Территория Нефтегаз № 4 2017

Практически половина мировой добычи нефти приходится на месторождения, приуроченные к карбонатным коллекторам. Такие коллекторы в силу своих физико-химических свойств подвержены растрескиванию и выщелачиванию, поэтому характеризуются сложной структурой пустотного пространства: наличием развитой трещиноватости и кавернозности. По этой причине гидродинамическое моделирование таких пород становится очень трудоемкой задачей, так как стандартные модели фильтрации жидкости не всегда применимы. Следовательно, необходимо рассмотрение альтернативных моделей, которые позволили бы воспроизвести особенности фильтрации флюида в карбонатном коллекторе.

Моделирование фильтрации в трещиновато-кавернозно-пористых средах традиционно осуществляется с помощью совместного решения уравнений Стокса и Дарси. Течение в пористых зонах описывается уравнением Дарси, в то время как уравнение Стокса используется для трещиновато-кавернозных зон, являющихся зонами свободного течения. Совместное решение данных уравнений затруднено незнанием точной геометрии зон свободного течения и граничных условий на разделе двух типов зон. Поэтому предлагается рассмотреть альтернативный способ моделирования – использование уравнения Стокса – Бринкмана [1], которое позволяет реализовать единый подход к моделированию процесса фильтрации жидкости как для пористых зон, так и для зон свободного течения. Уравнение Стокса – Бринкмана переходит в уравнение Стокса и Дарси при соответствующем выборе параметров модели. Поскольку различные типы сред задаются лишь коэффициентами в уравнении, нет необходимости формулировать дополнительные условия на границе разделения зон, что упрощает численную реализацию.

Практическая реализация предложенного подхода предполагает использование сеток большой размерности и, следовательно, длительное время расчета. В связи с этим при гидродинамическом моделировании нефтегазоносных залежей подобного типа актуальна реализация параллельных алгоритмов и вычислительных систем, из которых наиболее доступными являются персональные компьютеры с многоядерными центральными процессорами, а также оснащенные сопроцессорами/ускорителями вычислений.

В ходе выполнения работы реализовано численное решение уравнения Стокса – Бринкмана для случая однофазной двухмерной фильтрации жидкости в средах со сложной структурой пустотного пространства. Конечно, все месторождения по условиям залегания нефти трехмерны, однако во многих практических случаях можно предположить, что течением в одном из трех координатных направлений можно пренебречь, и исследовать фильтрацию в двух других направлениях.

Уравнение Стокса – Бринкмана выглядит следующим образом: 

                         (1)

                                        (2) 

Граничные условия:

 .                         (3) 

Приближенное решение ищется на равномерной шахматной сетке (рис. 1) с помощью метода конечных объемов [2].

Введем новые обозначения: v_x = v,
v_y=u, h_x=Δx, h_y=Δy

Разностная схема, аппроксимирующая уравнение неразрывности (2), имеет вид: 

            (4) 

Разностная схема для проекции уравнения движения (1) на ось О_х: 

   (5) 

Разностная схема для проекции уравнения движения на ось Оy аналогична.

Для совместного решения общей системы из трех разностных уравнений применен алгоритм SIMPLE [2]. Распараллеливание проведено с использованием стандартов OpenMP и OpenACC, позволяющих быстро, без существенных изменений в исходном коде, преобразовать последовательную версию программы в параллельную.

На нахождение приближенных значений скоростей и поправки давления приходится почти все время работы алгоритма. Для решения данных систем уравнений используется метод релаксации, предполагающий строгую последовательность вычислений. Для того чтобы реализовать корректный параллельный алгоритм, вычисления переупорядочены с использованием красно-черного, или же шахматного, упорядочивания [3].

Основные результаты

Рассмотрим результаты моделирования для трех случаев с различными полями проницаемости. Для первого случая поле проницаемости является однородным, что характерно для порового коллектора (рис. 2), здесь мы наблюдаем тип фильтрации, аналогичный поршневому вытеснению.

Второй случай (рис. 3) характеризуется однородным распределением высокопроницаемых несвязанных зон, что является аналогом кавернозно-порового коллектора. Вследствие слабой связанности кавернозных зон скорость фильтрации через образец в целом сопоставима со скоростью фильтрации для первого случая.

В третьем случае (рис. 4) связанность зон свободного течения высокая, образуются высокопроводящие каналы фильтрации, что характерно для коллектора с естественной трещиноватостью.

Далее представлен сравнительный анализ результатов расчетов упрощенной модели в гидродинамическом симуляторе tNavigator и реализованном алгоритме SIMPLE.

Рассматривается секторный участок гидродинамической модели размерами 100 x 100 м с одной добывающей и одной нагнетательной скважинами, расположенными на границах (рис. 5). Дебит и приемистость составляют 10 м3/сут, вязкость флюида – 0,83 СПз, проницаемость матрицы – 20 мД, начальное пластовое давление – 400 атм.

Расчет проводится для периода, равного 0,5 года. На рис. 6 представлено сравнение давлений и скоростей вдоль оси Ох в последний момент времени.

Результаты расчета алгоритма SIMPLE показали хорошую сходимость с результатами, полученными в гидродинамическом симуляторе tNavigator (рис. 6), максимальная относительная ошибка для поля давления составила 8 %, для скоростей – 5 %.

Эффективность распараллеливания многопоточной версии SIMPLE, реализованной средствами OpenMP, исследована на одном из узлов вычислительного кластера УГАТУ, оснащенного двумя центральными процессорами Intel® Xeon® E5-2670.

Время выполнения алгоритма SIMPLE на сетке 1000 x 1000 при различном числе потоков, ускорение относительно последовательного расчета, а также эффективность распараллеливания представлены в таблице. Многопоточная версия программы имеет хорошую масштабируемость, что иллюстрирует полученная зависимость ускорений от количества потоков.

В целях дополнительного сокращения времени расчетов на детальных сетках была разработана OpenACC-версия SIMPLE, в которой наиболее ресурсоемкая часть (метод релаксации) может выполняться на сопроцессорах/ускорителях вычислений. Данная программа протестирована на вычислительном узле, оснащенном наряду с двумя процессорами Intel® Xeon® E5-2670 графическими процессорами NVIDIA® Tesla® K20x.

На рис. 7 представлено время выполнения двух разработанных параллельных версий алгоритма SIMPLE при различных размерностях расчетной сетки. При работе OpenMP-версии задействовано восемь ядер на двух центральных процессорах, а при работе OpenACC-версии – один из двух графических процессоров.

На сетках 100 x 100 и 500 x 500 минимальное время расчета обеспечивает OpenMP-версия, а с увеличением размерности сетки – OpenACC-версия. Ускорение, полученное на сетках наибольшей размерности (2000–3000), средствами технологии OpenACC относительно OpenMP-версии программы составляет около 2,3 раза.

Заключение

В работе представлена реализация алгоритма SIMPLE для численного решения модели Стокса – Бринкмана для случая однофазной фильтрации в прямоугольной области для произвольного тензора проницаемости.

Проведено распараллеливание алгоритма SIMPLE с использованием стандартов OpenMP и OpenACC, что позволяет проводить численное моделирование на современных вычислительных системах, оснащенных различными многоядерными процессорами.

Уже на данном этапе работы можно говорить о хороших перспективах использования представленного алгоритма в основе программных продуктов, ориентированных на гидродинамическое моделирование карбонатных месторождений и моделирование лабораторных экспериментов на образцах керна.

Время выполнения алгоритма SIMPLE на многоядерном сервере

The execution time of the SIMPLE algorithm on a multi-core server

Основные шаги для реализации удаленного доступа к промышленным операциям

Удаленный доступ долгое время был широко распространен в корпоративных системах, однако в промышленной автоматизации и системах управления (IACS) он оставался проблемой. Переходу промышленности на удаленный доступ препятствовали проблемы с информационной безопасностью, недостаточно хорошая связь и слабое сотрудничество между ИТ-службами и технологическим персоналом. Эти проблемы становятся все более решаемыми, поскольку все больше организаций используют подход «Единого предприятия». Концепция «Единого предприятия» сближает сети ИТ и сети для технологических операций (OT), а также поддерживает принятие стандартных сетевых технологий, благодаря этому удаленный доступ в промышленности становится абсолютно реальной возможностью.

На самом деле многие промышленные предприятия уже используют его для улучшения и даже для переопределения своих операций.

Операторы нефтегазовых месторождений дистанционно контролируют свое распределенное оборудование, и им не требуется наличие рабочих на буровых площадках или их перемещение между объектами. Производители используют удаленный доступ для подключения своих специалистов к заводам по всему миру. Это мгновенное сотрудничество позволяет оперативно реагировать на аварии, а также сократить транспортные расходы.

Удаленный доступ также дает компаниям возможность по-новому использовать поддержку и опыт поставщиков и извлекать из этого выгоду.

Например, одна ведущая биотехнологическая компания потратила годы на модернизацию сетевой инфраструктуры для интеграции своих производственных и корпоративных систем. При этом эта компания для обеспечения удаленной поддержки использовала стороннего поставщика. Такая удаленная поддержка не только предоставила компании доступ к услугам квалифицированного персонала, но и позволила уверенно воспользоваться опытом, необходимым для поддержания ее сложной сетевой архитектуры. 

Упрощение процесса

Доступен ряд отраслевых ресурсов, позволяющих производителям, промышленным операторам и производителям машин и оборудования построить безопасный удаленный доступ.

Одним из таких ресурсов является архитектура Converged Plantwide Ethernet (CPwE), которую совместно разрабатывают Cisco и Rockwell Automation.

Архитектура CPwE включает ряд документов, обеспечивающих использование передовых методов проектирования и построения объединенных сетевых инфраструктур. Документы, включающие проверенные эталонные архитектуры с руководствами по проектированию и внедрению, охватывают ключевые технологии, принципы и примеры для максимальной отдачи от этих сетевых инфраструктур, включая наилучший порядок построения удаленного доступа. 

Ключевые элементы управления безопасностью для удаленного доступа

Главной заботой любой промышленной организации, стремящейся обеспечить удаленный доступ через Интернет, является информационная безопасность. Доступ должен быть обеспечен только уполномоченному персоналу, и действия даже этого персонала должны соответствовать утвержденной политике и процедурам.

Для каждой промышленной операции рекомендуется комплексный подход к защите, который особенно важен для обеспечения безопасного удаленного доступа. Комплексный подход к защите основан на идее, что любая линия обороны может быть прорвана в определенной точке, и это вполне вероятная угроза. Вот почему для защиты от различных угроз используется несколько уровней безопасности и управления.

Некоторые элементы управления безопасностью, необходимые для обеспечения удаленного доступа, включают:

• «трехстороннее» развертывание межсетевого экрана (МСЭ) – это ключевая концепция в обеспечении возможности промышленного удаленного доступа. Это предотвращает прямой поток трафика между промышленной и корпоративной зонами сетевой инфраструктуры. Вместо этого весь трафик заканчивается в промышленной демилитаризованной зоне (IDMZ), которая действует как буфер и разрешает только авторизованный доступ к данным и системам между этими двумя зонами;

• система предотвращения вторжений (IPS) проверяет трафик, поступающий как из корпоративной, так и из внешних сетей, и может блокировать трафик, который, по ее оценке, является подозрительным;

• виртуальные локальные сети (VLAN) помогают сегментировать трафик конкретных устройств и портов в промышленной зоне. В приложениях удаленного доступа сегментация VLAN помогает контролировать входящий и исходящий трафик серверов удаленного доступа;

• службы идентификации с загружаемыми списками контроля доступа (dACL) используют список операторов «разрешить и запретить», которые применяются к пользователям, IP-адресам и протоколам. Они могут предотвратить проникновение неавторизованных пользователей и типов трафика в сетевую архитектуру. 

Реализация безопасного удаленного доступа

Применяя восемь основных шагов, производственные компании могут эффективно внедрить комплексный подход к защите, в котором используются рекомендованные выше меры безопасности. Вот восемь основных шагов:

1) использование стандартного удаленного доступа на основе ИТ: сегодня наиболее широко используемыми технологиями удаленного доступа являются технологии, основанные на безопасности IP-адресов и сетях VPN с протоколами SSL/TLS. Они требуют использования служб идентификации для аутентификации, авторизации и учета (AAA), представляющих собой форму службы удаленного доступа для аутентификации удаленного доступа (RADIUS). Службы идентификации также предоставляют контроль доступа к сети (NAC) для проверки и оценки состояния системы удаленного пользователя, которая работает на определенном уровне кода или имеет ряд мер предосторожности;

2) ограничение доступа: при удаленном доступе к установленным ресурсам компании управление каждым удаленным пользователем должно осуществляться надлежащим образом. Например, политика доступа удаленного партнера явно должна быть ограничена, в то время как политика доступа удаленного сотрудника определяется принципами деятельности компании. При ограниченном наборе пользователей, IP-адресов и номеров портов транспортного уровня для управления уровнями доступа для этих удаленных пользователей должны быть установлены строгие списки контроля доступа (ACL) на основе служб идентификации;

3) использование защищенных веб-браузеров: удаленные пользователи, взаимодействующие с данными и приложениями на предприятиях, должны это делать только с помощью веб-браузеров, поддерживающих HTTPS. Эта важная функция безопасности обычно используется в интернет-приложениях и обеспечивает дополнительное шифрование и аутентификацию;

4) установление сеансов SSL VPN: даже при наличии защищенного со-
единения с браузером, чтобы обеспечить дополнительный уровень защиты, должны быть установлены сеансы VPN с защищенным уровнем сокетов (SSL). Эти сеансы используют шифрование для обеспечения безопасных транзакций между удаленным пользователем и промышленным IDMZ-брандмауэром. Удаленный пользователь проходит проверку подлинности, чтобы проверить службу, требуемую от сервера удаленного доступа, и брандмауэр подтверждает, что удаленный пользователь прошел проверку подлинности и авторизован для использования этой службы;

5) внедрение системы IPS: после установления удаленного сеанса критической задачей системы IPS является проверка входящего и исходящего трафика сервера удаленного доступа. Система остановит любые обнаруженные угрозы, не позволив им воздействовать на системы как в IDMZ-сегменте сети, так и в промышленной зоне;

6) использование удаленных терминальных сеансов: только разрешение протоколов дистанционных терминалов между удаленным клиентом и МСЭ IDMZ- сегмента сети может значительно снизить вероятность появления вирусов и атак из удаленных сеансов. Это можно сделать с использованием любого количества технологий терминальных сеансов, таких как протокол удаленного рабочего стола (RDP), который используется платформой ThinManager® (ThinManager является торговой маркой концерна Rockwell Automation, Inc.);

7) обеспечение безопасности приложений на основе адресов: приложения IACS должны быть реализованы на выделенном и безопасном сервере удаленного доступа. Это позволяет персоналу предприятия контролировать версии приложений, ограничивать действия, которые могут быть выполнены, и ограничивать доступ к устройствам;

8) сегментация и контроль трафика: следует сегментировать удаленный доступ в выделенной сети VLAN, чтобы жестко контролировать входящий и исходящий трафик. Если используется несколько серверов удаленного доступа, то они должны находиться в отдельных сетях VLAN. Каждая из этих сетей VLAN может затем получить доступ к определенному набору производственных сетей VLAN, тем самым ограничивая удаленному пользователю просмотр или доступ промышленной зоны. С помощью промышленного МСЭ проверяется трафик между серверами удаленного доступа и приложениями IACS.

Подробное руководство

Данные шаги помогут внедрить безопасный удаленный доступ, но это лишь краткое изложение ряда технических аспектов, которые необходимо учитывать на этапах проектирования, планирования и реализации.

Более подробная информация о безопасных системах и их проектировании имеется в официальных документах CPwE и руководствах по проектированию и внедрению, которые доступны для загрузки на веб-сайте Rockwell Automation.

Rockwell Automation, LLC

115054, РФ, г. Москва, Б. Строченовский пер., д. 22/25, оф. 202

Тел.: +7 (495) 956-14-50 (колл-центр), +7 (495) 956-04-64 (ресепшен)

www.rockwellautomation.ru

В статье рассматриваются пути решения задачи оперативного контроля режимов работы газовых и газоконденсатных скважин, характеризующихся потоками с большими газовыми факторами.

По своей природе продукция скважин является многофазной средой. В потоке газовых скважин присутствует конденсационная вода, а на месторождениях с падающей добычей отмечается наличие пластовой воды и абразивных примесей. В таких условиях не только осложняется процесс измерения расхода многофазного потока, но и может происходить разрушение технологической обвязки скважин, сборных коллекторов, а также самих измерительных устройств. Контроль режимов работы газоконденсатных скважин требует измерения расхода как газовой, так и жидкостной фаз с регистрацией наличия примесей различной природы.
В дополнение к перечисленному также необходим контроль термобарических параметров продукции.

Измерение расхода многофазных потоков изначально представляет собой непростую задачу как с методической, так и с технической точки зрения. Эта проблема осложнена и непростыми климатическими условиями, в которых эксплуатируется большое количество скважин в Российской Федерации.

Применение однофазных расходомеров в присутствии второй фазы обычно приводит к появлению грубых ошибок в результатах измерений дебита скважины и получению недостоверной информации о режиме работы скважин [1].

Использование классических сепарационных установок для измерения расхода фаз на каждой скважине представляется малоэффективным и при этом требует большого количества материальных, временных и людских ресурсов. Кроме того, сепарационная установка не позволяет регистрировать наличие абразивных примесей, которые могут приводить к разрушению ее отдельных узлов. К тому же режимы работы скважины в сборный коллектор и на сепаратор могут существенно различаться.

Компактные специализированные устьевые установки, включающие сепарационные модули, среди которых в качестве примера можно отметить продукцию фирмы Agar, также не позволяют осуществлять контроль полного перечня устьевых параметров продукции скважин, являясь компактными по массогабаритным характеристикам весьма условно. Применение такого рода установок оправданно на высокодебитных нефтяных скважинах в приемлемых климатических условиях, существенно отличающихся по температурному режиму от условий месторождений Западной Сибири и Крайнего Севера России.

Известные зарубежные бессепарационные системы контроля, ориентированные на измерение параметров многофазного потока (Schlumberger, Roxar, Pietro Fiorientini и пр.), в большинстве случаев невозможно использовать для непрерывного контроля режимов работы скважин месторождений Крайнего Севера и Западной Сибири ввиду сложных климатических и особых геолого-технических условий [1]. Такого рода установки более эффективно применять для исследования скважин.

Отметим также, что расходомеры, которые могут измерять расходы фаз потоков с высокими газовыми факторами, на мировом рынке практически не представлены. Вместе с тем в таких условиях работает подавляющее большинство газовых и газоконденсатных скважин месторождений России.

Из отечественных оригинальных разработок можно выделить многофазный расходомер РГЖ-001-01 конструкции ФГУП «ФНПЦ НИИИС им. Ю.Е. Седакова». Этот расходомер предназначен для измерения расхода фаз газоконденсатных скважин.

Испытания расходомеров РГЖ-001 в промысловых условиях показали, что они отвечают требованиям, предъявляемым к средствам технологического контроля режима работы скважин [2]. При этом расходомер имеет и существенные недостатки – немалую массу (более 100 кг), питание напряжением 220 В и относительно высокую потребляемую мощность (около 100 Вт).

В связи с изложенным особую актуальность и значимость приобретают исследования и разработки ученых факультета автоматики и вычислительной техники РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, направленные на создание и совершенствование методов и технических средств измерения расхода фаз высокоскоростных потоков с высокими газовыми факторами.

Разработанные и вновь создаваемые на основе спектрометрического метода [3] системы серии «Поток» [4] позволяют при эксплуатации скважин определять и поддерживать оптимальный режим работы по производительности (расходу фаз) и выносу примесей, чтобы, с одной стороны, не допустить скопления примесей на забое и образования водо-песчаных пробок, а с другой – не допустить лавинообразного выноса примесей и, как следствие, разрушения скважинного оборудования и создания аварийных ситуаций. Такое обеспечение контроля выноса примесей, наряду с измерением дебита и термобарических параметров основной продукции, является необходимым условием для установления и поддержания эффективной безаварийной эксплуатации скважин и месторождения в целом.

Заметим, что контроль всех перечисленных параметров осуществляется единой измерительной системой, имеющей малую массу (суммарная масса оборудования составляет менее 10 кг), ограниченные габариты и низкое энергопотребление. На рис. 1 представлена система контроля «Поток-5» с выносными датчиками давления и температуры, установленная на газоконденсатной скважине.

Основным измерительным элементом систем «Поток» является скважинный измерительный модуль (СИМ), включающий пьезокерамический преобразователь с электронным блоком.

СИМ предназначен для регистрации и обработки турбулентных флуктуаций давления, возникающих при движении многофазного потока через сужающее устройство специальной формы (формирователь потока регулярной структуры). Частотный спектр таких турбулентных флуктуаций давления обладает рядом информационных свойств. В спектре можно выделить частотную область, в которой интенсивность сигнала флуктуаций давления в значительной степени зависит от расхода жидкости в смеси и в меньшей – от расхода газа. Также можно выделить другую частотную область, в которой интенсивность сигнала флуктуаций давления в большей степени зависит от расхода газа в смеси и в меньшей – от расхода жидкости. На основе исследования таких зависимостей получены информационные модели расхода жидкости и газа в потоке смеси [4, 5].

