Территория Нефтегаз № 5-6 2020
![]() |
Для получения доступа к статьям авторизуйтесь или зарегистрируйтесь |
Читайте в номере:
Бурение
Геология
Авторы:
М.А. Лобусев, e-mail: MLobusev@gmail.com; Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
А.В. Лобусев, e-mail: Lobusev@gmail.com; Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
А.В. Бочкарев, e-mail: anatolybochkarev@gmail.com; Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Ю.А. Антипова, e-mail: vert225@gmail.com, Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Литература:
-
Скоробогатов В.А. Изучение и освоение углеводородного потенциала недр Западно-Сибирского осадочного мегабассейна: итоги и перспективы // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». 2014. № 3 (19). С. 8–26.
-
Лобусев М.А., Лобусев А.В., Бочкарев А.В. Причины преимущественной газоносности юрско-меловых отложений северной окраины Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна // Тезисы докладов II Международной научно-практической конференции «Актуальные вопросы исследования углеводородов в пластовых систем». М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. С. 53.
-
Лобусев М.А., Лобусев А.В., Бочкарев А.В., Антипова Ю.А. Непрерывный газообмен в недрах и на поверхности земли арктического сектора Западно-Сибирского нефтегазового бассейна // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2019. № 5. С. 33–41.
-
Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975. 680 с.
-
Конторович А.Э., Бурштейн Л.М., Малышев Н.А. и др. Историко-геологическое моделирование процессов нафтидогенеза в мезозойско-кайнозойском осадочном бассейне Карского моря // Геология и геофизика. 2013. Т. 54. № 8. С. 1179–1226.
HTML
Введение
Территория за полярным кругом занимает около 6 % поверхности Земли, из которых две трети приходится на акваторию Северного Ледовитого океана. Однако на долю данной территории, по оценке британской аудиторской компании Ernst & Young, может приходиться до 20 % неразведанных извлекаемых запасов углеводородного сырья планеты. Заполярная территория разделена между странами на соответствующие регионы, причем на долю Российской Федерации приходятся наибольшие ресурсы и запасы углеводородного сырья (рис. 1). Так, по состоянию на 2009 г. к северу от полярного круга обнаружено 61 крупное месторождение нефти и газа, 43 из которых находятся в России, 11 – в Канаде, 6 – на Аляске (США) и 1 – в Норвегии.
Рассматриваемая в статье территория по юрским и меловым отложениям является северным продолжением и составной частью Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции (НГМП) и ограничена линией полярного круга. В административном отношении она относится к частям Ямало-Ненецкого и Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономных округов и северо-западной части Красноярского края.
Газовые ресурсы арктического севера Западно-Сибирской НГМП в XXI в. приобретают важное государственное значение и становятся важнейшим направлением реализации стратегических инициатив Российской Федерации в сфере развития топливно-энергетического комплекса.
Текущие разведанные запасы природного газа этого региона составляют 70 %, конденсата – 60 % общероссийских. Сконцентрированные здесь газовые ресурсы в количестве 13 месторождений-супергигантов, объем запасов которых превышает 1 трлн м3, являются единственным в своем роде сосредоточением таких месторождений в одном регионе или его части [1].
Газоносность арктического региона Западной Сибири
Исключительная и преимущественная газоносность региона установлена по следующим геолого-ресурсным показателям:
1) абсолютному преимуществу разведанных начальных и остаточных запасов газа региона по отношению к подобным бассейнам в России и в мире (рис. 1–3);
2) количеству супергигантов, из которых 3 – в числе крупнейших в мире (рис. 2б), 8 – в числе крупнейших в Российской Федерации (рис. 2б) и 9 – в числе крупнейших в российском секторе Арктики (рис. 3);
3) сложившейся инфраструктуре газодобычи и ориентированной на газ промышленности, подавляющему превосходству добычи газа над нефтедобычей в Заполярье (объем добытых углеводородов в регионе в 2019 г. составил: газ с конденсатом – 631,6 млрд м3, нефть – 34,5 млн т), к 2019 г. извлечено более 11 трлн м3 природного газа (18 % начальных суммарных ресурсов);
4) общему количеству газовых супергигантов и месторождений с уникальными запасами (от 300 млрд до 1 трлн м3) газа (всего 24 месторождения) против 5 нефтегазоконденсатных месторождений с уникальными по объемам запасами нефти. На рис. 4 показано фактическое местоположение месторождений, на рис. 5–7 месторождения ранжированы по числящимся запасам газа (газоконденсата) [1, 2];
5) соотношению запасов газа и нефти: начальные запасы газа (газоконденсата) составляют более 60 трлн м3, что превышает объем запасов нефти (3,725 млрд т) в 16 раз (табл., рис. 5–6);
6) сверхуникальной концентрации газа в пределах одного месторождения: так, запасы газа Уренгойского месторождения (13,9 трлн м3) в 3 раза превышают суммарные запасы нефти всего региона, Ямбургского – в 2 раза, запасы Бованенковского и Тайбейского существенно превышают, а запасы Заполярного месторождения равны запасам нефти всего Арктического региона [3];
7) подавляющему преимуществу начальных запасов газа по отношению к нефти по основным продуктивным комплексам пород юрско-меловых отложений. В верхнемеловых отложениях запасы газа достигают 96,8 против 3,2 % нефти, по нижнемеловым отложениям данное соотношение составляет 91,3 и 8,7 %, по юрским отложениям – 98,2 и 1,8 % соответственно. Подавляющее количество начальных запасов газа (газоконденсата) в Арктическом регионе сосредоточено в нижнемеловых (28,13 трлн м3) и верхнемеловых (26,0 трлн м3) отложениях, юрские отложения содержат 6,0 трлн м3 (табл.), палеозойские (кора выветривания) – 51,7 млрд м3 [3];
8) количеству газовых супергигантов и месторождений с уникальными запасами: в северной зоне (север, или Ямальская концентрация) содержится 7 газовых супергигантов и 5 уникальных по запасам газовых месторождений (рис. 7); в южной части (юг, или Уренгойская концентрация) – 6 газовых супергигантов и 12 уникальных по запасам газовых и нефтяных месторождений; в восточном регионе (включая Енисей-Хатангский региональный прогиб) такие месторождения отсутствуют (рис. 5–7) [1].
