Территория Нефтегаз № 5 2019

Изучение залежи как объекта эксплуатации ведется непрерывно с момента ее открытия и включает все этапы разработки, в ходе которых в результате технологического воздействия на залежь создается принципиально новая сложная динамическая геолого-промысловая система.

Большое значение для повышения уровня исследованности объекта эксплуатации имеют база геолого-промысловых данных и комплекс средств анализа. Наличие достаточной информации о строении, литолого-фациальной изменчивости, динамике параметров разработки скважин и тела залежи критически важно при подготовке и актуализации наиболее оптимальной программы мероприятий по извлечению газа. При этом одним из наиболее значимых факторов, приводящих к неточной количественной оценке параметров добычи и снижающих эффективность разработки, является отсутствие учета динамики изменения промысловых параметров разработки скважин и залежи в результате применения методов поддержания технологических режимов эксплуатации [1, 2].

Представленные в статье результаты анализа динамики параметров разработки газовой залежи сеноманского яруса Губкинского месторождения (ЗАО «Пургаз») в комплексе с данными о структуре залежи и движении поверхности газоводяного контакта, по мнению авторов, позволяют оценить влияние элементов регулировки отбора газа на производительность и выведение скважин из эксплуатации.

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Оперативное пополнение геолого-промысловой базы данных о газовой залежи и контроль процесса эксплуатации залежей с использованием средств анализа CTC-Expert являются обязательными видами работ, проводимых в целях оптимизации разработки месторождений Надым-Пурской нефтегазоносной области. Так, в ходе детализации геолого-промысловых моделей залежей с учетом всего комплекса геолого-геофизической информации выполнены структурирование отложений сеномана на слои и площадной мониторинг движения поверхности водогазового контакта в залежах. Некоторые результаты этой работы представлены на рис. 1–3. Осуществлена также оценка динамических параметров эксплуатации основных месторождений (темпов падения давления, отбора газа), разрабатываемых и обслуживаемых ООО «Газпром добыча Ноябрьск»: Комсомольского, Западно-Таркосалинского и Еты-Пуровского [3].

ДВИЖЕНИЕ ГАЗА В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ

Результаты анализа динамики параметров разработки объектов эксплуатации в комплексе с информацией о структуре залежи и движении газоводяного контакта отчасти подтверждают ряд положений, описывающих движение газа в теле залежи:

1) в первые годы разработки залежи (участка) формируются стабильные по направлению потоки движения газа от окраин залежи (контура залежи, зон без скважин) к зоне эксплуатации, кустам эксплуатационных скважин;

2) потоки газа в теле залежи обладают определенной инерцией, что вызывает под воздействием сезонных колебаний отборов врменное увеличение пластового давления в зоне депрессионной воронки участка эксплуатации, а также падение давления в окраинной зоне в периоды отсутствия (резкого снижения летом) отбора газа. Эффект роста давления в центре залежи и падения на окраинах зоны газонасыщения (в наблюдательных скважинах) неоднократно фиксировался в рамках исследования;

3) сопоставление рассчитанных темпов падения давления скважин показывает, что они идентичны для скважин внутри куста (группы кустов) и мало зависят от характеристик зоны вскрытия пласта каждой скважины [3–8]. Литолого-фациальная характеристика отложений межскважинных, межкустовых объемов залежи и областей окраин залежи между контуром и зоной эксплуатации, неоднородность слоистой структуры залежи определяют скорости и интенсивность (объем) движения газа в потоках. В комплексе с динамикой эксплуатации залежи эти параметры определяют темпы падения давления для кустов и зон кустов. Темпы падения давления скважин дифференцированы по площади эксплуатации. По распределению параметра выделяется несколько характерных зон, но их локализация меняется в ходе эксплуатации и плохо коррелирует с другими параметрами. Только сопоставление темпов падения давления в разные периоды эксплуатации или с пластовым давлением скважин позволило выделить участки (зоны) залежи с близкими соотношениями параметров. Таким образом, площадь залежи разделяется на несколько зон с характерной стабильностью динамики пластового давления в процессе эксплуатации [3]. Эти зоны выдержаны по площади и динамике темпов падения давления в течение значительного периода разработки. На Южном участке Губкинского месторождения выделены, к примеру, три зоны, отличающиеся по стабильности динамики давления – стабильные, средние и падающие [3];

4) динамика и распределение темпов отбора газа (темпов падения дебита, производительности скважин и других характеристик добычи) плохо коррелируют с падением давления и другими параметрами разработки скважин. Однако разделение залежи на зоны по стабильности динамики давления позволяет выявить отличия и в динамике темпов отбора газа для каждой из групп [3]. Поэтому прогноз, оценку и исследование связи темпов отбора газа с параметрами разработки (темпами падения давления) необходимо выполнять с учетом разделения на зоны по стабильности динамики давления. Это подтверждается графиком сопоставления темпов падения давления в 2009 г. и проницаемости по газу (оценка по результатам гидродинамического исследования скважин) эксплуатационных скважин Южного участка Губкинского месторождения (рис. 4).

РЕГУЛИРОВАНИЕ ОТБОРА ГАЗА

Динамика параметров разработки скважин, включая производительность, зависит не только от этапа эксплуатации, характеристик зоны отбора газа, но и от регулирования отбора газа различными способами. Важной задачей регулирования добычи является выравнивание падения давления по залежи. В соответствии с приведенными положениями отбор согласуется с энергией потоков газа к зонам эксплуатации, что зависит от характеристик зон стабильности динамики давления и их расположения. Результатом регулировки с учетом зон стабильности давления будет более равномерное падение давления по объему залежи.

Необходимо отметить, что методы регулирования отбора газа подразделяются на:

• шлейфовые, применяющиеся в отношении кустов скважин, групп кустов скважин, участков эксплуатации;

• локальные, объектом воздействия которых является скважина внутри куста.

Шлейфовые методы регулировки (за исключением варианта ввода в эксплуатацию новых участков) не нарушают направлений потоков газа к кустам, и режим движения газа при таких технологиях воздействия близок к ламинарному. Локальные методы (особенно при повторении или смене направленности) изменяют (нарушают) сформированное направление потоков газа в зоне около куста, что приводит к увеличению эффектов турбулентности движения углеводородов и, соответственно, уменьшает дебиты согласно формуле Блазиуса до 40 % [4–8]. Впрочем, это не главный фактор, обусловливающий снижение производительности скважин.

В основном регулирование отбора газа по залежи (сезонное и внеплановое) выполняется с помощью шлейфовых методов. Однако периодически по разным причинам возникает необходимость проведения локальных воздействий, заключающихся в основном в регулировании (изменении) разности буферного и входного давления скважин в целях приведения значений параметров разработки (депрессии, скорости движения газа в насосно-компрессорной трубе) к проектным величинам. Изменение интервалов перфорации (с набором процедур капремонта) также является вариантом локального воздействия на зону отбора скважины и приводит к изменениям параметров ее эксплуатации (в новом интервале) и направленности потоков газа в зоне около куста.

В рамках эксплуатации Южного участка газовой залежи Губкинского месторож-дения условно выделяются периоды стабильного (до 2009 г.) и регулируемого (2010–2018 гг.) отборов газа (рис. 5). В течение периода регулируемого отбора наблюдается увеличение количества локальных воздействий на скважины объекта: из 21 скважины, на которых осуществлялось локальное воздействие, только на одной начало локального регулирования отбора относится к периоду стабильного отбора. При этом анализ показал, что локальные воздействия на зону отбора скважин статистически чаще обусловливали переход в критический профиль режима эксплуатации скважин, характеризующийся стабильным падением отбора газа, проявлением локальных языков воды, вплоть до обводнения, что приводило в лучшем случае к изменению интервала вскрытия пласта, а в худшем – к выводу скважины из эксплуатации. На других месторождениях, обслуживаемых ООО «Газпром добыча Ноябрьск» (Комсомольское, Западно-Таркосалинское и Еты-Пуровское), также наблюдается тенденция к увеличению локальных регулировок после 2009 г. Например, на Западно-Таркосалинском месторож-дении из 18 кустов, подвергшихся локальным воздействиям, только на на пяти регулировка началась до 2009 г.

Локальные регулировки наглядно фиксируются на графиках динамики давления регулирования (разности буферного и входного) или буферного давления группы скважин одного куста (рис. 6–8). Признаки перехода в критический профиль мало заметны на скважинах, на которых регулировка выполнялась единожды, без изменения режима отбора газа в дальнейшем, однако всегда наблюдаются после неоднократного применения. Стоит отметить, что в рамках исследования анализ динамики комплекса параметров производительности и наличия признаков перехода в критический профиль проводился в отношении всех скважин с локальными регулировками (рис. 6).

Одним из признаков перехода в критический профиль эксплуатации является появление языков воды и обводнений интервалов вскрытия пласта в скважине, что обычно сопровождается повышением содержания хлора в отбо-рах проб. Регулярные химические анализы проб в рамках контроля разработки основных месторождений ООО «Газпром добыча Ноябрьск» позволяют оценивать проявления воды в процессе эксплуатации и осуществлять корреляцию этих проявлений по времени с динамикой параметров разработки, в исследуемом случае – с проведением локальной регулировки отбора газа и капремонта скважин. Высокие значения содержания хлора статистически присутствуют во многих скважинах, подвергшихся локальному регулированию, и почти отсутствуют в нерегулируемых кустах Южного участка Губкинского месторож-дения. Причем повышение значений содержания хлора коррелирует по дате с динамикой параметров регулировки скважин или процедурами капремонта (рис. 6–8). Аналогичная ситуация наблюдается при эксплуатации других сеноманских залежей ООО «Газпром добыча Ноябрьск». Привязка высоких показателей содержания хлора к изменению параметров локальных регулировок или процедурам капремонта наблюдается также на Западно-Таркосалинском, Комсомольском, Еты-Пуровском и Вынгаяхинском месторождениях. К примеру, на Западно-Таркосалинском месторождении из 18 кустов, на которых применялись методы локальной регулировки, в 12 зафиксировано высокое содержание хлора, связанное с воздействием регулировок на призабойную зону ствола скважин.

Важным показателем изменения стабильности процесса эксплуатации газовых скважин является перенос интервала перфорации. Данная процедура может быть обусловлена многими причинами, но в основном связана с такими проблемами отбора газа, как водопроявления, песчаные пробки, и др. Из семи кустов Южного участка Губкинского месторождения, на которых применялось локальное регулирование, на пяти переносы интервалов перфорации происходили именно после процедур локальных регулировок. Необходимо отметить, что взаимосвязь динамики параметров локальных регулировок, процедур капремонта (включая перенос интервалов перфорации) и повышения содержания хлора в пробах подтверж-дается в том числе датами фиксации этих событий (рис. 6–8).

Таким образом, наличие связи локальных регулировок с признаками перехода в критический режим эксплуатации газовых скважин зафиксировано на большинстве скважин, в которых проводилась регулировка отбора газа.

ВОЗМОЖНОСТИ уменьшения ВЛИЯНИЯ МЕТОДОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ ОТБОРА ГАЗА НА ПЕРЕХОД СКВАЖИН В КРИТИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Гипотезы, обосновывающие связь между регулированием отбора газа и переходом скважины в критический режим эксплуатации, представлены, к примеру, в работах [4–9]. Однако выдвинутые в данных работах предположения мало подтверждаются на практике.

По мнению авторов данной статьи, нарушение стабильности процесса эксплуатации скважин при локальных регулировках связано в основном с резкими изменениями скорости движения газа и всплесками давления в зоне отбора. Следствием перевода скважины на другой режим отбора газа при локальном регулировании, а также некоторых процедур капремонта является резкое изменение пропускной способности скважины – от остановки вплоть до продувки, т. е. полного открытия ствола на устье. Это вызывает значительные изменения давления по стволу скважины и в ближней зоне отбора газа. Фактически перепады давления в стволе скважины на 0,8–1,4 МПа по результатам разового воздействия на зону отбора газа зафиксированы в нескольких скважинах Губкинского месторождения.

Резкие изменения давления в скважине и, соответственно, в зоне отбора газа зачастую способствуют развитию ряда негативных процессов, снижающих производительность скважины [6–8]:

1) при резком увеличении скоростей в зоне отбора изменяется структура каналов, по которым движется газ, обеспечивающая высокие (нормальные для данного типа коллектора) дебиты. В коллекторах с высокими фильтрационно-емкостными свойствами и глинистыми пропластками (включениями) в зоне отбора каналы движения газа в моменты изменения скоростей заполняются глинистыми частицами, что приводит к снижению проницаемости коллекторов и созданию песчаных пробок на забое скважины [6]. То есть ближайшая к скважине зона отбора газа становится плохо проницаемой, а призабойная зона ствола требует очистки;

2) резкие перепады давления в стволе скважины вызывают сотрясение колонны, что зачастую приводит к нарушению структуры цементного камня в заколонном пространстве, появлению вер-тикальных трещин и каналов, по которым подошвенная вода проникает в призабойную зону скважины. Таким образом, наличие значительного перепада давления по стволу и вертикальных трещин создают предпосылки для проявления локальных вертикальных языков воды. Это подтверждается высоким содержанием хлора в пробах, взятых после регулировок. В дальнейшем содержание хлора в пробах уменьшается (рис. 7–8);

3) слоистая структура залежей сеномана месторождений Надым-Пурской нефтегазоносной области, разрабатываемых ООО «Газпром добыча Ноябрьск» (рис. 1–3), характеризуется наличием выдержанных глинистых перемычек (слои 1, 3, 5) и проницаемых фациально-изменчивых слоев (основное вместилище углеводородов). Увеличение скорости движения газа за счет локальной регулировки по вертикали в слоистой структуре залежи приводит к возникновению и продвижению языков воды по пограничной структуре слоев залежи. Вода продвигается от контуров газонасыщенности залежи и (или) пересечения границ слоев с поверхностью текущего контакта к депрессионной воронке залежи (групп кустов, куста) в первую очередь по границе коллектора с глинистой перемычкой (границей слоя), где возникают максимальные скорости движения газа и перепады давления [5–7]. Это приводит к преж-девременному обводнению скважин. Случаи локального внедрения воды зафиксированы, в частности, на Западно-Таркосалинском, Комсомольском и Вынгапуровском месторождениях. Возникновение в процессе эксплуатации локальных языков продвижения воды и изменение структуры каналов движения газа в зоне отбора скважины (куста) способствуют созданию зон защемленного газа, что снижает коэффициент извлечения по залежи в целом;

4) ухудшение фильтрационно-емкостных свойств в зоне отбора газа скважин наблюдается также после процедур капитального ремонта. Эти процессы отчасти сходны с процессами, происходящими в результате локального регулирования отбора газа, однако фактических подтверждений наличия всплесков давления при капремонте нет. Видимо, каналы движения газа также забиваются глинистыми частицами вследствие резких изменений давления в зоне отбора. Кроме того, при ремонте скважины проницаемость каналов движения газа уменьшается после использовании некоторых жидкостей глушения, промывки, продувки ствола и т. д. [7–8].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании описанного влияния локальных регулировок на переход в критический режим эксплуатации предлагаются следующие правила проведения данных процедур, которые должны минимизировать или ликвидировать влияние регулировок отборов газа на стабильность процесса эксплуатации (производительность) скважин.

1. Регулировку отборов газа следует производить в основном путем изменения давления шлейфов. Конечно, могут быть исключения, но они всегда должны быть обоснованы.

2. Регулировку буферного давления скважины необходимо выполнять с использованием технологий, позволяющих без продолжительных и повторяющихся всплесков давления (полного перекрытия движения газа, максимального открытия на длительное время) изменять параметры штуцеров, шайб и т. п. Все, даже кратковременные изменения режима отбора локально по скважине вызывают всплески давления в зоне отбора и создают предпосылки для развития таких нежелательных процессов, как прорывы языков воды, ухудшение фильтрационно-емкостных свойств, и проч. Таким образом, именно повторяемость изменения режима регулировки отборов создает условия для перехода в критический профиль эксплуатации. Опасность регулировок заключается не в изменениях давления как таковых, а в отсутствии плавности этих изменений.

3. Разность буферного и входного давлений желательно менять не чаще, чем раз в два года (или до изменения конструкции вскрытия пласта). Это согласуется с целями регулировок. При такой периодичности изменений плавно формируется поток газа с новыми параметрами зоны отбора скважины (куста, зоны кустов). Одноразовые встряски колонны и приствольной зоны скважины незначительно воздействуют на структуру цементного камня и не создают предпосылок для проявления локальных языков воды.

Соблюдение данных правил проведения обоснованных процедур регулирования отбора газа будет способствовать стабилизации производительности скважин, что в конечном итоге обеспечит эффективность разработки месторож-дения и повысит газоотдачу залежи.

В мировой практике широко применяются термические способы воздействия на пласт в целях повышения нефтеотдачи. Они являются весьма эффективными, однако практика показывает, что при их использовании значительное количество дополнительно добываемой нефти или эквивалентного количества другого топлива расходуется напосредственно на осуществление воздействия, в связи с чем возникает необходимость оценки получаемого эффекта.

Автором статьи проведен анализ эффективности и целесообразности применения технологии термического воздействия на пласт на примере месторождения Каражанбас (п-ов Бузачи, Мангистауская обл., Республика Казахстан), введенного в разработку в 1980 г.

ОЦЕНКА ПОТЕРЬ ТЕПЛОТЫ И ПАРАМЕТРОВ ПАРА

Горячим флюидом, с помощью которого оказывается воздействие на пласт на месторождении Каражанбас, является насыщенный водяной пар, непрерывная закачка которого осуществляется на месторождении в течение ряда лет.

На рис. 1 представлена условная схема паронагнетательной скважины. Подобная конструкция скважин используется на месторождении Каражанбас, однако, по данным АО «Каражанбасмунай», в большинстве скважин отсутствует пакер.

Водяной пар, безусловно, является высокоэффективным теплоносителем, к тому же при частичной конденсации пара в неглубоких скважинах его температура практически не меняется, что является положительным моментом при закачке в пласт теплоносителя с высокой температурой. В то же время использование водяного пара требует усложнения конструкции скважин, поскольку в целях избежания значительных перепадов температуры на цементном камне необходимо проведение тепловой изоляции насосно-компрессорных труб.