Для регистрации флуктуаций давления используется специально сконструированный измерительный преобразователь [6] с пьезокерамическим чувствительным элементом. Чувствительный элемент размещается в полом металлическом цилиндре, выступающем в поток смеси.

Многолетний опыт эксплуатации систем серии «Поток» и проведенные промысловые испытания подтверждают перспективность применения спектрометрического метода для измерения расхода фаз многофазного потока [5, 7].

Скважинный измерительный модуль позволяет помимо турбулентных флуктуаций давления регистрировать удары частиц и судить о наличии песка и капельной жидкости, содержащихся в газовом потоке. Спектры соударений капельной жидкости и твердых частиц песка с поверхностью измерительного преобразователя различны, поэтому регистрируемые ударные воздействия могут быть дифференцированы.

Отметим, что уровни сигналов измерительного преобразователя в высокочастотной области, где проявляется присутствие в потоке примесей, на порядки меньше, чем в области, где регистрируются турбулентные флуктуации (пульсации) давления потока. До недавнего времени удавалось регистрировать сами факты соударений и оценивать интенсивность выноса примесей различного вида качественно – в многоуровневом индикаторном режиме. Однако ряд исследований, проведенных как на лабораторных стендах, так и в промысловых условиях [5, 8], позволяет говорить о возможности количественной оценки примесей в именованных единицах. Определение количества примесей потребовало внесения ряда конструктивных изменений как в первичный измерительный преобразователь, так и в конструкцию СИМ в целом.

Для оптимизации с точки зрения регистрации параметров ударного воздействия была предложена и исследована конструкция измерительного преобразователя на основе одного полого цилиндрического пьезоэлемента, включающего два независимых кольца на единой пьезокерамической основе. Нижняя часть предназначена для регистрации измерительных сигналов, верхняя может служить для калибровки и проверки работоспособности устройства. Пьезоэлемент устанавливается в корпусе из нержавеющей стали и закрепляется с помощью акустически прозрачного компаунда.

Исследования предложенной конструкции измерительного преобразователя на лабораторных стендах [5], создающих воздушные потоки с примесями, показали увеличение чувствительности измерительных каналов регистрации примесей обоих видов.

На рис. 2 представлены характерные частотные спектры сигнала измерительного преобразователя, установленного на лабораторном стенде, в потоке водовоздушной (а) и песковоздушной (б) среды.

Заметим, что исследования разработанного измерительного преобразователя на лабораторном стенде [6], создающем пульсации давления для частотного диапазона измерения расхода, показывают, что чувствительность этого канала практически не изменилась.

Таким образом, разработанный измерительный преобразователь является универсальным элементом измерительной системы, обеспечивающим ее функционирование как в звуковом диапазоне (для целей измерения расхода), так и в высокочастотном (для задач измерения количества примесей различного вида), решая задачу комплексного контроля расходных параметров и регистрации примесей в потоке продукции скважин.

Как видно из рис. 2, уровни сигналов в частотных областях влияния капельной жидкости и песка существенно различаются. В частотной области, характерной для регистрации примесей песка, сигнал значительно слабее.

Как показывают стендовые и промысловые эксперименты, для регистрации параметров ударного воздействия капельной жидкости для дальнейшего определения ее количественного содержания достаточно определять среднеквадратическое значение сигнала напряжения в заданной частотной полосе (рис. 2а). Для регистрации же параметров ударного воздействия песчинок определение такого параметра с достаточной степенью точности является труднорешаемой задачей ввиду низкого уровня сигнала и малого значения соотношения «сигнал/шум».

Для определения содержания песка была предложена и реализована иная схема регистрации параметров ударного воздействия. Идея определения параметров ударного воздействия песчинок проиллюстрирована на рис. 3. В таком сигнале визуально можно выделить затухающие импульсы, соответствующие ударам песчинок о чувствительный элемент. Они могут различаться не только амплитудой, но и продолжительностью затухания. Для регистрации количества песка на каждое ударное воздействие можно сформировать импульсы соответствующей длительности.

По количеству импульсов можно определить количество соударений песчинок о чувствительный элемент, а с учетом сведений о средних размерах песчинок можно судить о массе песка, содержащегося в газовом потоке.

Именно из таких соображений и была построена схема электронного преобразователя, описание которой приводится на рис. 4.

Принцип работы заключается в следующем: сигнал с пьезокерамического элемента поступает на предварительный высокочастотный усилитель, а затем на активный полосовой фильтр, который выделяет и усиливает сигнал с частотными составляющими в диапазоне нескольких мегагерц. Далее сигнал поступает на усилитель-демодулятор, который формирует огибающую высокочастотного информационного сигнала ударного воздействия. Отфильтрованный и продетектированный сигнал в виде огибающей поступает на компаратор уровня, уровень срабатывания которого устанавливается выше уровня пиковых значений шумовых сигналов. Далее стоит формирователь импульсов, позволяющий сформировать на выходе импульс (прямоугольной формы) заданной амплитуды и длительности на каждое ударное воздействие, вне зависимости от его интенсивности. На выходе данного блока электронного преобразователя будет последовательность импульсов, частота следования которых соответствует количеству
(в единицу времени) ударов частиц песка о корпус чувствительного узла, выступающего в поток.

Разработанные электронные преобразователи каналов регистрации примесей различного вида исследованы на лабораторных стендах, создающих воздушные потоки с примесями.

На рис. 5 и 6 представлены примеры зависимостей выходных сигналов каналов регистрации примесей от количества примесей при постоянных расходах воздуха.

В результате исследования характеристик большого количества измерительных преобразователей разработаны информационные модели, функционально связывающие количество примесей в потоке с параметрами потока и значениями выходных сигналов соответствующих измерительных каналов.

Информационная модель для определения расхода капельной жидкости: 

,                                     (1) 

где U – среднеквадратическое значение напряжения; Q_в, Q_г – расходы воды и воздуха, соответственно; a_в, c_в – неизвестные коэффициенты модели.

Информационная модель для определения удельного содержания песка: 

,                                                (2)

где S – удельное содержание песка; F – количество соударений песка в единицу времени; Q_г – расход воздуха; a_п, c_п – неизвестные коэффициенты модели.

Информационные модели имеют относительно простой вид и малое количество неизвестных коэффициентов, что существенно упрощает проведение градуировки измерительных каналов.

Примеры результатов расчета количества примесей в экспериментах на лабораторном стенде по моделям (1) и (2) приведены на рис. 7 (для расхода воды) и рис. 8 (для удельного содержания песка).

В ходе проведения экспериментов расход воздуха изменялся в динамическом диапазоне около 3, расход воды – около 5, а расход песка – более 100, т. е. количество примесей изменялось в широком динамическом диапазоне.

В таких условиях приведенная среднеквадратическая погрешность для определения капельной жидкости в данных экспериментах составила около 7,5 %, а для удельного содержания песка – 2,5 %, что является удовлетворительным результатом для целей контроля содержания количества примесей в продукции скважин.

Отметим, что использование информационной модели вида (1) в упрощенном варианте (с фиксированным степенным коэффициентом Св) в промысловых условиях дало весьма хороший результат в сопоставлении с измерениями расхода воды, проведенными промысловым сепаратором [9].

Как уже говорилось, задача измерения параметров режимов работы скважин на месторождениях Российской Федерации осложняется тяжелыми климатическими условиями, изменением температуры окружающей среды в широком диапазоне, зачастую за короткие промежутки времени.

В таких условиях весьма важна температурная стабильность измерительных каналов, особенно при работе с относительно слабыми сигналами.

Все разрабатываемые измерительные преобразователи и электронные блоки, входящие в состав системы контроля, подвергаются специальным климатическим испытаниям, в ходе которых возможно оценить температурную стабильность измерительных каналов и разработанных модулей.

Ряд климатических испытаний состоит в том, что первичные пьезокерамические преобразователи после заливки компаундом в корпусе подвергаются температурным тренировкам в климатических камерах (долговременному нахождению при повышенных положительных (50 °C) и отрицательных температурах (–50 °C)) не менее двух циклов.

Далее в комплекте с электронными блоками уже скважинные измерительные модули подвергаются термоудару – практически мгновенному изменению температуры окружающей среды от –45 до 40 °C, также не менее двух циклов. Такой режим моделирует реальные температурные скачки в трубопроводе, возникающие при пуске скважины зимой после временной остановки.

На рис. 9 показаны значения выходного сигнала каналов измерения расхода и регистрации примесей при испытаниях на лабораторных стендах на одном из режимов до и после термоудара. На рис. 9а представлены значения сигнала измерительного канала расхода, на рис. 9б – измерительного канала регистрации капельной жидкости, на рис. 9в – измерительного канала регистрации содержания песка.

Для указанной серии экспериментов термоудар проведен 21 июня 2016 г.

Как показывают результаты многочисленных испытаний, характеристики каналов регистрации примесей практически восстанавливаются до исходных значений уже через 1 сут после проведения термоудара, а расходного канала – через 2–3 сут. Далее отклонение составляет 3–5 %, что сопоставимо с точностью задания параметров на лабораторных стендах. Весь комплекс климатических испытаний позволяет говорить о хорошей устойчивости разработанных систем к неблагоприятным внешним температурным воздействиям и температурной стабильности измерительных каналов.

Обобщая результаты значительного количества промысловых исследований и лабораторных испытаний, можно заключить, что разработанные технические и методические решения могут быть весьма эффективны для целей оперативного контроля технологического режима работы скважин. Отличаясь компактностью и надежностью работы в суровых климатических и эксплуатационных условиях, они позволяют контролировать весь комплекс параметров потока –  термобарические параметры, дебит по газу и жидкости с хорошей для технологических целей точностью, количество примесей, дифференцируя их по виду.

В заключение отметим, что в настоящее время активно ведутся работы по совершенствованию систем «Поток». В частности, разработаны автономные системы с минимальным энергопотреблением, позволяющим обеспечивать их длительное питание от малогабаритных литиевых батарейных блоков. Практическая ценность таких решений представляется очевидной, так как открывается возможность обеспечивать дистанционный контроль режима эксплуатации большого фонда неэлектрифицированных скважин с передачей информации по радиоканалу, причем без значительных капитальных затрат.

Высокое качество предоставляемых услуг – можно сказать, требование самой современной экономики – безусловно, является важнейшей задачей ССК. Для поддержания качества на должном уровне необходимо разрабатывать мероприятия по повышению эффективности производства, установлению и постоянному поддержанию конструктивного диалога между всеми участниками рабочего процесса.

Для реализации этих целей и существует расширенное производственное совещание «День качества». Как инструмент повышения эффективности производства такие совещания берут начало с самого основания компании и носят системный характер.

Главные участники производственного совещания – высшее руководство (директор филиала и его заместители, представители исполнительного аппарата по направлениям), буровые мастера, менеджеры по бурению, супервайзеры.

Непосредственно на месте производства работ буровой мастер реализует проекты, разработанные специальными службами компании, претворяет их в жизнь. Мастер – лицо, ответственное не только за грамотное выполнение бригадой работы, но и, в первую очередь, за соблюдение правил безопасности всеми участниками производственного процесса.

В совещании также принимают участие все службы и отделы, занимающиеся сложным процессом строительства скважин (служба буровых работ, служба супервайзинга, служба по монтажу, ремонту и обслуживанию бурового оборудования, производственно-технический отдел бурения, технологическая служба, геологическая служба, группа супервайзинга монтажных работ, служба логистики и транспортного обеспечения и др.).

Участие службы охраны труда, промышленной безопасности и экологии очень важно. Представители службы готовят отчет о соблюдении правил безопасности бригадами или о про-
изошедших нарушениях. По давно сложившейся традиции «День качества» начинается с рассмотрения вопросов соблюдения правил безопасности при выполнении производственных работ. В «Сибирской Сервисной Компании» жизнь и здоровье персонала – превыше всего. Это политика компании, и мы все должны ее придерживаться и стремиться к безопасному производству. Поэтому соблюдение правил безопасности каждым сотрудником нашей компании – первоочередная задача и обязанность.

На «Дне качества» часто обсуждаются кадровые вопросы, перестановки, изменения в системе оплаты труда и пр. Для этого на совещании должны присутствовать представители службы по работе с персоналом. Все изменения и нововведения должны быть доведены до буровых мастеров, а они, в свою очередь, обязаны донести эту информацию до своих сотрудников.

Конечно, совещанием встречи руководства и работников не ограничиваются. Руководители выезжают на месторождения, встречаются с коллективом, отвечают на их вопросы, решают возникающие в процессе работы проблемы, принимают меры для улучшения условий труда, если это необходимо.

Для повышения эффективности работы в рамках «Дней качества» обсуждаются вопросы предупреждения несчастных случаев при строительстве скважин, повышения уровня промышленной и экологической безопасности, охраны труда, снижения производственного травматизма.

Обязательно обсуждается внедрение новых технологий, обучение мастеров передовым приемам и методам ведения работ, рассматривается повышение исполнительской дисциплины.

Важный аспект – обмен опытом между буровыми бригадами, поддержание диалога руководства компании с исполнителями задач непосредственно на местах. Для исполнителей диалог важен тем, что они могут непосредственно от первых лиц компании услышать, какие задачи ставит перед ними высшее руководство, понять, куда стремится и как развивается компания, какой вклад в ее развитие вносят они своей работой. Грамотно построенному диалогу руководства и подчиненных во многом обязана компания своими успехами.

«День качества» проводится ежемесячно в каждом филиале компании. Решения, принятые на совещании, оформляются протоколом и распространяются по подразделениям и специалистам, отвечающим за качество выполнения производственной программы.

Конечно, у каждого филиала своя специфика работы, разные условия бурения, геологический разрез и технологии, но правило работать профессионально и качественно едино для всех филиалов.

Самое главное в компании – коллектив. У нас много трудовых династий. Профессия нефтяника – очень интересная, хоть и очень непростая, но не лишенная романтики. Настоящие буровики любят всей душой свою профессию. Эта любовь передается и их детям. Так и получается, что работают, порой, целыми семьями и поколениями.

Слаженный коллектив – залог успеха любого предприятия. С радостью могу сказать, что «ССК» славится коллективом, настоящими профессионалами своего дела!

АО «Сибирская Сервисная Компания» уже 17 лет является лидером на рынке оказания услуг предприятиям добывающего комплекса. 

За этим успехом – ежедневный труд каждого работника, грамотное руководство компанией и системный подход к управлению. Регулярное проведение производственного совещания «День качества» помогает
в поддержании высокого качества оказываемых компанией услуг.

АО «Сибирская Сервисная Компания»

125284, РФ, г. Москва, Ленинградский пр-т, д. 31а, стр. 1, эт. 9

Тел./факс: +7 (495) 225-75-95

Нефтеюганский филиал:

+7 (3463) 313-331

Ремонт скважин: +7 (3463) 313-340

«ССК-Технологии»: +7 (3463) 313-336

Управление цементирования скважин: +7 (3463) 313-334

Красноярский филиал:

+7 (391) 278-87-90

Томский филиал: +7 (3822) 90-95-96

Ямальский филиал:

+7 (3494) 23-99-99

e-mail: cck@sibserv.com

www.sibserv.com

На изучаемой территории участка Путон пробурены 33 разведочные скважины. На рис. 1 представлена схема расположения скважин, обозначены линии направления корреляции, нанесены границы разломов. Геологический разрез скважин описан следующими геофизическими исследованиями: методами сопротивления (микробоковым и боковым каротажем (МБК и БК)), потенциалов собственной поляризации (СП), радиоактивным каротажем (гамма- и гамма-гамма-каротажем (ГК и ГГКп, соответственно), акустическим (АК), кавернометрией (КВ). Для выполнения корреляции терригенного разреза наиболее информативными методами являются СП, ГК, БК и КВ. С учетом литологии отложений вскрытого скважинами разреза особенности поведения геофизических кривых выделены и прослежены в разрезах всех скважин 10 реперных границ (рис. 2). Первоначально при анализе структурного плана было отмечено, что скважина Е02 вскрывает тектоническое нарушение типа «взброс». При детальном изучении разреза этой скважины оказалось, что нижние пачки (желтого и зеленого цвета) в разрезе представлены дважды – на уровне глубины 2527 и 2550 м, причем толщина пачки желтого цвета при ее повторении в разрезе несколько меньше первоначальной. Зеленая пачка представлена дважды в полном объеме. Амплитуда взброса составила 22 м (рис. 3).

Основная цель детальной корреляции – построить геологическую модель продуктивных пластов, адекватную реальному объекту. При этом необходимо четко определить границы продуктивного пласта, выявить в разрезе соотношение проницаемых и непроницаемых пород, установить характер изменчивости фильтрационно-емкостных свойств и нефтеносности каждого отдельного пласта по площади и в вертикали.

Результаты детальной корреляции разрезов остальных скважин показали, что выделенные при сопоставлении разрезов пачки пород прослеживаются последовательно и достаточно параллельно, не осложнены тектоническими нарушениями, однако подвержены сильной литолого-фациальной изменчивости.

Формирование 3D-геологической модели начинается с построения 3D-структурной модели. При этом нами была использована программа геологического моделирования Petrel компании «Шлюмберже».

Первоначально отстроена модель нарушений, отражающая характеристику распределения разломов в трехмерном пространстве. Форма и границы тектонических нарушений получены по результатам интерпретации сейсмической информации. Учтены результаты корреляции по скважине Е02.

Далее по данным сейсмической интерпретации и результатов корреляции 33 скважин отстраивалась модель поверхностей 10 пластов. Как видно из рис. 4, в центральную взброшенную часть (блок 2) попали 13 скважин, на западном опущенном крыле (блок 1) пробурено семь скважин. На восточном опущенном крыле, в блоке в виде треугольника (блок 3) пробурено шесть скважин, и в крайнем восточном – юго-восточном участке (блок 4) – семь скважин.

Согласно описанию керна [1] пачка Сайхо 4–2 представлена неравномерным чередованием серых и коричневых алевролитов, аргиллитов и их тонким переслаиванием. Участок разреза, представленный алевролитами, доломитами и сланцами с низкой слоистостью, на кривой ИК характеризуется серией интенсивных пиков. По результатам корреляции пачка Сайхо 4–2 подразделяется на 10 пластов (рис. 2–3) (реперные границы – от 1-й до 10-й границы снизу вверх), в том числе пласты № 1, 4 и 9 представлены глинистыми отложениями (рис. 5, 6).

В качестве исходных скважинных данных использовались данные РИГИС (литология, коэффициенты пористости, проницаемости и нефтенасыщенности), загруженные в проект. Дискретизация данных в загружаемых LAS-файлах осуществлялась с шагом 0,2 м. При перенесении скважинных данных на трехмерную сетку установлено, что выбранный шаг обеспечивает высокую точность перемасштабирования каротажа (перенесения скважинных данных на сеточную модель).

Размер трехмерной сетки по площади выбран 50 х 50 м, по вертикали – 0,4 м.

Распределение коллекторских свойств по каждому из пластов – неравномерное. Об этом свидетельствуют карты эффективной толщины, представленные на рис. 6.

Максимально по площади коллекторами представлены пласты 7 и 3. В остальных пластах – № 10, 8, 6, 5 и 2 – наблюдаются обширные зоны неколлекторов. Следует отметить, что для этих пластов по картам эффективных толщин можно выделить русловые потоки.

Толщины коллекторов по пластам изменяются незначительно: в среднем от 3,0 до 5,4 м. Однако максимальные толщины коллекторов приурочены к пластам № 7 (9,0 м) и 3 (8,9 м).

Распространение фильтрационно-емкостных характеристик пластов-коллекторов также неравномерно по площади их простирания. В таблице и на рис. 7 и 8 представлены, соответственно, диапазон изменения и среднее значение параметров ФЕС и карты пористости и проницаемости.

Лучшими коллекторскими и фильтрационно-емкостными свойствами обладает пласт № 7 при средней пористости 22 % и проницаемости 0,069 мкм².

Нефтенасыщение присутствует в ограниченном количестве пластов. Это пласты № 10, 7, 6 и 3. В пластах № 7 и 10 установлено по три залежи, в пластах № 6 и 1 – по одной. В пластах № 10 и 7 установлено по одной пластовой и по две тектонически экранированные залежи, в пласте № 6 – одна тектонически и литологически ограниченная залежь, в пласте № 3 – пластовая залежь.

Схематично положение залежей в пластах и их приуроченность к блокам показаны на рис. 10.

Изучаемая площадь участка Путон делится разломами на четыре блока. Амплитуды разломов составляют, соответственно, 19, 22 и 18 м слева направо.

Для залежей каждого блока характерно свое, близкое к горизонтальному положение водонефтяного контакта. Флюиды в каждом блоке не сообщаются, следовательно, эти разломы являются непроницаемыми и препятствуют движению флюидов, образуя тектонически экранированные ловушки, часто с литологическим ограничением. Поскольку залежи нефти неравномерно распределены по продуктивным пластам и по блокам и имеют разные типы, миграция нефти осуществлялась в уже сформированные ловушки, и накопление УВ происходило после их формирования.