Изменение фазового состава залежей в пользу газа происходит с юга на север и фиксируется по резкому сокращению количества месторождений с нефтью, толщины нефтяных оторочек в нефтегазовых залежах и доли запасов нефти от суммарных запасов углеводородов от 4,8 % (от полярного круга до широты Тазовской губы, или зоны преимущественной газоносности) до 0,4 % к северу от этой зоны (зона исключительной газоносности). Видимо, не случайно по рубежу преимущественной и исключительной газоносности происходит резкое сокращение толщины, по сейсмическим данным, в северном направлении главной нефтематеринской толщи кремнисто-карбонатно-аргиллитовых пород баженовской свиты и ее аналогов (рис. 5–7) [3];
9) отсутствию нефтяных супергигантов в пределах заполярного региона Западной Сибири: все месторождения с нефтью – нефтегазовые с нефтяной оторочкой.
Перспективы исследования и разработки месторождений Арктической газоносной провинции
Приведенные предпосылки стали основой для выделения в составе Западно-Сибирской НГМП значительной по размерам и осадочному выполнению обособленной Арктической газоносной провинции (рис. 8). Газоносная провинция граничит с переходной Северной нефтегазоносной провинцией, в пределах которой газ (газоконденсат) доминирует (> 90 %) в суммарном объеме углеводородов. Южнее переходной зоны размещается Центральная нефтеносная провинция, где по количеству месторождений и запасам нефти превалируют нефтяные месторождения (рис. 8).
Для недропользователей суша и континентальный шельф Арктической газоносной провинции являются самыми привлекательными из числа недоразведанных территорий мегапровинции. В их пределах предстоит удвоить сырьевую базу газовой промышленности региона прежде всего за счет освоения уникальных запасов газа в акватории Карского моря, его заливов и губ – данные запасы составляют более 45 % запасов углеводородов всех морей России (рис. 9). Всего в пределах Карского моря, заливов и губ по состоянию на 01.01.2020 г. открыто 10 месторождений с запасами газа, достигающими 4,3 трлн м3. Только на месторождении Победа выявлена одна залежь нефти в юрских отложениях с запасами 130 млн т (плотность нефти – менее 0,8 г / см3), что составляет 2,9 % суммарных запасов углеводородного сырья в акватории Карского моря.
С конца 2014 г. геолого-разведочные работы по освоению обширных запасов углеводородных ресурсов акватории Карского моря были приостановлены в связи с введением санкций западными странами, но в последние годы возобновилось бурение единичных морских скважин на континентальном шельфе в рамках государственных инициатив, направленных на стимулирование добычи нефти из заливов и губ на шельфовых месторождениях Арктической газоносной провинции, расширение и создание новых заводов по сжижению газов (рис. 8). В результате на континентальном шельфе северной части полуострова Ямал открыты новые газоконденсатные месторождения – Северо-Обское, им. В.А. Динкова и Нярмейское с суммарными запасами около 2 трлн м3.
Выводы
1. В составе Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции на основании геолого-ресурсных показателей выделена Арктическая газоносная провинция.
2. В пределах выделенной провинции важнейшие показатели соотношения запасов углеводородов различного фазового состояния непрерывно увеличиваются в пользу газа. Это обусловлено непрекращающимися темпами его генерации, поступательными процессами открытия и ввода в эксплуатацию новых, в первую очередь уникальных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений и развитием газовой инфраструктуры топливно-энергетического комплекса.
Начальные извлекаемые запасы газа и нефти Арктического региона
Initial recoverable gas and oil reserves of the Arctic region
Запасы Reserves |
Газ (свободный + растворенный + конденсат), т у. т. Gas (non-associated + dissolved + condensate), tons of reference fuel |
Нефть, т у. т. Oil, tons of reference fuel |
Доля газа в объеме запасов углеводородов, % Gas ratio in hydrocarbon reserves, % |
К2 |
25 947 651 |
868 290 |
96,8 |
К1 |
28163524 |
2 680 717 |
91,3 |
J |
6 006 884 |
176 075 |
98,2 |
Всего Total |
60 169 779 |
3 725 082 |
94,2 |
Добыча нефти и газа
Авторы:
В.М. Шамилов, e-mail: valeh.shamilov@socar.az, SOCAR (Государственная нефтяная компания Азербайджанской Республики) (Баку, Азербайджанская Республика).
Литература:
-
Тялина Л.Н., Минаев А.М., Пручкин В.А. Новые композиционные материалы: Учебное пособие. Тамбов: Изд-во ГОУ ВПО «Тамбовский государственный технический университет», 2011. 80 с.