Температуру насыщенного пара можно сохранить неизменной, если потери теплоты не будут превышать теплоту конденсации r фазового перехода. Если же температура пара вдоль ствола скважины за время закачки , ч, не изменяется, потери теплоты Q, кВт, в скважине при нагнетании влажного или сухого насыщенного пара определяются на основании решения задачи нестационарного охлаждения полого неограниченного цилиндра [1, 2]:

Q = 2.экв.H.u.(ts – tгп),          (1)

где экв – эквивалентный коэффициент теплопроводности системы «скважина – порода», Вт / (м.К); H – глубина скважины, м; u – скорость потока, м / с; ts и tгп – температура насыщенного пара и горной породы соответственно, °C.

Эквивалентный коэффициент теплопроводности системы рассчитывается по формуле:

,           (2)

где i – коэффициент теплопроводности элементов крепи скважины (колонны насосно-компрессорных, обсадных труб), Вт / (м.К); di и di+1 – внутренний и наружный диаметры крепи скважины, м, причем d1 = , где – внутренний диаметр насосно-компрессорной трубы, м; dцк – диаметр цементного камня, м; – толщина прогрева горной породы за время прогрева горной породы гп, ч, в зависимости от коэффициента температуропроводности породы гп, м2 / ч.

Скорость потока рассчитывается по системе уравнений:

,           (3)

где Fo = 4экв./()2 – число Фурье; экв – эквивалентный коэффициент температуропроводности системы «скважина – порода», м2 / ч, рассчитываемый по эквивалентным значениям теплопроводности, теплоемкости и плотности системы «скважина – порода».

На рис. 2 представлена номограмма, построенная для предварительной оценки потерь теплоты в скважине Q на основании соотношений (1) – (3).

Стоит отметить, что данные номограммы отражают нестационарный период распространения температуры породы вокруг скважины, который обычно завершается через 7–10 сут с момента начала закачки пара. В начале закачки пара в скважину в течение 3÷5 мин потери теплоты Q в окружающую породу составят около 1350 кВт. В случае непрерывной закачки пара в течение более 10 сут потери теплоты и параметры насыщенного пара следует рассчитывать согласно [3], как для стационарного процесса теплопередачи от пара в окружающие горные породы:

Q = k...H.(ts – tгп),      (4)

причем коэффициент теплопередачи от нагнетаемого пара в окружающие породы k, Вт / м2.К, следует рассчитывать по формуле:

,           (5)

где – наружный диаметр насосно-компрессорной трубы, м; и – наружный и внутренний диаметры обсадной колонны, м; dгп и dцк – диаметры невозмущенной горной породы и цементного камня соответственно, м; гп и цк – коэффициенты теплопроводности окружающих горных пород и цементного камня соответственно, Вт / (м.К); эф – эффективный коэффициент теплопроводности флюида в межтрубном пространстве между колоннами насосно-компрессорных и обсадных труб, Вт / (м.К), рассчитываемый как:

эф = к. + л,      (6)

учитывающий передачу тепла теплопроводностью , Вт / (м.К), конвекцией к и излучением л, Вт / (м.°C).

Значение коэффициента теплопередачи k (5) зависит от радиуса прогрева породы. Зная продолжительность закачки пара, можно найти зависимость коэффициента теплопередачи от времени для подобных конструкций паронагнетательных скважин.

Степень сухости пара на забое скважины можно также оценить из баланса теплоты:

,           (7)

где xу – степень сухости пара на устье скважины; G – массовый расход флюида, кг / с; r – теплота парообразования, Дж / кг.

Для предварительной оценки степени сухости пара по глубине и на забое скважины на основании соотношений (4), (5) и (7) с учетом зависимости скрытой теплоты парообразования от давления построена оценочная номограмма (рис. 3).

Если в течение года в скажину в отсутствие пакера непрерывно осуществляется закачка пара, режим теплообмена между паром и окружающими горными породами будет явно квазистационарным [2, 3] и потери теплоты можно определить по формуле (4), причем значениями термических сопротивлений всей конструкции скважины можно пренебречь. Тогда:

            (8)

При этом

кВт,

где 8,86.10–7 – коэфффициент температуропроводности горных пород, м2 / ч; 11 и 26 °C – среднегодовая температура воздуха и пласта месторождения Каражанбас.

При закачке пара в скважину с расходом 2 т / ч в течение года при давлении на устье Pу = 1,8 МПа и xу = 0,57, по данным АО «Каражанбасмунай», потери теплоты оцениваются на уровне 150,4 кВт. На уровне верхней перфорации степень сухости ожидается равной приблизительно xз ≈ 0,43.

Как видно из данных АО «Каражанбасмунай», суммарные потери теплоты оцениваются в

кВт,    (9)

а степень сухости составляет около 0,38.

Данные номограмм (рис. 2 и 3) свидетельствуют о том, что в течение первого часа закачки пара на забое скважины будет только горячая вода.

В то же время данные о степени сухости и потерях теплоты, собранные АО «Каражанбасмунай», не учитывают время закачки пара.

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ

В качестве критериев оценки, опуская технико-экономические показатели теплового воздействия на пласт, можно выделить удельный расход топлива, текущую и предельную кратность нагнетания горячего флюида [4].

Удельный расход топлива Gт. представляет собой соотношение тепловых эквивалентов топлива, расходуемого на осуществление воздействия, и дополнительно добываемой нефти

при ,   (10)

где Gт – массовый расход топлива (для Каражанбаса это газ) за период воздействия, кг / с; – теплота сгорания топлива, Дж / кг; ∆Gн – масса дополнительно добытой нефти за тот же период воздействия, т; – теплота сгорания дополнительно добытой нефти, Дж / кг; bQ – удельный расход топлива, кг / Дж. По текущему значению удельного расхода топлива можно оценивать эффективность процесса закачки пара во времени.

Текущая (фактическая или расчетная) кратность нагнетания рабочего тела – это отношение массы подаваемого пара Gнс, т, к массе дополнительно добытой нефти:

.           (11)

Предельная кратность нагнетания рабочего тела – это кратность, при которой вся дополнительно добываемая нефть (в тепловом эквиваленте) расходуется на осуществление воздействия (bQ = 1). Тогда удельный расход топлива может быть определен через соотношение кратностей нагнетания теплоносителей – текущей и предельной:

.           (12)

Предельная кратность подачи пара от наземного парогенератора в нефтяные пласты определяется по уравнению:

,           (13)

где нпг, ну – коэффициенты полезного действия наземного парогенератора и насосной установки соответственно, %; ∆hнпг – изменение энтальпии при получении пара в наземном парогенераторе; wo – удельная потенциальная работа подачи питательной воды в наземный парогенератор.

Согласно расчетам, значения предельной кратности нагнетания насыщенного пара при давлении до 5,0 МПа на месторождении Каражанбас изменяются с 11 до 25 в зависимости от степени сухости вырабатываемого пара.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, применение технологии закачки водяного пара в целях повышения нефтеотдачи на месторождении Каражанбас – очень затратный процесс, несмотря на постоянное уменьшение потерь теплоты в скажине. Помимо потерь теплоты в распределительных газопроводах и снижения степени сухости пара наблюдается также низкое качество пара на забое нагнетательной скважины, обусловленное некачественной тепловой изоляцией труб. В итоге значительные объемы добытого природного газа расходуются на получение пара, что в совокупности с затратами на воду снижает эффективность и обоснованность применения данной технологии воздействия на пласт. В ряде работ, к примеру в [5], уже было отмечено, что авторами проекта разработки месторождения Каражанбас были завышены эффективность стационарной закачки пара и, соответственно, конечная нефтеотдача пластов и объем извлекаемых запасов. Поэтому на сегодняшний день на месторождении помимо термического воздействия на пласт активно применяется метод «холодной» добычи высоковязкой нефти с выносом песка и суффозия слабоцементированного коллектора [6].

Эксплуатация скважин в условиях сильной обводненности значительно затрудняет достижение рентабельности. Для решения этой задачи массово применяются форсированные режимы отбора жидкости, обеспечивающие повышение нефтеотдачи за счет снижения забойного давления или проведения гидроразрыва пласта (ГРП). При этом зачастую значение забойного давления определяется как минимально возможное, при котором достигается устойчивая работа насоса, без срыва подачи и частых отключений при одновременном обеспечении приемлемого ресурса работы установок электроприводных лопастных насосов (УЭЛН). В таких режимах эксплуатации скважин в условиях высокой обводненности продукции и при наличии в добываемой жидкости абразивных частиц рабочие органы насосов испытывают повышенные нагрузки. Следствием этого являются гидроабразивный износ газосепараторов роторного типа, а также вибрации УЭЛН, вызванные радиальным износом рабочих органов, что, в свою очередь, может стать причиной расчленения секций и падения оборудования на забой.

Анализ причин отказов УЭЛН на одном из месторождений Западной Сибири показал, что в 2018 г. 37 % преждевременных отказов произошло из‑за износа или засорения ступеней насосов песком или проппантом (рис. 1). При этом, несмотря на то, что данная причина отказа оборудования – вторая по значимости для данного месторождения, наибольшие потери добычи нефти были зафиксированы в период простоев из‑за текущего ремонта на скважинах, эксплуатация которых осложнена присутствием твердых частиц в добываемой жидкости, что связано с применением таких методов интенсификации, как ГРП, либо на новых скважинах и скважинах с потенциалом увеличения извлекаемых запасов нефти.

Стоит отметить, что существует фонд скважин, характеризующихся повышенной частотой отказов из‑за вредного влияния выноса абразивных частиц. Ряд скважин данного фонда в целях снижения частоты отказов оборудования эксплуатируется с меньшими депрессиями на пласт, что обусловливает снижение объема добычи нефти.

Вынос механических примесей, проппанта или высокая концентрация взвешенных частиц (КВЧ) на сегодняшний день являются одними из основных причин снижения наработки на отказ оборудования практически во всех нефтяных компаниях России. Поэтому разработка относительно простых и недорогих технологий и технических решений, позволяющих сократить количество разрушений компонентов УЭЛН с падением оборудования на забой и увеличить наработку на отказ, является актуальной задачей.

ВЫБОР РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОЛОПАСТНОГО НАСОСА

При постоянном выносе механических примесей, например, при слабоцементированном коллекторе, эффективным методом защиты оборудования является установка фильтров или сепараторов на приеме ЭЛН. Однако в ходе освоения скважины после ГРП наиболее важным моментом является запуск, который может сопровождаться залповым выбросом абразивных частиц в концентрации до 3000 мг / л при допустимой КВЧ 1000 мг / л, что приводит к резкому увеличению интенсивности износа оборудования. В таком случае наиболее эффективным методом обес-печения надежности работы оборудования и продления срока его службы является обоснованный выбор режима периодической эксплуатации ЭЛН [1].

Для начала проанализируем процесс движения частиц (осаждение / вынос) на участке системы «скважина – прием ЭЛН», чтобы оценить возможность подъема частиц при определенных условиях.

В случае осаждения мелких твердых частиц в газе и жидкости основной характеристикой процесса является скорость осаждения ос, м / с, для расчета которой можно использовать зависимость, общую для всех режимов осаждения под действием силы тяжести [2]:

,           (1)

где dт – диаметр частицы, м; т – ее плотность, кг / м3; – плотность среды, в которой частица движется, кг / м3; g – ускорение свободного падения, м / с2; – коэффициент сопротивления.

Экспериментально выявлено три режима изменения коэффициента сопротивления в зависимости от числа Рейнольдса Re. В первой области – ламинарного осаждения – при Rеос < 2:

;           (2)

во второй области, часто называемой переходной, – в пределах изменения 2 < Reoc < 500:

;           (3)

в третьей области – развитой турбулентности – в пределах 500 < Reoc < 2000: ≈ 0,44.

В общем случае для частиц можно также использовать критериальную зависимость:

Re = f(Ar, ),     (4)

где Ar – критерий Архимеда, рассчитываемый по формуле:

,           (5)

где μ – вязкость среды, мПа.с.

С учетом зависимости (3) уравнение (4) в области действия закона Стокса примет вид:

.           (6)

При этом критическое значение критерия Архимеда, ограничивающее существование ламинарного режима, составит Ar ≤ 36.

В переходной области зависимость (4) принимает вид:

Re = 0,152Ar0,715.     (7)

Осаждение в переходной области ограничивается изменениями критерия Архимеда в пределах 36 < Ar < 8,3.104.

При развитом турбулентном осаждении

Re = 0,174Ar0,5.         (8)

Используя формулы (1) – (8), рассчитаем минимальный дебит, при котором начнется подъем частиц песка, проппанта плотностью п = 2650 кг / м3 в эксплуатационную колонну (ЭК) с внутренним диаметром 132 мм (рис. 2) в период эксплуатации ЭЛН. Вязкость и плотность жидкости при плотности нефти 850 кг / м3 рассчитаны в зависимости от обводненности продукции. В качестве примера фракционного состава взят гранулометрический состав горной породы, представленной отложениями викуловской свиты, одного из месторождений Западной Сибири по данным исследований керна (рис. 3): доля песчаной фракции d = 1,0…0,25 мм достигает 3 %, пелитовой фракции d < 0,01 мм – 10 %, песчаной фракции d = 0,25…0,1 мм – 23 %, алевролитовой фракции d = 0,1…0,01 мм – 65 %.

Вязкость жидкости (эмульсии) была рассчитана по формуле Тейлора (в зависимости от обводненности):

, (9)

где μвнеш. ф – вязкость внешней фазы, мПа.с; μвнутр. ф – вязкость внутренней фазы, мПа.с; – отношение диспергированного вещества к общему объему системы.

Из рис. 2 можно сделать вывод, что все частицы размером до 0,25 мм при подаче ЭЛН 50 м3 / сут будут подниматься в насос и на поверхность. Однако для оценки негативного влияния выносимых частиц необходимо, помимо концентрации, знать степень их агрессивности, поскольку, если частицы окатанной формы, их концентрация невелика и применение методов защиты (например, фильтров) окажется технологически и экономически невыгодным.

Рассмотрим случай выноса проппанта в период освоения скважины после ГРП. График на рис. 4 свидетельствует о том, что при росте вязкости среды от 1 до 5 мПа.с наблюдается снижение скорости оседания частиц, а значит, и граничного значения подачи насоса, при котором происходит подъем проппанта, в 2 раза, а при увеличении вязкости до 40 мПа.с – в 6–10 раз в зависимости от диаметра частиц. Это значит, что в начальный период после ГРП (при еще значительном уровне вязкости жидкости в скважине) уже при небольшом дебите происходит подъем частиц в насос, увеличивая риск засорения и заклинивания насоса, а также его износа.

Для частиц разных размеров периоды подъема и осаждения различны. Так, частицы d = 0,6 мм поднимаются до приема насоса быстрее, а оседают медленнее в сравнении с частицами d = 0,8 мм при прочих равных условиях. Предложенный подход к определению времени работы и накопления может быть использован при выборе периодического режима эксплуатации УЭЛН.

Все приведенные формулы и графики, по ним построенные, описывают движение одной частицы в жидкости (свободное осаждение), однако при выносе механических примесей концентрация частиц может колебаться от 0 до 10 000 мг / л (стесненное осаждение). Скорость стесненного осаждения зависит от тех же факторов, что и скорость свободного осаждения, и еще от концентрации песка в жидкости: чем выше концентрация, тем меньше скорость.

Как и при осаждении в неподвижной жидкости, вынос песка может происходить при свободном и стесненном движении зерен. Если при выносе песчинки на ее движение не оказывают влияния другие песчинки или стенки трубы, имеем свободный вынос. В этом случае для осуществления выноса требуется соблюсти условие ж > , где ж – скорость восходящего потока жидкости, м / с; – скорость свободного осаждения песчинки, м / с. При ж < песчинка спускается на дно сосуда или, если она находилась на дне, не поднимается потоком.

При стесненном движении песка скорость потока, необходимая для выноса массы зерен, будет всегда меньше скорости, достаточной для свободного выноса каждой отдельной песчинки, входящей в эту массу. Чем выше концентрация песка, тем меньше потребная для выноса скорость.

Рассмотрим общий случай установившегося процесса выноса песка вертикальным потоком жидкости. Установившееся движение смеси жидкости с песком характеризуется тем, что на всем пути выноса расходная концентрация песка одинакова во всех сечениях потока.

Расходная концентрация – это отношение расхода песка к расходу смеси в любом сечении потока [3]:

,           (10)

где Q – расход жидкости, м3 / сут; q – расход песка, м3 / сут.

Истинная концентрация – содержание песка в некотором объеме движущейся или покоящейся жидкости, определяемая расчетным путем или по пробам смеси, взятым пробоотборником:

,          (11)

где 0 – скорость свободного осаждения, м / с, F – площадь сечения, через которое происходит движение жидкости, м2.

Следовательно, безразмерная скорость потока (отношение скорости потока к скорости свободного осаждения) может быть выражена как

.           (11)

С уменьшением скорости восходящего потока жидкости, т. е. с уменьшением Uбр, истинная концентрация песка непрерывно возрастает при прочих одинаковых условиях, в числе которых размер зерен, вязкость жидкости и т. д.

Даже при небольшой расходной концентрации песка истинная концентрация может достичь высоких значений, в десятки раз превышающих исходное.

Для расчетов рекомендуется принять за минимальную безразмерную скорость, необходимую для начала полного выноса механических примесей, значение 2,5.

Неполный вынос характеризуется тем, что в потоке сильно возрастает концентрация песка по сравнению с расходной концентрацией, определяемой на устье скважины методом анализа проб продукции.

Из графика на рис. 6 можно сделать вывод, что при снижении вязкости, при котором возрастает скорость осаждения частиц, уменьшается безразмерная скорость потока жидкости по отношению к твердой фазе и увеличивается истинная КВЧ (рис. 7). Таким образом, значение 100 мг / л, полученное в результате анализа проб на КВЧ, не соответствует реальной КВЧ, проходящих через сечение насоса. Не стоит также забывать и об изменении физико-химических свойств жидкости (вязкость и плотность в зависимости от газосодержания, давления и температуры) по длине ЭК и насосно-компрессорных труб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Представленная в статье методика позволяет рассчитать максимальную скорость откачки жидкости при выводе на режим после ГРП, а также вычислить время работы и накопления при эксплуатации скважин в периодическом режиме в целях снижения влияния КВЧ на наработку на отказ УЭЛН. Конечным результатом применения предложенной методики является увеличение срока безаварийной эксплуатации оборудования и повышение рентабельности эксплуатации скважин, в т. ч. в условиях сильной обводненности.