На участке Путон расположено восемь залежей. Согласно классификации А.А. Бакирова [3] все залежи относятся к классу структурных. Залежи № 1 и 7 – к группе антиклинальных структур, подгруппе сводовых залежей. Залежи № 3–6 относятся к тектонически экранированным залежам антиклинальных структур, залежь № 8 относится к залежам, тектонически экранированным с литологическим ограничением.

Анализ карт нефтенасыщенных толщин, нефтенасыщенности и распределения ФЕС пластов (рис. 9, 11, 12), а также положение совмещенных контуров нефтеносности залежей (рис. 13) показали, что залежи в пределах блоков могут быть объединены в единый эксплуатационный объект и разрабатываться единой сеткой скважин, поскольку ФЕС и насыщенность пластов при схожих свойствах нефти очень близки. Выделены следующие три эксплуатационных объекта (рис. 13):

1) блок 2 – залежи № 1, 7 – пластовые, № 4 – пластовая тектонически экранированная;

2) блок 3 – залежи № 2 и 5 – пластовые тектонически экранированные;

3) блок 4 – залежи № 3 и 6 – тектонически экранированные и № 8 – тектонически экранированная и литологически ограниченная.

Материалы, представленные в статье, являются продолжением исследований, опубликованных ранее [1, 2].   

Коллекторские и фильтрационно-емкостные свойства и насыщенность пластов пачки Сайхо 4–2

The reservoir and filtration-capacitive properties and the layers saturation of Seiho 4–2 pack

Одно из перспективных направлений добычи углеводов в Российской Федерации связано во многом с освоением новых месторождений нефти и газа на Арктическом побережье Северного Ледовитого океана. Распространение в этом регионе засоленных многолетнемерзлых пород (ММП) осложняет его освоение. Несмотря на имеющие-
ся результаты, проблема изучения образования засоленных многолетнемерзлых пород и их свойств далека от разрешения и продолжает оставаться актуальной [1].

Суровый климат и широкое распространение многолетней мерзлоты предъявляют особые требования к строительству и эксплуатации скважин [2].

Эксплуатируемая скважина вступает с окружающими мерзлыми породами не только в физико-химическое взаимодействие. Чаще наиболее важным фактором, влияющим на устойчивость стенок ствола скважины в ММП, является тепловое воздействие, в результате которого стенка скважины теряет устойчивость и разрушается.

Еще одной проблемой при эксплуатации скважин в зоне ММП может являться повышенное гидратообразование, причем при остановках скважины может происходить ее полная блокировка газогидратами.

Одно из решений проблемы растепления зоны ММП состоит, с одной стороны, в учете этого явления при расчете прочностных характеристик обсадных колонн на смятие внешним давлением, а с другой – в регулировании температуры в межтрубном и затрубном пространстве эксплуатируемой скважины с применением теплоизолированных конструкций [3].

При разработке технических решений по обеспечению устойчивости скважин на Бованенковском НГКМ ПАО «Газпром» совместно с научно-исследовательскими и проектными институтами решало проблему по двум направлениям:

1) размещение кустовых площадок на участках с наименее неблагоприятными геокриологическими условиями на основе специализированного геокриологического картирования и мерзлотного параметрического бурения;

2) разработка комплексных решений по термостабилизации многолетнемерзлых грунтов в приустьевой зоне с использованием теплоизолированных лифтовых труб и парожидкостных охлаждающих систем.

С целью исключить приустьевое оттаивание многолетнемерзлых пород в условиях Бованенковского месторождения предусмотрено использование теплоизолированных лифтовых труб (ТЛТ). 

Главные достоинства применения технологии ТЛТ:

• снижение затрат на отсыпку грунтов и уменьшение размера кустовой площадки вследствие сокращения допустимого расстояния между устьями. В частности, если сравнивать ТЛТ со стандартными нетеплоизолированными лифтовыми колоннами, применение ТЛТ позволяет снизить это расстояние с 18 до
  10 м при одинаковых условиях. Согласно проектным расчетам экономия только на отсыпке грунтов приводит к общей экономии на обустройстве кустовой площадки на 10 %;

• предотвращение порчи оборудования вследствие растепления многолетнемерзлых грунтов;

• сокращение размера кустовой площадки уменьшает площадь негативного воздействия на окружающую природу.

ТЛТ представляет собой конструкцию из двух труб с размещением трубы меньшего диаметра в трубе большего диаметра (конструкция «труба в трубе»), соединенных между собой сварным швов. Межтрубное пространство заполняется экранно-вакуумной изоляцией для уменьшения теплопотерь и вакуумируется. Для поддержания высокого вакуума в процессе эксплуатации в межтрубное пространство вводится газопоглотитель (рис. 1) [4].

К основным преимуществам экранно-вакуумной изоляции можно отнести следующие свойства:

• экранно-вакуумная изоляция обеспечивает самую низкую теплопроводность теплоизолированных конструкций;

• применение специальных газопоглотителей (прежде всего водорода) обеспечивает продолжительный срок отсутствия конвективного теплообмена в межтрубном пространстве ТЛТ;

• теплоотражающие экраны из алюминиевой фольги препятствуют инфракрасному нагреву наружной трубы ТЛТ, другие теплоизолирующие материалы пока не могут обеспечить заданных теплоизоляционных свойств в малых межтрубных пространствах.

Основные недостатки конструкции ТЛТ с экранно-вакуумной изоляцией:

• неремонтируемая конструкция в условиях трубных баз и в полевых условиях;

• резьбовое соединение рассчитано на ограниченное число спускоподъемных операций (СПО) (даже применение резьбовых соединений класса премиум позволяет произвести до 10 гарантированных свинчиваний-развинчиваний при условии правильного обращения с резьбой);

• высокая чувствительность к механическим повреждениям с потерей вакуума;

• ограниченность применения в искривленных стволах скважин;

• индивидуальные условия производства для разных температурных режимов эксплуатации.

Изложенные выше недостатки требуют повышенных мер контроля работоспособности ТЛТ на месторождениях как перед спуском, так и во время эксплуатации в скважине.

Наиболее доступным вариантом диагностики работоспособности (исправности) ТЛТ перед спуском может служить тепловизионная съемка труб, подключенных к передвижной парогенераторной установке (ППУ) (рис. 2).

Данный способ контроля снижает риски спуска в скважину ТЛТ с нарушенными теплоизоляционными свойствами. Кроме этого, имея тепловизионный снимок каждой ТЛТ, сделанный на заводе, можно совместить их и определить, насколько повлияли транспортировка и хранение на работоспособность изделия. Съемку можно повторить при следующих СПО.

Вместе с тем, чтобы минимизировать риски растепления ММП и более эффективно применять средства дополнительного охлаждения приустьевых зон, необходимо вести постоянный температурный мониторинг тепловых режимов в скважине и в зоне за кондуктором. Для этих целей может быть применен метод распределенного датчика температуры (РДТ), каковым является оптико-волоконный кабель, принцип работы которого представлен на рис. 3.

На рис. 4 представлена схема расположения РДТ при мониторинге температурного градиента в зоне ММП. Регистрирующая аппаратура может быть подключена к центральному пункту управления и контроля как по периодической схеме с временным подключением, так и по радиоканалу в режиме on-line постоянно. Единственно, о чем необходимо позаботиться при монтаже РДТ, – это антивандальная защита устьев термометрических скважин. Как показала практика, отсутствие такой защиты привело к тому, что многие термометрические скважины, заложенные в ряде проектов, оказались неработоспособными.

Систему РДТ можно также заложить вдоль всего ствола скважины (рис. 5).

Основные характеристики современных систем РДТ:

• максимальная длина оптико-волоконного кабеля-датчика – 5000 м;

• пространственное разрешение (интервал дискретизации), шаг измерения регулируется, минимальный шаг измерения:

• 0,25 м при длине кабеля-датчика до 2000 м;
• 0,5 м при длине кабеля-датчика до 5000 м;

• рабочий диапазон измерения температуры для кабеля-датчика, оснащенного стандартным оптическим волокном (ОВ) 50/125 мкм, составляет от –40 до 120 °С;

• сенсорный температурный диапазон при оснащении кабеля-датчика специальным ОВ составляет от –40 до 700 °С;

• точность измерения абсолютной температуры ±1 °С;

• температурное разрешение:

• 0,08 °С при длине кабеля-датчика до 2000 м;
• 0,10 °С при длине кабеля-датчика до 5000 м;
• разрешение при определении степени относительного измерения температурного градиента при математической обработке данных – 0,02 °С;
  
• время одного измерения температуры (время обновления данных) регулируется, минимальное время измерения – 10 с;
• интерфейсы: интерфейс компьютера – USB, LAN;
• число каналов одного прибора в режиме мониторинга – до 12.

Результаты проведенных замеров могут быть представлены в виде графиков и диаграмм, показанных на рис. 6.

Как видно из графика на рис. 6б, получены данные как о сохранении температурного поля в верхней части колонны, так и о зонах нахождения перетока газа на участке 2 и продуктивного пласта на участке 1.

Таким образом, показано, что применение ТЛТ является одним из эффективных методов предотвращения растепления ММП и связанных с этим аварий. Но сама конструкция ТЛТ требует повышенного внимания и контроля. На сегодняшний день перед спуском ТЛТ в скважину на месторождениях ПАО «Газпром» повторение заводской методики контроля работоспособности [4, 5] крайне дорого и требует специального оборудования и продолжительного времени. Тепловизионный метод съемки позволяет исключить эти недостатки и ускорить процесс диагностирования.

Применение оптико-волоконных методов контроля температурных градиентов позволяет сделать процесс мониторинга за состоянием ММП, ТЛТ и герметичности колонн более простым по аппаратурному оформлению, вести мониторинг постоянно в режиме on-line с высокой точностью определения температурных градиентов и зон негерметичности. При этом блок регистрирующей аппаратуры, который может обслуживать 4–
12 скважин (в зависимости от того, сколько каналов займет одна скважина), находится в постоянном режиме.

Описанные способы диагностики и мониторинга работоспособности ТЛТ могут быть рекомендованы для использования на месторождениях
ПАО «Газпром» с привлечением специализированной сервисной компании.

Любое промышленное предприятие, в том числе и предприятие нефтегазовой отрасли, имеет широкий диапазон вращающегося и технологического оборудования. Концепция обслуживания и эксплуатации этого оборудования, как правило, выбирается в зависимости от критичности оборудования и его роли в технологическом процессе. В целом оборудование можно разделить на три основные категории:

• критическое оборудование, требующее оснащения системами непрерывного мониторинга и защиты;

• основное оборудование, требующее стационарных систем, позволяющих осуществлять сбор данных в сканирующем режиме;

• вспомогательное оборудование, где не установлены стационарные системы мониторинга, но периодически ведется контроль переносными сборщиками данных.

Для критического оборудования компания ООО «Диагност» предлагает к реализации решения на базе системы  Серии 3500.

Серия 3500 – наиболее функциональная и гибкая система мониторинга и защиты, широко признанная пользователями по всему миру. Система полностью спроектирована по стандарту API 670 и используется для защиты крупногабаритного и сложного вращающегося оборудования. Даже без установленного диагностического программного обеспечения система 3500 обеспечивает большое количество данных от каждого канала. Например, дополнительно к уровню вибрации (измерение без фильтрации) датчика радиальной вибрации система 3500 может рассчитывать напряжение зазора, амплитуду и фазу 1Х вибрации, амплитуду и фазу 2Х вибрации, амплитуду и фазу вибрации с частотой, не равной 1Х (Not 1X), а также максимальный размах вибрации Smax (при условии наличия пары датчиков XY). Также в составе системы имеется монитор, позволяющий принимать сигналы в формате 4–20 мА, 1–5 В, пропорциональные различным технологическим параметрам, например давлению, расходу, силе тока, мощности и др.

В дополнение к производственному оборудованию, имеющему критическое значение для технологического процесса, как правило, имеется совокупность поддерживающего оборудования, относящегося к категориям «Основное оборудование» и «Вспомогательное оборудование», такое как насосы, электродвигатели, нагнетатели, теплообменники, вентиляторы и пр. Для данного оборудования компания
ООО «Диагност» предлагает к реализации решения по мониторингу технического состояния на базе как стационарного, так и портативного оборудования и программных средств GE продуктовой линейки Bently Nevada* серий 1900, Trendmaster, Scout.

Серия 1900 – автономный отдельно монтируемый монитор оборудования общего назначения

Эта гибкая и эффективная по затратам система предназначена для непрерывного мониторинга и защиты некритических, менее ответственных машин и оборудования общего назначения.

Блок 1900/65 имеет четыре вибро- и четыре температурных входа. Каждый вибровход конфигурируется программным образом для поддержки 2- и 3-проводных измерителей ускорения, датчиков скорости или бесконтактных датчиков. Температурные входы поддерживают термопары типов E, J, K и T. Имеется 6 релейных выходов. Предусмотрены 4 выхода записывающего устройства диапазона 4–20 мА. Каждый выход записывающего устройства может быть программно сконфигурирован на вывод любой переменной из любого канала. Входной сигнал на каждом вибрационном входе также присутствует на специализированном буферном выходе. Как опция имеется шлюз Modbus® для передачи данных в автоматизированную систему управления технологическим процессом (АСУ ТП). 

Система Trendmaster Pro

Уникальная, защищенная патентом система сбора данных, позволяющая вводить сотни переменных технологического процесса, например вибрации, температуры и др., в АСУ ТП. Модуль динамического сканирования (DSM) обеспечивает получение информации об оборудовании предприятия с помощью сканирования датчиков в соответствии с заданным расписанием. Частота опроса зависит от типа и числа сканируемых датчиков. 

Комплект Essential Insight. Mesh – беспроводные системы мониторинга состояния оборудования

Комплект Essential Insight. mesh – это готовое к работе решение для эффективного мониторинга состояния оборудования с использованием беспроводных технологий.

Essential Insight. mesh* – это новейшая разработка, представляющая собой комплект, включающий все необходимое для размещения динамических точек беспроводного мониторинга по всему предприятию. Реализована возможность дальнейшего наращивания системы до нескольких тысяч точек по всему объекту. Такая быстрота развертывания и гибкость беспроводной системы основана на технологии ячеистой сети, которая обеспечивается модулями wSIM*. Интерфейсный модуль wSIM* имеет 4 входа и поддерживает разное сочетание датчиков вибрации или термопар. 

Портативный виброанализатор SCOUT

Виброанализатор SCOUT уверенно зарекомендовал себя как высококачественное и инновационное устройство. Платформа SCOUT реализует ведущий опыт мониторинга состояния оборудования компании Bently Nevada в области переносных устройств для сбора данных и анализа, предоставляя пользователю надежное, эффективное и экономичное решение для мониторинга состояния оборудования, которое может быть применено в любой части предприятия.

Виброанализаторы SCOUT100 и SCOUT140 предлагают заказчикам все возможности и удобства 2- или 4-канальных измерений и двухплоскостной балансировки. Функции балансировки данного прибора делают возможной быструю диагностику и коррекцию динамического дисбаланса, являющегося самой распространенной формой дисбаланса. 

System 1^* – надежный инструмент для построения платформы управления основными фондами

System 1 – это модульная программно-диагностическая платформа для оптимизации работы оборудования и технологических процессов, мониторинга состояния и диагностики агрегатов. Благодаря архитектуре «сервер/клиент» система обладает большой гибкостью и масштабируемостью. Это позволяет начать применение System 1 на оборудовании первостепенной важности, а затем постепенно добавлять дополнительные программные пакеты и модули расширения.

За счет предлагаемых вышеописанных технических решений по внедрению систем вибромониторинга и диагностики на базе техники GE продуктовой линейки Bently Nevada* ООО «Диагност» предоставляет своим заказчикам надежный комплексный инструмент для обеспечения безопасной эксплуатации и повышения производительности оборудования в нефтегазовой отрасли, а также предлагает комплекс инжиниринговых услуг по внедрению данных решений, включая обследование, проектирование, монтаж и пусконаладку на объекте. 

^* Зарегистрированные товарные знаки компании General Electric.

ООО «Диагност»

105187, РФ, г. Москва,

Окружной пр-д, д. 15, корп. 2

Тел/факс: +7 (495) 783-39-64

e-mail: diagnost@diagnost.ru

www.diagnost.ru

В ночь на 4 июня 1989 г. под г. Аша (Республика Башкортостан) произошла самая крупная в истории СССР и новейшей истории России катастрофа с двумя железнодорожными составами, въехавшими в низину, где скопилось огромное облако природного газа. Источником утечки газа являлся продуктопровод, проложенный в километре от железнодорожных путей и транспортирующий широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ). Жидкий продукт, вытекая наружу, превратился в газ и скопился у поверхности земли. В результате от искры контактной сети при движении поездов раздался мощный взрыв. По разным оценкам, сила взрыва приравнивалась к 250–300 т и даже 12 кт тротила. Для сравнения: мощность атомного взрыва в Хиросиме – 16 кт. В результате взрыва и последовавшего за ним пожара погибли 575 человек (по другим оценкам – 645),
623 человека получили увечья.

Фото 1. Подготовка к запуску дефектоскопа диаметром 1200 мм

Произошедшая трагедия послужила толчком к созданию отечественных средств внутритрубной дефектоскопии.

На сегодняшний день российские компании обладают технологией внутритрубного диагностирования, обеспечивающей достаточно высокий уровень поддержания целостности магистральных газопроводов (МГ). Сравнительные испытания внутритрубных инспекционных приборов (ВИП) отечественных и лучших зарубежных компаний, организованные Департаментом ПАО «Газпром» и отраслевым институтом ООО «Газпром ВНИИГАЗ» на одном из объектов дочернего общества ПАО «Газпром», показали неоспоримые преимущества отечественных ВИП и алгоритмов интерпретации регистрируемой информации.

Наилучшие показатели демонстрирует ведущая российская компания – ООО «Научно-производственный центр «Внутритрубная диагностика». Сотрудники компании имеют многолетний опыт разработок внутритрубного инспекционного оборудования, что позволило создать собственную технологию ВТД, отличающуюся от стандартной наличием в комплексах ВИП дополнительных приборов, позволяющих уточнить идентификацию дефектов, доведя тем самым достоверность результатов до 90–95 %.

Фото 2. Запасовка дефектоскопа в камеру запуска

В числе достижений компании – точность идентификации дефектов кольцевых сварных стыков. Если конкурирующие фирмы всем дефектам кольцевых швов присваивают единый термин «аномалия», то технология ООО «НПЦ «ВТД» позволяет ранжировать этот вид дефектов на три категории в зависимости от типа и состояния: а – опасные, b – не опасные, с – под наблюдение.

Из перечисленных категорий только категория «а» предполагает оперативную шурфовку дефектного места и устранение – вырезку или ремонт. В случаях, когда оператор трубопровода получает от подрядчика по диагностике в «Отчете по результатам ВТД» десятки, а иногда и сотни неранжированных «аномалий», он обязан их все отшурфовать и проконтролировать наружными переносными приборами. Нетрудно представить масштабы экономии финансов и времени оператора трубопровода за счет сокращения объемов земляных работ при получении отчетов по ВТД с указанием категории дефектов.

К другому достижению компании ООО «НПЦ «ВТД» можно отнести разработанную методику определения непроектных изгибов трубопроводов. Если радиус поворота оси трубопровода будет меньше допустимой величины, в нем возникнет напряженно-деформированное состояние (НДС), которое может привести к «пластике» или даже к разрыву. Реализация технологии определения непроектных изгибов стала возможной при установке в ВИП высокоточных навигационных систем. С помощью разработанной методики и программных средств восстанавливается ось трубопровода и определяются координаты НДС. Если в диапазоне максимального значения НДС появляются дефекты, они получают ускоренное развитие.

Фото 3. Прием дефектоскопа после диагностики

С помощью этой технологии за последний год обнаружены, измерены и выданы заказчикам координаты 159 опасных непроектных изгибов. Некоторые из них были в состоянии, близком к разрыву, глубина возникших поперечных трещин достигала 70–80 % от толщины стенки трубы. Своевременное выявление данных дефектов позволило предотвратить серьезные аварии.

Необходимо отметить, что если бы трубопровод под г. Аша был заблаговременно продиагностирован современными ВИП с применением методики определения НДС, то катастрофу удалось бы предотвратить. По мнению экспертов, расследовавших причины трагедии, при строительстве продуктопровода не сошлись концы труб при выполнении захлеста, и для осуществления сварки один из концов был подтянут трубоукладчиком. Ясно, что в трубопроводе, получившем НДС, с течением времени образовался дефект – трещина длиной 1,7 м.