-
Назаренко О.Б. Электровзрывные нанопорошки: получение, свойства, применение / Под редакцией А.П. Ильина. Томск: Изд-во ТПУ, 2005. 148 с.
-
Шамилов В.М., Бабаев Э.Р. Разработка многофункциональных композиционных смесей на основе водорастворимых ПАВ, полимеров и металлических нанопорошков в качестве агентов вытеснения нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 6. С. 60–63.
-
Баженов Ю.М., Фаликман В.Р., Булгаков Б.И. Наноматериалы и нанотехнологии в современной технологии бетонов // Вестник МГСУ. 2012. № 12. С. 125–133.
-
Рудской А.И. Нанотехнологии в металлургии. СПб.: Наука, 2007. 226 с.
-
Решетникова С.Н. Применение нанопорошков химических соединений для повышения физико-механических характеристик изделий машиностроения: автореферат дис. … канд. техн. наук. Красноярск, 2008. 21 с.
-
Трубопроводная арматура с элементами из керамики для нефтяных скважин высокого давления: пат. RU 2261978 C2; МПК E21B 33/03, E21B 34/02, E21B 43/12, F16K 27/02 / И.М. Ментеш, К.Р. Бензигер; патентообладатель Карпентер Эдванст Сирэмикс, Инк; № 2002116250/03, заявл. 28.11.2000; опубл. 10.10.2005, Бюл. № 28. 22 с.
- Шамилов В.М., Бабаев Э.Р. Биоцидная композиция на основе наночастиц меди для нефтяной промышленности // SOCAR Proceedings. 2019. № 1. С. 52–56
HTML
Важными составляющими нанотехнологий как научно-технического направления являются разработка и изучение наноструктурных материалов, исследование свойств полученных наноструктур в различных условиях, поскольку при уменьшении размера структурного элемента до нанометрового диапазона материалы демонстрируют новые физико-механические свойства [1]. К числу наноматериалов, уже нашедших применение в промышленности, относятся металлические нанопорошки [2]. Так, различного рода композиты на основе металлических нанопорошков активно используются в нефтяной промышленности, металлургии, строительстве, машиностроении и во многих других отраслях [3–6].
Целью исследования, результаты которого представлены в данной статье, было изучение возможности повышения долговечности и износостойкости керамических штуцеров для дроссельно-регулирующих устройств, применяющихся при добыче нефти и газа, за счет модификации химического состава исходных компонентов наночастицами меди. В композитный материал для изготовления керамических штуцеров, предназначенных для точного регулирования расхода проводимой рабочей среды при нефтедобыче, входят глинозем и раствор поливинилового спирта [7]. В рамках проведенного исследования к этому составу были добавлены наночастицы меди (в 2018 г. в Агентство интеллектуальной собственности Азербайджанской Республики подана заявка на получение патента на данный состав).
Экспериментальная часть
На заводе погружных насосов SOCAR были изготовлены штуцеры по следующей методике. В 5 %-ный раствор поливинилового спирта добавили наночастицы меди размерностью 50–70 нм и перемешивали на паровой бане в течение 6 ч. Полученный таким образом наногель поместили в стеклянную тару и остудили. Остуженный наногель смешивали с 1 кг глинозема в течение 25 мин. Смесь пропустили через сито, поместили в соответствующие формы и на специальной установке подвергли давлению 6,08–7,09 МПа. Для полного выпаривания поливинилового спирта образцы на несколько дней были помещены в сушильный шкаф. Далее они были подвергнуты поэтапной термической обработке в муфельной печи (температура была доведена до 1450 °C в течении 24 ч). Для нахождения оптимального состава было изготовлено множество штуцеров с различным процентным содержанием исходных компонентов. Наиболее эффективные по результатам исследования составы приведены в табл. 1.
Для проведения исследования эффективности влияния наночастиц меди на долговечность и износостойкость керамических штуцеров было взято 50 % образцов с наночастицами меди и 50 % – без добавления наночастиц, т. е. традиционного состава (рис.).
Образцы визуально были проверены на наличие трещин. При наличии трещин были определены их размеры. Пределы прочности и жесткости всех образцов были определены с использованием твердомеров Rockwell-TP-5006M и Brunnel-TSh-2M. Полученные характеристики образцов представлены в табл. 2, из которой видно, что пробы № 2 и № 3 обладают средней твердостью – 87,8 и 89,6 HRA соответственно, тогда как проба № 1, т. е. штуцер, изготовленный традиционным методом, без добавления наночастиц меди, обладает средней твердостью 72÷73 HRA.
Далее для изучения возможности применения наноструктурированных штуцеров в нефтедобыче на 40 скважинах различных месторождений Апшеронского полуострова (Азербайджанская Республика) были проведены промысловые испытания, результаты которых представлены в табл. 3. Цель тестирования наноструктурированных штуцеров на столь значительном количестве скважин заключалась в возможности получения данных о влиянии различных условий эксплуатации на износостойкость испытуемых объектов.
Результаты исследований
Удельная поверхность применяемых в рамках исследования наночастиц меди составляет 25 м2 / г, что явилось основополагающим фактором для механической активации смесей, способствующей улучшению характеристик штуцеров.