Полимерно-композитные материалы (ПКМ) получили широкое распространение благодаря своим во многом уникальным свойствам. Решающим фактором быстрого развития производства ПКМ явилась конкуренция с традиционными материалами. В настоящее время без ПКМ не может обойтись ни одна отрасль промышленности [1]. Не стала исключением и нефтегазодобывающая отрасль, где ПКМ применяются практически на всех этапах пути углеводородного сырья от промыслов к потребителям [2].

Хотя в нефтегазовой отрасли ПКМ применяется пока в основном для создания защитных покрытий на поверхности металлов [2], одним из активно развивающихся направлений стало изготовление рабочих колес (РК) для электроцентробежных насосов (ЭЦН). Впервые ЭЦН с РК из ПКМ были применены более 50 лет назад на месторождениях Азербайджана в целях изучения возможности увеличения наработки при эксплуатации неглубоких скважин, осложненных выносом песка [3]. Ряд нефтегазодобывающих компаний РФ использует ЭЦН с РК из ПКМ и в настоящее время, о чем свидетельствует большое количество источников [4–6]. Однако все известные публикации посвящены лишь изучению возможности снижения вероятности отложения солей в ЭЦН за счет более низких адгезионных свойств РК из ПКМ по сравнению с РК из чугуна. При этом такие основные свойства любой гидравлической машины, как надежность и ремонтопригодность, авторами статей не рассматриваются вообще либо рассматриваются лишь частично. Даже столь важный показатель, как коэффициент полезного действия (КПД), рассматривается лишь в плане возможности повышения энергоэффективности при добыче вязкой нефти [7]. Возникает логичный вопрос, насколько применение ЭЦН с РК из ПКМ сопоставимо по надежности и ремонтопригодности с ЭЦН с РК из широко используемого материала нирезист тип 1 в условиях добычи пластовой жидкости с разным содержанием абразивных частиц, коррозионно-активных компонентов и разных температур? Хотя испытания и применение данного оборудования ведутся давно, ни в отечественных, ни в зарубежных публикациях ответ на данный вопрос до сих пор не приводился.

Ведущие зарубежные производители ЭЦН многократно пытались использовать РК из ПКМ, хотя в настоящее время от этой идеи отказались, отдав предпоч-тение РК из нирезиста. К примеру, одно из подразделений компании General Electric разработало полимерный материал Lexan, обладающий уникальной стойкостью к износу, химической стойкостью и прочностью, что позволило компании Boeing применить этот материал в самолетостроении. Казалось бы, материал с такими свойствами может использоваться и для изготовления РК. Однако в официальных каталогах GE, ставшей после покупки активов Baker Hughes одним из крупнейших мировых производителей установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), ЭЦН с РК из ПКМ отсутствуют. Еще один крупнейший зарубежный производитель – компания Schlumberger – много лет испытывал материал Ryton, но на сегодняшний день не предлагает своим заказчикам ЭЦН с РК из данного материала. В то же время на официальном сайте компании Pedrollo есть информация о выпуске дренажных насосов и погружных насосов для добычи воды из неглубоких скважин с РК из материала Lexan. Известно также, что детали из ПКМ успешно используются в горнодобывающей промышленности в грязевых и шламовых насосах [8]. Впрочем, условия эксплуатации насосов для добычи воды, как правило, отличаются от условий эксплуатации насосов для добычи нефти, прежде всего необходимостью обеспечения значительно большего напора и непрерывностью цикла работы последних. Условия эксплуатации насосов с РК из ПКМ, применяемых в горнодобывающей промышленности, также отличаются от условий добычи нефти из скважин – например, тем, что в наземном оборудовании всегда имеется возможность заменять изношенные детали. Кроме того, насосы, применяемые для перекачки пульпы, шлама и т. д., имеют гораздо меньшее число рабочих ступеней, но ступени эти значительно большего размера, что позволяет наносить ПКМ в качестве защитных покрытий.

Некоторые отечественные исследователи видят большой потенциал в использовании ПКМ в качестве покрытий, разрабатывают и проводят испытания новых видов полимерных покрытий деталей насосов, позволяющих уменьшить солеотложения, а также скорость абразивного и гидроабразивного износа [9, 10]. Ряд российских и зарубежных производителей предлагает ЭЦН с РК с защитными покрытиями, но этот вид оборудования не пользуется большим спросом по причине сравнительно высокой стоимости. В этой связи можно напомнить и о попытках компании Wood Group ESP использовать материал Teflon для снижения вероятности солеотложения и засорения рабочих ступеней механическими примесями при эксплуатации скважин на месторождениях штата Нью-Мехико [11]. И опять тот же результат: несмотря на успешно проведенные промысловые испытания, РК с покрытием из Teflon'а для защиты от солеотложения больше не применяются.

В работе одного из крупнейших российских специалистов [2] отмечено, что практическое применение полимеров, как и любых материалов, ограничено. Лимитирующие факторы можно условно разделить на технические, технологические, экологические и экономические, причем последние являются главными в плане ограничений. И действительно, ситуация с применением ЭЦН с РК из ПКМ в Российской Федерации осложняется тем, что данное оборудование имеет бльшую стоимость по сравнению с ЭЦН с РК из нирезиста, очевидно, вследствие того, что материал закупается за рубежом, а также по причине отсутствия достаточного для обеспечения конкуренции количества поставщиков оборудования.

Таким образом, современная ситуация с применением ЭЦН с РК из ПКМ, сложившаяся в РФ, с одной стороны, не совпадает с трендом ведущих зарубежных производителей, а с другой – следует общему тренду в технике, в соответствии с которым происходит постепенное замещение деталей машин из традиционных материалов на детали из ПКМ. Является ли применение ЭЦН с РК из ПКМ верным направлением, или это тупиковый путь? Специалисты ПАО «НК «Роснефть» дают свою оценку технической и экономической целесообразности использования ПКМ взамен традиционных материалов.

ПРЕДМЕТ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

По мнению авторов статьи, главная проблема с внедрением ЭЦН с РК из ПКМ заключается в том, что ни инженерами-производственниками, ни производителями оборудования, ни тем более специалистами отраслевых научных учреждений до сих пор не определены все области возможного технологически и экономически эффективного применения данного оборудования. Кроме того, не установлены и не описаны комплексные специфические технические проблемы, возникающие при использовании ЭЦН с РК из ПКМ в скважинах с разными условиями эксплуатации. Это приводит к тому, что пока четко не сформировано задание производителям по доработке оборудования в целях повышения его эффективности и конкурентоспособности в сравнении с оборудованием, изготовленным из традиционных материалов. Целью статьи является комплексный анализ технологической эффективности применения ЭЦН с РК из ПКМ и выработка рекомендаций по повышению эффективности их дальнейшего использования на примере опыта одного из дочерних нефтегазодобывающих предприятий ПАО «НК «Роснефть». Поскольку, как уже было отмечено, сведения по сравнительной общей надежности УЭЦН с РК из ПКМ из нирезиста в технической литературе полностью отсутствуют, одной из целей авторов статьи было также исследование данного аспекта.

Сравнительный комплексный анализ проведен на основе данных фактической эксплуатации и дефектации отказавшего оборудования на месторождениях АО «РН-Няганьнефтегаз», расположенных в северо-западной части Западной Сибири. Основными объектами разработки на Талинском и Ем-Еговском месторождениях являются юрские пласты с хорошо сцементированными терригенными коллекторами. Аналогичные объекты разработки имеются на большинстве нефтяных месторождений Западной Сибири, где проблемы эксплуатации скважин с УЭЦН также совпадают.

По состоянию на 1 января 2019 г. фонд скважин, оборудованных ЭЦН с РК из ПКМ и ЭЦН с РК из нирезиста в АО «РН-Няганьнефтегаз» составлял 780 и 2159 соответственно. ЭЦН с РК из ПКМ в основном применяются в низгоадгезионном газоабразивостойком исполнении. Рабочая ступень двухопорной конструкции, РК с удлиненной ступицей и импеллером. Направляющие аппараты (НА) не содержат элементов из ПКМ и изготовлены методом литья из нирезиста. На рис. 1 представлено распределение ЭЦН с РК из ПКМ по используемым типоразмерам по состоянию на 1 января 2019 г. Бльшую часть составляет оборудование с номинальными подачами до 45 м3 / сут, но в целях снижения вероятности отложения солей используются ЭЦН и с номинальными подачами до 400 м3 / сут. Для применения данного оборудования выбираются скважины, на которых в ходе предшествующей эксплуатации были зафиксированы случаи отложения солей в насосе. После спуска ЭЦН с РК из ПКМ ингибиторная защита не производится. В [5] было показано, что специалисты ПАО «Сургут-нефтегаз», эксплуатирующие соседние месторождения, убедившись в том, что при использовании ЭЦН с колесами из ПКМ солевые отложения продолжают откладываться на НА из нирезиста, выработали стратегию использования данного оборудования только на скважинах с дебитом до 35 м3 / сут. Подход специалистов АО «РН-Няганьнефтегаз» к применению данного вида оборудования несколько отличается и по этой причине требует анализа.

Поскольку ресурс работы любого погружного оборудования значительно зависит от условий эксплуатации, рассмотрим особенности добычи жидкости из скважин на месторождениях АО «РН-Няганьнефтегаз».

ИНДЕКС АГРЕССИВНОСТИ ВЫНОСИМЫХ ЧАСТИЦ

Концентрация абразивных частиц (КАЧ) в добываемой жидкости, степень их округлости и сферичности, а также их гранулометрический и минеральный состав определялись в лаборатории АО «НижневартовскНИПИнефть» инженером-петрофизиком по методике, описанной в [12]. КАЧ в изучаемых пробах жидкости, добываемой из пластов ВК и юрских пластов Талинского и Ем-Еговского месторождений, находится в диапазоне 0–80 мг / л. Среднее значение КАЧ составляет всего 18,7 мг / л [12]. По принятой зарубежными нефтяными компаниями классификации [13], показатель КАЧ от 11 до 50 мг / л является средним. Минеральный состав абразивных частиц представлен кварцем, преимущественно алевролитовых (менее 0,1 мм) фракций. Доля более крупных песчаных фракций (до 0,25 мм) невелика и в среднем составляет 2 %. Средний расчетный индекс агрессивности выносимых частиц – 48. Отметим, что зарубежные компании принимают за среднюю величину индекса агрессивности для месторождений с терригенными коллекторами 60. Таким образом, среднее значение индекса агрессивности частиц, присутствующих в жидкости, добываемой на месторождениях АО «РН-Няганьнефтегаз», ниже среднего значения большинства нефтяных месторождений с терригенными коллекторами. Доля присутствующих в добываемой жидкости мягких, неабразивных частиц составляет 81,3 % в общей концентрации взвешенных частиц. Минералогический состав абразивных частиц представлен кристаллами карбоната кальция, гидроокислами железа и углистым веществом, как и в большей части юрских пластов месторождений Западной Сибири с терригенными коллекторами [12]. Таким образом, условия эксплуатации ЭЦН по уровню воздействия абразивных частиц на месторождениях АО «РН-Няганьнефтегаз», по используемой зарубежными компаниями классификации, можно охарактеризовать как средние. Согласно исследованиям количество и качество присутствующих в добываемой жидкости абразивных частиц должно способствовать возникновению радиального и осевого износа рабочих органов ЭЦН, гидроабразивный износ должен оставаться на невысоком уровне.

ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ ДОБЫВАЕМЫХ ВОД И СОДЕРЖАНИЕ В НИХ КОРРОЗИОННЫХ КОМПОНЕНТОВ

Поскольку ЭЦН с колесами из ПКМ применяются главным образом для снижения вероятности отложения солей, в табл. 1 представлены сведения о глубинах залегания, пластовой температуре, а также склонности пластовых вод к отложению солей по основным объектам разработки месторождений АО «РН-Няганьнефтегаз». Из этих данных видно, что расчетные значения индекса насыщения вод карбонатом кальция (индекс Ланжелье) при пластовой температуре имеют положительные значения для всех объектов разработки. На основании этого можно сделать вывод о высокой склонности пластовых вод к отложению солей карбоната кальция в насосе. Воды пластов ВК и ЮК4 также склонны к отложению солей сульфата бария. Содержание растворенного углекислого газа в добываемой жидкости невелико по сравнению с другими объектами разработки месторождений Западной Сибири. Как было показано в [14], невысокое содержание углекислого газа также способствует отложению солей карбоната кальция.

ТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Количественной характеристикой теплостойкости ПКМ служит температура, при которой в условиях действия постоянной нагрузки деформация образца не превышает некоторую величину. Это связано с тем, что любое, даже незначительное повышение температуры приводит к снижению модуля упругости ПКМ. Данная характеристика является в некотором роде условной, но помогает правильно выбрать материал для конкретных условий эксплуатации [1]. Поскольку для понимания условий работы детали из ПКМ крайне важно описать температурные условия, на рис. 2 представлен рассчитанный с использованием программы RosPump профиль температуры по скважине с УЭЦН, эксплуатирующей наиболее глубоко залегающий юрский пласт ЮК11. Рассчитанный профиль свидетельствует о том, что при пластовой температуре 118 °С расчетная температура жидкости на выкиде насоса составляет 128,4 °С. Среднее давление на приеме ЭЦН, определенное по данным технологического режима эксплуатации скважин, составляет 5 МПа. Сравнительно высокое значение температуры в насосе в сочетании с относительно низким давлением на приеме являются факторами, способствующими выпадению солей карбоната кальция. Поскольку в качестве материала для изготовления РК из ПКМ используется в основном полифениленсульфид – представитель класса теплостойких полимеров, допускающий длительную эксплуатацию деталей при температуре 240 °С [15], температурные условия можно охарактеризовать как средние. Данное заключение сделано исходя из того, что на практике встречаются случаи эксплуатации в режиме значительного перегрева, при котором температура может превысить 200 °С.

РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА РАБОТЫ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ С РАБОЧИМИ КОЛЕСАМИ ИЗ ПОЛИМЕРНО-КОМПОЗИТНЫХ МАТЕРИАЛОВ

По результатам анализа результатов дефектации 698 отказов ЭЦН с РК из ПКМ и 5331 отказа ЭЦН с РК из нирезиста была определена общая вероятность безотказной работы УЭЦН. Как видно из рис. 3, для УЭЦН с РК из ПКМ этот показатель оказался немного выше вероятности аналогичного показателя для УЭЦН с РК из нирезиста.

Наибольший интерес представляет изучение свойств ПКМ на предмет соответствия условиям эксплуатации скважин. Различают деформационные и прочностные свойства: деформационные характеризуют способность полимера деформироваться под действием механического напряжения, прочностные – способность сопротивляться разрушению. Из физических свойств, характеризующих полимеры, механические являются основными, поскольку они обеспечивают сохранение формы и размеров изделия при действии внеш-них силовых полей [1]. В результате анализа дефектации отказавших ЭЦН было выявлено, что процент отбраковки РК из ПКМ значительно превышает процент отбраковки РК из нирезиста. Из рис. 4 следует, что процент отбраковки РК из ПКМ составляет 63,9 %, при том что процент отбраковки ответной детали (НА из нирезиста) составляет лишь 34,9 %. Изложенное в работе [16] мнение о троекратном увеличении ресурса работы НА в ЭЦН с РК из ПКМ результатами анализа не подтверждено.

При более детальном изучении выяснилось, что основная причина отбраковки РК из ПКМ заключается в абразивно-механическом износе ступицы (рис. 5). Данный вид износа с критической величиной имеют 76 % РК. Очевидно, что трибопара, состоящая из наружной поверхности ступицы РК из ПКМ и внутренней поверхности НА из нирезиста, является наиболее слабой в конструкции рабочей ступени. Больший процент отбраковки увеличивает стоимость ремонта ЭЦН с РК из ПКМ.

Как было показано в [16], удлиненная ступица рабочего колеса заменяет собой защитную втулку вала, способствует уменьшению вибрации насоса, увеличивает площадь зацепления ступицы со шпонкой по длине шпоночного паза, исключает срез шпонки. Даже с учетом того, что вес РК из ПКМ в пять раз ниже веса РК из нирезиста, что благоприятно сказывается на снижении уровня вибрации, конструкция РК с короткой ступицей представляется менее привлекательной, т. к. требует использования защитных втулок вала. С этим утверждением согласны и производители оборудования, указывающие, что применение РК с удлиненной ступицей ввиду низкой адгезии полимерной поверхности к солям значительно уменьшает вероятность заклинивания в области радиальных пар трения, особенно при периодическом режиме эксплуатации УЭЦН, а также снижает фрикционный износ радиальных пар трения в условиях высокой (более 80 %) обводненности пластовой жидкости [4]. Вместе с тем увеличение радиальных зазоров между ступицей НА и изношенной удлиненной ступицей РК из ПКМ (рис. 5) вызывает увеличение обратных перетоков, в результате которых КПД ЭЦН уменьшается. Найти оптимальное конструктивное исполнение, позволяющее снизить процент списания и недопустить повышение обратных перетоков жидкости в насосе – задача производителей оборудования. По данным дефектации, уровень осевого износа РК из ПКМ не превышает уровень износа РК из нирезиста, случаи гидроабразивного износа не зафиксированы. Деформация РК из ПКМ выявлена лишь в одном насосе, поэтому можно сделать вывод, что полифениленсульфид обеспечивает достаточную механическую прочность при температуре внутри насоса даже в условиях эксплуатации, отклоняющихся от нормальных.

Еще в 1968 г. в [3] было отмечено, что снижение веса вращающейся части насоса имеет очень большое значение, поскольку ведет к уменьшению радиальных нагрузок на подшипники и улучшению условий работы вала. Позволяет ли использование более легких РК из ПКМ уменьшить радиальный износ вала насоса современной конструкции с промежуточными подшипниками? Из сведений о причинах отбраковки валов, представленных в табл. 2, видно, что отбраковка из‑за радиального износа ЭЦН с РК из ПКМ в 3,6 раза меньше, чем ЭЦН с РК из нирезиста. Хотя процент отбраковки валов в обоих случаях сравнительно невелик, применение ЭЦН с РК из ПКМ позволяет в какой‑то мере сократить затраты на замену данной детали при ремонте.