Современные технологии внутритрубной дефектоскопии при периодическом обследовании позволяют значительно сократить число отказов линейной части МГ. Используемый в ВИП магнитный метод контроля является самым производительным и надежным, однако он косвенный. Это значит, что для определения параметров дефекта необходимо зарегистрированный ВИП сигнал идентифицировать по определенным алгоритмам: сначала – для определения его типа (коррозия, трещина и т. п.), затем – для измерения его параметров. Для решения задачи идентификации в ООО «НПЦ «ВТД» создан Центр анализа данных. Технологии Центра и опыт идентификации позволяют получить высокую достоверность результатов, подтвержденную многочисленными шурфовками.

Главной проблемой ВТД остается сложность обнаружения мелких трещин КРН (коррозионное растрескивание под напряжением). Развиваясь, такие трещины при определенных условиях образуют магистральную трещину, которая приводит к отказу трубопровода. Магнитные приборы в силу малой чувствительности к мелким дефектам обнаруживают такие трещины с глубины более 20 %. Для повышения чувствительности к такого вида дефектам коллективом
ООО «НПЦ «ВТД» в результате многолетней работы создан внутритрубный прибор, работающий на ЭМА-методе (электромагнитно-акустическом).

Испытания этого прибора проводились на действующем газопроводе в присутствии комиссии из Департамента ПАО «Газпром», ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ООО «Газпром трансгаз Югорск» и ООО «НПЦ «ВТД». Испытания показали высокую чувствительность прибора на ЭМА-методе. Зафиксировано обнаружение зон трещин глубиной 8–10 %.

Дальнейшее развитие внутритрубной диагностики специалисты ООО «НПЦ «ВТД» видят в создании комбинации магнитного и акустического методов в одном инспекционном приборе. Это позволит получить несколько ракурсов от дефекта, тем самым значительно повысить надежность и достоверность результатов.

В перспективе по результатам ВТД линейной части МГ заказчики получат полную информацию о состоянии трубопровода, включая и данные по мелким дефектам. Это позволит ремонтировать только опасные дефекты, сокращая расходы, производить мониторинг роста трещин и определять сроки очередного обследования.

ООО «Научно-производственный центр «Внутритрубная диагностика»

115533, РФ, г. Москва, ул. Нагатинская, д. 5, оф. 401

Тел.: +7 (495) 229-23-59

e-mail: info@npcvtd.ru

Обособленное подразделение:

623700, РФ, Свердловская обл., г. Березовский, ул. Западная промзона, д. 14

Тел.: +7 (343) 385-98-00

e-mail: op@npcvtd.ru

www.npcvtd.ru

Стратегически важной задачей в развитии экономики России является повышение эффективности процессов в газовой отрасли. Несмотря на рост строительства новых объектов, серьезной проблемой остается поддержание в рабочем состоянии технологических систем и оборудования при эксплуатации на протяжении длительного срока. Особенно актуален данный вопрос для нефте- и газотранспортной системы, где объекты подвержены постоянным воздействиям агрессивной среды, а затраты на мониторинг состояния металла и коррозионных процессов велики.

В настоящий момент все более очевидно, что традиционные системы покрытий проигрывают в экономике и качестве прогрессивным антикоррозионным материалам.

Несмотря на то что «Русские краски» имеют огромный опыт в производстве «классических» материалов, компания уже более 10 лет активно развивает направление прогрессивных антикоррозионных покрытий ТМ Prodecor.

Однокомпонентные системы покрытий

Эта категория представлена широкой линейкой высокотехнологичных однокомпонентных материалов, в числе которых грунт-эмали Prodecor 12-й серии. Данные грунт-эмали являются тиксотропными, толстослойными и сочетают в себе функции как грунтовочного (защитные), так и финишного декоративного покрытия.

Один слой грунт-эмали Prodecor 1201 и Prodecor 1202 (по ржавчине) заменяет традиционную систему, состоящую из трех слоев ГФ-021 + ПФ-115. Таким образом, использование данных грунт-эмалей экономически выгодно как в краткосрочной (за счет снижения трудозатрат и оптимальной стоимости 1 м2 покрытия), так и в долгосрочной перспективе (грунт-эмали обеспечивают антикоррозионную защиту до
10 лет). Грунт-эмали Prodecor 1201 и 1202 уже отлично зарекомендовали себя на объектах «Газпром газораспределение» как высокотехнологичные системы покрытий с высокими эксплуатационными характеристиками, имеют свидетельство «ГАЗСЕРТ», заключение ЦНИИПСК им. Мельникова.

В условиях работы при отрицательных температурах широкое применение нашла грунт-эмаль Prodecor 1204. Покрытие обеспечивает высокие защитные свойства на срок не менее 10 лет.

Двухкомпонентные системы покрытий

Для нефтегазовой отрасли в компании «Русские краски» были разработаны системы покрытий Prodecor 2К и Prodecor 2K Zinc, отвечающие всем требованиям ПАО «Газпром» и обеспечивающие длительную антикоррозионную защиту в атмосфере различной коррозионной активности. Так, система Prodecor 2K Zinc благодаря двухкомпонентной цинкнаполненной грунтовке, создающей протекторную защиту металла, и 2К-полиуретановой эмали обеспечивает высокие защитные и декоративные свойства в течение срока эксплуатации свыше 25 лет. Системы покрытий Prodecor 2К и Prodecor 2K Zinc в 2015 г. успешно прошли испытания и были внесены в Реестр ПАО «Газпром». Также покрытия Prodecor сертифицированы, одобрены и рекомендованы к применению ведущими отраслевыми институтами – ТатНИПИнефть, ЦНИИС, Гипрониигаз.

Подводя итог, хочется еще раз подчеркнуть, что в реалиях современной экономики серьезный научный подход к разработке и техническому сопровождению при внедрении, готовность разработать материал под требования заказчика, сотрудничество с научными институтами ценятся очень высоко. Именно поэтому «Русские краски» – это признанный бренд на рынке защитных покрытий.

АО «Русские краски»

150001, РФ, г. Ярославль,

ул. Большая Федоровская, д. 96

Тел.: +7 (4852) 49-29-77

Тел. техн. поддержки:

+7 (4852) 49-26-32

rk-industrial.ru

Электроды сравнения длительного действия (ЭСДД) являются основным опорным средством контроля эффективности электрохимической защиты (ЭХЗ) от коррозии подземных стальных сооружений, поэтому основным требованием, предъявляемым к ним, является стабильность (точность) нормируемого значения собственного потенциала в течение всего срока эксплуатации магистральных трубопроводов (МТ).

Рекомендованная международным центром CEFRACOR [1] точность ЭСДД составляет ±15 мВ (здесь и далее потенциалы приведены относительно хлор-серебряного электрода (ХСЭ)).

В работе [2] в качестве максимально допустимой величины суммарной ошибки измерений защитных потенциалов рассматривается 30–40 мВ. Обосновывается это тем, что данное значение ошибки в грунтах с высокой коррозионной агрессивностью может вызвать увеличение скорости коррозии на порядок и более.

В статье Н.Н. Глазова [3] в качестве пороговой величины предлагается рассматривать величину смещения потенциала используемых в настоящее время МСЭ на 60 мВ, после которой электрод должен быть заменен. По техническим требованиям [4] допустимая основная погрешность (при изготовлении) используемого в настоящее время на трубопроводах медно-сульфатного ЭСДД не должна превышать 20 мВ, а дополнительная за 90 сут – 30 мВ, при этом суммарное смещение МСЭ за 90 дней может составить 50 мВ. Требуемый срок службы – не менее 15 лет.

Принцип работы МСЭ, основанный на использовании насыщенного электролита, изначально не предполагал их автономную длительную эксплуатацию в системах электрохимической защиты (ЭХЗ) трубопроводов. Поскольку при установке электрода в грунт на границе «электрод – грунт» возникает градиент концентрации, под действием которого потенциалопределяющие ионы меди из корпуса электрода переходят в грунт (выщелачивание), что приводит к уменьшению их концентрации в объеме электрода, а это, в свою очередь, согласно уравнению Нернста [5] – к дрейфу собственного потенциала электрода.

Кроме того, грунт может содержать различные соли, в том числе более активные, чем CuSO4, используемый в МСЭ. Особенно опасны хлорид-ионы, которые способны активно проникать в электрод и «выдавливать» из него CuSO4, кратно сокращая срок его службы.

Для увеличения срока службы МСЭ предложен ряд методов с использованием загустителей, ионообменных мембран, двухкамерных конструкций [5], твердотельных электролитов [6].

Заявленный длительный срок эксплуатации 30 лет при высокой точности ±5 мВ имеют электроды типа СТЭЛС (США), использующие твердотельный электролит [5]. Однако применение в данных электродах датчика сернистого водорода, влагозадерживающей мембраны, ловушки ионов хлора и сернистого водорода привели к существенному усложнению и удорожанию данного электрода, что представляется недостаточно обоснованным, поскольку такая точность потенциала для ЭСДД является избыточной. Недостатком данного электрода является также то, что его применение предполагает предварительное ранжирование грунтов по содержанию хлоридов, влажности и влагонасыщению.

К недостаткам МСЭ следует также отнести деградацию датчика поляризации (ДП) из-за оседания на его поверхности меди, попадающей из корпуса электрода в грунт [3], вследствие чего его потенциал смещается на сотни милливольт в плюс. Для минимизации данного явления расстояние между МСЭ и ДП следует увеличить, а для уменьшения омической составляющей погрешности – уменьшить.

По результатам проведенной в 2015–2016 гг. проверки на трубопроводах в различных регионах Западной Сибири около 60 МСЭ различных производителей со сроком эксплуатации 7–10 лет выявлено, что только 5 % электродов соответствуют заявленным параметрам (смещение не более 20 мВ). Потенциалы всех остальных электродов смещены в минус на 60–600 мВ при средней скорости 5÷50 мВ/год. Проверка показала также, что более половины потенциалов датчиков поляризации вследствие омеднения смещены в плюс до 400 мВ.

В результате такой ситуации по данным внутритрубной дефектоскопии скорость коррозии достигает до 1,5 мм/год, в то время как в лабораторных условиях она составляет не более 0,01 мм/год [7], а в производственных условиях при исправных МСЭ и ДП оценивается значением 0,1 мм/год [2].

Использование МСЭ в качестве электрода сравнения переносного (ЭСП) трассового применения также вызывает сложности, так как для обеспечения его точности необходимо заправлять электрод свежим купоросом перед каждым выездом на полевые замеры.

Стоимость МСЭ сравнения может различаться на порядок в зависимости от сложности конструкции и достигает около 15 тыс. руб., что немаловажно для изделий массового применения. Существенные усложнения МСЭ пока не привели к приемлемому соотношению их цены и качества.

Безэлектролитный сухой электрод сравнения СЭС-1

Возможность постановки задачи создания безэлектролитного электрода обусловлена появлением цифровых приборов с большим входным сопротивлением до 10 МОм с входным током порядка 0,1 мкА. Это позволило снизить требования к степени их неполяризуемости и значению переходного сопротивления и, соответственно, упростило формирование потенциалопределяющих условий непосредственно в грунте.

Данный способ впервые реализован в безэлектролитном (сухом) электроде сравнения СЭС-1 [8], выполненном в виде соединенных между собой балластным резистором катода из пористой легированной стали (нержавейка, N) и анода из нелегированной, обычной стали (cт. 3). При этом измерительный провод подключен к катоду, который и является собственно ЭС. Формирование псевдоэлектролита из влажного грунта достигается путем пропускания через него постоянного тока, вызванного разностью потенциалов между полуэлементами электрода.

Электрод благодаря отсутствию электролита прост конструктивно, имеет низкую стоимость, не вызывает деградацию ВЭ, не приводит к загрязнению почвы, устойчив к циклам промерзания и пересыхания, а малые габариты (35 мм) и механическая прочность позволяют устанавливать его на глубину укладки трубы вручную без привлечения тяжелой техники в предварительно подготовленный канал, в том числе в зимнее время.

Однако отсутствие электролита привело в целом к теоретически ожидаемому недостатку данного электрода – зависимости его потенциала от физико-химических параметров грунта, прежде всего от влажности и кислотности. Это обусловлено тем, что одним из конструктивных «материалов» электрода является «ненормированный» грунт, а сама потенциалопределяющая система является открытой.

Безэлектролитный сухой электрод сравнения СЭС-2

При сохранении достоинств предшественника в электроде СЭС-2 достигнуто существенное снижение зависимости потенциала от внешних условий благодаря установке полуэлементов электрода в корпус с наполнителем на основе гипса, замене балластного токозадающего резистора на потенциометр и подключению измерительного провода к движку потенциометра.

Электрод СЭС-2 (рис. 1) содержит цилиндрический корпус (1), в дно которого установлены датчик поляризации (2) и на минимальном расстоянии от него – влагопроницаемая мембрана (3), соединенные между собой потенциометром (4), цинковый анод (5) и катод (6) из нержавеющей стали, установленные в наполнитель (7), измерительный провод (8) с клеммным наконечником «Э», подключенный к движку потенциометра (4), и провод с клеммой D, подключенный к датчику поляризации (2). Электрическая схема электрода защищена герметиком (9).

По принципу работы электрод СЭС-2 аналогичен СЭС-1: псевдоэлектролит, как и в СЭС-1, формируется из влаги грунта путем пропускания через него постоянного тока от внутреннего микрогенератора длительного действия, образованного полуэлементами электрода.

Минимальная пористость наполнителя позволила сделать уровень влажности в «реакционном объеме» независимым от влажности внешней среды (грунт, вода), при этом стабилизируется и концентрация водорода, которая определяется не внешним, а «собственным» водородом.

Потенциометр, выполняющий роль регулируемого делителя напряжения между анодом и катодом, является многофункциональным и, прежде всего, позволяет исключить основную (технологическую) погрешность путем заводской калибровки 1 электрода по образцовому хлор-серебряному электроду (ОХСЭ).

В случае использования МСЭ при смещении его потенциала, превышающего допустимое значение, эксплуатационщикам приходится делать непростой выбор [3] между заменой электрода и усложнением проведения замеров. Замена электрода – затратное мероприятие, особенно в труднодоступных регионах, а усложнение замеров, вызванное необходимостью определения смещения потенциала и внесением поправок в результаты измерений, приводит к существенному снижению производительности, что также является немаловажным в полевых условиях.

Потенциометр может быть выносным с установкой на панель КИП, что позволяет проводить калибровку 2 при установке электрода в целях исключения возможного смещения потенциала, вызванного спецификой грунта (солями, рН и т. д.) в данном месте. Потенциометр позволяет также при необходимости проводить калибровку 3 (периодическую) для исключения смещения потенциала, вызванного «старением» электрода.

Калибровка электрода может рассматриваться как «корректировка ноля» измерительного прибора, поскольку, по сути, прибор и ЭС являются единым средством измерения (СИ). При этом определять и учитывать значение смещения потенциала ЭС не надо – достаточно скорректировать «ноль» обычной регулировкой потенциометра по ЭСП.

Такая калибровка позволяет, в принципе, устранить все дополнительные систематические погрешности, в том числе вызванные спецификой грунта на конкретном месте установки электрода и его «старением» в процессе длительной эксплуатации.

Потенциометр, встроенный в переносную модификацию электрода СЭС-2, позволяет также проводить корректировку его «ноля» по ОХСЭ непосредственно перед выездом на трассовые измерения. По результатам испытания и эксплуатации смещение потенциала при этом составляет порядка ±2 мВ/мес.

Потенциал электрода СЭС-2, состоящего из электроотрицательного металла – цинка и значительно менее электроотрицательного – нержавеющей стали, находящихся в контакте, определяется электродным потенциалом наиболее электроотрицательного металла.

В рассматриваемом электроде будут протекать две основные сопряженные реакции:

• на аноде (цинк) – электроокисление цинка:

Zn – 2e = Zn²⁺.                                    (1)

Ионы цинка взаимодействуют с гидроксид-ионами с образованием труднорастворимого соединения по реакции

Zn²⁺ + 2OH^- = Zn(OH)₂.                   (2)

На катоде (нержавеющая сталь) в сильнокислых грунтах происходит восстановление водорода

2H⁺ + 2e = H₂,                                    (3)

а в нейтральной и щелочной средах – восстановление воды

2H₂O + 2e = H₂ + 2OH^-.                    (4)

Суммарная реакция, протекающая в электроде, в нейтральной и щелочной средах, имеет вид:

Zn + 2H₂O = Zn(OH)₂ + H₂.                         (5)

При таком механизме происходит окисление цинка с последующим образованием труднорастворимого соединения Zn(OH)₂, образующего осадок на поверхности цинкового электрода, а также расходуются ионы OH- и H+. При этом равновесие реакции (6) сдвигается вправо.

H₂O = H⁺ + OH^-.                               (6)

Поскольку потенциал данного электрода определяется электродным потенциалом цинка, его можно оценить, используя соотношения:

,             (7)

,             (8)

или

E = const* – 0,059 pH,                        (9)

где  – произведение растворимости Zn(OH)₂; при 25 °С ПР = 1,2^*10^-17; K_W = a_H+^*a_OH- – ионное произведение воды; при 25 °С K_W = 10-14.

Величина const определяется значением стандартного потенциала цинка.

Анализ уравнения показывает, что потенциал электрода определяется активностью ионов, участвующих в электродных реакциях, линейно зависит от рН электролита и сдвигается в отрицательную сторону при его увеличении. Согласно уравнению (8) интервал изменения потенциала может составлять от –0,8 до –1,14 В при изменении рН от 4 до 10. Так как в процессе работы электрода расходуются ионы H+ и OH– и используется твердотельный пористый электролит, на потенциал электрода существенное влияние будут оказывать диффузионные явления.

На потенциал электрода СЭС-2 будут влиять и другие факторы, такие как, например, структура осадка Zn(OH)₂ и структура гипса, кинетика электрохимических реакций, протекающих на электродах, и т. д.

Протекание тока (тока коррозии цинка) и наличие диффузии делает электрохимический процесс, протекающий в электроде, неравновесным. Через некоторое время после начала работы электрода должен установиться стационарный процесс, которому будет соответствовать определенное значение стационарного потенциала.

Стационарный процесс (Е, I = const) установится тогда, когда анодный и катодный токи станут равными по абсолютной величине. При этом, теоретически, за один год масса осадка Zn(OH)₂ на цинковом электроде составит примерно 0,323 г Zn(OH)₂, а количество водорода, возникающего на втором электроде, – 80 см³. Причиной нарушения стационарности процесса и, соответственно, смещения потенциала электрода теоретически могут стать диффузионные затруднения при протекании реакций, связанные с подводом в «реакционную зону» ионов ОН– и удаление из нее водорода. Однако возникновение данной ситуации за счет конструктивных и технологических решений практически сведено к нулю.

Лабораторные испытания в течение двух лет в типовых модельных грунтах, различающихся содержанием солей (до 2 %), кислотностью (рН 4–10), влажностью (3–100 %), а также удельным сопротивлением (5–1000 Ом/м), показали, что диапазон потенциалов полуэлементов электрода СЭС-2 составляет –900–1030 мВ, а смещение установленного номинального значения –1000 мВ не превышает ±15 мВ. При этом толщина осадка на электродах составила порядка 0,1 мм.

Методика исследований

Методика исследований основана на анализе динамики изменения потенциалов полуэлементов и собственно электрода СЭС-2 в различных условиях, моделирующих возможные условия эксплуатации. При этом в качестве регистратора использовался многоканальный компьютеризованный испытательный стенд «Полигон-8» с восемью независимыми каналами измерений и разрешением ±0,5 мВ разработки ООО «НПП «Электрохимзащита»
(г. Томск). Для измерения малых значений смещения потенциалов и проведения контрольных измерений использовался цифровой вольтметр В7-38 с разрешением 0,1 мВ. Входное сопротивление измерительного канала стенда «Полигон-8» и вольтметра – не менее 10 МОм. Вольтметр и ОХСЭ имеют действующие свидетельства о поверке. Гальваническая связь между испытуемой средой и ОХСЭ, установленным в насыщенный раствор KCl, осуществлялась с помощью электролитического мостика. При выполнении работ руководствовались требованиями ПАО «Газпром» к ЭС [4], а также методическими подходами к оценке параметров, изложенными в [3]. С учетом безэлектродной специфики электрода исследованы также влияния влажности, температуры, кислотности грунта, содержания в нем солей при пониженных температурах.

Экспериментальная часть

Испытывались электроды СЭС-2 с полуэлементами Cu-Zn и N-Zn. При этом значение потенциометра выбрано равным 50 кОм исходя из экономии «жертвенного» анода в целях увеличения срока его службы и электрода в целом, а также обеспечения диапазона регулирования потенциала электрода. При этом переходное сопротивление составляло не более 12,5 кОм, что удовлетворяет требованиям [4]. Нормируемое значение потенциала выбрано равным –1000 ± 1 мВ. Это значение соответствует регламентируемому значению поляризационного потенциала и позволяет дополнительно минимизировать токи через электрод и, соответственно, снизить требования к его неполяризуемости и переходному сопротивлению. Кроме того, «круглая цифра» повышает удобство в работе. «Ошибка опыта» в экспериментах не превышала ±0,5 мВ.