В частности, экспериментальные данные (табл. 2) показали, что добавление наночастиц меди при приготовлении керамических штуцеров повышает их среднюю твердость на 15–20 %. При этом, как свидетельствуют промысловые испытания (табл. 3), срок безаварийной эксплуатации наноструктурированных штуцеров по сравнению со штуцерами, изготовленными традиционным методом, увеличился в среднем от 30 % до 3,2 раза. Таким образом, лабораторные и промысловые испытания доказали эффективность добавления наночастиц меди размерностью 50–70 нм в предложенной концентрации при изготовлении керамических штуцеров. Несмотря на различные физико-химические свойства, компонентный состав и скорость прохождения добываемого флюида, на всех скважинах, где были установлены наноструктурированные штуцеры, была зафиксирована их более высокая износостойкость в сравнении со штуцерами, изготовленными традиционным методом.
Выводы
1. Представленная технология изготовления наноструктурированных керамических штуцеров немногим отличается от традиционной технологии, а низкая концентрация используемых наночастиц не оказывает существенного влияния на себестоимость производимой продукции, что открывает возможность для широкого промышленного применения наноструктурированных штуцеров при добыче нефти.
2. Богатая микроорганизмами пластовая вода негативно влияет на долговечность используемых штуцеров. Однако наночастицы меди обладают биоцидными свойствами [8], что позитивно сказывается на долговечности и износостойкости наноструктурированных керамических штуцеров.
Таблица 1. Наиболее эффективные по результатам исследования компонентные составы для изготовления наноструктурированных штуцеров
Table 1. The most effective compositions for the manufacture of nanostructured now beans according to the results of the research
Содержание компонента, % Component value, % |
Проба Sample |
||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Глинозем Aluminium oxide |
95,908 |
95,907 |
95,906 |
95,905 |
95,904 |
Водный раствор поливинилового спирта Polyvinyl alcohol water solution |
5,09 |
5,0907 |
5,0906 |
5,0905 |
5,0904 |
Наночастицы меди Cu nanoparticles |
0,0009 |
0,0018 |
0,0027 |
0,0036 |
0,0045 |
Таблица 2. Результаты лабораторных испытаний наноструктурированных штуцеров
Table 2. The results of laboratory tests of nanostructured now beans
Технология изготовления штуцера Now bean manufacturing technology |
Проба Sample |
Концентрация наносистемы, % Nanosystem concentration, % |
Диаметр штуцера D, мм Diameter of the now bean D, mm |
Средняя твердость по Роквеллу, HRA The average Rockwell hardness, HRA |
Традиционный метод Traditional method |
1 |
– |
9 |
72÷73 |
Наноструктурирование Nanoscale patterning |
2 |
0,002 |
87,8 |
|
3 |
0,003 |
89,6 |
||
4 |
0,004 |
86,3 |
||
5 |
0,005 |
84,3 |
Таблица 3. Результаты опытно-промысловых испытаний наноструктурированных штуцеров на производственных площадях SOCAR
Table 3. Results of field testing of nanostructured now beans at SOCAR production facilities
Месторождение Field |
№ скважины Well number |
Метод эксплуатации Method of operation |
Диаметр штуцера D, мм Diameter of the now bean D, mm |
Дата установки штуцера Now bean installation date |
Без наночастиц Without nanoparticles |
С наночастицами меди With Cu nanoparticles |
||
Длительность эксплуатации, дней Duration of operation, days |
Доля механических примесей во флюиде, % Percentage of mechanical impurities in the fluid, % |
Длительность эксплуатации, дней Duration of operation, days |
Доля механических примесей во флюиде, % Percentage of mechanical impurities in the fluid, % |
|||||
Апшерон Absheron |
10 |
Погружной электроцентробежный насос Electric submersible centrifugal pump |
3 |
04.09.2019 |
15 |
0,1 |
117 |
0,1 |
26 |
04.09.2019 |
30 |
0,02 |
119 |
0,02 |
|||
Банка Дарвина Darwin Bank |
340 |
Электроцентробежный насос Electrical centrifugal pump |
06.09.2019 |
15 |
0,1 |
117 |
0,1 |
|
617 |
06.09.2019 |
34 |
0,02 |
117 |
0,02 |
|||
717 |
06.09.2019 |
21 |
0,02 |
117 |
0,02 |
|||
627 |
06.09.2019 |
36 |
0,02 |
117 |
0,02 |
|||
715 |
06.09.2019 |
27 |
0,02 |
117 |
0,02 |
|||
738 |
Эрлифт Air lift |
04.09.2019 |
50 |
0,02 |
119 |
0,02 |
||
739 |
Фонтан Fountain |
05.09.2019 |
43 |
0,1 |
117 |
0,1 |
||
740 |
Эрлифт Air lift |
05.09.2019 |
29 |
0,1 |
117 |
0,02 |
||
621 |
Погружной электроцентробежный насос Electric submersible centrifugal pump |