Технологической целью использования ЭЦН с РК из ПКМ на месторождениях АО «РН-Няганьнефтегаз» является снижение или даже полное исключение случаев отказов, вызванных отложениями солей. То, что на РК из ПКМ скорость солеотложения значительно меньше, чем на РК из нирезиста, было неоднократно подтверждено не только на практике. Так, специалистами ООО «РН-УфаНИПИнефть» были проведены лабораторные эксперименты, в ходе которых было установлено, что скорость отложения солей карбоната кальция в проточной части РК из нирезиста и из ПКМ различна, причем с течением времени эта разница возрастает [6] (правда, в данной работе не приводятся результаты сравнения скорости солеотложения на НА, которые в обоих случаях изготовляются из нирезиста). Анализ эксплуатации в АО «РН-Няганьнефтегаз» позволил установить, что доля отказов по причине солеотложения при применении ингибиторной защиты ЭЦН с РК из нирезиста и при использовании ЭЦН с РК из ПКМ без ингибиторной защиты примерно одинакова и составляет около 4–6 % всех отказов. На рис. 6 представлен пример солеотложения на РК из ПКМ.

Как было показано в [17], в настоящее время отсутствует четкое представление о деградации расходно-напорной характеристики ЭЦН в течение времени его эксплуатации. В целях определения особенностей деградации ЭЦН с РК из ПКМ была проанализирована динамика изменения подачи и давления на приеме. Анализ показал, что динамика деградации не отличается от случаев использования ЭЦН с РК из нирезиста. После относительно длительного периода нормальной эксплуатации наступает момент увеличения скорости деградации, и оборудование переходит в заключительную стадию эксплуатации. Как правило, при снижении подачи на 15–20 % при росте давления на приеме технологическая служба останавливает УЭЦН для замены. На рис. 7 представлен пример длительного периода нормальной работы ЭЦН с РК из ПКМ и начала резкой деградации расходно-напорной характеристики. Наработка УЭЦН составила 636 сут, причина остановки – снижение подачи. Данный факт объясняется увеличением перетоков вследствие увеличения радиальных и осевых зазоров.

КОЭФФИЦИЕНТ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ

В 1970‑х гг. в особом конструкторском бюро бесштанговых насосов (ОКББН) было установлено, что шероховатость поверхности РК и НА влияет на КПД ЭЦН. Уменьшение шероховатости каналов РК с Rz 160–80 до 40–20 без каких‑либо конструктивных изменений приводит к повышению КПД на 3–4 %. Благодаря очень хорошей текучести полифениленсульфид является удачным материалом для изготовления тонкостенных или сложных с геометрической точки зрения литьевых изделий [15]. Технология изготовления РК и уникальные свойства материала позволяют добиться меньшей шероховатости поверхности [4], не превышающей Rz 5–6. Имея значительно более низкую шероховатость, ЭЦН с РК из ПКМ должны были бы иметь и более высокий КПД по сравнению с ЭЦН с РК из нирезиста, что могло бы дать им значительное преимущество, однако этого пока не произошло. Лишь в отдельных случаях КПД ряда моделей ЭЦН с РК из ПКМ и лучших моделей ЭЦН с РК из нирезиста имеют равные значения. В большинстве же случаев КПД ЭЦН с РК из ПКМ немного ниже.

ПРОБЛЕМА УТИЛИЗАЦИИ

Как было справедливо отмечено в [2], к числу проблем применения деталей из полимеров относится проблема экологическая. В рекламных проспектах производители ЭЦН с РК из ПКМ умалчивают о сложностях с утилизацией отработавших РК из ПКМ. Если НА и РК из нирезиста после списания легко реализуются, т. е. обеспечивается возврат средств, то утилизация РК из ПКМ, напротив, требует дополнительных затрат. И по мере увеличения объемов использования оборудования из ПКМ проблема утилизации будет обостряться. Во многих удаленных регионах добычи нефти просто отсутствуют подрядчики, предоставляющие услуги по утилизации ПКМ. Наиболее целесообразным решением данной задачи, по мнению авторов статьи, является возложение на производителей обязанности вывозить отработанные детали из ПКМ и освоить технологию, позволяющую их перерабатывать и использовать повторно. В противном случае может повториться ситуация с проектом внедрения труб и штанг из ПКМ, когда из‑за проблем с утилизацией оборудования из ПКМ нефтегазодобывающие предприятия предпочли вернуться к использованию оборудования из традиционных материалов.

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ С РАБОЧИМИ КОЛЕСАМИ ИЗ ПОЛИМЕРНО-КОМПОЗИТНЫХ МАТЕРИАЛОВ

Главной целью широкомасштабных промысловых экспериментов по применению ЭЦН с РК из ПКМ вместо ЭЦН с РК из нирезиста является поиск путей возможного снижения совокупных затрат на эксплуатацию скважин в условиях солеотложения.

Традиционной технологией предотвращения солеотложения является ингибиторная защита, которая может быть реализована путем периодического долива реагента в затрубное пространство с использованием передвижного комплекса либо с помощью закачки реагента с использованием дозатора. Следует отметить, что на рынке присутствует большое количество производителей химреагентов и сервисных компаний, оказывающих услуги в области ингибиторной защиты. Следствием высокой конкуренции является сравнительно низкая стоимость как самих реагентов, так и сервисных услуг по их закачке и обслуживанию дозаторов.

На рис. 8 представлено сравнение структур основных затрат за три года эксплуатации скважин с применением ЭЦН с РК из нирезиста и с РК из ПКМ с подачей 125 м3 / сут. Для данного насоса производителям удалось разработать ступень удачной конструкции и реализовать преимущества ПКМ. Благодаря этому КПД насоса составил 60 %, что превышает ближайший аналог ЭЦН с РК из нирезиста на 3,5 %. Поскольку КПД ЭЦН выше, достигается заметная экономия электроэнергии. Из представленных данных видно, что закупочная цена ЭЦН с РК из ПКМ в комплекте с электродвигателем и газосепаратором превышает стоимость ЭЦН с РК из нирезиста. Эксплуатация скважины, на которой уже установлен дозатор химреагентов, с помощью ЭЦН с РК из нирезиста сопряжена с расходами на обслуживание дозатора и закупку ингибиторов солеотложения. На рис. 8 также показан вариант, когда требуется закупка дозатора и его монтаж. Отказ от использования ингибиторной защиты дает сравнительно небольшой эффект в плане сокращения расходов. Кроме того, фактором, снижающим экономическую эффективность применения ЭЦН с РК из ПКМ, являются более высокие затраты на ремонт по причине большего процента списания рабочих ступеней насоса. Расчеты, выполненные с использованием технико-экономической модели оценки способов механизированной добычи ПАО «НК «Роснефть», показывают, что вариант применения ЭЦН с РК из ПКМ с отказом от применения ингибиторов солеотложения позволяет сократить затраты по сравнению с вариантом использования ЭЦН с РК из нирезиста с закупкой дозатора химреагентов.

ВЫВОДЫ

Комплексный анализ позволяет сделать следующие выводы по перспективам использования ЭЦН с РК из ПКМ на месторождениях ПАО «НК «Роснефть».

По технологической эффективности

1. Общая надежность ЭЦН с РК из ПКМ в условиях эксплуатации хорошо сцементированных пластов с терригенным коллектором сопоставима с общей надежностью ЭЦН с РК из нирезиста. Не зафиксированы случаи гидроабразивного износа РК из ПКМ, а также случаи их деформации. Уровни осевого износа РК из ПКМ и из нирезиста сопоставимы. Это заключение позволяет сделать вывод о достаточной износоустойчивости и наличии технологической возможности использования ЭЦН с РК из ПКМ при эксплуатации значительной части месторождений Западной Сибири с аналогичными коллекторами.

2. Применение ЭЦН с РК из ПКМ позволяет сократить количество отказов из‑за отложения солей без применения ингибиторной защиты. Однако эффект снижения скорости солеотложения требует более детального изучения и, скорее всего, будет различным на разных месторождениях. Вместе с тем стоит отметить, что в плане снижения затрат эффект от отказа проведения ингибиторной защиты будет сравнительно небольшим.

3. Процент отбраковки РК из ПКМ при ремонте ЭЦН значительно превышает процент отбраковки РК из нирезиста по причине возникновения абразивно-механического износа удлиненной ступицы. В то же время случаев торможения быстрой деградации расходно-напорной характеристики ЭЦН по причине увеличения обратных перетоков не зафиксировано.

По перспективам применения

1. Основным резервом повышения экономической эффективности применения ЭЦН с РК из ПКМ является снижение высокой стоимости оборудования, уровень которой сформировался в силу отсутствия конкуренции производителей. В целях снижения стоимости оборудования необходимо развивать рынок поставщиков, что возможно лишь в условиях постепенного увеличения спроса нефтегазодобывающих предприятий на продукцию. Возможным резервом снижения стоимости оборудования является также переход на использование отечественных ПКМ, производство которых недавно было налажено в РФ.

2. Значительным резервом усиления конкурентоспособности ЭЦН с РК из ПКМ, позволяющим повысить заинтересованность нефтегазодобывающих предприятий, является разработка оборудования с большим КПД за счет использования технологических преимуществ ПКМ, позволяющих изготавливать детали с меньшей шероховатостью. Пока данное преимущество реализовано лишь в единичных моделях выпускаемых насосов.

3. Разработка ступеней насосов, позволяющих уменьшить абразивно-механический износ ступиц РК и тем самым сократить процент их отбраковки при ремонте оборудования, является технической задачей для конструкторов.

4. Разработка и начало применения производителями оборудования технологии повторного использования ПКМ позволит нефтегазодобывающим компаниям снизить стоимость жизненного цикла его эксплуатации, а также исключить риски возникновения экологических проблем.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Совершенствование технологий механизированной добычи – сложный и длительный процесс, в ходе которого появляются и проходят испытания новые революционные идеи, но чаще это этапы эволюционного развития, заключающегося в постепенной доработке применяемого оборудования. Поскольку в этот процесс вовлечено большое число промысловых инженеров, обсуждение реально полученных результатов представляет значительный интерес и порождает новые дискуссии. Безусловно, переход от использования традиционных материалов к применению ПКМ как общая тенденция в технике и применение ЭЦН с РК из ПКМ как частный случай имеют большие перспективы с позиций эволюционного пути развития. В данной статье авторы отразили лишь часть проблем такого перехода, описав имеющиеся положительные и отрицательные стороны применения ЭЦН с РК из ПКМ и показав, что весь потенциал ПКМ еще не реализован. Специалисты ПАО «НК «Роснефть» планируют продолжить работу по испытанию партий оборудования всех производителей и ускорению создания условий конкуренции в данном секторе. Планируются испытания партий ЭЦН с РК из ПКМ в условиях, позволяющих реализовать их дополнительные преимущества. Кроме того, будет продолжен анализ эффективности работы данного оборудования в разных эксплуатационных условиях.

Таким образом, авторы статьи представили свой взгляд на непростую проблему и предлагают инженерам, работающим в других нефтегазодобывающих компаниях, производителям оборудования и специалистам научных учреждений поучаствовать в обсуждении проблемы.

Таблица 1. Сведения о глубинах залегания и пластовой температуре, а также склонности вод к отложению солей по основным объектам разработки месторождений АО «РН-Няганьнефтегаз»

Table 1. The data on occurence depths and reservoir temperature as well as water scale susceptibility by RN-Nyaganneftegaz JS major reservoir engineering targets

Таблица 2. Причины отбраковки валов электроцентробежных насосов

Table 2. Reason of the shaft failure of ESPs

Одной из главных причин сравнительно низкой эффективности компрессоров с малорасходными ступенями является их малая объемная производительность, сопряженная с узостью проточных частей, малыми величинами гидравлических диаметров и высокими значениями чисел Рейнольдса. Этот факт отражен в работах [1–3], посвященных термогазодинамическим основам проектирования и экспериментальным исследованиям центробежных компрессоров сверхвысокого давления.

Немаловажную роль играет также нестационарный характер течения газа в ступени центробежного компрессора. Так, в [4] показано, что амплитуда изменения давления в периферийных сечениях рабочего колеса (РК) достигает 4,0 МПа. В [1] по результатам расчета нестационарного потока сделан вывод о нежелательности использования лопаточных диффузоров традиционной конструкции.

Кроме того, исследователи отмечают, что малорасходные проточные части с малыми размерами каналов требуют повышенной точности изготовления и минимальной шероховатости поверхности, что ведет к дополнительным затратам, а при несоблюдении данного требования – к росту потерь.

В [5] потери в проточной части центробежного компрессора условно разделены на пять групп, в числе которых потери:

• на трение в каналах;

• вследствие вихреобразования;

• вторичные;

• на внутренние перетечки;

• на дисковое трение внешних поверхностей рабочих колес.

В данной статье авторы уделяют особое внимание 4‑й и 5‑й группам как составляющим наиболее значительную часть всех потерь для малорасходных ступеней.

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

В качестве объекта исследования авторами статьи были выбраны модельные ступени центробежного компрессора сверхвысокого давления (СВД), спроектированные, изготовленные и испытанные (испытания проводила группа Н.И. Садовского) на стенде замкнутого контура на кафедре компрессорной, вакуумной и холодильной техники (КВиХТ) Санкт-Петербургского политехнического университета Петра Великого.

Для модельных ступеней значения теоретического коэффициента расхода лежат в диапазоне 0,0063–0,015 и рассчитываются по формуле:

,           (1)

где – массовый расход, кг / с; 0 – плотность на входе по полным параметрам, кг / м3; D2 – диаметр рабочего колеса, м; U2 – окружная скорость, м / с. Стоит отметить, что значение давления во входном сечении в рамках исследования изменялось c 0,1 до 2,0 МПа.

Основные параметры модельных ступеней с цилиндрическими лопатками СВД-1 и СВД-2, задействованных в исследовании, представлены в табл. 1. Что же касается РК ступени СВД-6, выполненного на основе рабочего колеса СВД-5, то оно проектировалось таким образом, чтобы эквивалентный угол раскрытия каналов не превышал 10 °, а теоретический напор, определенный по циркуляции при расчете обтекания решетки РК идеальным потоком, совпадал с аналогичной характеристикой колеса СВД-5. РК модельной ступени серии СВД-6 с лопатками телесной формы спроектировано с оптимальным коэффициентом расхода опт = 0,015; коэффициентом теоретического напора т = 0,545; = 0,4. Количество лопаток рабочего колеса zрк = 8. Среднеарифметическое отклонение профиля Ra – параметр шероховатости каналов, а также наружных поверхностей дисков СВД-6 – составляет 5,0‑2,5 мкм. Подчеркнем, что основная идея применения лопаток телесной формы заключалась в уменьшении доли потерь на ограничивающих поверхностях.

Конструкция обратного направляющего аппарата (ОНА) представляет собой решетку, средняя линия лопаток которой выполнена по дуге окружности. Угол лопатки на выходе из ОНА составляет 90 °, на входе – 25 °. Количество лопаток ОНА – 16. В ступени установлен безлопаточный диффузор с соотношением диаметров в сечении за диффузором и за рабочим колесом D4 / D2 = 1,55.

Схема проточной части модельной ступени СВД-1 представлена на рис. 1, схема РК ступени СВД-6 с лопатками телесной формы – на рис. 2.

Численное моделирование течения вязкого газа в проточной части модельных ступеней СВД проводилось в программном комплексе ANSYS CFX, в стационарной постановке с дозвуковым течением газа.

Модель проточной части ступени центробежного компрессора представляла собой объем, заключенный между ограничивающими поверхностями реальной ступени, который полностью заполнялся расчетной блочно-структурированной сеткой. Количество элементов расчетной сетки, округленное до тысяч, приведено в табл. 2. На поверхностях модели, состоявшей из элементов, представленных на рис. 3, задавались различные граничные условия. К примеру, в табл. 3 приведены параметры для задания граничного условия на входе в расчетную область. На выходе из расчетной области задавался массовый расход, рассчитанный по входным параметрам через условный коэффициент расхода u.

Для всех моделей малорасходных ступеней был использован модуль турбулентности SST, значение пристеночной функции y+ < 3. При построении расчетных блочно-структурированных сеток учитывались рекомендации авторов [6–8].

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Результаты исследования были получены с использованием вычислительных ресурсов суперкомпьютерного центра Санкт-Петербургского политехнического университета Петра Великого.

При обработке результатов численного исследования была применена методика кафедры КВиХТ, в соответствии с которой были рассчитаны следующие основные параметры:

1) условный коэффициент расхода:

,           (2)

где – объемный расход в сечении перед рабочим колесом, м3 / с;

2) коэффициент политропного напора по статистическим параметрам:

,           (3)

где hп – политропный напор, кгс.м / кг;

3) коэффициент политропного напора с учетом разности кинетических энергий газа:

;           (4)

4) коэффициент внутреннего напора:

,           (5)

причем внутренний напор, кДж / кг, рассчитывается по формуле:

,           (6)

где Ni – мощность двигателя, передаваемая газу рабочим колесом ступени, Н / м2, причем для случая незначительного влияния теплообмена расчет осуществляется по формуле:

,           (7)

где i – удельные потери напора;

5) политропный коэффициент полезного действия (КПД) по статистическим параметрам:

,           (8)

где hd – динамический напор;

6) политропный КПД по полным параметрам:

;           (9)

7) мощность трения c учетом момента трения:

,           (10)

где Mfr – момент трения, Н.м; kfr = 1.102 – определяющийся по данным Цумбуша [9] коэффициент, зависящий от шероховатости поверхностей диска, относительного бокового зазора b2 / D2 между диском и корпусом и условного числа Рейнольдса Reu = U2D2/22, причем 1 – безразмерный коэффициент трения, а 2 – коэффициент кинематической вязкости, м2 / с, определяемый по температуре в выходном сечении колеса 2–2.

Характеристики модельной ступени СВД-1 по результатам численного исследования в сравнении с результатами испытаний при Reu = 2,5.106, рабочем давлении на входе P = 0,1 МПа, при учете того, что рабочим телом является идеальный газ, представлены на рис. 4.

На рис. 5 представлены расчетная и экспериментальная характеристики ступени СВД-1 при Reu = 1.107 при давлении на входе P = 0,4 МПа, причем в исследовании использовалась модель реального газа – азота, на рис. 6 – аналогичные характеристики при Reu = 2,5.107 и рабочем давлении на входе P = 1,0 МПа.

На рис. 7 представлены политропный КПД по полным параметрам , коэффициент внутреннего напора i и коэффициент политропного напора по статистическим параметрам п по результатам расчета и эксперимента для ступени СВД-2 в сечении 2–2 при учете давления на входе P = 0,1 МПа, рабочее тело – идеальный газ. На рис. 8 – аналогичные характеристики при давлении на входе P = 0,4 МПа (рабочее тело – азот).

