроводников. Фундаментальная особенность конструкции сенсибилизированных солнечных элементов (ССЭ) заключается в том, что разделение заряда происходит на поверхности, а перемещение – внутри полупроводника.

Принцип работы и основные конструкционные особенности сенсибилизированных солнечных элементов

Процесс преобразования в ССЭ солнечной энергии в электрическую получил название искусственного фотосинтеза. Принцип работы ССЭ действительно схож с процессом фотосинтеза у растений. Преобразователь состоит из четырех элементов: фотоанода, красителя, электролита (иодида / трииодида) и противоэлектрода (катода) [2]. Свет, проникая в систему через фотоанод, поглощается красителем, который переходит в возбужденное состояние и высвобождает электрон, переходя в окисленное состояние. Высвобожденный электрон перескакивает в зону проводимости широкозонного полупроводника, в частности диоксида титана TiO2, и далее через нагрузку опять возвращается в систему, но уже через противоэлектрод. От противоэлектрода электрон передается электролиту, который возвращает электрон красителю, тем самым восстанавливая его. Далее цикл повторяется [3].

Максимальное напряжение – напряжение холостого хода Uхх, В – определяется разницей потенциалов между квазиуровнем Ферми полупроводника при освещении и окислительно-восстановительным потенциалом медиатора. А максимальный ток – ток короткого замыкания Iкз, А– зависит от многих факторов, в т. ч. от спектральной характеристики, а также от эффективности инжекции заряда и катодного электрокатализатора (фотоанода). КПД сенсибилизированных солнечных элементов теоретически может достигать 33 %. На сегодняшний день получен экземпляр с КПД 13 %, а это значит, что имеется огромный потенциал для роста этих преобразователей.

На сегодняшний день из числа широкозонных полупроводников набольшее распространение получил диоксид титана. Причин этому несколько: нетоксичность, небольшая стоимость и довольно широкая распространенность в природе. Данная модификация имеет большую ширину запрещенной зоны – 3,2 эВ [4].

КПД значительно зависит от материала фотоанода. Пористость и шероховатость полупроводника определяют количество поглощаемой энергии. Одним из актуальных методов создания фотоанода для ССЭ является использование сэндвич-структуры из двух типов наночастиц диоксида титана различных размеров. Частицы первого типа размером около 10–25 нм позволяют уменьшить рекомбинацию, частицы второго типа размером 200–400 нм – задержать свет путем рассеивания. Суммарная толщина слоев составляет обычно 12–15 мкм. Получаемые таким образом структуры демонстрируют довольно высокую эффективность.

В ССЭ применяется несколько типов электролитов – жидкие, полимерные и твердые. Наиболее широкое применение нашли жидкие электролиты, обладающие такими преимуществами, как распространенность, дешевизна и соответствие минимальным требованиям к редокс-паре. Разность потенциалов между квазиуровнем Ферми в фотоаноде и потенциалом редокс-пары и определяет напряжение холостого хода [5]. Самыми распространенными являются редокс-пары на основе иодида / трииодида I / I3.

Поскольку ширина запрещенной зоны диоксида титана составляет 3,2 эВ, фотовозбуждение электронов возможно лишь в диапазоне 300–330 нм, тогда как бльшая часть излучения Солнца лежит в пределах 350–600 нм. Поэтому для получения большего значения КПД спектр поглощения пленки TiO2 следует сдвинуть вправо по шкале длин волн до 450–500 нм. Данная задача решается внедрением в пленку диоксида титана красителя (сенсибилизатора), который будет закреплен в структуре полупроводника [6]. Краситель будет возбуждаться, его возбужденные электроны будут перемещаться и заселять зону проводимости диоксида титана.

Основным параметром красителя, определяющим КПД всего элемента, является показатель эффективности сбора солнечного излучения. Этот параметр зависит от ширины полосы поглощения, коэффициента поглощения, количества красителя на поверхности пленки.