05.09.2019 |
36 |
0,02 |
117 |
0,02 |
||
676 |
05.09.2019 |
41 |
0,02 |
117 |
0,02 |
|||
Апшерон Absheron |
31 |
Фонтан Fountain |
3,5 |
04.09.2019 |
20 |
0,02 |
119 |
0,02 |
37 |
Погружной электроцентробежный насос Electric submersible centrifugal pump |
04.09.2019 |
50 |
0,02 |
119 |
0,02 |
||
Банка Дарвина Darwin Bank |
614 |
Электроцентробежный насос Electrical centrifugal pump |
08.09.2019 |
66 |
0,1 |
115 |
0,02 |
|
622 |
08.09.2019 |
54 |
0,02 |
115 |
0,02 |
|||
746 |
08.09.2019 |
39 |
0,1 |
115 |
0,02 |
|||
119 |
08.09.2019 |
58 |
0,02 |
115 |
0,02 |
|||
626 |
08.09.2019 |
42 |
0,1 |
115 |
0,02 |
|||
645 |
08.09.2019 |
33 |
0,02 |
115 |
0,02 |
|||
648 |
07.09.2019 |
30 |
0,1 |
116 |
0,1 |
|||
649 |
07.09.2019 |
44 |
0,02 |
116 |
0,02 |
|||
650 |
07.09.2019 |
47 |
0,1 |
116 |
0,02 |
|||
773 |
Эрлифт Air lift |
07.09.2019 |
59 |
0,02 |
116 |
0,02 |
||
830 |
07.09.2019 |
55 |
0,1 |
116 |
0,02 |
|||
766 |
07.09.2019 |
69 |
0,02 |
116 |
0,02 |
|||
745 |
07.09.2019 |
72 |
0,1 |
116 |
0,02 |
|||
603 |
07.09.2019 |
74 |
0,1 |
116 |
0,1 |
|||
604 |
Электроцентробежный насос Electrical centrifugal pump |
07.09.2019 |
77 |
0,1 |
116 |
0,1 |
||
24 |
Погружной электроцентробежный насос Electric submersible centrifugal pump |
4,0 |
04.09.2019 |
30 |
0,02 |
119 |
0,02 |
|
660 |
Эрлифт Air lift |
04.09.2019 |
15 |
0,1 |
119 |
0,1 |
||
639 |
Электроцентробежный насос Electrical centrifugal pump |
04.09.2019 |
30 |
0,02 |
119 |
0,02 |
||
829 |
Эрлифт Air lift |
04.09.2019 |
20 |
0,02 |
119 |
0,02 |
||
834 |
04.09.2019 |
50 |
0,02 |
119 |
0,02 |
|||
835 |
04.09.2019 |
30 |
0,02 |
119 |
0,02 |
|||
456 |
Электроцентробежный насос Electrical centrifugal pump |
04.09.2019 |
50 |
0,02 |
119 |
0,02 |
||
38 |
Погружной электроцентробежный насос Electric submersible centrifugal pump |
5,0 |
04.09.2019 |
50 |
0,02 |
119 |
0,02 |
|
664 |
Эрлифт Air lift |
03.09.2019 |
76 |
0,1 |
120 |
0,1 |
||
665 |
03.09.2019 |
65 |
0,02 |
120 |
0,02 |
|||
666 |
03.09.2019 |
49 |
0,02 |
120 |
0,02 |
Авторы:
Ю.В. Кирпичев, e-mail: kirpichev@ream-rti.ru; ООО «РЕАМ-РТИ» (Москва, Россия).
А.В. Радлевич, e-mail: radlevich@gmail.com; ООО «ТЛК «ИНТЕР» (Фрязино, Россия).
Б.А. Серафимов, e-mail: tlkinter2016@yandex.ru; ООО «ТЛК «ИНТЕР» (Фрязино, Россия).
В.Г. Тимошенко, e-mail: tvg@ream-rti.ru, ООО «РЕАМ-РТИ» (Москва, Россия).
Литература:
-
Оборудование для защиты установок электроцентробежных насосов от солеотложений и коррозии [Электронный источник]. Режим доступа: https://neftegaz.ru/science/Oborudovanie-uslugi-materialy/331447-oborudovanie-dlya-zashchity-ustanov... (дата обращения: 14.06.2020).
-
Разумов А.И. Опыт работы НГДУ «Сургутнефть» с фондом скважин, подверженных солеотложению на рабочих органах электроцентробежных насосов // Нефтяное хозяйство. 2014. № 3. С. 80–82.
-
Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. М.: Орбита-М, 2004. 432 с.
-
Соли: Междисциплинарный проект [Электронный источник]. Режим доступа: https://present5.com/mezhdisciplinarnyj-proekt-soli-ne-uchite-mnogo-ne-uchite/ (дата обращения: 14.06.2020).
-
Цепляев И.И., Ильзит Е.И. Причины, методы и профилактика развития солеотложений на примере месторождений ПАО «Сургутнефтегаз» в Восточной Сибири // Инженерная практика. 2019. № 11–12. С. 22–29.
-
Несолоно добывши: борьба с солеотложением на скважинном оборудовании [Электронный источник]. Режим доступа: https://glavteh.ru/несолоно-добывши-борьба-с-солеотложе/ (дата обращения: 14.06.2020).
-
Алентьев А.А., Клетченков И.И., Пащенко А.А. Кремнийорганические гидрофобизаторы. Киев: Государственное издательство технической литературы УССР, 1962. 114 с.
-
Способ получения фторсодержащих сополимеров: пат. 1155161 СССР, МПК C08F 220/24 / А. Дессэн; заявитель и патентообладатель «Продюн Шимик Южин Кюльман» (Франция); № 3372849/23-05; заявл. 22.12.1981; опубл. 07.05.1985, Бюл. № 17. 15 с.
-
Миков Д.А., Кутырев А.Е., Петрова В.А. Гидрофобизирующие составы для дополнительной защиты алюминиевых сплавов в топливных системах изделий авиатехники // Труды ВИАМ. 2015. № 9. С. 66–72.
-
Полушерстяная ткань с комплексом резистентных защитных свойств: пат. 2506358 РФ, МПК D03D 15/00, D03D 15/08, D06M 13/00, D06M 13/322 / С.А. Кочаров, А.А. Ильин, В.А. Грищенкова, В.Д. Привалова; заявитель и патентообладатель Минпромторг России; № 201243338/12; заявл. 10.10.2012; опубл. 10.02.2014, Бюл. № 4. 6 с.