На рис. 9 представлены расчетный и экспериментальный политропный КПД по полным параметрам и коэффициент внутреннего напора i для ступени СВД-6 в сечении 2–2 при давлении на входе P = 0,1 МПа (рабочее тело – идеальный газ), а также при давлении на входе P = 2,0 МПа (рабочее тело – азот).

Наконец, на рис. 10, на котором приведено распределение полной температуры в пазухах ступени СВД-6, отчетливо заметно увеличение полной температуры вдоль основного и покрывного дисков.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Исследование показало, что в численном моделировании течения вязкого газа в ступенях с низким условным коэффициентом расхода есть особенности, связанные с завышением напорной характеристики для расходов больше номинального при атмосферных условиях всасывания, однако для ступени СВД-2 был получен обратный эффект.

Изменение характера расчетной напорной кривой и кривой КПД возможно при задании вращения домена безлопаточного диффузора с торможением стенок до нулевой отметки. Ожидается, что при атмосферных условиях при всасывании данный подход позволит максимально приблизить расчетные характеристики к экспериментальным.

Также в ходе исследования было установлено, что зависимость суммарного коэффициента потерь на протечки и дисковое трение (1 + тр + пр) для СВД-1 при атмосферных условиях на всасывании хорошо соотносится с экспериментальной кривой, для остальных условий всасывания отмечено завышение расчетной характеристики на 5–7 %, что, возможно, объясняется различиями в шероховатости поверхностей модели и реального объекта (для численного исследования задавалась эквивалентная песочная шероховатость).

Размеры расчетной сетки в уплотнениях минимально влияют на результаты численного исследования. При размере первой пристеночной ячейки 0,001 и 0,01 мм были получены одинаковые результаты.

В то же время была установлена особенность расчета, выраженная в завышении температуры в лабиринтных уплотнениях около стенок РК до 50 °C, что, несомненно, носит не физический характер, однако не приводит к завышению значений температуры в сечении за РК и не вызывает искуственного увеличения внутреннего напора ступени. Постоянный рост температуры в уплотнениях ступени может быть вызван подводом энергии от вращающегося диска РК к постоянно циркулирующей по кругу массе газа, что не представляется возможным при реальном течении в РК.

В целом результаты моделирования характеристик ступеней СВД имеют минимальные расхождения с реальными характеристиками при условиях всасывания 0,4; 1,0 и 2,0 МПа при использовании азота в качестве рабочего вещества.

Таблица 2. Количество элементов расчетной сетки для численных моделей ступеней центробежного компрессора

Table 2. The number of design mesh elements for numerical models of centrifugal compressor stages

Таблица 3. Входные параметры для расчета модельных ступеней

Table 3. Input parameters for designing of model stage

В последние годы в переработку широко вовлекаются газовые конденсаты, служащие основой для получения различных видов топлива и являющиеся ценным сырьем для нефтехимической промышленности [1–4]. Крупные нефтегазоконденсатные месторождения расположены на Ближнем Востоке [5] и севере Европы [6]. Значительные запасы данного вида углеводородного сырья обнаружены также в ряде районов Западной Сибири и Европейского Севера России [7–9].

Интерес к использованию газовых конденсатов обусловлен их углеводородным составом, который может изменяться в широком диапазоне [6–10]. Однако присутствие в газоконденсатах ряда месторождений высокомолекулярных н-алканов создает серьезные проблемы при добыче, транспортировке и хранении данного вида сырья [11]. В особенности это касается северных регионов, где среднемесячная температура опускается ниже –20 °С. В этих условиях в объеме углеводородной системы начинаются процессы структурообразования за счет кристаллизации н-алканов, что способствует появлению парафиноотложений на стенках промыслового оборудования, конденсатопроводов, товарных резервуаров [12–13].

Есть разные методы решения данной проблемы, включающие путевой подогрев парафинистого сырья [14], применение депрессорных присадок [12, 15], разбавление тяжелого парафинистого сырья легким конденсатом [16, 17]. Эти методы могут использоваться при транспортировке парафинистых углеводородных систем с помощью как трубопроводов, так и железнодорожных цистерн.

Для прогнозирования поведения парафинсодержащих систем в условиях пониженных температур в последнее время широко применяются различные методы математического моделирования, позволяющие получить зависимости, предсказывающие поведение системы в меняющихся внешних условиях [13, 18, 19].

Целью данного исследования является определение оптимальной рецептуры компаундирования компонентов смеси при транспорте конденсата газового стабильного (КГС) Сургутского завода по стабилизации конденсата (ЗСК) им. В.С. Черномырдина.

ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

В состав КГС, получаемого на Сургутском ЗСК и транспортируемого в железнодорожных цистернах на участке «Сургут – Салават», наряду с низкозастывающим стабильным газоконденсатом входит фракция 340 °С – к. к. (конец кипения), представляющая собой тяжелый парафинистый остаток с установки первичной переработки нефтегазоконденсатной смеси. Присутствие данной фракции в составе транспортируемой смеси значительно ухудшает ее низкотемпературные свойства: температуру застывания, вязкость, склонность к образованию парафиноотложений. Наиболее остро эта проблема проявляется в зимний период, когда при сливе сырья, поступившего на Салаватский нефтеперерабатывающий завод, в железнодорожных цистернах остается несливаемый остаток толщиной до 50 см, что свидетельствует о недостаточной агрегативной устойчивости транспортируемой газоконденсатной смеси в условиях пониженных температур. В целях повышения агрегативной устойчивости парафинов КГС на Сургутском ЗСК добавляют бензиновые фракции: фракция н. к. (начало кипения) – 85 °С и бензин-отгон секции 200. Разбавление бензиновыми фракциями позволяет частично решить проблему устойчивости парафинов КГС, однако сами эти фракции являются ценными товарными продуктами и требуют более квалифицированного применения.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Задача исследования сводится к двум аспектам:

• уменьшить содержание бензиновых фракций, необходимых для разбавления тяжелого остатка;

• максимально вовлечь парафинсодержащий остаток в транспортируемую газоконденсатную смесь, т. е. получить оптимальный компаунд, который по своим низкотемпературным свойствам будет удовлетворять требованиям к транспортировке газоконденсатной смеси в зимний период.

Для решения задачи была построена математическая модель на основе экспериментальных данных. Была исследована зависимость температуры застывания tз, °C, четырехкомпонентной смеси углеводородов от ее состава (табл. 1). Концентрации x1, x2, x3 и x4 задавались с точностью до одного процентного пункта. Было принято допущение, что выход концентраций за пределы ненулевых ограничений (табл. 1) будет составлять также не более одного процентного пункта.

Повторяемость (разность между измерениями, проводимыми в одной лаборатории) для температуры застывания согласно [20] составляет не более 2 °С, а воспроизводимость (разность между измерениями, проведенными в разных лабораториях) – не более 8 °С с вероятностью 95 %, поэтому можно считать что погрешность (разность между истинным и измеренным значениями) не будет превышает 8 °С с вероятностью 95 %.

Эксперименты проводились в соответствии с предварительно составленным планом, в котором были определены количество опытов и концентрации компонентов для каждого опыта. Согласно [21–23] план должен обеспечивать наивысшую точность прогноза при заданном количестве экспериментов. При этом должны быть учтены допустимые пределы (табл. 1) и условие нормировки (сумма концентраций в одном эксперименте в точности равна 100 %). Эти ограничения определяют область изменения переменных на диаграмме «состав – свойство», представляющей собой выпуклый многогранник, вложенный в тетраэдр (рис. 1). Расстояния от точки до граней тетраэдра соответствуют концентрациям x1, x2, x3 и x4.

Было принято предположение, что при изменении состава смеси температура ее застывания будет меняться плавно, без резких скачков и колебаний, зависимость не будет периодической. Поэтому она может быть приближена полиномиальной моделью невысокой, например 3‑й степени. С учетом условия нормировки полином удобно записать в форме полинома Шеффе [22, 23], включающего для полинома 3‑й степени 20 неизвестных коэффициентов.

В рамках исследования был предложен план из 20 экспериментов, оптимальный для данной модели. Для его построения применялся метод активного набора [24]. Каждый эксперимент был проведен дважды – в лаборатории органической химии и химии нефти РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина и в исследовательской лаборатории Сургутского ЗСК им. В.С. Черномырдина. Некоторые эксперименты вызвали сомнение и были повторены. В итоге было проведено 49 экспериментов, на основании которых оценивались коэффициенты полиномиальной модели. При этом шесть измерений (т. е. около 12 %) резко отличались от модельных значений, поэтому были расценены как выбросы, т. е. ошибки эксперимента. Таким образом, сомнения исследователей оказались частично оправданны.

После удаления выбросов коэффициенты модели были пересчитаны, причем пять коэффициентов из 20 оказались незначимыми [25], т. е. соответствующие слагаемые практически не влияли на результат. По результатам повторного пересчета коэффициентов получена итоговая модель, позволяющая прогнозировать температуру застывания смеси с точностью 2–5 °С в зависимости от конкретного состава смеси.

Отклонения измеренных значений от модельных (остатки) должны обладать свойствами случайного ряда [25, 26]: нулевым средним значением, постоянной дисперсией, отсутствием автокорреляции и нормальным распределением. Эти свойства были проверены статистическими методами, получено подтверждение, что остатки являются чисто случайными, т. е. построенная модель является адекватной.

Поскольку точность прогноза недостаточна для практических целей, было предложено использовать для прогноза не наиболее вероятное значение, а верхнюю доверительную границу: реальная температура застывания должна быть ниже этой границы с вероятностью 95 %. Не следует путать реальную температуру застывания и ее измеренное в лабораторных условиях значение, т. к. ошибка измерения довольно существенна и может достигать 8 °C.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ

Наилучший состав смеси должен иметь наименьшую температуру застывания. Задача оптимизации была решена методом последовательного квадратичного программирования [24]. В результате получен оптимальный состав: концентрация высокопарафинистой фракции 340 °C – к. к. минимальна (x1 = 15 %), концентрация фракции н. к. – 85 °С максимальна (x2 = 25 %), а концентрации фракций бензина-отгона секции 200 и стабильного конденсата составляют соответственно x3 = 5 % и x4 = 55 %. Верхняя граница температуры застывания для оптимальной смеси с вероятностью 95 % составляет –66 °С.

Впрочем, на практике при транспортировке КГС столь низкие температуры не встречаются, поэтому имеет смысл рассмотреть составы с более высокой температурой застывания и при этом с бльшими концентрациями фракций 340 °С – к. к. и СК (переменные x1 и x4) и меньшей концентрацией фракции легкого бензина н. к. – 85 °С (переменная x2) в соответствии с целями исследования. Для этого была решена серия задач минимизации функции:

f(x1, x2, x3, x4) = x1 + x2 – x4

при дополнительном ограничении температуры застывания. Результаты представлены в табл. 2 и на рис. 2.

На рис. 2, в частности, приведено графическое изображение зависимости на диаграмме «состав – свойство». Цветом обозначены значения температуры застывания для различных составов: от –66 до 15 °С (палитра справа). Звездочка – состав смеси с наименьшей температурой застывания, а точки, соединенные линией, – составы смесей, оптимальные при дополнительном ограничении температуры. Грани многогранника соответствуют минимальным и максимальным значениям концентраций, что отмечено на рисунке для граней, обращенных к зрителю.

Как видно из представленных данных, оптимальные точки практически везде расположены на поверхности многогранника. Уменьшение в составе газоконденсатной смеси легкого бензина фракции н. к. – 85 °С (x2) и одновременное увеличение концентрации СК (x4) при постоянной концентрации высокопарафинистого компонента фракции 340 °С – к. к. (x1 = 15 %) приводит к повышению температуры застывания смеси с –65 до –40 °C. Дальнейшее снижение концентрации фракции н. к. – 85 °С (x2) при одновременном повышении концентрации фракции 340 °С – к. к. (x1 = 23 %) приводит к ожидаемому повышению температуры застывания смеси. При максимальной заданной концентрации СК (x4 = 65 %) ее значение составляет –20 °C. При исключении легкого бензина (x2) из состава КГС температура застывания смеси повышается до –15 °C. Полное исключение бензиновых фракций (x2 = 0 %, x3 = 0 %) при прогнозируемом росте содержания высокопарафинистой фракции 340 °С – к. к. до 45 % приведет к получению газоконденсатной смеси с температурой застывания в положительной области температур (5 °С).

Полученные результаты свидетельствуют о высокой растворяющей способности компонентов легкого бензина по отношению к высокомолекулярным углеводородам, составляющим фракцию 340 °С – к. к., однако, исходя из практических потребностей, следует искать варианты, позволяющие исключить легкие бензины из состава газоконденсатной смеси.

ВЫВОДЫ

Представленный прогноз низкотемпературных свойств газоконденсатных смесей, предназначенных для транспортировки в железнодорожных цистернах на участке «Сургут – Салават», при повышении концентрации фракции 340 °С – к. к. (х1) в составе КГС показывает, что прогнозируемые температуры застывания «утяжеленных» смесей значительно выше, чем среднесуточная температура в январе в Сургуте (–20 °С). Это говорит о том, что создать оптимальный компаунд только из имеющихся компонентов с высоким содержанием высокопарафинистого компонента фракции 340 °С – к. к. не представляется возможным. Задача транспортировки такой смеси может быть решена только путем применения депрессорно-диспергирующих присадок.

Статья подготовлена при финансовой поддержке Минобрнауки РФ в рамках выполнения базовой части государственного задания (проект № 4.5438.2017 / БЧ).

Таблица 1. Допустимые пределы концентрации компонентов смеси

Table 1. Permissible concentration limits for the components of the mixture

Таблица 2. Оптимальные концентрации компонентов смеси

Table 2. Optimal concentration of the mixture compositions

Подмосковная компания «Газспецтехника» имеет многолетний и уникальный опыт производства установок для рекуперации паров бензина и нефтепродуктов, а также газоочистных систем. О значении подобного оборудования в технологической цепочке производства, поставок и реализации нефтепродуктов рассказывает директор ООО «Газспецтехника» Александр Вячеславович ТРОФИМОВ.

– Расскажите, пожалуйста, об истории вашего предприятия, о том, какую продукцию для нефтегазового комплекса оно производит.

– Компания «Газспецтехника» была образована в 2000 г. в г. Сергиев Посад Московской области специалистами экологического отдела НИИ химического машиностроения. Этот институт, сегодня входящий в состав «Роскосмоса», был создан в советские годы, испытывал ракетно-космическую технику, а наш отдел занимался вопросами минимизации эмиссии паров топлива, в т. ч. керосина, при их использовании и перевалках.

В первые годы своей работы «Газспецтехника» разработала и изготовила порядка 50 установок мокрой абсорбционной очистки газов для тяжелого машиностроения, химической промышленности и строительной отрасли. В частности, это были установки для очистки газов литейных печей и асфальтобетонных заводов.

В 2009 г. мы получили первый заказ от нефтебазы, находящейся в черте Сергиева Посада, на установку улавливания и рекуперации паров бензина и нефти. Многие нефтехранилища в России были построены около 50 лет назад в достаточном по тогдашним нормативам удалении от жилых кварталов, но города разрослись, и нефтебазам нужно было строить свою работу с учетом более жестких экологических требований. Помимо этого, наш заказчик собирался построить на территории нефтебазы мини-нефтеперерабатывающий завод (НПЗ), что также требовало специального решения для соблюдения экобаланса. Мы проанализировали весь свой и общемировой опыт по снижению углеводородных выбросов и рекуперации парогазовой смеси с помощью таких различных методов, как адсорбция, абсорбция, мембранная технология, термическое обезвреживание, и остановились на технологии конденсации паров при охлаждении до температуры –35 °С. Первая пилотная установка была создана в 2009 г. За прошедшие 10 лет мы создали еще 20 систем рекуперации разной производительности – от 100 до 4000 м³ парогазовой смеси в час. Такая установка-«четырехтысячница» недавно была нами смонтирована на Омском НПЗ компании «Газпром нефть». Мы прошли в этой компании аудит на соответствие техническим требованиям, сейчас проходим подобную процедуру в ПАО «Транснефть».

– Только ли экологические задачи решаются с помощью рекуперационных установок?

– При хранении, перевалке и транспортировке нефтепродуктов, как и других химических веществ, идет процесс парообразования. Простейший пример – характерный хлопок, который вы слышите, открывая бензобак своего автомобиля. Задача рекуперационных установок состоит в том, чтобы уловить и вернуть эти пары в состав рабочей среды в интересах одновременно экологии, экономики и промышленной безопасности. Экологическая ценность установки рекуперации паров (УРП) заключается в том, что он предотвращает выброс паров нефтепродуктов в атмосферу, где они под воздействием ультрафиолета и озона превращаются в диоксины. Пары нефтепродуктов легко воспламеняемы и взрывоопасны. Их рекуперация на нефтебазах и НПЗ повышает пожарную безопасность данных объектов. Помимо этого, испаряемость ощутимо уменьшает количество нефтепродукта при его реализации, а рекуперационные установки позволяют свести эти потери к минимуму.

– Где устанавливаются ваши рекуператоры?

– На всех важнейших узлах технологической цепочки производства, транспортировки, хранения и реализации нефтепродуктов. На НПЗ это эстакады перевалки нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны. На нефтебазах, куда поступают нефтепродукты с НПЗ для последующего распределения на автозаправочные станции (АЗС), рекуперационными установками оснащаются резервуарные парки. Кроме того, установки рекуперации паров нашли широкое применение при заправках нефтью и нефтепродуктами морских и речных танкеров.

– Помимо вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК), владеющих НПЗ, нефтебазами и АЗС, нефтепродуктами также оперирует в национальном масштабе ПАО «Транснефть». Какие технические решения предлагает для этой компании «Газспецтехника»?

– Главная потребность ПАО «Транснефть» в УРП – это перевалка нефтепродуктов в портах Приморска, Козьмино, Новороссийска. В Козьмино, к примеру, компания использует рекуперационную установку французского производства с технологией угольной адсорбции. Установки рекуперации также применяются компанией в резервуарных парках линейных производственно-диспетчерских станций (ЛПДС). К примеру, на ЛПДС «Кротовка» используется такая установка эжекционного типа. «Газспецтехника» разработала для компании «Транснефть» проект рекуперационной установки производительностью 30 тыс. м³ / ч для загрузки морских танкеров. В настоящее время проект проходит процедуру технического согласования.

– Как и кем осуществляются монтаж и сервис рекуперационных установок?