Выход на режим (калибровка 1)

По четыре электрода с полуэлементами Cu-Zn (1-го типа) и N-Zn (2-го типа) были установлены в водопроводную воду (рН = 7, t = 20 °С), время экспозиции – 5 сут. На рис. 2 приведены усредненные зависимости выхода потенциалов полуэлементов данных электродов на стационарный режим.

Замедленность выхода на стационарность обусловлена наличием омического сопротивления между ними. При этом потенциал катода смещается не в сторону анода, как положено теоретически, а в минус, что, по-видимому, связано с тем, что его наводороживание «своим» водородом становится превалирующим.

Из рассмотрения рис. 2 следует также, что более предпочтительно выглядят электроды 2-го типа (N-Zn), поскольку динамика катода из нержавейки (N) не имеет «горба», что говорит об отсутствии побочных реакций, которые могут дестабилизировать потенциал электрода. Кроме того, она более пологая, и установившееся значение потенциала является более положительным, благодаря чему увеличивается диапазон регулирования его собственного потенциала при калибровке. Это повышает «живучесть» (запас прочности) электрода в случае выхода из диапазона регулирования при калибровке.

Влияние природных факторов (калибровка 2)

Четыре электрода 1-го типа, гальванически связанные электролитическими мостиками с ОХСЭ, были установлены в свои емкости с водопроводной водой (рН = 7, t = 20 °С). После выхода на режим и проведения калибровки 1 водопроводная вода в каждой емкости без остановки процесса была одновременно заменена на растворы NaCl (2 %), Na₂SO4 (2 %), с pH = 4 и pH = 10. Регистрация продолжалась до установления на электродах стационарных потенциалов. Аналогичный эксперимент был проделан и с электродами 2-го типа.

Рис. 3, 4 и результаты их обработки (табл.) указывают на то, что электроды обоих типов достаточно устойчивы к наиболее популярным природным факторам. Максимальные смещения потенциала для электродов 1-го типа составляют от –12 до 18 мВ (размах ΔЕ = 30 мВ), для 2-го типа – от –9 до 16 мВ (размах ΔЕ = 25 мВ), но при этом существенно отличаются по наиболее «влиятельному» фактору. Так, для 1-го типа это pH = 9,8, а для 2-го типа pH = 7 (2%-й раствор Na2SO4). Исходя из этого может быть рекомендовано применение электродов 1-го типа в морской воде, а 2-го типа – в щелочных грунтах, характерных для регионов Западной Сибири (до рН = 10).

Быстрая реакция электродов на естественные факторы (порядка 100) является важным обстоятельством, поскольку позволяет сразу после установки электрода в грунт (морскую воду) оперативно провести калибровку 2.

С точки зрения ЭХЗ неважно, чем вызвано смещение потенциала, – важно его скорректировать, при этом нет нужды проводить ранжирование грунтов для выбора соответствующей модификации электрода, как рекомендовано для электродов STELS [6].

При использовании в качестве ЭСДД на стратегически важных и повышенной опасности объектах рекомендуется запломбировать регулятор ЕЭС после выполнения калибровки 2. На рис. 5 приведен пример такой калибровки с точностью ±0,5 мВ на четырех электродах N-Zn после того, как их потенциалы «разбежались» в моделированных грунтах с различными естественными факторами.

Устойчивость к низким температурам. Электроды в пассивном термостате были заморожены (с термопарой по центру) до –20 °С и установлены в ванну с водопроводной водой. Экспозиция – 120 ч до установления комнатной температуры 20 °С. Из рис. 6 видно, что электроды практически сохраняют работоспособность при –20 °С и по мере повышения температуры их потенциалы становятся равными своему нормированному значению.

Влияние влажности грунта. В течение 3 мес проводили экспозицию электродов с пористым керамическим и пластмассовым с мембраной корпусами, помещенных в герметично закрытые емкости, заполненные песком с влажностью 3 и 5 %, соответственно.

При этом незначительное смещение потенциала в плюс (12 мВ) наблюдалось только при влажности 3 %, однако потенциал восстановился через сутки после установки электродов в воду.

Срок службы (калибровка 3)

Теоретически (по Фарадею) срок службы данного электрода, рассчитанный по расходу «жертвенного» анода на генерацию тока, – порядка 10 лет на 1 мм его толщины – может быть соизмеримым со сроком службы трубы.

Лабораторные исследования и опытная эксплуатация выявили незначительный тренд смещения потенциала электродов СЭС-2 в плюс в первые месяцы работы с последующей стабилизацией. Это следует также из рис. 7, на котором приведены результаты квалификационных испытаний четырех электродов СЭС-2 (№ 217–220) в Cu-Zn исполнении, проведенных в лаборатории ЭХЗ «ВНИИГАЗа». В связи с этим рекомендуется проводить обязательную калибровку 3 через 5–6 мес после установки электрода в грунт.

В течение двух лет наблюдения тренд смещения потенциалов четырех электродов после калибровки 3 не выявлен при отклонениях ±9 мВ, имеющих случайный характер, слабо коррелирующий с температурой в помещении.

Практически прямолинейное смещение усредненного значения потенциалов четырех электродов за 100 сут составило порядка 30 мВ в плюс, после чего установилось стабильное значение 995 ± 5 мВ. При заморозке до –20 °С (130-е сут) потенциалы трех электродов сместились в минус, а одного электрода – в плюс. Тем не менее потенциалы всех четырех электродов после оттаивания смещаются к значению, установившемуся перед заморозкой.

Заключение

Показана и подтверждена пригодность безэлектролитных сухих электродов сравнения типа СЭС-2 для длительной автономной эксплуатации в системах ЭХЗ трубопроводов. Электроды обладают необходимой точностью потенциала в различных условиях эксплуатации, устойчивы к низким температурам и пониженной влажности грунта. Малые габариты и прочность позволяют оперативно устанавливать электрод вручную без привлечения сложной техники. Простота конструкции обусловливает его относительно низкую стоимость. Принципиально новой является возможность корректировки потенциала в целях установления его нормированного значения. Это позволяет исключить систематические погрешности, вызванные невоспроизводимостью технологии, спецификой грунта на месте установки, а также старением электрода в процессе эксплуатации. Проведенные длительные испытания и апробация указывают на то, что благодаря наличию корректировки возможного смещения потенциала в процессе эксплуатации и отсутствию электролита срок службы электрода СЭС-2 может составить десятки лет. При этом нет опасности деградации ВЭ, загрязнения почвы и грунтовых вод токсичной медью и в целом снижаются затраты на эксплуатацию ЭХЗ. Важно отметить, что для минимизации омической составляющей погрешности измерений ВЭ может быть установлен вплотную к мембране электрода. Кроме того, упрощается использование электрода в качестве переносного – необходимая точность достигается не заменой электролита, а простой корректировкой потенциала по образцовому ХСЭ.

Результаты влияния факторов на электроды

Results of factors effects on electrodes

Ранее на «Трубодетали» была освоена технология нанесения наружного полиуретанового покрытия на соединительные детали – отводы, тройники, переходы – большого диаметра в целях защиты их от коррозии, а также начато производство изделий в металлополимерной оболочке в целях теплоизоляции. Теперь пришел черед вывести на рынок изделия с улучшенными эксплуатационными характеристиками малого и среднего диаметра.

Соединительные детали и узлы трубопроводов с внутренним покрытием предназначены для строительства и эксплуатации нефтегазопромысловых коммуникаций, объектов нефтяных месторождений, для трубопроводов систем технического водоснабжения и трубопроводов водоснабжения в системе жилищно-коммунального хозяйства.

Покрытия на новом участке наносятся на изделия малого и среднего диаметра, в основном на соединительные детали с приваренными к ним удлинительными кольцами, на узлы трубопроводов диаметром 57–630 мм, а также на отводы, изготовленные методом индукционного нагрева, диаметром до 530 мм и длиной до 5000 мм.

В качестве материалов для покрытия применяются эпоксидные порошковые материалы и эпоксифенольный или фенольный праймер. Праймер необходим для повышения защитных свойств внутреннего покрытия. Покрытие, полученное на основе указанных материалов, значительно увеличивает срок службы изделия. Толщина покрытия будет составлять от 350 мкм до 1 мм, но может быть другой в зависимости от требований заказчика, рекомендаций изготовителя материалов покрытия и их свойств.

Внутреннее порошковое эпоксидное покрытие надежно защитит детали от агрессивных компонентов, присутствующих в нефти. Наружное покрытие применяется для защиты поверхностей деталей под теплоизоляцией.

Примечательно, что все технологическое оборудование, установленное на участке, произведено в России. Материалы, используемые при нанесении покрытия (эпоксидный порошок, праймер), также будут закупаться у российских изготовителей.

В технологическом процессе применяется оборудование, имеющее конструктивные особенности, а также специальное оборудование, не позволяющее оказывать вредного воздействия на окружающую среду. Дымовые газы, образующиеся в установке термической деструкции в процессе термообезжиривания, не выходят из печи в атмо-
сферу, а попадают в камеру дожига, где за несколько секунд разлагаются при температуре около 1200 °С. Установка термической деструкции также используется при удалении некачественного покрытия. В камере дожига все продукты сгорания покрытия разлагаются.

Окрасочно-сушильная камера, где производится нанесение эпоксифенольного или фенольного праймера, оборудована установкой газоразрядно-каталитической очистки выводимого из камеры воздуха.

Производственные мощности площадки составляют 31 тыс. м² покрытия, или более 2 тыс. т готовых изделий в год, в количественном выражении – 47 тыс. изделий в год, или 716 изделий на одного работающего.

АО «Объединенная металлургическая компания»

115184, РФ, г. Москва,

Озерковская наб., д. 28, стр. 2

Тел.: +7 (495) 231-77-29, доб. 26-16

Моб.: +7 (985) 337-94-07

e-mail: NSadrin@omk.ru

www.omk.ru

«ЭНЕРГАЗ» – СРЕДОТОЧИЕ ОПЫТА

Компании «ЭНЕРГАЗ», «Белгород-ЭНЕРГАЗ», «СервисЭНЕРГАЗ» объединяет не только общий бренд. Эти предприятия имеют согласованные цели и задачи, которые достигаются через профессио-
нальную специализацию и взаимную ответственность за качество модульного технологического оборудования газоподготовки на различных объектах энергетической, нефтегазовой и нефтехимической отрасли.

Специалистами этого «узкого» технологического сегмента многократно доказано, что от возможностей специфичного оборудования газоподготовки во многом зависят достижение проектных показателей КПД и бесперебойная работа современных генерирующих энергообъектов различной мощности, работоспособность объектов нефтегазовой отрасли, предназначенных для подготовки и транспортировки попутного газа.

Во многом благодаря профессиональной специализации «ЭНЕРГАЗ» развивает потенциал своих предприятий. Этот закономерный процесс основан на организационном и инженерном опыте, накопленном при реализации 123 энергетических и нефтегазовых проектов практически на всей территории Российской Федерации, а также в республиках Беларусь и Узбекистан.

Фото 1. Система газоподготовки и газоснабжения «ЭНЕРГАЗ» для энергоцентра ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

Все проекты, уникальные в своем инженерном замысле, проходят обязательные этапы:

• индивидуального проектирования и производства;

• заводских испытаний, проводимых под контролем заказчика;

• обеспечения транспортировки на площадку строительства;

• комплекса работ и испытаний по вводу в эксплуатацию;

• обучения эксплуатирующего персонала;

• сервисного обслуживания в гарантийный и послегарантийный период.

Фото 2. Компрессорные установки ангарного (цехового) типа для ГТЭС Талаканского месторождения

В целом начиная с 2007 г. «ЭНЕРГАЗ» поставил и ввел в эксплуатацию 243 установки газоподготовки. В электроэнергетике они работают на 60 энергоблоках суммарной мощностью более 4200 МВт, в нефтегазовой отрасли – подготавливают попутный нефтяной газ на 40 месторождениях.

Наработана значительная практика использования технологического оборудования на крупных электростанциях, объектах малой энергетики, в автономных центрах энергоснабжения промышленных предприятий, на объектах по сбору и транспортировке ПНГ, в энергоцентрах собственных нужд месторождений (фото 1), на объектах особого назначения (испытательные стенды газовых турбин и учебные центры).

Фото 3. Блок подготовки попутного газа на Усинском месторождении

ПОСТАВЛЯЕМАЯ ПРОДУКЦИЯ

Все оборудование, которое производит и поставляет «ЭНЕРГАЗ», можно разделить на несколько групп.

Компрессорное оборудование:

• дожимные компрессорные установки топливного газа (фото 2);

• дожимные компрессорные станции для сжатия попутного газа;

• компрессорные агрегаты низкого давления;

• вакуумные компрессорные станции;

• технологические компрессоры;

• воздушные компрессорные станции.

Комплектные мультифункциональные установки газоподготовки:

• блочные пункты подготовки газа;

• блоки подготовки попутного газа (фото 3);

• системы подготовки топливного и пускового газа.

Фото 4. Малая ГКУ для ГТУ Turbomach TBM-C40 мощностью 3,5 МВт (энергоцентр Минского КСИ)

Это единичные компактные агрегаты, предназначенные для предварительной подготовки газа перед его подачей в газоиспользующее оборудование: газовые турбины, газопоршневые установки, компрессорные станции, котельные, газоперекачивающие агрегаты.

В зависимости от проектных требований они выполняют очистку и осушку газа, нагрев и охлаждение, коммерческий и технологический учет газа, редуцирование, измерение различных показателей (компонентный состав газа, теплотворная способность, температура точки росы).

Специализированное оборудование газоподготовки:

• системы фильтрации и сепарации природного газа;

• фильтры-скрубберы для очистки ПНГ;

• блоки осушки газа (абсорбционные и адсорбционные, рефрижераторные, мембранные);

• узлы коммерческого и технологического учета газа, расходомеры;

• установки газоохлаждения (воздушные и рефрижераторные);

• теплообменники;

• подогреватели газа (электрические и водяные);

• системы редуцирования;

• сепараторы-пробкоуловители и системы сжижения газов;

• измерители температуры точки росы;

• анализаторы компонентного состава и теплотворной способности газа.

Применяются для решения узкоспециальных задач. Могут функционировать автономно или в составе комплектных установок, повышая при этом эффективность технологических процессов.

Рис. 1. Сборочный чертеж многомодульной установки подготовки топливного газа «ЭНЕРГАЗ»

Оборудование газоснабжения:

• блоки газораспределения;

• ресиверы;

• газовые коллекторы;

• трубопроводная обвязка;

• запорная арматура, приводы, насосы;

• внутриплощадочные газопроводы.

Системы безопасности
и управления:

• системы пожаро- и газодетекции;

• системы сигнализации и пожаротушения;

• индивидуальные и групповые системы управления и контроля установок газоподготовки;

• САУ газовых хозяйств и САУ газоснабжения (включая АРМ оператора).

Фото 5. Индивидуальное проектирование – важнейший фактор в производстве современного оборудования

МНОГОМОДУЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА

В сфере подготовки и компримирования газа Группа компаний «ЭНЕРГАЗ» наработала уникальный опыт, позволяющий выполнять сложные, масштабные проекты, такие как производство и ввод в эксплуатацию многомодульных систем комплексной подготовки газа.

Каждая система представляет собой комплекс оборудования с различным функционалом. Может состоять из нескольких обособленных установок в собственных укрытиях или из блок-боксов, которые при монтаже стыкуются между собой в единое блок-здание с общей кровлей.

Системы включают до 10 модулей и отличаются высокой производительностью – расходом подготавливаемого газа. Применяются на крупных генерирующих объектах с турбинами большой мощности, а также на нефтегазодобывающих площадках, где необходимо параллельно обеспечивать качественным газом (с отличающимися параметрами) ряд объектов основного и вспомогательного назначения.

Так, например, на УКПГиК Восточно-Уренгойского лицензионного участка АО «Роспан Интернешнл» (НК «Роснефть») многомодульная установка подготовки топливного газа «ЭНЕРГАЗ» (рис. 1) будет подготавливать газ для газотурбинной электростанции, котельной, установки низкотемпературной сепарации, установки регенерации метанола, узлов входных шлейфов, дожимной компрессорной станции низконапорных газов, факельной установки и других объектов.

Фото 6. Сборочный цех Группы компаний «ЭНЕРГАЗ» в Белгороде

МАЛЫЕ ГАЗОВЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕ УСТАНОВКИ

Необходимо отметить, что номенклатура производимого оборудования постоянно расширяется. Например, осуществлен переход от выпуска опытных образцов к серийному изготовлению малых газовых компрессорных установок (МГКУ).

МГКУ «ЭНЕРГАЗ» осуществляют сбор и транспортировку ПНГ на месторождениях с небольшими запасами углеводородов; подготовку топливного газа для турбин небольшой мощности (фото 4) на объектах малой энергетики; обеспечение топливом генерирующего оборудования, действующего в составе автономных энергоцентров; обеспечение технологических потребностей нефтегазохимических и иных производств.

Фото 7. Предпусковые работы на компрессорной станции топливного газа

Малые ГКУ разрабатываются по специальным проектам и обладают рядом значительных преимуществ в данном эксплуатационном сегменте:

• простота конструкции;

• небольшие габариты и компактность элементов;

• возможность работы с минимальной производительностью;

• упрощенный алгоритм управления и контроля;

• небольшие затраты на предпусковую подготовку и обслуживание;

• минимальный срок ввода в эксплуатацию;

• доступная цена.

Фото 8. Внутри блока-модуля предусмотрено пространство для комфортного обслуживания оборудования

«БелгородЭНЕРГАЗ» – ИНЖИНИРИНГОВАЯ И ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ БАЗА

Сегодня строительство и реконструкция объектов электроэнергетики и нефтегазового комплекса опираются на повышенные требования к проектированию. Проектировщики, как правило, исходят из того, что инженерная задача может решаться несколькими техническими способами. Искусство же проектирования проявляется в выборе наиболее эффективного и технически грамотного варианта.

Очевидно и то, что многократно повторяющиеся проектные решения необходимо доводить до совершенства. Технические находки прошлого столетия нерационально использовать в современных проектах. Улучшение и обновление технических решений от проекта к проекту – это веяние времени. И пусть скептики утверждают, что лучшее – это враг хорошего, оптимисты все-таки настаивают, что совершенству нет предела. Результат такого профессионального подхода к делу, как правило, заключается в отсутствии у заказчика замечаний по проекту.

Важнейшее условие успешного выполнения требований заказчика – сочетание специального (индивидуального) проектирования (фото 5) и современного высококачественного производства. В Группе «ЭНЕРГАЗ» решение этой задачи возложено на компанию «БелгородЭНЕРГАЗ».

Фото 9. Установка газоподготовки «ЭНЕРГАЗ» для испытательного стенда АО «ОДК-Газовые турбины»

Все оборудование разрабатывается здесь с учетом области применения, условий эксплуатации, состава исходного газа, типа и характеристик сопряженного оборудования, особых проектных требований.

При необходимости проводятся расчеты в специальной программе, позволяющей создать теоретическую модель поведения газа при заданных параметрах температуры, давления и компонентного состава.

В итоге предлагается несколько алгоритмов технического решения поставленных задач, из которых в ходе согласования с заказчиком выбирается оптимальный вариант – по степени сложности, срокам и стоимости реализации.

Качество и эффективность оборудования, выпускаемого на производственной площадке ООО «БелгородЭНЕРГАЗ» (фото 6), зиждется на широком спектре производственных и эксплуатационных преимуществ.

Производственные преимущества:

• квалификация инженерного персонала;

• изготовление по специальным проектам;

• обоснованный подбор и применение специальных материалов, марок стали, комплектующих;

• исполнение в разных вариантах – ангарное (цеховое), контейнерное, на открытой раме, арктическое;

• максимальная интеграция всех узлов и систем на единой раме;

• резервирование элементов;

• заводские испытания оборудования;

• оптимальная заводская готовность при поставке.

Эксплуатационные преимущества:

• возможность работы с исходным газом любого типа и состава;

• минимальный срок проведения монтажных и предпусковых работ;

• полная автоматизация управления с передачей данных на АСУ ТП верхнего уровня;

• подтвержденный высокий коэффициент надежности – 99 %;

• назначенный ресурс (срок службы) – не менее 25 лет;

• ремонтопригодность в сложных климатических условиях;

• высокий уровень эксплуатационной безопасности.

Следует отметить, что при проектировании и производстве учитывается возможность доукомплектования и модернизации установок, что позволяет вносить в процессе эксплуатации конструктивные изменения согласно дополнительным требованиям и пожеланиям заказчика.

Компоновка оборудования предусматривает свободное пространство для быстрого и комфортного доступа ко всем узлам и элементам, что обеспечивает возможность всесезонного качественного проведения сервисных мероприятий.

«СервисЭНЕРГАЗ» – ГАРАНТИИ НАДЕЖНОСТИ

В сфере компетенции ООО «Сервис-ЭНЕРГАЗ» – комплекс задач по обеспечению гарантированной надежности и эффективности технологического оборудования, поставляемого компанией «ЭНЕРГАЗ» (на этапах монтажа, предпусковой подготовки, ввода в эксплуатацию и сервисного обслуживания).