HTML
При добыче скважинных жидкостей, например нефти, одной из наиболее распространенных причин отказа нефтепогружного оборудования (НПО) является солеотложение на погружном электродвигателе (ПЭД), рабочих органах электроприводных центробежных насосов (ЭЦН), в фильтрующих системах (рис. 1). Доля отказов установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) по причине солеобразования в некоторых компаниях достигает 30 % общего числа отказов глубинно-насосного оборудования [1].
ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ОТЛОЖЕНИЯ СОЛЕЙ
Можно выделить несколько основных причин образования солеотложений на рабочих органах УЭЦН [2] и в скважинных фильтрующих системах. В их числе:
• состав пластовой жидкости (высокая обводненность, наличие растворенных и нерастворенных природных минералов);
• изменение термобарических условий в скважине в процессе интенсивного отбора жидкости для поддержания проектных темпов разработки месторождения, приводящее к выпадению осадка. Так, смещение рабочей зоны в левую часть гидродинамической характеристики приводит к повышению температуры перекачиваемой жидкости и интенсификации кавитационных процессов и, как следствие, к выпадению осадка;
• смешивание пластовых вод с закачиваемыми водами другого состава, которое может привести к образованию солеобразующих соединений и агрессивной среды;
• конструктивное исполнение ЭЦН (образование застойных зон, коррозия поверхности).
Солеотложения на поверхностях проточной части НПО при освоении скважин с высоким уровнем обводненности уменьшают просвет проточных каналов в рабочих органах ЭЦН и фильтрующих системах, что обусловливает снижение производительности насоса вплоть до отказа оборудования.
Для повышения нефтеотдачи фонда скважин используют системы поддержания пластового давления, нагнетающие воду в нагнетательные скважины из доступных водных ресурсов, минерализация которых может доходить до 400 г / л. Растворенные в воде соли главным образом состоят из карбонатов, сульфатов, галитов (хлорид натрия) и сульфидов. К примеру, главной причиной выпадения сульфатов кальция, стронция, бария является смешение подземных пластовых вод хлоркальциевого типа с нагнетаемой водой, содержащей сульфат-ионы [3].
Наиболее надежным средством предупреждения и борьбы с осадками гипса, барита и целестина служит применение для заводнения бессульфатных высокоминерализованных вод [4]. Использование пресной воды не всегда приводит к успеху. Эти воды, особенно насыщенные кислородом, могут обогащаться сульфат-ионами при движении по пласту за счет химических реакций:
• окисления сульфидов:
2FeS2 + 2H2O + 7O2 2FeSO4 + 2H2SO4,
4FeSO4 + 2H2SO4 + + O2 2Fe2(SO4)3 + 2H2O,
Fe2(SO4)3 + 6H2O 2Fe(OH)3 + 3H2SO4;
• выщелачивания (растворения) гипса, содержащегося в породе пласта;
• десорбции сульфат-ионов с поверхности порового пространства пород.
Даже простое разбавление насыщенной сульфатами пластовой воды способствует их выпадению в осадок, поскольку растворимость сульфатов заметно снижается с уменьшением минерализации растворов. В том же направлении воздействует охлаждение пластов, происходящее при их заводнении пресными поверхностными водами [5].
Подъем по скважине добываемой продукции сопровождается снижением температуры и давления. Пузырьки газа, выделяющиеся из жидкости при снижении давления ниже давления насыщения, в основном оседают на стенках оборудования. Это ведет к образованию многочисленных границ раздела фаз «твердое тело – жидкость – газ», на которых имеются благоприятные условия для зарождения и роста кристаллов. Появление в потоке газовой фазы нарушает ламинарный подслой и повышает степень турбулизации газожидкостной смеси. Далее при определенных условиях может возникнуть четочная структура потока, характеризующаяся чередованием движущихся четок нефти и газа. При этом увеличивается интенсивность перемешивания пересыщенных водно-солевых систем, приводящая к ускорению процессов зарождения кристаллов
В продукции скважин при изменении термобарических условий происходит перераспределение компонентов скважинных флюидов между водной, нефтяной и газовой фазами, что приводит к снижению содержания углекислоты в воде и, как следствие, к смещению равновесия химической реакции в правую сторону и выпадению карбоната кальция:
Ca(HCO3)2 = CaCO3 + H2O + CO2
В результате происходит отложение карбонатов на поверхности рабочих колес ЭЦН и внутри насосно-компрессорных труб.
Существенным фактором, оказывающим влияние на солеотложение, в особенности в низкообводненных скважинах, является частичное испарение воды в газовую фазу в процессе разгазирования скважинной продукции. В процессе испарения воды происходит общее понижение растворимости солей, и в осадок могут перейти и растворимые в обычных условиях соли – хлориды щелочных и щелочноземельных металлов.
Кроме того, к числу причин интенсивного отложения карбоната кальция и гипса на рабочих колесах ЭЦН относится повышение температуры добываемой жидкости из‑за теплоотдачи от работающего ПЭД. Как показывает расчет, в зависимости от дебита скважины температура добываемой жидкости повышается из‑за теплоотдачи от ПЭД на 4–15 °С. А поскольку с ростом температуры снижается растворимость сульфата и карбоната кальция, это приводит к отложению выпавшей соли на рабочих колесах ЭЦН [4].
МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЯ СОЛЕЙ
Методы предупреждения отложения солей делятся на физические, химические и технологические. Физические заключаются в воздействии на продукцию магнитным либо акустическим полем. При химических методах применяют различные ингибиторы солеотложений. Технологические методы предусматривают использование защитных покрытий, подбор и подготовку рабочего агента для системы поддержания пластового давления, изменение технологических режимов работы скважин и насосного оборудования, а также ограничение водопритоков в скважине [2].
В целях предотвращения солеотложений в системах поддержания пластового давления используются химические методы (ингибиторы солеотложения разного типа, промывка кислотами и т. д.), электрохимическое воздействие и т. д.
Эффективными технологическими методами предотвращения солеотложений в ЭЦН являются применение низкоадгезионных рабочих органов ЭЦН из полимерных материалов с повышенной стойкостью к солеотложению и (или) модификация поверхностей рабочих органов ЭЦН (придание поверхности гидрофобных свойств, препятствующих солеотложению). Например, рабочие колеса ЭЦН из полимерной композиции на основе полифениленсульфида (PPS) достаточно успешно справляются с поставленной задачей (работа в условиях солеотложения) (рис. 3) [6].
Поскольку соли являются водорастворимыми, для оценки уровня адгезии поверхности к солям можно использовать характеристику гидрофобности: чем выше гидрофобность, тем хуже соли закрепляются на поверхности изделия. Экспресс-методом оценки низкой адгезии поверхности к солям является краевой угол смачивания (КУС), то есть угол, который образуется между касательной, проведенной к поверхности фазы «жидкость – газ», и твердой поверхностью с вершиной, располагающейся в точке контакта трех фаз (рис. 2). Гидрофобные покрытия должны обеспечивать КУС не менее 90° [7]. К примеру, разработанные специалистами ООО «РЕАМ-РТИ» композиции марки ППС-СИ демонстрируют КУС более 110°.
Порошковыми покрытиями из полимерных композиций, например на основе PPS, можно модифицировать поверхности оборудования: рабочих органов и корпусных деталей НПО. Нанесение покрытия требует наличия специального оборудования, первичной подготовки поверхности изделия и последующей высокотемпературной термической обработки – закрепления оплавлением.
Однако толщина таких покрытий составляет не менее 80 мкм, что препятствует их применению на фильтрующих решетках, предназначенных для фильтрации механических частиц менее 200 мкм (рис. 4).
Работая над решением задачи придания гидрофобных качеств фильтрующим решеткам из прессованных проволочных проницаемых матриц из проволочно-проницаемого материала (ППМ), специалисты ООО «РЕАМ-РТИ» обратили внимание на то, что ряд полимерных соединений существует в форме суспензий [8], способных придать поверхностям гидрофобные свойства. Причем при использовании суспензий на обрабатываемой поверхности образуется тончайшая гидрофобная полимерная пленка (рис. 5).
С экономической точки зрения наиболее интересными вариантами оказались гидрофобные среды на основе различных фторорганических и кремнийорганических соединений. Первоначально в рамках исследования изучались покрытия в жидкой форме. Было установлено, что КУС покрытия на основе этих соединений превышает 95° [9]. Технология их нанесения относительно проста и включает следующие этапы:
• предварительная подготовка поверхности детали, например пескоструйная обработка;
• нанесение покрытия методом окунания;
• сушка;
• закрепление в печи.
Однако фторсоединения, в отличие от силанов, обладают не очень хорошей адгезией к металлам. Поэтому усилия разработчиков были направлены на получение и применение гибридных фторорганических и кремнийорганических соединений. И такой продукт получен, причем его КУС достигает 118°. Пример измерения КУС на обработанной металлической поверхности ППМ представлен на рис. 6.
Обработанная поверхность была также проверена на олеофобность. В этом случае КУС составил 84°, однако смачивания поверхности маслом не происходило. Таким образом, можно говорить о том, что покрытие может быть применимо для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).
Солеотложение формируется на рабочих органах в застойных зонах (в зонах малых скоростей), так как в зонах проточных каналов абразив, присутствующий в пластовой жидкости, не позволяет солям откладываться. Формируемое гидрофобное покрытие не является абразивостойким, но может сохраняться в застойных зонах и предотвращать солеотложение. Выбор гидрофобизатора определяется характером обрабатываемого материала [10].
ВЫВОДЫ
ООО «РЕАМ-РТИ» является поставщиком фильтров входных модулей ЭЦН на основе ППМ с тонкостью фильтрации от 30 мкм. Модули имеют ряд преимуществ перед другими фильтрующими системами, в числе которых низкое гидравлическое сопротивление, высокие скважность и пропускная способность, регенерируемость, а также упругие свойства материала, обеспечивающие длительную и эффективную работу оборудования в составе УЭЦН. Изготовлена опытная партия фильтрующих блоков с фильтроэлементами из ППМ в составе фильтров – входных модулей для проведения опытных промысловых испытаний. Обработка данных фильтроэлементов гибридным гидрофобным покрытием (рис. 7) позволяет защитить фильтрующие решетки от солеотложений, увеличивая наработку. Кроме того, фильтроэлементы с гибридным гидрофобным покрытием теоретически могут быть использованы для сепарации нефтепродуктов из обводненной пластовой жидкости.