– Мы не только сами производим разработанные нами установки, включая системы управления, но и монтируем их на объектах заказчиков, а также обслуживаем на всем протяжении жизненного цикла. Штат компании расширен за счет соответствующих служб.

– Насколько массово решается задача установки рекуператоров на АЗС?

– Это очень важный вопрос, на наш взгляд, требующий популяризации за счет обсуждения в СМИ. Дело в том, что нефтебазы и НПЗ государственное законодательство уже обязало ставить установки улавливания и рекуперации паров, а АЗС – еще нет. В связи с этим ВИНК, как правило, экономят на модернизации АЗС, их систем налива и хранения. А у большинства независимых владельцев АЗС пока нет понимания важности этой задачи.

Испарения нефтепродуктов на АЗС на стадиях разгрузки автоцистерны и налива на раздаточных колонках не только ухудшают экологию населенных пунктов, но и снижают потенциальную прибыль продавцов за счет потерь. В этой связи оснащение АЗС установками улавливания и рекуперации топливных паров выглядит задачей, требующей безотлагательного решения, особенно в условиях повышения экологических требований, а также роста цен на бензин.

Сегодня мы разработали новую технологию специально для АЗС. Модель рекуперационной установки с низким энергопотреблением (3–4 кВт) на ее основе уже создана, и мы будем показывать образец на специализированных выставках, готовясь к серийному производству. Есть заинтересованность в этой установке у ПАО «ЛУКОЙЛ» (у них была своя, менее удачная технология), у китайских компаний (ведь в Китае уже два года реализуется экологическая программа «Чистое небо»).

– Как должна выглядеть «идеальная АЗС» и существуют ли такие в мире?

– В Великобритании, к примеру, бензовозы имеют порт загрузки-выгрузки в нижней части цистерны. Пары при этом не уходят в атмосферу, как у бензовоза с верхним люком, а остаются внутри цистерны. При сливе топлива в хранилище городской АЗС бензовоз образовавшиеся в процессе пары просто увозит. Их остаток (с учетом того, что объем паров в полтора раза превышает объем самого бензина) улавливает рекуперационная установка. Топливораздаточные колонки при этом оснащены вакуумными насосами, улавливающими пары бензина при заправке автомобилей. В Москве и ряде других российских городов есть соответствущие проекты и инициативные группы перехода на использование нового поколения АЗС, но пока это все не работает, нуждаясь в поддержке на законодательном уровне.

– Каковы основные конкуренты вашей компании?

– Их фактически нет. Есть отдельные поставщики (в том числе сейчас уже и нашего оборудования), но они не обладают, как «Газспецтехника», собственным конструкторским бюро, инжиниринговым центром, производственным блоком, службами монтажа и сервиса. Специфика производства рекуперационных установок заключается в том, что каждый такой проект сугубо индивидуален. У всех заказчиков свои требования, и мы стараемся их максимально изучить, предлагая подробный опросный лист. В отличие от иностранных изготовителей рекуперационного оборудования, мы способны реагировать на запросы клиентов буквально день в день – в области как сервиса, так и производства. Кадровый состав также относится к числу наших преимуществ: специалистов в нашей области в вузах не готовят, их нужно долго «взращивать».

– Каковы планы и перспективы развития компании?

– За время работы над установками конденсационного типа мы пришли к выводу, что дальнейшее повышение их эффективности, как и соблюдение европейских норм, может дать только комбинация применяемых технологий. В настоящее время мы работаем над схемой рекуперационной установки, в которой конденсация с применением низких температур будет предваряться очисткой парогазовой смеси от влаги, углеводородов и серы. После конденсации будет проводиться тонкая очистка методом адсорбции через угольный фильтр. Как известно, адсорбция углеводородов сопровож-дается тепловыделением, ускоряющим разрушение угольного фильтра. В нашей схеме до 85 % углеводородов будут удаляться из потока до стадии адсорбции в угольном фильтре. В условиях такой комбинации технологий качество работы установки возрастет, а обслуживание станет менее затратным – вплоть до необходимости замены угольного фильтра не чаще чем один раз в 10–15 лет.

Еще одна важная проблема современной перевалки нефти и нефтепродуктов – гидратообразование. Повышение экспортных объемов прямогонного бензина, наблюдаемое в последнее время, существенно осложняет работу рекуперационных установок конденсационного типа. При перевалке этого вида топлива за счет присутствия в его парах легких углеводородов – этана, бутана, метана и пропана – образуются гидраты, засоряющие теплообменники рекуператоров. Мы разработали технологию борьбы с гидратообразованием методом впрыска в рекуператор пропиленгликоля. Подобная установка успешно работает в Новороссийске уже год. По нашей просьбе специалисты ПАО «Транснефть» провели дополнительный анализ всех видов продукции наливного терминала и выяснили, что и нефть при всей ее подготовленности также иногда содержит пропан и, следовательно, склонна к гидратообразованию.

Повышению эффективности наших решений способствуют и другие технологии, такие, к примеру, как утилизация тепла холодильных машин. Мы надеемся, что исследования и разработки ООО «Газспецтехника» приведут к созданию наиболее эффективной технологии рекуперации парогазовой смеси в масштабах отечественной нефтегазохимии, и рады, что находим как отечественный производитель понимание в лице крупнейших компаний – участников этого рынка.

ООО «Газспецтехника»

141351, РФ, Московская обл.,

Сергиево-Посадский р-н,

дер. Жучки, д. 2д, оф. 6

Тел.: +7 (495) 988‑09‑46

e-mail: info@gazst.ru

http://gazst.ru

В последние годы в Средней и Восточной Сибири реализуются три масштабных проекта, являющихся значимой составляющей российской государственной политики, ориентированной на повышение энергетической безопасности, усиление межрегиональных топливно-энергетических связей и решение задач разных территориальных уровней. На решение этих задач нацелено, в частности, создание двух газотранспортных систем (ГТС) – «Сила Сибири» («восточный маршрут») и «Алтай» («западный маршрут», впрочем, данный проект пока находится в стадии обсуждения и согласования), а также нефтепроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО), ставшей объектом исследования, результаты которого представлены в данной статье. Целью исследования является анализ проблем, возникавших на разных стадиях реализации проекта строительства нефтепровода ВСТО в сложных природных условиях, включая выбор вариантов трассы трубопроводов, способа его прокладки, возможностей использования современных технологий на стадиях строительства и эксплуатации объекта.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕПРОВОДНОЙ СИСТЕМЫ «ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ – ТИХИЙ ОКЕАН»

ВСТО – крупнейший в современной России производственный объект транспортировки нефти на российский Дальний Восток и рынки Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Строительство объекта в целом завершено, в настоящее время осуществляется его постепенное расширение и совершенствование. Результатом продолжающегося в настоящее время соединения ВСТО с существующими магистральными трубопроводами ПАО «Транснефть» станет формирование единой сети, которая обеспечит оперативную транспортировку нефти с таких находящихся на разных стадиях освоения нефтегазоконденсатных (НГКМ) и нефтяных месторождений Восточной Сибири, как Чаяндинское, Среднеботуобинское, Таас-Юряхское, Бес-Юряхское, Иреляхское, Мирнинское, Северо-Нелбинское, Хотого-Мурбайское, Ковыктинское и др., в западном и восточном направлениях. Формирование единой транспортной сети будет способствовать не только активизации процесса освоения месторождений, но и решению таких задач внешнеэкономической деятельности, как экспорт нефти в Китайскую Народную Республику, Японию и другие государства АТР.

Линейная часть трассы первой очереди нефтепровода проходит по маршруту «Тайшет (Иркутская обл.) – Усть-Кут (Иркутская обл.) – Ленск (Республика Саха (Якутия)) – Алдан (Республи-ка Саха (Якутия)) – Сковородино (Амурская обл.)» с завершением в специальном морском нефтяном порту (СМНП) Козьмино (Приморский край). Таким образом, на территорию Якутии приходится 1458 км трассы, на территорию Иркутской обл. – 984 км, Амурской обл. – 252 км.

По срокам ввода в эксплуатацию система ВСТО делится на два элемента: ВСТО-1 и ВСТО-2.

В структуру ВСТО-1, строительство которого было начато в апреле 2006 г., вошли ветка «Тайшет – Сковородино» общей протяженностью 2,694 тыс. км, с мощностью перекачки до 30 млн т / год, семь нефтеперекачивающих станций (НПС) и СМНП Козьмино.

Значительная протяженность и сложность условий строительства и эксплуатации трассы (отсутствие геотехнической инфраструктуры на многих участках, уровень сейсмичности региона, сложные, неустойчивые в инженерно-геологическом отношении породы, в т. ч. различные типы многолетнемерзлых пород (ММП), наличие значительного количества водных препятствий, болот, экстремально низкие температуры зимой) в значительной мере усложнили проектирование и процесс строительства объекта и потребовали применения особых технических решений. Одновременно с сооружением линейной части нефтепровода на всем ее протяжении велись работы по созданию транспортной сети, систем энергообеспечения, хранения, установке средств связи и автоматики и проч. К 30 сентября 2009 г. были завершены гидравлические испытания линейной части ВСТО-1 и началось заполнение нефтью оставшихся участков трубопровода, сдача которого в эксплуатацию состоялась 29 декабря 2009 г.

Стоит отметить, что нефть Восточной Сибири, транспортируемая по нефтепроводу, качественно превосходит сорт Urals – она менее сернистая, более легкая. Было принято решение выделить 5‑й сорт российской нефти под названием «ВСТО».

Второй этап реализации проекта, ВСТО-2, стартовал в 2010 г. и включал строительство магистрального нефтепровода на участке «НПС «Сковородино» – СМНП Козьмино» и пяти НПС, предполагая соответствующее увеличение мощности участка нефтепровода «Тайшет – Сковородино». Строительство было завершено 25 декабря 2012 г., после чего протяженность всей системы ВСТО составила почти 5 тыс. км.

В период проектирования и строительства нефтепровода мнения о целесообразности и способах реализации проекта были крайне неоднозначными. Основные опасения вызывали природные условия в регионе строительства и эксплуатации объекта, отличающиеся сложностью и неустойчивостью. Со временем, впрочем, число аргументов в пользу строительства нефтепровода только возросло, тем более что от реали-зации проекта во многом зависит экономическая и социальная стабильность регионов. Так, территориальная близость примерно половины трассы к границе с Китаем в перспективе может способствовать расширению международных экономических связей. Кроме того, уже в ходе строительства административно-территориальные единицы, по которым проходит нефтепровод, получили дополнительные предпосылки для экономического и социального развития, были созданы новые рабочие места, открыты новые производственные объекты. На строительстве нефтепровода было задействовано до 50 % трудовых ресурсов регионов. При этом в ходе как строительства, так и эксплуатации нефтепровода пристальное внимание уделяется вопросам экологии и снижения уровня негативного воздействия производственного объекта на окружающую среду.

ПРИРОДНЫЕ УСЛОВИЯ ТРАССЫ НЕФТЕПРОВОДА ВСТО

Территории, по которым проходит ВСТО, характеризуются сложными природными условиями [1–13]. В первую очередь к негативным факторам относятся высокий уровень сейсмичности региона (до 9 баллов), а также динамика мерзлотной обстановки, обусловленная развитием горных пород при среднегодовой температуре, близкой к 0 °С, и возможностью их перехода из мерзлого состояния в талое и обратно.

Распространение ММП в регионе – преимущественно массивно-островное и островное по площади и сплошное по вертикали [9, 13]. Толщи мощностью от нескольких метров до более 400 м сложены метаморфическими, магматическими и осадочными коренными породами. Рыхлые сингенетические, реже – эпигенетические многолетнемерзлые толщи супесчано-суглинистых и торфянистых поверхностных образований распространены ограниченно [13].

Среднегодовые температуры на подошве слоя в зависимости от сезона колеблются в среднем от 0 до –4… – 6 °С. Среднегодовая температура талых пород на подошве слоя годовых теплооборотов (15–20 м), как правило, составляет 2 °С. Глубина оттаивания ММП не превышает 0,5–3,5 м.

Относительно мягкие условия формирования ММП характерны для районов выровненного, плоскогорного рельефа, что соответствует природным условиям региона строительства ВСТО: водораздельные поверхности Приалданского плато – плоские и пологовыпуклые; высота среднегорных слабо расчлененных районов Алданского плоскогорья и Чульманского плато не превышает 800–900 м. Для региона характерно развитие снежно-радиационных и инфильтрационных таликов. Среднегодовые температуры пород под таликами составляют от –1 до 3 °С, мощности мерзлых толщ достигают 50 м. В целом для водораздельных поверхностей районов плоскогорного рельефа и плато характерно островное развитие ММП.

Наиболее суровые мерзлотные условия наблюдаются в районах интенсивных мезокайнозойских поднятий (выше 1500 м), находящихся на некотором удалении от трассы нефтепровода.

Талики в долинах местных водотоков встречаются главным образом в пределах пойм и II надпойменной террасы, в то время как I надпойменная терраса в основном сложена ММП. Крупные талики широко распространены под руслами рек, имеющими постоянный поверхностный или подземный сток, а также в местах выхода постоянно действующих источников, что свидетельствует о наличии приуроченных к участкам тектонических нарушений сквозных таликов.

Значительные трудности как в техническом, так и в геоэкологическом планах представляли строительство и эксплуатация трубопровода на участках активных экзогенных процессов, из числа которых наиболее сложными в инженерном отношении являются площади развития каменных развалов – курумов (рис. 1), бугров пучения (рис. 2) и подземных льдов (рис. 3), эрозионных процессов (рис. 4), а также участки марей (рис. 5), на которых нередко наблюдается «заплывание» трубы при погружении в грунт.

В целом очевидно, что инженерно-геологические условия трассы ВСТО, подробно рассмотренные в работах [3–5, 7, 13], существенно отличаются в плане особенностей прокладки трубы, однако на участках с близким к поверхности залеганием пород коренной основы они наиболее благоприятны.

ГЕОТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ И НАДЕЖНОСТЬ НЕФТЕПРОВОДА

Принципиальным и, как показала практика, верным в плане уменьшения негативных последствий было решение создателей нефтепровода прокладывать его подземным способом, предложенным и обоснованным специалистами Института мерзлотоведения им. П.И. Мельникова СО РАН. Надежность способа была подтверждена при строительстве ряда объектов Якутии и Сибири [10, 11].

В геотехнологическом отношении к числу наиболее сложных элементов нефтепровода относится переход через одну из крупнейших рек страны – Лену в Олекминском р-не Якутии. На этапе проектирования были проработаны пять вариантов пересечения реки, в итоге был утвержден вариант строительства перехода ниже г. Олекминска [11]. Выбор створа перехода в данном месте обусловлен рядом причин, наиболее существенными из которых являются устойчивость русла, его прямолинейность, форма поперечного сечения и т. д.

По результатам изысканий у специалистов были серьезные опасения относительно надежности перехода в случае серьезных землетрясений и разнообразных воздействий реки. Перед строителями стояла непростая задача выбора способа прокладки трубы на переходе из двух вариантов, наиболее пригодных для местных условий. Анализ возможных способов строительства перехода показал, что оптимальным вариантом является принятый за основу траншейный способ как наиболее апробированный в разных грунтовых условиях и имеющий самую отлаженную и регулируемую технологию строительства. Более 94 % переходов через водные преграды в Российской Федерации, в том числе через Волгу, Обь и Енисей (протяженность переходов составляет соответственно 3409, 1013 и 800 м), построены траншейным способом и эксплуатируются без аварий в течение 25 и более лет. После проведения детальных прогнозных расчетов было принято решение об усовершенствованном траншейном способе прокладки. Глубина траншеи на дне реки составила 5,5–7,0 м, проходка осуществлялась экскаваторами, установленными на понтонах. При возведении перехода было принято решение в целях обеспечения надежности объекта использовать трубы с высоким запасом прочности, соответствующие повышенным требованиям к качеству. Толщина стенки трубы на участке подводного перехода нефтепровода составляет 29 мм, предел прочности используемой стали на 15 % превышает прочность аналогов, используемых в обычной практике строительства подводных переходов. В соответствии с требованиями ПАО «Транснефть» на участке подводного перехода был произведен двойной радиографический контроль качества сварных стыков трубопровода, а также 100 %-ный визуально-измерительный и ультразвуковой контроль. В целях проверки прочности и герметичности сваренного и уложенного трубопровода в три этапа были проведены гидроиспытания [10, 11].

С точки зрения минимизации воздействия ВСТО на окружающую среду были приняты все возможные меры по обеспечению технической надежности и экологической безопасности объекта с учетом прогноза динамики состояния окружающей среды, в т. ч. на разных стадиях промышленного освоения территорий.

В апреле 2011 г. трубопровод был оборудован системой контроля за утечками нефти, что дополнительно повысило его надежность. Возникшие на начальной стадии эксплуатации небольшие течи нефти в Южной Якутии и Амурской обл. были оперативно выявлены и ликвидированы, что позволило избежать значительного ущерба.

СОВРЕМЕННЫЙ ЭТАП РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА

Проблемно-ориентированный контроль за последствиями воздействий ВСТО на природную среду и объекты инфраструктуры комплекса, проведенный сотрудниками Института мерзлотоведения (ИМЗ) СО РАН, показал [4–8, 10, 11, 14], что уровень нарушений в результате строительства и эксплуатации нефтепровода можно оценить как умеренный, ограниченный полосой трассы шириной в несколько сот метров. Стоит отметить, что важной составляющей оперативного контроля масштабов и темпов реакции природной среды является использование современных технологий дистанционных съемок, позволяющих объективно оценить ущерб от вмешательства в естественное развитие геосистем [4, 11, 15].

Исследование показало, что все объекты инфраструктуры после нескольких лет эксплуатации находятся в устойчивом состоянии. Установлено, что резко активизировавшиеся в начале строительства объекта экзогенные процессы деструктивной направленности (термокарст, термоэрозия и т. д.) в результате грамотно подобранных и своевременно проведенных мероприятий в значительной мере стабилизировались, что позволило привести геосистемы в устойчивое состояние. В ходе эксплуатации нефтетранспортной системы геокриологические условия дополнительно стабилизировались, что также способствовало повышению надежности объекта.