Предприятие располагает мобильными сервисными бригадами, которые базируются в Москве и Сургуте. Обладает высоким техническим потенциалом и уникальным опытом выполнения работ на особо опасных и технически сложных объектах.

«СервисЭНЕРГАЗ» осуществляет весь спектр работ и поставку оригинальных запчастей, расходных материалов и комплектующих как официальный авторизованный сервисный центр компаний ENERPROJECT SA и GEA Refrigeration на территории России и стран СНГ. В зоне профессиональной ответственности компании находятся:

1) шефмонтажные и монтажные работы:

• контроль и участие в погрузочно-разгрузочных работах;

• контроль и участие в подготовке эксплуатационной площадки;

• установка оборудования на фундамент;

• выполнение трубопроводной обвязки;

• подключение электропитания;

• инспекция питающих топливных линий и качества газа;

2) предпусковая подготовка:

• пусконаладочные работы (фото 7);

• индивидуальные (собственные) испытания;

• проверка работоспособности оборудования в ходе комплексных испытаний объекта;

• обучение представителей заказчика правилам и нормам эксплуатации;

3) сервисное обслуживание:

• плановые и внеплановые регламентные работы и техническое обслуживание (фото 8);

• поставка запасных частей и комплектующих, замена расходных материалов;

• текущий поиск и устранение неисправностей;

• консультационная поддержка;

• контрольно-ревизионные работы;

4) модернизация и ремонт:

• усовершенствование, модификация, доукомплектование изделий;

• замена устаревшего или выработавшего свой ресурс оборудования;

• капитальный ремонт – локальный или заводской;

• ремонт неисправного профильного оборудования других производителей.

Сервисные мероприятия на оборудовании, находящемся в эксплуатации, пунктуально выполняются по согласованному с заказчиком графику – круглогодично, вне зависимости от удаленности и труднодоступности объекта, в любых климатических условиях, включая экстремальные.

Заметим, все больше эксплуатирующих компаний осознают ущербность подхода «когда сломается, тогда и починим» и уповают на долгосрочные программы планового сервиса. Ведь в конечном счете, несмотря на кажущиеся «лишними» затраты, регламентированное послегарантийное обслуживание технологических установок газоподготовки влечет заметные выгоды. Как минимум обеспечивается назначенный ресурс самих установок, что сокращает общие эксплуатационные расходы. И самое главное – гарантируется бесперебойная работа сопряженного газоиспользующего оборудования или объекта по добыче, подготовке и транспортировке газа.

БУДУЩЕЕ – ЗА ЛОКАЛИЗАЦИЕЙ

В деятельности «ЭНЕРГАЗа» производственная локализация и импортозамещение – это не дань «модному тренду», а последовательный и плодотворный процесс возрождения конкретного сегмента отечественного машиностроения.

Основу здесь составляют долговременные и взаимовыгодные кооперационные связи «ЭНЕРГАЗа» и швейцарской компании ENERPROJECT SA и, что особенно важно, собственные инженерные разработки и производственные возможности.

Уникальный опыт индивидуального проектирования и длительной безостановочной эксплуатации технологических систем и модульных установок газоподготовки от компании «ЭНЕРГАЗ» наработан при совместном использовании с газотурбинным оборудованием ведущих отечественных и мировых производителей: «ОДК-Газовые турбины» (фото 9) и НПО «Сатурн», «ОДК-Пермские моторы» и «ОДК-Авиадвигатель», Казанского и Уфимского моторостроительных производственных объединений, «Невский завод», General Electric, Siemens, Alstom, Turbomach, Centrax, Solar, Pratt&Whitney, Rolls-Royce, Kawasaki.

Данный фактор лежит в основе профессионального интереса давних и новых партнеров к компании «ЭНЕРГАЗ».
В свою очередь, традиции долговременного сотрудничества подкрепляются повседневными принципами деятельности «ЭНЕРГАЗа», среди которых:

• инженерная компетентность и корпоративная коммуникабельность;

• высокая ответственность перед заказчиками;

• постоянный творческий поиск уникальных проектных и производственных решений;

• оперативное восприятие передовых технологий;

• прочная профессиональная кооперация с подрядчиками и смежниками;

• качественный инжиниринг, дающий гарантии надежности и эффективности;

• организация системного сервиса оборудования, введенного в эксплуатацию;

• оптимальное сочетание цены и качества поставляемой продукции.

При этом профессиональная специализация всегда выступает гарантом высокого качества оборудования и надежности партнерства.

ООО «Энергаз»

105082, РФ, г. Москва,

ул. Большая Почтовая, д. 55/59, стр. 1

Тел.: +7 (495) 589-36-61

Факс: +7 (495) 589-36-60

e-mail: info@energas.ru

www.energas.ru

Технологические режимы работы нефтеперерабатывающих заводов характеризуются осложняющими факторами, связанными с химической активностью перекачиваемых сред и высокой температурой.

В связи с этим вопросы повышения надежности насосных агрегатов нефтехимических заводов являются актуальными. Анализ надежности оборудования нефтехимического завода проведен в работах [1, 2].

Для оценки уровня надежности и разработки направлений повышения работоспособности оборудования использовалась эмпирическая информация по наработке на отказ и причинам отказов циркуляционных насосов по АО «Салаватский химический завод» за десятилетний период. Анализировались данные по насосам, работающим при температуре перекачиваемых сред более 115 °С.

Длительность межремонтного периода однотипного технологического оборудования определяют не только его конструкция и качество его изготовления (или ремонта), но и внешние факторы, обусловленные влиянием внешней среды и условиями эксплуатации оборудования [3].

Поэтому актуальной является разработка математической модели, учитывающей время до отказа, качество изготовления оборудования, совершенство конструкции и условия эксплуатации. При анализе использовались теоретические основы по вероятностным распределениям [4].

К внешним факторам отнесем условия эксплуатации, активность перекачиваемого продукта, содержащего воду, растворенные соли, кислоты, а также повышенную температуру. Эти факторы можно интерпретировать как качество «условий жизни» оборудования.

К внутренним факторам отнесем конструкцию и вид исполнения оборудования, качество сборки и материала изготовления и др. Совокупность этих внутренних факторов представляет собой некое «качество генофонда» оборудования.

При формализации задачи необходимо определить временную динамику изменения интенсивности отказов оборудования вследствие воздействия совокупности внешних и внутренних факторов на основе анализа эмпирических данных, содержащих причины отказов и продолжительность эксплуатации оборудования в межремонтные периоды.

В соответствии с постановкой задачи скорость убывания пропорциональна его первоначальному количеству и зависит от двух групп факторов.

Влияние этих совокупностей факторов учтем введением коэффициентов пропорциональности двух типов: α₁ = const и α₂ = α₂(t).

В этих условиях кинетику выхода из строя оборудования можно описать следующим дифференциальным уравнением:

                         (1)

где α₁ – коэффициент, учитывающий влияние на отказы внешних факторов; α₂ – коэффициент, учитывающий влияние на время жизни оборудования внутренних факторов.

Выражение (1) представим в виде

                         (2)

Левая часть уравнения (2) представляет собой мгновенное значение интенсивности отказов λ(t) = –(α₁ + α₂).

Таким образом, изменение интенсивности отказов во времени объясняется изменением одного или нескольких действующих факторов.

Для экспериментальной проверки гипотезы о зависимости интенсивности отказов от времени и определения коэффициентов α₁ и α₂ используем универсальный трехпараметрический закон распределения, учитывающий как влияние случайных факторов, так и «износовые» явления – распределение Гомперца. Интегральная функция распределения Гомперца имеет вид

                        (3)

где

,

k₁, k₂, k₃ – положительные константы, определяемые путем решения обратной задачи нахождения параметров эмпирических зависимостей.

Коэффициент k1 в этом распределении характеризует влияние внешних воздействий, k₂ и k₃ – износ системы. Если положить k₂ = 0, получится стандартное показательное распределение.

Учитывая вид интегральной функции (3) и соотношение F(t) = 1 – P(t), получим

P(t) = exp(–k₁•t – k₂(e^k3t – 1)).          (4)

Поскольку согласно принятой модели  λ(t) = –(α₁ + α₂), имеем α₁ = –k₁;

α₂(t) = –k₂•k₃•e^k3t.

Таким образом, второе слагаемое в выражении для интенсивности отказов действительно является функцией времени, при условии, что вычисленные значения k₂ и k₃ окажутся отличными от нуля. Составляющая – α₂(t) является возрастающей функцией, следовательно, неблагоприятное влияние внешних факторов усиливается по мере старения оборудования.

Для определения коэффициентов k₁, k₂, k₃ на основании соотношения (4) по экспериментальным данным рассчитывались эмпирические значения функции надежности P*(t), а затем минимизировалась сумма квадратов разностей

            (5)

где P*(t) – эмпирическое значение функции надежности в момент времени t_i; P(t_i) – расчетное значение функции надежности в тот же момент времени.

Минимизация функционала (6) производилась при помощи стандартной функции «Поиск решения» электронной таблицы Excel.

Рассмотрим распределение времени безотказной работы технологических насосов по типам.

На рис. 1–2 проиллюстрированы зависимости распределения времени безотказной работы для двух марок насосов. В таблице представлены результаты расчетов параметра S в зависимости (5), вычисленного по идентичным эмпирическим данным для распределения Вейбулла (S₁) и Гомперца (S₂). В качестве критерия точности функций использовалась величина среднеквадратической относительной погрешности

           (6)

Анализ полученных результатов (табл.) показывает, что точность предложенной функции распределения вероятности безотказной работы Гомперца (ε₂)
в 1,1 ÷ 1,5 раз превышает точность функции распределения Вейбулла.

Таким образом, трехпараметрическая функция отказов технологических горячих насосов, учитывающая временную зависимость интенсивности отказов, позволяет с большей степенью точности описывать реальные износовые и приработочные процессы, а также условия эксплуатации (химическую активность и температуру перекачиваемой среды), чем принятые в настоящее время одно- и двухпараметрические.

Сравнительные характеристики достоверности предлагаемой модели расчета изменения временных показателей надежности насосного оборудования завода

The comparative characteristics of accuracy of the proposed calculation model of the variation of temporal reliability parameters of pumping equipment of the plant

Осознавая проблемы отечественных резервуарных парков и технологий, в начале 2000-х гг. «КОМПЛЕКС 1» изучил зарубежные технологии и, заручившись поддержкой южнокорейских партнеров, усовершенствовал и освоил собственную технологию производства инновационных сборных резервуаров, которые выпускаются на российском предприятии уже более 10 лет и насчитывают тысячи объектов в России и за рубежом.

Сборный резервуар представляет собой емкость из стальных панелей, скрепленных болтами при помощи соединения, исключающего протечки. Сборная конструкция исключает главную проблему сварных резервуаров – коррозию сварных швов, вызванную структурными изменениями и перегревом металла в зоне шва.

На сегодняшний день «КОМПЛЕКС 1» выпускает три вида резервуаров:

1) каркасные резервуары «Айсберг» из нержавеющей стали, конструкция которых исключает контакт хранимой жидкости с материалом уплотнителя. Доступен широкий выбор коррозионностойких марок стали в зависимости от агрессивности хранимого продукта. Сборная технология позволяет использовать марки стали, не поддающиеся свариванию. Благодаря инертности нержавеющих сталей и безопасности для здоровья такие резервуары наиболее часто используют для питьевой воды и в пищевой промышленности;

2) бескаркасные резервуары «1-й Донской» из оцинкованной стали. Эти емкости являются экономичным, но долговременным решением для хранения технического и пожарного запаса воды, равно как и сыпучих продуктов;

3) резервуары из оцинкованной стали с полимерным вкладышем. Оцинкованная сталь обеспечивает десятилетия службы конструкции, а вкладыши – герметичность, при этом многообразие современных материалов позволяет выбрать отличное решение как для питьевой воды, так и для химически агрессивных жидкостей со сроком службы вкладыша от 10 лет.

Основные преимущества сборных резервуаров – это быстрое производство, доставка в любые, даже труднодоступные, районы обычным транспортом в разобранном виде и быстрый монтаж простыми инструментами без применения сварки. При этом монтаж проводится не только на открытых площадках, но и в ограниченном пространстве внутри зданий, куда возможен доступ только через дверной проем. Многие емкости могут быть смонтированы заказчиком самостоятельно.

«КОМПЛЕКС 1» не стоит на месте и продолжает активно развиваться и осваивать новые технологии, совершенствуя свойства выпускаемой продукции.

Сборные резервуары уже много лет используются в качестве накопительных и технологических емкостей на многих промышленных и гражданских объектах в системах водоснабжения, хранения и переработки различных жидкостей и пожарной безопасности.

ООО «МОП КОМПЛЕКС 1»

344033, РФ, г. Ростов-на-Дону,

пер. Жлобинский, д. 18б

Тел/факс: +7 (863) 219-83-45/46

e-mail: zavod@watertank.ru

www.complex1.ru

Жесткий диск SkyHawk – первый на рынке систем видеонаблюдения, имеющий емкость 10 ТБ. Чтобы понять, много это или мало для нефтеперекачивающей либо компрессорной станции, достаточно произвести простейшие вычисления.

Популярная у служб безопасности всепогодная видеокамера наружного наблюдения с инфракрасной подсветкой Hikvision DS-2CD2022 WD-1 за сутки снимает «кино» объемом примерно 13 ГБ. Нефтегазовый объект обслуживают в среднем 10 камер подобного типа, и всего лишь одного жесткого диска от Seagate с запасом хватит на хранение всей информации в течение трех месяцев. Для квартальной отчетности, контроля и восстановления информации в случае ЧП и нештатных ситуаций этого будет вполне достаточно.

Помимо высокой емкости к преимуществам накопителя SkyHawk стоит отнести сенсоры ротационной вибрации, позволяющие свести к минимуму риск потери данных, антикоррозийную обработку деталей устройства, а также три года заводской гарантии. Накопители Seagate SkyHawk работают под управлением микропрограммы ImagePerfect, которая позволяет одновременно обслуживать до 64 камер высокого разрешения, обеспечивает круглосуточную запись без потерь кадров и поддержку RAID. Показатель рабочей нагрузки накопителя SkyHawk в три раза выше, чем у жесткого диска настольного компьютера, он составляет 180 ТБ/год.

Все это прекрасно, но мы знаем спе-
цифику работы нефтегазовых предприятий с их режимом государственной тайны и локальными сетями, закрытыми для внешних обновлений ПО по требованиям информационной безопасности. Не «просядет» ли микропрограмма ImagePerfect за годы работы в полностью автономном режиме до такой степени, что станет уязвимой для хакеров?

«Предлагая свою продукцию на нефтегазовом рынке, мы адаптируем программное обеспечение к работе в локальном режиме, – говорит менеджер по развитию направления клиентских устройств Илья Яськов. – Мы выпускаем оборудование на рынок уже готовым, не нуждающимся в обновлениях. Обновление прошивки может осуществляться в случае необходимости службами технической поддержки на месте, однако, как правило, этого не требуется. Удаленный доступ к микропрограмме невозможен, доступ к данным на накопителе зависит от того, как организована и защищена система, в которой он установлен».

Нефтегазовые объекты, как известно, относятся к классу пожаровзрывоопасных. В связи с этим ко всему новому оборудованию, инсталлируемому на таких объектах, предъявляются особые требования. Соответственно, возникает сразу два вопроса: насколько пожаровзрывобезопасны сами накопители SkyHawk и насколько они могут защитить информацию в случае аварии на станции?

«Модель SkyHawk имеет пониженное энергопотребление, что позволяет, в числе прочего, уменьшить нагрев накопителя при работе, – продолжает Илья Яськов. – Что же касается защиты информации в аварийных ситуациях, то даже в случае физического повреждения накопителя наш Центр восстановления данных Seagate сможет помочь».

Одним из первых заказчиков модели SkyHawk емкостью 10 ТБ (26 накопителей для одного объекта) на российском рынке стало ООО «Лангепасско-Покачевское управление ремонта скважин», входящее в состав ООО «Аргос» – одной из ведущих сервисных компаний России.

«10 лет назад Seagate стала первой компанией, выпустившей специализированные накопители для систем видеонаблюдения. В этом ей помогли специалисты нашей компании, – напоминает Ченгуа Сан, директор Hikvision по исследованиям и разработке. – Сегодня Seagate продолжает лидировать на рынке и тесно сотрудничать с нами в области разработки систем хранения данных видеонаблюдения. В Hikvision уверены, что решения Seagate позволят оптимизировать хранение видеозаписей высочайшего качества, а также обеспечить надежную защиту данных для камер, поддерживающих новые технологии – от UHD-разрешений до тепловизоров и панорамного видео».

Филиал частной компании ООО «Сигейт Текнолоджи Ю-Кей ЛТД» (Великобритания)

125284, РФ, г. Москва,

ул. Беговая, д. 3, стр. 1

e-mail: pr.emea@seagate.com

www.seagate.com/ru/ru

В последнее время в рамках модернизации и технического развития экономики во многих странах мира серьезная роль отводится созданию и реализации инновационных продуктов.

Стратегическое направление инновационной деятельности нефтегазовых компаний должно быть обозначено в реализуемых инвестиционных проектах, обеспечивающих расширение ресурсной базы и повышение добычи углеводородного сырья. При этом приоритетом является достижение наибольшей эффективности по таким направлениям, как поддержание высокого уровня технологичности, экологичности и безопасности при добыче углеводородов, обеспечение надежности поставок, конкурентоспособность, инвестиционная привлекательность и планомерное развитие компаний, которые достигают своих целей с помощью инновационных проектов [1].

Эти компании должны рассматривать развитие инновационной активности и повышение технологического уровня в качестве приоритетных направлений своей деятельности, так как только на этой основе может быть обеспечено эффективное и устойчивое развитие российского топливно-энергетического комплекса (ТЭК) в целом.

Инновационная деятельность предусматривает разработку перспективных планов и программ для устойчивого развития ТЭК России, развития сырьевой базы и создания новых технологий для эффективной добычи природного сырья.

С учетом политического и экономического положения в мире компании, занимающиеся добычей углеводородного сырья, должны выделять значительные средства на финансирование научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР), составляющих неотъемлемую часть инвестиционно-инновационной политики, являющейся важнейшим элементом стратегии развития компании.

Стратегическим направлением обозначена реализация инвестиционных проектов, обеспечивающих:

• расширение ресурсной базы;

• повышение добычи углеводородного сырья.

Приоритетом является достижение наибольшей эффективности по направлениям:

• поддержание высокого уровня технологичности, экологичности и безопасности при добыче углеводородов;

• обеспечение надежности поставок, конкурентоспособность, инвестиционная привлекательность;

• планомерное развитие компании, которая достигает своих целей с помощью инновационных проектов.

Необходимость использования результатов НИОКР или инноваций в производстве, в том числе в составе проектных решений, ни у кого не вызывает сомнения. Вопрос в том, кто и когда должен принимать решение о применении инновационных подходов в проектах и в каком объеме [2].

Инновационная деятельность начинается с момента возникновения идеи до внедрения новшества. Соответственно, инновация не может появиться, если отсутствует научная проработка прикладной задачи.

Инновационная деятельность компании предусматривает следующие направления:

• комплексное планирование работ по созданию инновационного продукта;

• выполнение научно-исследовательских, опытно-конструкторских, технологических работ по созданию инновационного продукта;

• технологическое переоснащение и подготовка производства, проведение испытаний;

• управление процессами коммерциализации инновационного продукта, деятельность по продвижению его на внутренний и мировой рынки и др.

Поскольку инвестиционный проект – это комплексный план мероприятий, включающий проектирование, строительство, приобретение технологий и оборудования и т. п., направленных на создание нового или модернизацию действующего производства товаров (работ, услуг) в целях получения экономической выгоды, требуются соответствующие финансовые вложения.

Для реализации инновационных проектов возникает необходимость разработки инвестиционной программы, осуществляемой в рамках инвестиционной политики компании. А это охватывает различные аспекты деятельности компаний, в том числе перманентную оценку действующих проектов, оценку последствий реализации завершившихся и прогнозирование эффективности разрабатываемых проектов. Жизненный цикл проекта предусматривает предынвестиционные исследования и разработку проектно-сметной документации, планирование проекта и подготовку к строительству.

Проектирование как осознанная целенаправленная деятельность обладает определенной структурой, т. е. последовательностью и составом стадий и этапов разработки проекта, совокупностью процедур и привлекаемых технических средств, взаимодействием участников процесса.

В зависимости от специфики поставленных задач разрабатываемые проекты создаются для нового строительства; реконструкции, расширения, технического перевооружения, модернизации; усиления, восстановления, капитального ремонта.

Решение любой задачи начинается с ее осмысления и уточнения исходных данных. Технические требования, выдвигаемые заказчиком, формулируются на языке потребителя и не всегда бывают технически четкими и исчерпывающими. Перевести требования на язык предметной области, сформулировать задачу максимально полно и грамотно, обосновать необходимость ее решения, т. е. сформулировать техническое задание, в том числе с наличием инновационных составляющих, – первый этап работы.