Для расчета основного параметра ССЭ – КПД – нужно сначала построить вольт-амперную характеристику (ВАХ). В случае с ССЭ ток создается лишь за счет диффузионного движения электронов в полупроводнике [3]. Рассчитаем плотность тока и напряжение холостого хода по формулам:

,           (1)

где Jкз – плотность тока короткого замыкания, мА / см2; m – фактор идеальности, k – постоянная Больцмана, Дж.K–1; T – температура, K; n0 – концентрация электронов; D – коэффициент диффузии, м2 / с; d – толщина слоя (при контакте с электролитом), нм; q – заряд;

,           (2)

где Uхх – напряжение холостого хода, В.

Теперь по выражению (1) можно построить график ВАХ и ее изменение при различных температурах окружающей среды, зафиксировав определенное значение толщины слоя полупроводника. И наоборот, можно построить графики ВАХ при различных толщинах пленки, фиксируя при этом температуру. Такие графики представлены на рис. 1 и 2. Значения параметров, подставленных в уравнение (1), были взяты из работы [7].

Большую сложность в конструировании ССЭ представляет фотоанод. На проводящее стекло FTO (ITO) наносится слой пасты из порошка TiO2 и этанола. Порошок обычно выбирается с диаметром наночастиц ~25 нм (например, Triton-X100). После нанесения пасты образцу дают время для полного высыхания при комнатной температуре для последующего спекания при температуре ~450 °C слоя пасты с проводящей поверхностью FTO-стекла. Температурный режим процесса отжига отражен на рис. 3 [8].

Далее на полученный образец наносится слой красителя методом полива. В качестве красителей на основе рутения чаще все используются красители под фабричными индексами N719 или N3. После высыхания слоя красителя при комнатной температуре подготавливают второй электрод – катод, чаще всего представляющий собой проводящее стекло FTO со слоями алюминия Al или платины Pt либо графита C. На предпоследнем этапе создается электролит, который обычно получают смешиванием раствора йода I2 (0,05 M) с йодовой солью KI (0,5 M) на основе этиленгликоля, что создает окислительно-восстановительные ионные пары.

Теоретически полученные уравнения и построенные по ним графики должны быть подкреплены результатами эксперимента. Сбор этих данных является не самой простой задачей, поскольку, как правило, требует наличия оборудования, подключенного к компьютеру, и специального программного обеспечения. Однако при наличии лишь мультиметра и толщиномера есть возможность изучить ряд характеристик, в частности установить зависимость Jкз и Uхх от толщины слоя. На рис. 4–5 представлены графики сравнения зависимости данных величин от толщины слоя, теоретически рассчитанной и экспериментально полученной в [9, 10].

Опираясь на полученные данные, в частности на рис. 4 и 5, можно утверждать, что метод теоретического расчета довольно точно предсказывает результаты эксперимента. В частности, одним из перспективных методов является внедрение в фотоанод металлических наночастиц. Наиболее часто используемые металлы при этом – золото, кобальт, алюминий и др. Большое внимание уделяется и электролиту. Жидкий электролит проявляет тенденцию к испарению при высоких температурах, из‑за чего делаются попытки найти твердотельные электролиты. В этих целях используется, к примеру, перовскит, несмотря на то что при использовании перовскита в качестве электролита КПД солнечного элемента уменьшается. Безусловно, использование различных методов, направленных на улучшение характеристик ССЭ, предусматривает учет соответствующих членов в уравнениях (1) и (2).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Усовершенствование ССЭ имеет хорошие перспективы. Доказательством этого является тот факт, что на сегодняшний день создан экземпляр с КПД 12 %, при том что КПД первого экземпляра, изготовленного в 1991 г., составлял лишь около 3 %. Кроме того, результаты исследований показали, что 1 м2 ССЭ генерирует примерно
40 Вт электричества. Использование этих элементов даже на небольших площадях в качестве дополнительного источника питания может частично компенсировать затраты на электроэнергию, обеспечить работу запорных арматур на трубопроводах, станции катодной защиты и системы обнаружения утечек, что позволит существенно снизить затраты на содержание линейных объектов с малой электрической нагрузкой.

Таким образом, можно сделать вывод, что использование солнечных элементов обладает огромным потенциалом в нефтегазовой отрасли, поскольку Солнце ежедневно излучает безграничное количество экологически чистой энергии, которую можно эффективно использовать на отдаленных и труднодоступных месторождениях.

Публикация подготовлена при поддержке Программы РУДН «5–100».

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.