Кроме того, исследования ИМЗ СО РАН показали, что в последнее время наблюдается тенденция к уменьшению амплитуды и понижению температуры грунтов деятельного слоя [6]. Так, среднегодовая температура ММП на мониторинговой геотермической площадке на участке перехода ВСТО через р. Горбылах за 2007–2016 гг. понизилась на 1,2° (с –1,4 до –2,5 °C). В то же время в бассейне р. Катера (2125‑й км ВСТО) в пределах развития немерзлых горных пород амплитуда колебаний температур в 2008–2016 гг. изменилась незначительно и составляет 4,0–5,0° – с 1,8 до 6,8 °C. В пределах участка, на котором протекает р. Малый Уркан (2631‑й км ВСТО), в 2009–2014 гг. зафиксировано постепенное увеличение амплитуды колебаний температуры горных пород с 7 до 17°, причем в 2014–2016 гг. этот показатель резко снизился – до 5°. Таким образом, изменения температур пород на различных участках ВСТО, хотя и характеризуются различной интенсивностью в зависимости от поверхностных условий, в целом свидетельствуют об улучшении инженерно-геологических условий эксплуатации трассы и, следовательно, о надежности нефтепровода.

Серьезнейшей проверкой надежности объекта стало произошедшее 12 декабря 2016 г. в Амурской обл. землетрясение магнитудой 5,0 и интенсивностью 5,0–5,5 балла с эпицентром в 85 км восточнее г. Сковородино. По сообщению специалистов ПАО «Транснефть», воздействие столь мощного природного катаклизма не отразилось на работе нефтепровода, все объекты ВСТО продолжали функционировать в штатном режиме.

По завершении строительства магистральных составляющих нефтепровода генеральным направлением деятельности эксплуатирующей организации стало расширение первой очереди комплекса. Так, в январе 2018 г. ООО «Центр управления проектом «ВСТО» приступило к завершающему этапу расширения нефтепровода до максимальной мощности прокачки. В рамках завершающего этапа проекта «Расширение трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан» построены три НПС (№ 2, 5, 7) в Иркутской обл. – в Чунском, Нижнеилимском и Усть-Кутском р-нах Приангарья. Наиболее труднодоступной является НПС № 7: ее удаленность от развитой дорожной инфраструктуры превышает 180 км. Станции № 2 и 5 расположены в 20 км от крупных железнодорожных узлов и федеральных автодорог. Проведена очистка территории НПС от растительности, осуществляется обустройство временных жилых городков. На сегодняшний день на НПС № 2, 5 и 7 завершаются гидроиспытания технологических трубопроводов. В ходе испытаний технологические сети заполняются водой под давлением 0,6–14,0 МПа. Продолжительность испытаний на прочность на каждом участке составляет 24 ч, на герметичность – 12 ч. В 2018 г. было проверено 5,1 км, гидроиспытания остальных участков будут завершены в текущем году после подключения их к технологическому оборудованию. По завершении этапа гидроиспытаний на НПС № 2 и 5 была проведена калибровка линейной части технологических сетей, что необходимо для исключения фактов нарушения геометрии смонтированного трубопровода.

В плане увеличения мощности нефтепровода следует также отметить, что в 2018 г. после всестороннего тестирования системы началась прокачка нефти по 2‑й нитке нефтепровода «Мохэ – Дацин» (China National Petroleum Corporation (CNPC)) протяженностью 941 км, берущего свое начало от нефтепровода ВСТО в г. Сковородино. Трансграничный переход «Сковородино – Мохэ» протяженностью около 140 км был подготовлен к увеличению объема поставок еще в 2017 г. CNPC в соответствии с планами достроила 2‑ю ветку нефтепровода «Мохэ – Дацин» к концу октября 2018 г. Города Мохэ и Дацин находятся в граничащей с Россией провинции Хэйлунцзян на северо-востоке Китая. Маршрут нефтепровода проходит также через автономный район Внутренняя Монголия. Таким образом, Россия стала крупнейшим поставщиком сырой нефти для Китая, опередив Анголу и Саудовскую Аравию.

Особое внимание в рамках реализации проекта ВСТО уделяется увеличению пропускной способности ВСТО-2. В рамках инвестпроекта по увеличению мощности ВСТО-2 в Архарин-ском р-не Амурской обл. построена НПС № 29, возводятся НПС № 23 в Магдагачинском, НПС № 26 в Серышевском р-нах Приамурья, а также НПС № 32 в Смидовичском р-не Еврейской автономной области. Новые НПС являются промежуточными, они не имеют резервуарного парка для хранения нефти и призваны поддерживать в нефтепроводе давление на уровне, необходимом для перекачки дополнительных объемов нефти. Сооружение новых станций началось в декабре 2017 г., завершить строительство планируется осенью 2019 г.

Одновременно ведется реконструкция действующих НПС № 34, 41 и 27 (Октябрьский р-н Амурской обл.). Так, на НПС № 27 помимо резервуарного парка построены пожарное депо, база газодымной службы, станция очистки производственно-дождевых сточных вод, проложено более 2 км технологических трубопроводов, реконструирована система автоматического пожаротушения. Кроме того, ООО «ЦУП ВСТО» завершило на НПС № 27 монтаж металлоконструкций двух резервуаров для хранения нефти объемом 50 тыс. м3. Возведены также четыре резервуара по 5 тыс. м3: два – для хранения противопожарного запаса воды и два – для аварийного сброса нефти. Строительство велось в рамках реализации проекта по увеличению пропускной способности ВСТО на участке от НПС «Сковородино» до СМНП Козьмино до 50 млн т нефти в год. К строительно-монтажным работам ООО «ЦУП ВСТО» приступило в декабре 2017 г. Поэтапно были выкопаны котлованы, установлен свайный фундамент резервуаров, уложен кабель электрохимической защиты. По готовности фундамента строители приступили к сварке металлоконструкций днища, стенок резервуаров и сборке плавающих крыш. Завершающим этапом проверки надежности стальных конструкций являются гидравлические испытания резервуара, после чего будет начата работа по нанесению антикоррозийной защиты и символики эксплуатирующей организации.

В мае 2018 г. были также начаты строительные работы по реконструкции НПС № 34. В частности, помимо сооружения пожарного депо, запланировано дооборудование резервуаров аварийного сброса воды НПС дополнительными трубопроводами с системой компенсации нагрузок, обратными затворами, дыхательными и аварийными клапанами. Проектом также предусмотрено сооружение на НПС № 41 (Приморский край) двух резервуаров противопожарного запаса воды емкостью 3 тыс. м3 каждый. Синхронно идут работы и на участке ВСТО-2 от НПС № 21 до СМНП Козьмино, завершить которые планируется осенью 2019 г.

Кроме того, в целях повышения надежности трубопроводной системы ВСТО в целом в 2018 г. была построена резервная нитка подводного перехода ВСТО через р. Амур в Хабаровском крае. Протяженность подводного перехода составила 34,5 км, что соответствует ширине пойменной части р. Амур в месте пересечения. Длина дюкера (подводного участка трубопровода), прокладываемого через основное русло, – 2786,4 м. Дюкер состоит из 14 плетей: 13 – в среднем по 200,25 и одна – 183,14 м. В целях недопущения повреждения при протаскивании дюкер был изолирован деревянными рейками. Плети перед протаскиванием укладывались на спусковую дорожку для укрупненной сборки – сварки плетей между собой. При строительстве подводного перехода была применена труба с увеличенной толщиной стенки, каждый сварной шов проходил многократный контроль качества. Внутрь трубы закачивалась вода, при этом давление поднималось до максимально возможных заводских параметров. К разработке траншеи подводного перехода были привлечены три мощных земснаряда (земснаряд – специальное судно, предназначенное для углубления дна реки). Траншея заглублена до 14 м, для этого пришлось изъять и переместить более 1 млн м3 грунта. На финальной стадии грунт был возвращен в траншею и покрыл подводную часть нефтепровода.

Согласно проекту в пойменной части реки уложены еще восемь дюкеров, помимо основного, протяженностью 110–622 м, что делает подводный переход через р. Амур одним из самых протяженных и в то же время надежных во всей трубопроводной системе ВСТО. Выполнена сварка дюкера на переходе через протоки Кривая и Чепчики, проведены гидравлические испытания дюкеров и внутритрубная диагностика методом «сухой протяжки». Стоит отметить, что дюкеры на всех малых водотоках были уложены до наступления весенней оттепели, поскольку места переходов резервной нитки летом труднодоступны для тяжелой техники.

До 2025 г. резервными нитками будут оснащены еще семь подводных переходов на участке от НПС № 21 «Сковородино» до СМНП Козьмино (ВСТО-2).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Нефтепровод ВСТО построен и надежно эксплуатируется, являясь, по оценкам экспертов, одной из самых современных нефтетранспортных магистралей с высоким уровнем надежности и безопасности перекачки нефти, оснащенной комплексом автоматизированных систем управления технологическими процессами. Помимо очевидных социально-экономических выгод (создание новых рабочих мест, увеличение налоговых отчислений), нефтепровод стимулирует освоение нефтяных месторождений, что способствует развитию российского топливно-энергетического комплекса и других отраслей народного хозяйства.

На объекте создана и успешно функционирует система эколого-геокриологического и геотехнического мониторинга. Важной составляющей оперативного контроля масштабов и темпов реакции природной среды на строительство и эксплуатацию ВСТО является использование современных технологий дистанционных съемок, позволяющих объективно оценить ущерб от вмешательства в естественное развитие геосистем [4, 11, 15]. Наблюдение за состоянием нефтепровода и несущих пород трассы, обслуживание сооружений линейной части осуществляется с применением вездеходного транспорта повышенной проходимости и вертолетов.

Учитывая, что степень преобразования природных сред района нефтепровода пока остается умеренной, в дальнейшем при проведении мониторинга особое внимание следует уделить таким аспектам, как:

• изучение степени механических воздействий на поверхностные компоненты геосистем (микрорельеф, почвенно-растительный покров, поверхностные и грунтовые воды, сезонно- и многолетнемерзлые породы);

• изучение последствий механических воздействий и динамики мерзлотных условий (глубин сезонного оттаивания и промерзания грунтов, их температур, мощности мерзлой толщи и т. п.) и экзогенного рельефо-образования;

• контроль за состоянием трубы и иных объектов трассы;

• разработка рекомендаций по уменьшению ущерба от освоения и его компенсации.

Безусловно, полностью избежать негативных последствий транспортировки нефти невозможно, но проведение геоэкологического мониторинга, состав и направления которого зависят от специфики как самого объекта, так и природных условий района его размещения, позволяет существенно уменьшить ущерб, наносимый окружающей среде нефтегазовыми предприятиями.

При организации поверхностного обустройства нефтяных месторождений возникает необходимость в проведении гидравлических расчетов трубопроводных систем, служащих для транспортировки попутного газа с таких технологических объектов, как дожимная насосная станция (ДНС) и установка предварительного сброса воды (УПСВ), на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). При этом стоит отметить, что нефтяные месторождения, находящиеся на последней стадии эксплуатации, как, например, многие месторождения Западной Сибири, характеризуются высокой обводненностью и, как следствие, высокой поверхностной температурой добываемых флюидов [1], вследствие чего на ДНС и УПСВ применяется режим горячей промысловой сепарации попутного газа. Отсепарированный газ является тяжелым из‑за высокого содержания жидких углеводородов, и если дальнейшая транспортировка такого газа осуществляется по трубопроводам, проложенным по холмистой местности, то в процессе постепенного остывания газа происходит образование жидкостных (конденсатных) пробок на V-образных участках трубопровода. Застойные жидкостные пробки образуются, в частности, на участках, на которых гравитационные силы доминируют над межфазными силами, способными реализовать движение жидкостной пробки по восходящему участку трубы. Экспериментальные исследования [2] показали, что на V-образных участках трубопровода в зависимости от скорости потока газа (рис. 1а) генерируются различные газожидкостные структуры, в числе которых условно выделяются:

• статическая застойная зона;

• волнистая застойная зона;

• периодический поток жидкостных пробок;

• периодический поток с полупроницаемыми жидкостными пробками;

• апериодический поток с полупроницаемыми жидкостными пробками;

• поток с пристеночной жидкостной пленкой;

• поток с разорванной пристеночной жидкостной пленкой.

При низких значениях приведенной скорости газа VSg, м / с, (рис. 1б) жидкость остается в изгибе трубы в виде статической застойной зоны. Скопление жидкости в низких участках профиля создает дополнительное гидравлическое сопротивление движению газа, поэтому граница раздела «газ – жидкость» обычно выгибается в виде горба из‑за низкого давления и высокой скорости газа, проходящего через узкую (в зоне изгиба трубы) центральную область V-образной секции. При увеличении скорости VSg возникает потеря устойчивости течения на границе раздела фаз и переход в застойной зоне от статического к волновому режиму.

Последующее увеличение приведенной скорости газа VSg способствует росту амплитуды волн на поверхности жидкости, и когда гребень волны достигает верхней стенки трубы, образуется жидкостная пробка. В процессе пробкообразования застойная жидкостная структура преобразуется в жидкостную пробку, которая начинает двигаться по восходящему участку трубы, при этом постепенно разрушаясь под действием гравитационных сил. Это приводит к тому, что часть жидкости стекает в V-образную секцию, чтобы сформировать новую жидкостную пробку. Режим, при котором происходит периодически повторяющийся процесс образования и разрушения жидкостных пробок, авторы [3] назвали периодическим потоком жидкостных пробок. В этом режиме течения на подъемных участках трубопровода создается циркуляционное движение жидкости, оказывающее существенное гидравлическое сопротивление движению газоконденсатной смеси.

Периодический пробковый режим эволюционирует в режим полупроницаемых жидкостных пробок, который реализуется на восходящем участке трубопровода при более высоких значениях скорости VSg. При этом поднимающаяся по восходящей трубе жидкостная волна (пробка) не занимает все поперечное сечение трубы. Дальнейшее увеличение скорости VSg нарушает периодичность подъема жидкостных полупроницаемых пробок, такой режим течения в [3] назвали апериодическим.

Последующее повышение скорости газа приводит к тому, что волновая поверхность жидкости деградирует в жидкостную пленку, непрерывно поднимающуюся вверх по стенке восходящего участка трубы, не стекая к V-образной секции. Этот режим течения возникает, когда силы межфазного сопротивления превышают влияние силы тяжести. При уменьшении объема жидкостной пробки QL, кг / с, и малых углах наклона трубы , °, жидкая пленка распадается на отдельные куски и продолжает подниматься вверх, т. е. наблюдается кусочно-пленочный режим.

Исходя из разнообразия перечисленных возможных режимов течения на восходящем участке рельефного трубопровода крайне важно уметь прогнозировать появление режима периодических жидкостных пробок. На восходящих участках трубопроводов, транспортирующих газоконденсатные смеси, данный режим может вызвать вибрацию, перемещение труб относительно эстакады и привести к разрушению элементов трубопровода.

В целях обеспечения безаварийной эксплуатации рельефных трубопроводов предлагается осуществлять анализ газожидкостной структуры течений на V-образных участках с использованием известных полуэмпирических, а также разработанных автором новых механистических методов, определяющих условия возникновения режима жидкостных пробок.

ПОЛУЭМПИРИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УСЛОВИЙ ПРОБКООБРАЗОВАНИЯ В ЗАСТОЙНОЙ ЗОНЕ ТРУБОПРОВОДА

В работе [4] для оценки начала процесса пробкообразования в горизонтальной трубе был предложен следующий критерий:

,           (1)

где hg – высота канала от границы раздела фаз до верхней стенки, заполненная газом, м; vg, vL – действительные скорости газа и жидкости соответственно, м / с; g, L – плотности газа и жидкости соответственно, кг / м3; g – ускорение свободного падения, м / с2.

Попытаемся модифицировать уравнение (1) для V-образного участка трубы. Поскольку жидкость застаивается в этих участках до остановки, то в уравнении (1) можно допустить, что скорость жидкости vL = 0. Тогда соотношение (1) для трубы с диаметром проходного сечения D = 20 мм и углом наклона = 0 примет вид = 1,9hg. Сопоставление с экспериментальными данными для оценки применимости (1) представлено на рис. 2а, из которого следует, что граница начала пробкообразования на V-образном участке трубы не проходит через начало координат, как у горизонтальной трубы, а имеет более крутой градиент.

Поскольку угол наклона трубы мал, изменением потенциального давления в трубах можно пренебречь. Тогда падение давления в V-образной секции можно описать законом Бернулли в виде:

.           (2)

Будем считать, что жидкостная пробка начинает формироваться, когда перепад давления в уравнении (2) становится равным следующей величине:

.           (3)

Замеренная зависимость перепада давления ∆P от высоты hg показана на рис. 2б. При больших значениях высоты проход-ного сечения для газа hg экспериментальные данные для углов наклона труб = 3 и 5 ° близки к наклонной прямой, проходящей через начало координат. Однако эта прямая должна составлять примерно 20 % от величины, рассчитанной как Lghg (при hg = 5 мм) (рис. 2б). Связь между величинами ∆P и не является монотонной, т. е. ∆P становится максимальным при угле наклона = 5 °. Это означает, что жидкостный напор, выраженный уравнением (3), не является основной причиной генерирования жидкостной пробки.

Проблемы, имеющие место при применении представленной методики, были решены авторами [3], предположившими, что процесс пробкообразования, вероятнее всего, начинается из‑за нестабильности на границе раздела «жидкость – газ», вызванной межфазными силами сопротивления. Они предложили следующую полуэмпирическую корреляцию для оценки начала пробкообразования с учетом влияния таких параметров, как угол наклона трубы , диаметр трубы D и свойства флюидов:

.           (4)

Влияние диаметра трубопровода D особо проявляется при низких значениях QL из‑за геометрических особенностей изгиба трубы. Влияние коэффициента поверхностного натяжения включено в число Бонда Во:

,           (5)

где fg – сила тяжести, Н;

;

.

МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ УСЛОВИЙ НАЧАЛА ПРОЦЕССА ПРОБКООБРАЗОВАНИЯ В ЗАСТОЙНОЙ ЗОНЕ ТРУБОПРОВОДА ПО ПАРАМЕТРАМ НЕУСТОЙЧИВОСТИ КЕЛЬВИНА – ГЕЛЬМГОЛЬЦА

Предложенный в разделе метод использует механистический подход, основанный на решении задачи устойчивости Г. Гельмгольца (H. Helmholtz, 1868) и У. Кельвина (W. Kelvin, 1871) для области тангенциального разрыва скоростей на границе двух контактирующих идеальных жидкостей.