Для предынвестиционной стадии проекта важными являются изучение инвестиционных возможностей, предпроектные исследования и оценка осуществимости инвестиционного проекта.

В силу того, что инвестиции – протяженный во времени процесс, при анализе инвестиционных проектов необходимо учитывать их привлекательность и рискованность.

Стадия проведения НИОКР и поиск инновационных решений являются начальной стадией инвестиционного проекта, на которой следует оценить вероятность достижения требуемых научно-технических показателей и влияние их на результаты деятельности нефтегазодобывающей компании.

Для успешного осуществления инноваций необходимы адаптация к требованиям рынка, технологическое превосходство методов, рекомендуемых к реализации в рамках проекта, стремление к применению новых материалов, оборудования и приборов, использование оценочных процедур, благоприятная конкурентная среда, соответствующие организационные структуры. Негативное воздействие на инновации оказывают поверхностный анализ рынка, нехватка финансовых и материальных ресурсов, производственные и коммерческие проблемы.

Учитывая то, что работы по освоению инноваций начинаются с организации разработки проектной документации на выполнение строительства, реконструкции, капитального ремонта объекта, использование новообразований в проектах для решения отдельных задач или комплекса проблем в целом должно являться прерогативой авторов проекта. Другими словами, на основании результатов предпроектных исследований и оценки осуществимости инвестиционного проекта должен определяться статус разрабатываемого проекта. Конкурсная документация на разработку проектно-сметной документации (ПСД) должна содержать требования к планируемым к применению инновационным решениям в стадии проектирования.

Именно на пути оптимизации проектировщику открываются возможности для выработки инновационных предложений [3–6].

Можно выделить два вида проектов:

• «типовые», содержащие традиционно применяемые, апробированные технические и технологические решения, материалы (возможна разработка на базе унифицированных проектных решений);

• «инновационные», включающие новые решения, направленные на достижение максимальной результативности.

Инновационные проекты можно разделить:

• на проекты инновационные, не имеющие аналогов;

• проекты с отдельными «элементами» инновационных решений;

• проекты, содержащие инновационные решения, создаваемые в процессе их разработки.

Проекты инновационные, не имеющие аналогов, разрабатываются впервые (для отрасли, региона и т. д.) либо в рамках их реализации используются новшества для решения комплекса проблем в целом, и в итоге проект отличается по содержанию и составу от ранее разработанных.

Проекты с отдельными «элементами» инновационных решений разрабатываются по принципу ранее разработанных (на базе унифицированных проектных решений с использованием инноваций для решения отдельных задач).

Проекты, содержащие инновационные решения, создаваемые в процессе их разработки, разрабатываются, если необходимость применения инновационных решений в проектах возникает в ходе их разработки по каким-либо причинам (техническим, технологическим, экологическим и т. д.), а также в рамках реализации решений надзорных органов, если возникает необходимость создания или совершенствования отдельных элементов создаваемого объекта [6, 7].

Освоение инноваций не является самоцелью, оно должно быть технологически обосновано и экономически выгодно. Включение новых технических и технологических решений в проектную документацию должно быть обосновано как с научной, так и с коммерческой точки зрения.

Освоение инноваций в производстве должно осуществляться в соответствии с планом (программой), содержащим конкретные этапы:

• разработку проектно-сметной документации;

• реализацию проектных решений
в объектах (при строительстве, реконструкции или капитальном ремонте);

• сравнительное наблюдение за объектом.

Основные этапы внедрения инноваций:

• опытно-экспериментальное внедрение;

• внедрение нововведений в производстве.

Большинству проектов в области нефтегазодобычи, как показывает практика, свойственны задержки в реализации, что может привести к значительному увеличению стоимости работ, которая превысит первоначальную стоимость проекта. Это связанно с тем, что сама инновационная деятельность характеризуется высоким уровнем неопределенности динамики всех факторов, определяющих ее результаты.

Инновационные технические решения в проектах должны быть направлены на повышение коэффициента нефте- и/или газоотдачи месторождений и охватывать весь жизненный цикл месторождения – от разработки до его ликвидации.

Инновации в отличие от стабильных процессов могут закончиться полной неудачей. При реализации инновационных подходов и создании такой системы необходимо учесть специфические особенности нефтегазодобывающей отрасли (рис. 1).

С учетом этих обстоятельств проектирование становится наукоемким производством, изначально предполагающим поиск оптимальных способов создания и эксплуатации нефтегазовых объектов. Проектирование объектов нефтегазодобычи является благоприятной средой для разработки инновационных решений, поскольку подразумевает индивидуальное творческое начало проектировщика, необходимость наличия знаний и применение последних научных разработок, использование новейших технических достижений как для внедрения собственно в проектное производство, так и для использования в проектных решениях, разрабатываемых для внешнего заказчика.

Большое значение в оптимальном проектировании должно отводиться подготовке на этапе технического задания полного перечня требований к разрабатываемому объекту, выделению показателей качества и преобразованию наиболее важных из них в критерии оптимизации. Проектирование должно базироваться на системном подходе и предусматривать практическую полезность, единство составных частей и изменяемость во времени. При этом особое значение имеет учет этапов жизненного цикла объекта, истории и перспектив развития разрабатываемого объекта, а также областей науки и техники, на достижениях которых базируются соответствующие разработки [8, 9].

Инновации предполагают внедрение ранее не опробованных технических решений, которые могут вызвать увеличение трудозатрат на создание проекта, затрат на его реализацию, производственных рисков вследствие необходимости проведения тестирования новых решений, отказа от использования индексов утвержденных типовых объектов и возможного отказа заказчика от разработанных проектировщиком решений из-за их отсутствия в задании.

Аномальные условия, в которых ведется обустройство новых месторождений, решение специфических задач, обусловленных особенностями территорий строительства, высокая стоимость внедрения традиционных решений в новых условиях ставят перед проектировщиками задачу поиска наиболее адекватных технических решений, способных обеспечить эффективность работы объектов в конкретных ситуациях.

Для применения инновационных решений в проектах необходимо:

• разработать квалификационные требования к проекту, задание на проектирование, требования к наличию в проекте инновационных решений и т. д.;

• проанализировать ранее созданные проекты, найти «узкие» места, требующие создания (поиска) инноваций для решения поставленных задач;

• подготовить научные отчеты (или раздел в проекте), в которых обосновываются целесообразность и эффективность рекомендуемых к применению инновационных решений.

На всех стадиях инвестирования в применение инновационных решений в проектах присутствуют риски и факторы общеэкономического, социально-политического, технического, коммерческого характера и др., в том числе связанные с финансированием при разработке и реализации проекта. Применение инноваций в проектах проходит длительный путь: инновационный замысел – научная разработка – разработка проектной документации – внедрение (рис. 2). И каждый этап требует поддержки и содействия сторон, участвующих в данном процессе (инвестор, заказчик, проектные организации, подрядные организации, поставщики и др.).

Сокращение финансирования отдельных этапов реализации инновационных решений в проектах может привести к недополучению ожидаемых результатов и к дополнительным затратам в процессе эксплуатации объекта. Работа по оптимизации затрат часто реализуется на практике как сокращение затрат, т. е. недофинансирование реализации проектов, что приводит к получению некачественной продукции. Стремиться минимизировать расходы – не значит действовать в ущерб интересам дела, лишь бы избежать затрат. Эту задачу следует решать, находя оптимально возможное соотношение доходов и расходов [10, 11].

Каждый этап реализации инновационных решений в проектах должен хронологически следовать один за другим. Возможно пользоваться параллельно-последовательной организацией инновационного процесса, что позволит сократить уровень затрат и сроки проведения работ по сравнению с последовательной организацией. Кроме того, параллельно-последовательная организация работ может значительно уменьшить объем доработок на этапе изготовления опытного образца.

Вместе с тем в результате совмещения этапов в целях сокращения времени часто возникают так называемые издержки по ошибке, которые ведут к увеличению затрат по сравнению с исходным параметром реализации новшеств. Отсюда ясно, что инновационный менеджмент предназначен также для выбора и обеспечения оптимального сочетания времени и затрат.

Расчеты технологических показателей разработки были проведены в термогидродинамическом симуляторе. Во входной файл расчетной модели были введены компоненты (сверхвязкая нефть, облагороженная нефть, нефтяной остаток – кокс, газы горения, вода горения и т. д.), участвующие в процессе внутрипластового горения, их физико-химические свойства, уравнения и кинетические параметры химических реакций (процессов) (множитель скорости протекания реакции (коэффициент Аррениуса), энтальпия и энергия активации химической реакции (процесса), нижнее и верхнее значения температуры, при которой протекает та или иная химическая реакция). Для каждого введенного в модель компонента записаны свои уравнения химических реакций с соответствующими кинетическими параметрами.

Для исследования зависимости условий возникновения и характера протекания процесса внутрипластового горения от геолого-физических характеристик расчеты технологических показателей разработки были проведены для залежей двух типов, различающихся по глубине залегания. Для каждого из двух выделенных типов залежей рассмотрены по два случая значений вязкости пластовой нефти, для каждого случая значений вязкости пластовой нефти рассмотрены случаи значений начальной нефтенасыщенности, равных 0,4; 0,6 и 0,8.

К залежам первого типа отнесены нефтеносные объекты, глубина залегания которых не превышает 200 м, значения начального пластового давления от 0,45 до 0,95 МПа, значения начальной пластовой температуры 8–10 °C. Вязкость нефти, насыщающей поровое пространство, превышает 1000 мПа.с. В расчетах использованы значения вязкости 1271,4 и 3449,2 мПа.с.

К залежам второго типа отнесены нефтеносные объекты с глубиной залегания свыше 1000 м, величиной начального пластового давления более 10 МПа и пластовой температурой около 25 °C. В то же время вязкость нефти на таких объектах не превосходит 1000 мПа.с. Здесь в качестве примера были рассмотрены значения вязкости пластовой нефти, равные 354,9 и 894,1 мПа.с.
К числу нефтеносных объектов с подобными геолого-физическими характеристиками относятся бобриковские залежи Камышлинского и Нурлатского месторождений.

Значение вязкости пластовой нефти учтено путем задания соответствующих долей сверхвязкой и облагороженной нефти, каждая из которых имеет свою зависимость изменения вязкости от изменения температуры, в общем составе пластовой нефти. Вязкость сверхвязкой и облагороженной нефти снижается с ростом температуры. Соответственно, пластовая нефть с вязкостью 1271,4 и 354,9 мПа.с при соответствующих значениях пластовой температуры является смесью сверхвязкой и облагороженной нефти в объемном соотношении 0,61:0,39, а пластовая нефть с вязкостью 3449,2 и 894,1 мПа.с при этих же соответствующих значениях пластовой температуры представляет собой смесь сверхвязкой и облагороженной нефти в объемном соотношении 0,89:0,11. Для проведения расчетов была построена геологическая модель залежи с количеством ячеек сетки 7 x 4 x 20 со средними размерами ячеек 50 x 50 x 0,73 м. Крупные ячейки сетки в окрестности вертикальной скважины были уменьшены до размеров 10 x 10 x 0,73 м.

В соответствии с геолого-физическими условиями рассматриваемых объектов были приняты следующие режимы работы нагнетательной и добывающей скважин:

1) для залежей первого типа:

• давление на забое горизонтальной добывающей скважины – 0,14 МПа, ограничение по суммарному отбору жидкости – 200 м³/сут;

• давление на забое вертикальной нагнетательной скважины – 0,624 МПа, темп закачки воздуха – 2000 м³/сут;

2) для залежей второго типа:

• давление на забое горизонтальной добывающей скважины – 4 МПа, ограничение по суммарному отбору жидкости – 200 м³/сут;

• давление на забое вертикальной нагнетательной скважины – 18 МПа, темп закачки воздуха – 2000 м³/сут.

Расчеты технологических показателей разработки месторождений высоковязкой, сверхвязкой и битуминозной нефти с различными физико-химическими свойствами с помощью внутрипластового горения для всех рассматриваемых вариантов проводились до момента прорыва газов горения к стволам горизонтальной добывающей скважины, сопровождающегося резким увеличением газового фактора.

Динамика изменения среднепластовой температуры и накопленной добычи нефти по всем рассматриваемым объектам показана на графике (рис. 1).

Анализ построенных кривых изменения среднепластовой температуры и накопленной добычи нефти позволяет сделать вывод о том, что на нефтеносных залежах второго типа при всех значениях начальной нефтенасыщенности рост среднепластовой температуры начинается практически одновременно с началом закачки в пласт воздуха.

На нефтеносных объектах первого типа рост среднепластовой температуры одновременно с началом закачки воздуха в пласт происходит в залежах нефти с начальной нефтенасыщенностью 0,4 и 0,6, а в залежах нефти с начальной нефтенасыщенностью 0,8 среднепластовая температура начинает расти по истечении определенного времени после начала закачки воздуха в пласт. Так, при начальной вязкости нефти 1271,4 мПа.с рост среднепластовой температуры наблюдается примерно через 11 лет после начала закачки воздуха при накопленной закачке воздуха в залежь к этому периоду в объеме 550 тыс. м³, а при начальной вязкости нефти 3449,2 мПа.с этот рост фиксируется через 21 год после начала закачки воздуха при накопленной закачке воздуха в залежь к этому времени в объеме 816 тыс. м³. Это позволяет сделать вывод о том, что чем выше вязкость пластовой нефти в залежи, тем к более поздним срокам после начала закачки воздуха в залежь смещается по времени момент начала роста среднепластовой температуры.

Таким образом, во всех рассмотренных типах залежей возможно инициирование процессов внутрипластового горения. Различия заключаются лишь в сдвиге во времени начала роста среднепластовой температуры, обусловленном геолого-физическими особенностями залегания объекта, реологическими свойствами пластовой нефти, значением начальной нефтенасыщенности.

Более раннее начало роста среднепластовой температуры при инициировании внутрипластового горения путем закачки воздуха на нефтеносных объектах первого типа с нефтенасыщенностью порядка 0,8 может быть обеспечено либо путем организации закачки в пласт смеси воздуха и топлива, где в качестве топлива может быть использована нефть с более низким значением вязкости [1], либо при организации прогрева призабойной зоны залежи с помощью электронагревателей различной мощности одновременно с началом закачки воздуха в залежь [2]. Еще одним способом обеспечения более раннего начала роста среднепластовой температуры в залежи является применение химических реагентов, в частности бинарных горюче-окислительных составов (ГОС) [3].

Сущность использования этого метода, по данным известных патентных решений [4, 5], заключается в следующем: в призабойную зону пласта через насосно-компрессорную трубу закачивается горюче-окислительный состав (ГОС). Затем в зону предполагаемого протекания реакции доставляется инициатор горения (ИГ). При этом в [4] в состав ГОС в различных весовых соотношениях входят мочевина, азотная кислота, перманганат калия, изопропилметакарборан, вода, аммиачная селитра. ИГ представляет собой смесь алюминия и оксида хрома VI. В [5] в качестве ГОС рассматривается смесь этаноламиннитрата, аммиачной, калиевой или натриевой селитры, воды в количественных соотношениях.
В качестве ИГ здесь авторы патентной заявки предлагают использовать гидрид натрия, гидрид калия, гидрид кальция, нитрит натрия или нитрит кальция.

При расчетах в симуляторе STARS технологических показателей месторождений высоковязкой и сверхвязкой нефти с применением бинарных горюче-окислительных составов был принят следующий состав ГОС: этанол-
аминнитрат ([HO–CH₂–CH₂–NH₃]NO₃ или C₂H₈O₄N₂) – 50 % по массе, аммиачная селитра (NH₄NO₃ или H₄O₃N₂) – 20 % по массе, вода (H₂O) – 30 % по массе.
В качестве ИГ был использован гидрид натрия (NaH).

В модель были заложены следующие химические реакции:

1) реакция инициирования взрыва и горения – протекает при взаимодействии гидрида натрия с водой. В ходе этой реакции образуется гидроксид натрия (NaOH) и выделяется водород, а также выделяется тепловая энергия в количестве 83,67 кДж/моль. Уравнением данной реакции является соотношение

NaH + H₂O → NaOH + H₂;                   (1)

2) реакция взрыва и горения – здесь взрывчатое вещество представляет собой смесь этаноламиннитрата – 71 % и аммиачной селитры – 29 % по массе. Тепловая энергия, выделяющаяся в результате протекания реакции (1), идет на преодоление энергетического барьера, препятствующего наступлению начала протекания реакции взрыва и горения взрывчатого вещества, в результате которой выделяются монооксид углерода (CO), углерод (C), вода (H₂O), водород (H₂) и азот (N₂). Уравнение этой реакции может быть записано в виде (2) или (3). Энергетический эффект от ее протекания составляет 986,28 кДж/моль:

0,617 C₂H₈O₄N₂ + 0,383 H₄O₃N₂ → 0,77 CO + 0,43 C + 2,83 H₂O + 0,42 H₂ + N₂,            (2)

C_1,2H₆,5O₃,6N₂ → 0,77 CO + 0,43 C + 2,83 H₂O + 0,42 H₂ + N₂.            (3)

На начальном этапе исследований в силу отсутствия данных о значении энергии активации реакции взрыва и горения на модели были проведены численные эксперименты в целях определения оптимального значения данного параметра. В ходе численных экспериментов были просчитаны варианты, при которых в модели были заложены следующие значения энергии активации реакции взрыва и горения: 10; 20; 30; 50; 75; 80 и 100 кДж/моль и работа нагнетательной скважины с темпом закачки ГОС в объеме 10 м³/сут. Расчеты технологических показателей показали, что наиболее оптимальным является значение энергии активации реакции взрыва и горения, равное 75 кДж/моль (рис. 2), поэтому дальнейшие расчеты технологических показателей разработки были проведены при задании значения энергии активации реакции взрыва и горения, равного 75 кДж/моль.

При дальнейших расчетах на цифровой фильтрационной модели были рассмотрены варианты разработки, предусматривающие закачку в пласт ГОС с помощью вертикальной скважины и добычу продукции с помощью горизонтальной скв. № 1 с горизонтальным участком длиной 166 м и расстоянием от забоя ее горизонтального ствола до ствола вертикальной скважины, равным 11 м, добычу продукции с помощью горизонтальной скв. № 2 с горизонтальным участком длиной 110 м и расстоянием от ее забоя до ствола вертикальной скважины, равным 67 м, добычу продукции с помощью горизонтальной скв. № 3 с горизонтальным участком длиной 84 м
и расстоянием от ее забоя до ствола вертикальной скважины, равным 93 м. Кроме того, просчитан вариант разработки, предусматривающий использование в качестве добывающей скважины горизонтальной скв. № 1 с проведением последовательного закрытия интервалов перфорации на расположенных последовательно друг за другом в направлении от забоя к устью участках горизонтального ствола горизонтальной скв. № 1. Целью проведения последовательного закрытия интервалов перфорации на участках горизонтального ствола горизонтальной скв. № 1 является исключение прорыва газов горения, не представляющих промышленной ценности, к забою добывающей скважины. Динамика изменения годовой и накопленной добычи нефти показана на рис. 3.

Как видно из графиков, показанных на рис. 3, наибольшие значения годовой добычи нефти наблюдаются в случае работы горизонтальной скв. № 3.
Кроме того, наблюдается смещение по времени к более поздним срокам от начала разработки момента достижения наибольших значений годовой добычи нефти для горизонтальных скважин
№ 1–3. Однако наибольшие значения накопленной добычи нефти достигаются в случае работы горизонтальной скв. № 1 с проведением последовательного закрытия интервалов перфорации на расположенных последовательно друг за другом в направлении от забоя к устью участках горизонтального ствола [6, 7].

Приведенные результаты расчетов технологических показателей разработки позволяют сделать следующие выводы:

1) при закачке воздуха в залегающие на глубинах до 200 м при начальном пластовом давлении 0,45–0,95 МПа и начальной пластовой температуре 8–10 °C залежи нефти с вязкостью свыше 1000 мПа.с и нефтенасыщенностью 0,4–0,6, а также в залегающие на глубинах свыше 1000 м при начальном пластовом давлении свыше 10 МПа и начальной пластовой температурой порядка 25 °C залежи нефти с вязкостью до 1000 МПа.с и нефтенасыщенностью не ниже 0,4 рост среднепластовой температуры начинается практически сразу после начала закачки воздуха;

2) при закачке воздуха в залегающие на глубинах до 200 м при начальном пластовом давлении 0,45–0,95 МПа и начальной пластовой температурой от 8 до 10 °C залежи нефти с вязкостью свыше 1000 мПа.с и нефтенасыщенностью 0,8 и выше рост среднепластовой температуры начинается через достаточно продолжительное время (10–20 лет) после начала закачки воздуха. Для обеспечения начала роста среднепластовой температуры с началом разработки на подобных залежах могут быть использованы электропрогрев призабойной зоны залежи, закачка в пласт смеси воздуха и нефти с более низким значением вязкости, а также применение бинарных горюче-окислительных составов (ГОС);

3) при разработке залежей сверхвязкой нефти путем внутрипластового горения, инициируемого закачкой ГОС, целесообразно проводить последовательное закрытие интервалов перфорации на расположенных последовательно друг за другом в направлении от забоя к устью участках горизонтального ствола добывающей скважины.