При составлении математической модели будем считать, что при безвихревом, стратифицированном течении в нижнем участке V-образного канала граница «жидкость – газ» проходит вдоль оси Z, как показано на рис. 3. Опишем волнообразное возмущение на границе раздела между жидкостью и газом и в качестве решения используем уравнения Эйлера количества движения для безвихревого течения в виде:

,           (6)

,           (7)

где v, w – продольные и поперечные составляющие скорости; P – давление, Па; t – время, с.

Для баротропного течения ( = (P)) приведенные уравнения количества движения можно привести к виду:

,           (8)

,           (9)

где – вектор скорости; – коэффициент сопротивления.

Если считать течение безвихревым, правая часть уравнений (8) и (9) равна нулю. Это предположение позволяет сделать вывод о том, что уравнение Бернулли, характеризующее сохранение полной энергии вдоль линий тока, фактически будет действительно всюду в рассматриваемой системе:

,           (10)

,           (11)

где С1 и С2 – константы.

При условии, что значения давления жидкой и газообразной фазы равны (Pg = PL), получаем следующее простое граничное условие для раздела фаз:

.           (12)

Зададим в момент времени t = 0 возмущение к границе раздела фаз. Если оно достаточно мало, то даже в отсутствие вязкости, диффузии и других нелинейных эффектов, кото-рыми мы решили пренебречь, теорема Кельвина о циркуляции гласит, что результирующая по‑прежнему будет безвихревой. Таким образом, мы определили исходное состояние системы и подвергли ее определенному классу возмущений. Полученную систему уравнений можно охарактеризовать двухмерной функцией потенциала скорости в виде:

,           (13)

.           (14)

где z – продольная координата; vg, vL – проекции векторов скорости газа и жидкости соответственно на ось z; g, L – возмущение функции потенциала скорости.

Эти функции по определению подчиняются однородному уравнению Лапласа в виде ; . При этом возмущения были заданы таким образом, что они также характеризовались и потенциальными функциями, удовлетворяющими их собственным уравнениям возмущения Лапласа: ; .

Функция потенциала скорости определяет скалярное поле, градиент которого, в свою очередь, определяют две компоненты скорости. Если поток является безвихревым, функция потенциала скорости полностью определяет движение жидкости в системе, поскольку проекции вектора скорости u = /z и w = /y.

Предположим, что волновой профиль, изображенный на рис. 3, описывает следующее выражение:

,           (15)

где – параметр, описывающий профиль волны; а – амплитуда волны; k = 2/ – волновое число; c – фазовая скорость перемещения волны вдоль межфазной границы; – длина волны, м; t – время, с.

Тогда потенциал скорости можно вычислить по формуле:

,           (16)

или с учетом :

,           (17)

где A = i(vg – c) , B = –i(vL – c) – мнимые параметры.

Теперь запишем для системы уравнений «кинематическое» граничное условие, а именно непрерывность на границе фаз. Фактически мы задаем условие, при котором жидкость и газ, первоначально находящиеся с обеих сторон границы, не будут на ней перемешиваться:

при ,   (18)

при .   (19)

На стенке при y = 0 нелинейными членами по скоростям пренебрегаем. Таким образом, мы получим следующие условия:

;

и B = 0.           (20)

Из уравнений (15), (17) и (20), а также при условии, что ka ≈ 0, получим выражения для потенциалов скорости в виде:

,           (21)

.           (22)

Ранее в статье было сформулировано ограничение (12) на давление для невозмущенного течения. Теперь рассмот-рим, как давление жидкости и газа будет распределено вдоль возмущенной границы фаз. В расчетной схеме было заложено, что жидкость и газ на границе раздела имеют разрывы по плотности и скорости. Чтобы предложенная математическая модель имела решение, мы должны допустить, что распределение давления по системе является непрерывным. Таким образом, мы подходим к следующему граничному условию: давления по обеим сторонам нашей возмущенной границы фаз будут плавно приближаться к одному пределу.

Чтобы реализовать это условие, рассмотрим баланс между давлениями и энергией в возмущенной системе выше и ниже границы раздела фаз. Сформулируем балансы в виде нестационарного уравнения Бернулли:

, (23)

. (24)

Подставив уравнения (21) и (22) в (23) и (24), получим уравнения давления для газа и жидкости соответственно:

,           (25)

,          (26)

где P0 – давление для невозмущенного течения, Па.

Считая, что разность давлений жидкости и газа на границе фаз является функцией поверхностного натяжения  L, и предполагая, что волна однородна, получим перепад давления на границе раздела фаз:

,          (27)

где R – радиус кривизны, м, причем кривизна газожидкостной границы рассчитывается как

.

В случае малых амплитуд a << вторым членом в квадратных скобках можно пренебречь.

Из совместного решения уравнений (25) – (27) получено выражение для расчета скорости поверхностной волны в виде:

.           (28)

Выразив из уравнения (28) фазовую скорость волны, получим

, (29)

где IL = cothkhL и Ig = cothkhg.

Волна на границе фаз согласно [1] становится неустойчивой, когда подкоренное выражение отрицательно. Для рассмот-ренной на рис. 3 схемы течения газа при наличии стационарной жидкостной пробки (при vL = 0) волна теряет устойчивость, когда выполняется неравенство:

,          (30)

где K’ = 65hg – коэффициент, учитывающий влияние от эффекта сжатия и расширения потока газа в расчетном сечении V-образного участка трубы.

На рис. 4 представлено сопоставление расчетных данных потери устойчивости волнового течения по критерию Кельвина – Гельмгольца (уравнение (30)) с экспериментальными замерами при заданных значениях скорости и высоты проходного сечения газа в узком сечении V-образного участка трубы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Получен критерий устойчивости по параметрам Кельвина – Гельмгольца на границе «жидкость – газ», определяющий условие перехода к пробковому режиму течения на восходящем участке рельефного трубопровода. Данный критерий позволяет определить значение скорости газа, при которой застойная жидкостная зона на V-образном участке трубопровода трансформируется, превращаясь в жидкостную пробку, увлекаемую на восходящем участке трубопровода потоком газа. Сопоставление расчетной и экспериментальной границы потери устойчивости волнового течения в узком сечении V-образного участка трубы показало, что расхождение расчетных и экспериментальных данных не превышает погрешность, допустимую при инженерных расчетах.

На примере Прегольской ТЭС, введенной в эксплуатацию в марте 2019 г., рассмотрим возможности комплексной газоподготовки на базе многофункциональных технологических установок, применяемых в автоматизированном процессе очистки, осушки, подогрева, редуцирования, учета, контроля качества, компримирования и подачи топливного газа к турбинам парогазовых энергоблоков.

Э.С. Зимнухов, руководитель Департамента реализации проектов ООО «ЭНЕРГАЗ»

НОВАЯ ГЕНЕРАЦИЯ

Переведем исторический счетчик времени на шесть лет назад. Тогда после «блэкаута» 2013 г. по поручению Президента России и в соответствии с распоряжениями Правительства РФ было решено гарантировать необходимые энергетические мощности и надежно обезопасить энергосистему Калининградской области.

Для решения этой стратегической задачи создали ООО «Калининградская генерация». Инвестором проекта стало АО «Роснефтегаз» с объемом инвестиций 100 млрд руб. Операторами проекта выступили компании Группы «Интер РАО», которые будут эксплуатировать новые ТЭС.

Фото 1. Прегольская ТЭС – самый крупный объект новой калининградской генерации

По проекту требовалось до 2021 г. воздвигнуть четыре электростанции суммарной установленной мощностью порядка 1 ГВт – в Гусеве (Маяковская ТЭС), Советске (Талаховская ТЭС), Калининграде (Прегольская ТЭС) и Светловском городском округе (Приморская ТЭС).

Уже в марте 2018 г. были пущены Маяковская и Талаховская ТЭС, обе по 156 МВт. Приморская ТЭС (195 МВт) планируется к вводу в III квартале 2020 г. как резервный источник энергоснабжения региона. Она будет работать на угле в отличие от других электростанций, использующих природный газ.

Добавим к этому, что строительство и поэтапный ввод новых станций сопровождались масштабной модернизацией газотранспортной системы и электросетевого хозяйства с применением технологии «умных сетей».

Все новые ТЭС в совокупности обеспечивают надежность и маневренность калининградской энергосистемы. Пуск же Прегольской ТЭС создал основной запас мощности для форсирования экономического развития области. Предполагается, что энергетический суверенитет региона будет полностью обеспечен с вводом резервной Приморской ТЭС.

Фото 2. Машинный зал новой электростанции

ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЕ В ДЕЙСТВИИ

Прегольская теплоэлектростанция мощностью 455,2 МВт – самый крупный объект новой калининградской генерации. Заказчик этого строительства ООО «Калининградская генерация» – совместное предприятие ПАО «Интер РАО» и АО «Роснефтегаз». Руководило строительством АО «Интер РАО – Управление электрогенерацией». Генеральный подрядчик – ООО «Интер РАО – Инжиниринг».

Все основное оборудование Прегольской ТЭС произведено отечественными предприятиями. Станция состоит из четырех парогазовых блоков мощностью по 113,8 МВт. Каждый энергоблок включает газовую турбину типа 6F. 03 (ООО «Русские газовые турбины»), генератор (НПО «Элсиб»), паровую турбину (ПАО «Силовые машины»), котел-утилизатор (АО «Подольский машиностроительный завод»).

На объекте применены сухие вентиляторные градирни. При строительстве также использованы технологии и решения, снижающие допустимые уровни вредных выбросов в атмосферу.

Основным топливом для станции является природный газ. Парогазовые технологии подтверждают здесь свою высокую эффективность. Электрический КПД составляет 51,8 %, удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии – 236,8 г условного топлива на 1 кВт.ч.

Фото 3. Сухая вентиляторная градирня

КОМПЛЕКСНАЯ ГАЗОПОДГОТОВКА

Снабжение топливом энергоблоков Прегольской ТЭС обеспечивает система комплексной газоподготовки «ЭНЕРГАЗ», включающая многоблочный пункт подготовки газа и газодожимную компрессорную станцию из четырех установок и модуль управления.

Все оборудование поставлялось с максимальной степенью заводской готовности (коэффициент готовности 0,98). Коэффициент технического использования составляет 0,92+, надежности пусков – 0,95+. Расчетный срок службы системы – не менее 25 лет.

Фото 4. Входной блок фильтрации и узел дренажа конденсата ППГ

Пункт подготовки газа

Пункт подготовки газа (ППГ) изготовлен компанией «ЭНЕРГАЗ» по специальному проекту. Это технологическая установка, состоящая из нескольких блок-боксов с оборудованием различного назначения, при монтаже состыкованных в единое здание с общей кровлей. Исключение составляют входной блок фильтрации и узел дренажа конденсата, которые имеют внешнее исполнение на открытой раме.

Входной блок состоит из трех линий с фильтрами грубой очистки газа. Степень очистки – 99,98 % для загрязнений размером свыше 10 мкм. После предварительной фильтрации топливный газ поступает в систему тонкой очистки.

Трехлинейная система с коалесцирующими фильтрами-сепараторами осуществляет дополнительное удаление твердых частиц и отделение капельной влаги.

Сбор газового конденсата и механических примесей происходит в автоматическом режиме. В силу климатических условий дренажный резервуар объемом 10 м3 имеет наземное исполнение. Узел дренажа оснащен электрообогревом, устройством контроля уровня жидкости и оборудованием для удаления конденсата в передвижную емкость.

Для измерения объема газа, поступающего в энергоблоки станции, ППГ укомплектован блоком коммерческого учета газа, который включает три линии нормального расхода и одну – малого. Тип первичных преобразователей расхода (расходомеров) – ультразвуковой. Относительная погрешность блока учета – не более 1 %.

Блок коммерческого учета газа ППГ позволяет проводить взаимные финансовые расчеты между поставщиком, газораспределительной организацией и потребителем, контроль за расходами и гидравлическими режимами систем газоснабжения, составление балансов приема и отпуска газа, контроль за эффективностью использования газа.

Пункт подготовки газа оснащен узлом контроля качества, основу которого составляет потоковый газовый хроматограф непрерывного действия (калориметр) с устройством отбора проб. Функционал этого оборудования: определение компонентного состава газа, измерение теплотворной способности, вычисление плотности и относительной плотности, вычисление числа Воббе.

После фильтрации и учета газ попадает в трехлинейный узел подогрева. Номинальный расход газа через один подогреватель – 53 тыс. м3 / ч. В качестве теплоносителя используется сетевая вода. Здесь газ нагревается до показателей, необходимых для нормальной работы турбин. Оптимальный диапазон температуры подачи газа, установленный производителем газотурбинных установок (ГТУ), составляет 11–40 °C (расширенный диапазон – 11–90 °C).

Фото 5. Технологические отсеки пункта подготовки газа «ЭНЕРГАЗ» 

Проектное давление газа на входе в ППГ – до 4,14 МПа. Его понижение до рабочих параметров подачи в турбины (2,6–3,08 МПа, максимально допустимое – 3,45 МПа) обеспечивает система редуцирования. В ней предусмотрены три нитки редуцирования: две рабочие по 50 % потока и одна резервная.

В конечном итоге пункт подготовки газа подает топливный газ к блокам отключающей арматуры ГТУ с максимальной производительностью 106 тыс. нм3 / ч.

В периоды, когда давление газа, поступающего в ППГ, недостаточно для работы ГТУ (ниже 2,6 МПа), газ после фильтрации и учета, минуя узел подогрева и систему редуцирования, направляется в дожимную компрессорную станцию, где компримируется до необходимых параметров.

Дожимная компрессорная станция

ДКС от компании «ЭНЕРГАЗ» состоит из четырех модульных компрессорных установок (КУ): три в работе, одна – в горячем резерве. КУ выполнены на базе винтовых маслозаполненных компрессоров. Давление на линии нагнетания может быть обеспечено в диапазоне 2,6–3,45 МПа.

Единичная производительность КУ составляет 35,5 тыс. нм3 / ч. Расход газа контролируется в диапазоне от 0 до 100 % от номинального. Для этого применена специальная двухуровневая система регулирования.

Первый уровень – управление золотниковым клапаном компрессора – обеспечивает плавное бесступенчатое регулирование производительности в диапазоне 15–30…100 %, а для контроля производительности в нижнем диапазоне он комбинируется с системой рециркуляции газа (второй уровень), позволяющей максимально быстро и корректно реагировать на резкое изменение нагрузки при переходных режимах работы сопряженных турбин.

Фото 6. Дожимная газокомпрессорная станция

С учетом жестких требований по чистоте топливного газа система фильтрации в установках усилена. Помимо газомасляного фильтра-сепаратора 1‑й ступени очистки и коалесцирующего фильтра 2‑й ступени, в каждый блок-модуль встроен дополнительный (страховочный) фильтр тонкой очистки газа.

Содержание аэрозолей масла в газе на выходе из КУ составляет не более 0,5 ppm. Для контроля этого показателя на общем выходном коллекторе компрессорной станции установлен анализатор содержания паров масла.

В технологическую схему КУ интегрирован каскад последовательных газоохладителей и газонагревателей, что обеспечивает «отбой» конденсата и устойчивое поддержание проектной температуры топлива для турбин энергоблоков (до 90 °C).

Установки размещаются в собственных всепогодных укрытиях контейнерного типа, оснащенных системами жизнеобеспечения (обогрев, вентиляция, освещение). Согласно требованиям по безопасности каждая КУ оборудована системами пожарообнаружения, газодетекции, сигнализации, пожаротушения.

Фото 7. Компрессорная установка № 1 в составе ДКС топливного газа  

Модуль управления локальными САУ

Пункт подготовки газа и дожимные компрессорные установки полностью автоматизированы. Их системы автоматизированного управления (САУ) осуществляют подготовку к пуску, пуск, останов и поддержание оптимального режима работы; контролируют технологические параметры; обеспечивают автоматические защиты и сигнализацию; обрабатывают параметры рабочего процесса и аварийных событий с выдачей информации по стандартному протоколу обмена.

Локальные САУ ППГ и ДКС размещены в общем модуле управления (в отдельном укрытии), расположенном на площадке газового хозяйства в непосредственной близости от ППГ. Модуль выполнен на базе современной микропроцессорной техники с использованием передового программного обеспечения и коммутационного оборудования.

Фото 8. Модуль управления локальными САУ

Основные компоненты САУ ППГ имеют резервирование, благодаря чему неисправность любого из них не приводит к останову пункта подготовки газа. Резервирование элементов САУ ДКС не выполнялось, т. к. надежность эксплуатации компрессорных установок гарантируется наличием резервной КУ.

В отсутствие внутристанционного электроснабжения собственные источники бесперебойного питания обеспечивают автономную работу программно-технического комплекса САУ ППГ не менее 1 ч, а САУ ДКС – не менее 0,5 ч.

Модуль интегрирован с верхним уровнем автоматизированной системы управления технологическими процессами и обеспечивает дистанционное управление оборудованием, контроль загазованности в помещениях, вывод информации о состоянии элементов и узлов на панель оператора. Управление с блочного щита управления электростанции осуществляется в полном объеме аналогично управлению «по месту».

Фото 9. Система комплексной газоподготовки и газоснабжения «ЭНЕРГАЗ

ПРИРАЩЕНИЕ ОПЫТА

Шеф-инженерные работы по вводу в эксплуатацию системы газоподготовки и газоснабжения Прегольской ТЭС выполнили специалисты ООО «СервисЭНЕРГАЗ» (входит в Группу компаний «ЭНЕРГАЗ»).

Данный проект стал еще одним примером творческого соединения многолетнего опыта Группы «ЭНЕРГАЗ» с новаторскими техническими решениями. Это значимый этап в работе проектировщиков и инженеров компании по повышению эффективности и надежности технологического оборудования газоподготовки и газоснабжения для крупных электростанций, объектов малой энергетики, автономных центров энергоснабжения промышленных предприятий, объектов сбора и транспортировки попутного нефтяного газа, энергоцентров собственных нужд месторождений, объектов специального назначения (испытательные стенды газовых турбин и технические учебные центры).

С каждым реализованным проектом «ЭНЕРГАЗ» наращивает организационную практику и оттачивает инженерный профессионализм. Сегодня в нашем активе 150 проектов на территории 36 регионов России и стран СНГ. Начиная с 2007 г. введены или готовятся к пуску 290 технологических установок.

ПОСЛЕСЛОВИЕ

Итак, Калининградская область получила энергетические основания для достижения опережающих темпов социально-экономического развития. В регионе созданы условия для энергоснабжения в изолированном режиме. Задача энергобезопасности области решена.

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