Взрывобезопасность светильников обеспечивается соблюдением требований ТР ТС 011/2012 «О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах». Отличительная особенность таких светильников – способность выдерживать высокие температуры и давление. Температура наружных деталей взрывозащищенных светильников никогда не превышает допустимого значения – 100 °С. Таким образом, подобные элементы освещения не могут спровоцировать взрывоопасную ситуацию.

ПО «Электроточприбор» использует последние разработки при изготовлении продукции, поэтому номенклатура выпускаемых светильников превышает 150 исполнений, из которых легко выбрать оптимальный вариант для конкретных условий. Все светильники защищены патентами России.

ССП03 «Шмель» – одни из самых популярных взрывозащищенных светильников. Серия имеет широкую номенклатуру исполнений по мощности (30, 50, 70 Вт) и креплениям (трубное, поворотное и т. д.). Светильник ССП03 был признан лучшим в номинации «Продуманное решение» среди промышленных светильников на конкурсе «Евразийская светотехническая премия – 2015».

Светильники ССР1М(А) были разработаны для горнодобывающей промышленности и предназначены для применения в шахтах и рудниках. Светильник имеет специальное светораспределение, оптимальное для освещения подземных выработок. Корпус выполнен из трудногорючего пластика. Степень защиты от внешних воздействий – IP65, а диапазон рабочих температур – от –20 до 40 °С. Светильник выдерживает относительную влажность до 100 %. Аварийный режим обеспечит освещение до 6 часов непрерывной работы.

Серия светильников ССП01-5М является одной из последних разработок, при создании которой учтен опыт эксплуатации и обслуживания предыдущих моделей. Светильник имеет широкий ряд исполнений по мощности – от 15 до 50 Вт. Осветительные приборы могут быть изготовлены с различными кривыми сил света. Светильник ССП01-5М имеет уровень защиты IP67, широкий диапазон рабочих температур: от –60 до 60 °С. Эти качества делают изделие пригодным для использования в абсолютно любых погодных условиях.

Светильники ПО «Электроточприбор» проходят строгий контроль на всех этапах производства и имеют все необходимые сертификаты и протоколы испытаний, в том числе по световым характеристикам.

ЗАО «ПО «Электроточприбор»

644042, РФ, г. Омск,

пр-т Карла Маркса, д. 18/13

Тел./факс: +7 (3812) 39-63-96

e-mail: market@etpribor.ru

www.etpribor.ru

Такие технологические операции, как ГРП и РИР, являются одними из самых дорогостоящих процессов в нефтегазовой отрасли. Однако существующие методы решения таких задач либо недостаточно эффективны, либо экономически не выгодны. Главная проблема при проведении РИР или ГРП – это значительные временные затраты на одну скважино-операцию, что в итоге приводит к большим расходам на оплату работы бригады, а также к потере прибыли за счет простоя скважины.

Особенность предлагаемой компоновки при проведении РИР, в состав которой входит пробка мостовая извлекаемая, позволяет исключить необходимость применения «висячих» цементных мостов. Недостаток такого моста – это небольшая вероятность герметичной установки с первого раза: или он «сползает», или его «прошивает» газ, вследствие чего требуются повторные тампонажные работы. Компоновка состоит только из извлекаемого оборудования с гарантированной и безопасной установкой. После проведения работ оборудование легко распакеровывается и извлекается специальным сцепным устройством. Обычная же мостовая пробка в таких условиях не приемлема, так как при ее ликвидации (фрезеровании или бурении) остатки опадают на адаптер «хвостовика», и последующее фрезерование сопровождается загрязнением пласта и может привести к нарушениям герметичности адаптера.

Таким образом, внедрение предлагаемой технологии при проведении РИР позволяет:

• исключить потерю времени на ожидание затвердевания цемента;

• исключить загрязнение продуктивного пласта;

• снизить затраты на повторные тампонажные работы;

• сохранить потенциальный дебит скважины;

• продлить срок эксплуатации скважины.

Преимущество предлагаемой технологии при проведении одностадийного ГРП – это выполнение работ за одну СПО. По сравнению с применением пробки мостовой или пакера для ГРП данная компоновка позволяет сократить расход времени на технологические операции за счет исключения лишних манипуляций в скважине. Для проппантного селективного ГРП характерны высокие затраты на подготовительно-заключительные работы (ПЗР). Перед проведением проппантного селективного ГРП необходимо провести ПЗР по изоляции зоны ГРП: установить барьеры выше и ниже зоны ГРП, а по окончании ГРП – снять их. Если установка этих барьеров и снятие верхнего барьера проходят, как правило, в штатном режиме и в соответствии с нормами времени, то снятие нижнего барьера – процесс проблемный, длительный и сопровождается загрязнением продуктивного пласта, что губительно сказывается на потенциале скважины.

Таким образом, внедрение предлагаемой технологии при проведении ГРП позволяет:

• провести работы за одну СПО;

• исключить загрязнение продуктивного пласта;

• быстрее вывести скважину из бездействия;

• сохранить ее потенциальный дебит.

Подводя итоги, можно сказать, что внедрение скважинной компоновки СК-ОСГРП для проведения одностадийного ГРП, РИР за одну СПО позволит не только уменьшить расход времени, а следовательно, и затраты на проведение скважино-операции, но и сохранить потенциальный дебит скважины и продлить срок ее эксплуатации.

ООО «Югсон-Сервис»

625002, г. Тюмень,

ул. Госпаровская, д. 2б

Тел.: +7 (3452) 50-03-09, 59-50-50

е-mail: ko@yugson.ru

www.yugson.ru, Пакеры.рф

Аэродинамический шум в регулирующих клапанах, предназначенных для газов и паров, даже при дросселировании с относительно небольшим перепадом давления может достигать уровня, неприемлемого, во-первых, с точки зрения стандартов безопасности труда, а во-вторых, из-за чрезмерных вибраций, ведущих к отказу самого регулирующего клапана либо его приборов управления.

Это в полной мере относится к большому количеству технологических процессов, постоянно протекающих в так называемом переходном режиме течения газов, при котором наблюдается значительное отклонение от квазилинейного вида в стационарном режиме течения зависимости пропускаемого расхода Q(√∆P), где ∆P – рабочий перепад давления, связанное с изменением плотности рабочей среды (рис. 1).

Границы переходного режима определяются отношением давления на входе P₁ к давлению на выходе P₂ и весьма надежной оценкой, вне зависимости от вида дросселируемой газообразной среды будет диапазон 1,5 ≤ P₁/P₂ ≤ 3.

Источниками аэродинамического шума в таком случае будут интенсивные завихрения газа ниже области с максимальной скоростью потока (зоны Vena Contracta) с добавлением ударных волн в приближении к критическим скоростям течения.

Задача выбора арматуры для подобных технологических позиций сводится к поиску технико-экономического оптимума среди вариантов решений, ограничивающих возникновение и распространение шума, основанных на разделении потока и уменьшении турбулентности, характерными элементами которых, причем наиболее бюджетными и простыми с технической точки зрения, являются пластины (другое название – тарелки, решетки) и цилиндрические клетки или плунжеры с множеством прямых каналов для деления потока среды на небольшие струи.

Случаи с большим значением ∆P, требующие применения лабиринтных или многоступенчатых затворов арматуры, а также внешних диффузоров-шумоглушителей, выходят за рамки рассматриваемых процессов.

Ниже проводится сравнение эффективности снижения аэродинамического шума на примере односедельного подъемного клапана серии 21000 с антишумовым затвором в виде перфорированного цилиндрического плунжера (обозначен как 21700) и с антишумовой пластиной.

Вычисление значений уровня шума регулирующей арматуры производится по стандартной методике IEC 60534-8-3, встроенной в программу расчета арматуры ValSpeQ. В рассматриваемых примерах процессов отсутствует шум расширения и одинаковы потери при передаче, т. е. диаметр и класс давления трубопровода идентичны соответствующим характеристикам арматуры.

На графиках рис. 2–4 представлены результаты расчетов значений аэродинамического шума для граничных и одного промежуточного значений
P₁/P₂ переходного режима.

Обращает на себя внимание сравнимая эффективность в плане снижения шума для антишумового затвора и пластины. На больших процентах открытия арматуры разница расчетных уровней шума в обоих случаях не превышает методической погрешности ±5 дБА даже на скоростях больше 1/3 Маха (область правее маркеров на рис. 4).

В абсолютных значениях применение любой конструкции в переходном режиме течения газа – перфорированной пластины или цилиндра – позволяет снизить уровень звука на 10–15 дБА. При выбранных соотношениях P₁/P₂ перфорированный цилиндр не дает ожидаемого выигрыша в ограничении шума, хотя при направлении среды «на открытие» радиально движущиеся струи газа перетекают в больший объем снаружи цилиндра, где их скорость заметно падает по сравнению с ситуацией одинакового DN клапана, пластины и трубопровода.

Тенденция производить затворы регулирующей арматуры только из высококачественных нержавеющих сталей делает антишумовые пластины весьма привлекательным решением по экономическим соображениям, особенно при допустимом исполнении пластин из углеродистых сталей.

Впрочем, антишумовые пластины не способны полностью вытеснить одноступенчатые антишумовые затворы из-за ряда ограничений их применения, связанных, главным образом, с процессами дросселирования при большом разбросе значений рабочих расходов и перепадов давления.

Если же регулирующая арматура работает преимущественно в одном режиме расхода среды, для соответствующего ему рабочего перепада оптимальным решением будет подбор антишумовой пластины, заключающийся в выборе диаметра и количества отверстий, влияющих как на ее пропускную способность, так и на амплитудно-частотные характеристики генерируемого шума.

– Расскажите, пожалуйста, об истоках компании Swagelok. Какую продукцию она производит?

– Компания берет свое начало с изобретения технологии соединения труб без сварочного процесса с помощью двухколечного обжимного фитинга. Технология была изобретена еще в 1947 г. основателем компании Фредом Ленноном. Производство начиналось всего с шести видов фитинговых соединений.

В течение времени компания непрерывно расширяла ассортимент выпускаемой продукции, внедряла новые технологии, и на текущий момент Swagelok является держателем более 40 патентов на технологию соединения труб без сварки, производит и поставляет номенклатуру более чем 300 тыс. изделий! Даже наш внушительный печатный каталог продукции вмещает лишь небольшую часть ассортимента. И, безусловно, Swagelok сегодня – одна из крупнейших частных компаний, мировой производитель высокотехнологичной соединительной, запорной и регулирующей арматуры. Фокус компании не изменился – это продукция от 2 до 50 мм.

– Почему было принято решение о начале локализации продукции в России?

– Это было непростое решение. Вопрос о локализации продукции поднимали еще в 2014 г. С тех пор мы постоянно следили за ситуацией на рынке. В итоге программа локализации была разделена на несколько этапов, и наконец этим летом мы приняли решение начать с первых из них. По результатам этого проекта мы будем принимать решение о необходимости более глубокой локализации на территории РФ.

– И когда вы планируете завершить первый этап?

– Реализация планируется в 2017 г. Хотел бы обратить внимание, что сама программа не подразумевает масштабного промышленного производства с этапами литья, штамповки и других процессов. Мы начинаем локализацию со сборочных операций. Отечественные производители поставляют для нас защитные, предохранительные и прочие элементы.

– Какая продукция будет локализована в первую очередь?

– Сейчас мы работаем над локализацией обжимных, резьбовых, фланцевых, приварных фитингов. В общем, над всеми сериями, которые есть в ассортименте. Следующим этапом станет локализация запорной арматуры.

– Россия сейчас переживает нелегкие времена, многие компании сокращают свои инвестиционные программы и вслед за этим снижают численность сотрудников. А как повлияла текущая рыночная ситуация на развитие вашей компании?

– Если мы начали говорить о кризисе, то, как известно, он всегда несет перемены. И, конечно же, это затронуло и нашу компанию. Сейчас на рынке наблюдается небольшой спад потребления. Но результаты в целом даже лучше, чем мы прогнозировали в 2015 г.

И несмотря на кризис в 2015 г. наша компания приняла решение о самом значительном расширении за всю историю существования. В результате реструктуризации штат наших сотрудников увеличен на 45% по сравнению с 2015 г. Помимо расширения основных отделов создан абсолютно новый отдел технического инжиниринга, в который вошли 10 специалистов. Сотрудники территориально расположены в основных промышленных центрах России и оказывают поддержку заказчикам в подборе оборудования, помогают решать технические задачи непосредственно на промышленных установках на заводах и в цехах. Мы стали ближе к клиенту и понимаем его потребности лучше, можем делиться знаниями и опытом Swagelok непосредственно с инженерами на производствах.

– Какие проекты вы сейчас реализуете или планируете реализовать  в 2017 г.?

– Наши решения применяются в высокотехнологичных отраслях промышленности. Это проекты в нефтяной и энергетических сферах. К примеру, строительство завода СПГ на полуострове Ямал, проект «Сила Сибири», проекты добычи углеводородов на Сахалине, а также модернизация нефтяных, химических установок и энергетических объектов на действующих предприятиях.

SWAGELOK

117198, г. Москва,

Ленинский пр-т, д. 113/1,

оф. Е-710

Тел.: 8-800-200-32-00

e-mail: info@swagelok.ru

www.swagelok.ru

Осушка компримированного газа на АГНКС до влажности, исключающей появление гидратов, является необходимым условием нормальной работы заправочной станции, а также транспортных средств, использующих компримированный природный газ в качестве топлива. Концентрация паров воды в осушенном компримированном газе согласно ГОСТ 27577-2000 должна быть не более 9 мг/м³.

Из всего спектра известных способов осушки газа для УОГ «Мистраль» был выбран адсорбционный метод осушки газа после его компримирования (на выходе из компрессора). К основным преимуществам метода следует отнести возможность глубокой осушки газа (точка росы – до –90 °С) при сравнительно низких капитальных затратах, независимость от состава, температуры и давления входящего газа, что позволяет получать постоянные качественные показатели осушки в период всего срока службы адсорбента, а также простоту и надежность процесса.

Преимущества осушки газа после компримирования заключаются в компактности установки, снижении примерно на 1/3 часть нагрузки на адсорбент, так как эта часть влаги остается в межступенчатых влагоотделителях компрессора.

Наиболее часто используемыми адсорбентами в настоящее время являются различные силикагели и цеолиты, а также оксид алюминия. Основными характеристиками для выбора типа адсорбента являются следующие его свойства:

• поглотительная способность, зависящая от поверхности и объема пор адсорбента;

• механическая прочность – отсутствие разрушения от прохождения газа через адсорбент, а также от воздействия верхнего материала и давления в установке;

• температурная стойкость – отсутствие влияния температуры газа на количество адсорбируемой материалом влаги;

• сопротивляемость потоку газа, влияющему на перепад давления газа при его прохождении через установку;

• простота регенерации;

• срок службы материала, заключающийся в стабильности всех вышеупомянутых параметров при циклическом характере работы установки;

• низкая стоимость, нетоксичность, химическая инертность материала.

Адсорбентов, отвечающих всем этим требованиям, не существует, поэтому при выборе адсорбента предпочтение отдавалось некоторым из этих свойств. По результатам моделирования, в дальнейшем подтвержденным испытаниями, были сделаны выводы, что получение наиболее осушенного газа возможно при использовании цеолита NaA. Другие его достоинства заключены в высокой адсорбционной емкости, небольшой зависимости от температуры входящего газа, высоких механических свойствах. Немаловажным достоинством этого материала является то, что точка росы газа на выходе является постоянной на протяжении всего цикла осушки, а увеличение влаги в газе происходит лавинообразно. Данная особенность позволяет наиболее полно отработать адсорбционную емкость всего слоя материала и получить предсказуемый автоматизированный процесс переключения оборудования установки из одного режима работы в другой. Адсорбер, наполненный адсорбентом, является главным звеном в схеме осушки и после насыщения адсорбента парами воды переключается на стадию десорбции (регенерации). Для достижения непрерывности работы установки в процесс осушки включается второй адсорбер или группа адсорберов (в случае производительности установки более 500 нм³/ч), которые ранее прошли процесс регенерации и находились в режиме ожидания.

УОГ типа «Мистраль», производимые на предприятии, имеют высокие надежные эксплуатационные характеристики (табл.)

Установка поставляется потребителю с регенерированным адсорбентом. Для очистки газа от смолистых веществ, пыли, песка и других твердых частиц установлены фильтры, удерживающие мельчайшие частицы примесей, которые могли остаться в осушенном газе. Таким образом, в рабочую систему подается газ с высокой степенью осушки и очистки.

Все соединения технологических трубопроводов установки расположены в местах, доступных для осмотра обслуживающим персоналом.

Компоновка блока осушки газа обеспечивает:

• удобный и безопасный доступ эксплуатирующего персонала к сосудам, арматуре, контрольно-измерительным приборам;

• удобный и безопасный доступ обслуживающего персонала для выполнения работ по техническому обслуживанию и ремонту технических средств установки.

УОГ типа «Мистраль» представляет собой комплектное изделие заводской готовности. Блок осушки газа выполнен на общей технологической раме для обеспечения быстрого монтажа и демонтажа оборудования.

Эксплуатационные характеристики УОГ типа «Мистраль»

ОАО «НИПОМ», имея огромный опыт разработки и производства электротехнического оборудования на базе комплектующих изделий ведущих мировых производителей (Siemens, ABB, Schneider Electric) и владея полным пакетом лицензий компании «Сименс» на производство оборудования низкого и среднего напряжения, постоянно ведет разработку новых видов продукции и обновление номенклатуры изделий на базе комплектующих отечественных производителей, производство которых локализовано на территории Российской Федерации.

Постоянно растущая актуальность требований импортозамещения приводит к повышению спроса на электротехнические изделия, изготовленные на базе оборудования и комплектующих российских производителей.

В настоящее время ОАО «НИПОМ» готово представить полную линейку электротехнического оборудования низкого и среднего напряжения, а также модульные изделия напряжением до
110 кВ включительно, производимые с использованием импортозамещающего оборудования:

• комплектные подстанции напряжением 110(35) кВ серии КЗПС на базе унифицированных модулей (табл. 1);

• блочно-комплектные и блочно-модульные трансформаторные подстанции и распределительные пункты напряжением 10(6), 24 кВ серий БКТП, БКРП, БКРТП в металлических и бетонных оболочках (табл. 2);

• блочно-комплектные и блочно-модульные энергоустановки и энергокомплексы серии БКЭУ-ВСМ на базе возобновляемых источников энергии (табл. 3);

• комплектные распределительные устройства напряжением 10(6) кВ, серия КРУ Рускон (табл. 4);

• комплектные трансформаторные подстанции 10(6), 24/0,4 кВ мощностью до 2500 кВА (табл. 5);

• низковольтные комплектные устройства на токи до 7000 А серии Рускон (табл. 6);

• оборудование и системы постоянного тока и бесперебойного питания (СПТиБП) на токи 2500 А. Системы оперативного тока и источники бесперебойного питания мощностью до 30 кВт (табл. 7);

• цифровые возбудительные устройства серии ВТЦ для синхронных электрических машин мощностью до 60 мВт (табл. 8).

Объем импортных комплектующих в составе вышеперечисленного оборудования и изделий не превышает 10 %. Необходимо отметить, что дальнейшее сокращение импортной составляющей не является технической или технологической проблемой. Зачастую доля импортной комплектации определяется исходя из оптимальной стоимости изделия в целом и сроками поставки комплектующих изделий, которые оказывают значительное влияние на сроки изготовления изделия.

В заключение хочется обратить внимание потребителей продукции ОАО «НИПОМ» на то, что все представленные изделия полностью соответствуют государственным и отраслевым требованиям, имеют соответствующие государственные и отраслевые сертификаты.

По желанию заказчиков продукция ОАО «НИПОМ» может быть обеспечена сервисным сопровождением в течение всего срока службы.

Таблица 1. Комплектные подстанции напряжением 110(35) кВ серии КЗПС на базе унифицированных модулей

Таблица 2. Блочно-комплектные и блочно-модульные трансформаторные подстанции и распределительные пункты напряжением 10(6), 24 кВ серий БКТП, БКРП, БКРТП в металлических и бетонных оболочках

Таблица 3. Блочно-комплектные и блочно-модульные энергоустановки и энергокомплексы серии БКЭУ-ВСМ на базе возобновляемых источников энергии

Таблица 4. Комплектные распределительные устройства напряжением 10(6) кВ, серия КРУ Рускон

Таблица 5. Комплектные трансформаторные подстанции 10(6), 24/0,4 кВ мощностью до 2500 кВА

Таблица 6. Низковольтные комплектные устройства на токи до 7000 А серии Рускон

Таблица 7. Оборудование и системы постоянного тока и бесперебойного питания (СПТиБП) на токи 2500 А. Системы оперативного тока и источники бесперебойного питания мощностью до 30 кВт

Таблица 8. Цифровые возбудительные устройства серии ВТЦ для синхронных электрических машин мощностью до 60 мВт