Насосы. Компрессоры
Авторы:
М.Г. Блохина, e-mail: blohina.m@gubkin.ru; Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
А.В. Ивановский, e-mail: alivan95@yandex.ru; Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
А.Ю. Аксенов, e-mail: aksenov.212@mail.ru; Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Н.Н. Соколов, e-mail: sokolovnn2010@rambler.ru, Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Литература:
-
Ивановский В.Н., Пекин С.С. Использование цифровых технологий при подготовке студентов и создании инновационных видов оборудования кафедрой машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 3–4. С. 38–43.
-
Белова О.В., Волков В.Ю., Скибин А.П. и др. Методологические основы CFD-расчетов для поддержки проектирования пневмогидравлических систем // Инженерный журнал: наука и инновации. 2013. № 5 (17). С. 45.
-
Best Practice Guidelines for the Use of CFD in Nuclear Reactor Safety Applications [Электронный источник]. Режим доступа: https://oecd-nea.org/nsd/docs/2014/csni-r2014-11.pdf (дата обращения: 10.06.2020).
-
Computational Fluid Dynamics Best Practice Guidelines for Dry Cask Applications. Final report [Электронный источник]. Режим доступа: www.nrc.gov/docs/ML1308/ML13086A202.pdf (дата обращения: 10.06.2020).
-
Муленко В.В., Блохина М.Г., Ивановский А.В., Аксенов А.Ю. О цифровизации конструирования ступеней электроприводных лопастных насосов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 12. С. 64–68.
-
Bai L., Zhou L., Han C., Zhu Y., Shi W. Numerical Study of Pressure Fluctuation and Unsteady Flow in a Centrifugal Pump // Processes. 2019. Vol. 7, No. 354. P. 1–14.
-
Zhu J., Zhu H., Zhang J., Zhang H.-Q. A Numerical Study on Flow Patterns Inside an Electrical Submersible Pump (ESP) and Comparison with Visualization Experiments // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019. Vol. 173. P. 339–350.
-
Stel H., Sirino T., Ponce F.J., Chiva S., Morales R.E.M. Numerical Investigation of the Flow in a Multistage Electric Submersible Pump // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2015. Vol. 136. P. 41–54.
-
Patil A.V., Sundar S., Delgado A., Gamboa J. CFD Based Evaluation of Conventional Electrical Submersible Pump for High-Speed Application // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019. Vol. 182. Article 106287.
-
Ofuchi E.M., Stel H., Vieira T.S. et al. Study of the Effect of Viscosity on the Head and Flow Rate Degradation in Different Multistage Electric Submersible Pumps Using Dimensional Analysis // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2017. Vol. 156. P. 442–450.
-
Valds J.P., Becerra D., Rozo D. et al. Comparative Analysis of an Electrical Submersible Pump's Performance Handling Viscous Newtonian and Non-Newtonian Fluids through Experimental and CFD Approaches // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2020. Vol. 187. Article 106749.
-
Zhu J., Banjar H., Xia Z., Zhang H.-Q. CFD Simulation and Experimental Study of Oil Viscosity Effect on Multi-Stage Electrical Submersible Pump (ESP) Performance // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2016. Vol. 146. P. 735–745.
-
Чичеров Л.Г., Молчанов Г.В., Рабинович А.М. и др. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования: учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1987. 422 с.
-
Агеев Ш.Р., Григорян Е.Е., Макиенко Г.П. Российские установки лопастных насосов для добычи нефти и их применение: энциклопедический справочник. Пермь: ООО «Пресс-Мастер», 2007. 645 с.
-
Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Деговцов А.В. и др. Проектирование и исследование ступеней динамических насосов: учеб. пособие. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014. 124 с.
-
Кузьмин А.В. Исследование характеристик лопастного насоса для добычи нефти при изменении геометрии проточной части его ступени: дисс. … канд. техн. наук. М., 2018. 257 с.
HTML
Одна из общих задач, которую решает коллектив кафедры машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, – это создание методики расчета характеристик диагональных и осевых ступеней с коэффициентом быстроходности более 250 единиц. К таким ступеням относятся, в частности, ЭЦН5А-320, ЭЦН5А-400, ЭЦН6-1000, ЭЦН7А-1300 и т. д.
Разрабатываемая методика должна позволять получать расчетные характеристики и их деградацию при износе ступени, сопровождающемся расширением рабочих каналов, уменьшением толщины дисков и лопаток, изменением расстояний между подвижными и неподвижными деталями, или при появлении отложений на поверхностях, вызывающих уменьшение размеров каналов за счет налипания на диски и лопатки солей, парафина и т. д. Если для новых ступеней расчетные характеристики можно сравнивать с заводскими, то характеристики при деградации можно будет сравнивать с получаемыми на стендах при испытании изношенных ступеней или специально изготовленных ступеней с измененными размерами (например, на 3D-принтере) [1].
Актуальность данных работ обусловлена отсутствием в открытой печати адекватной методики получения расчетным путем характеристик диагональных ступеней, которая могла бы не только обеспечить создание энергоэффективных образцов насосного оборудования, но и повысить качество обучения студентов механических специальностей.
С точки зрения насосостроения решение поставленной задачи можно уместить в такие варианты, как:
1) использование опубликованных полуэмпирических методик расчета с доработкой их до необходимой точности для конкретных условий на основании получения дополнительных экспериментальных данных;
2) использование альтернативы полуэмпирическим методикам – применение программных продуктов вычислительной гидрогазодинамики (англ. computational fluid dynamics – CFD), в основе которых лежит теория механики сплошных сред с решением уравнений Навье – Стокса или Рейнольдса численными методами;
3) комплексный подход, сочетающий использование полуэмпирических моделей на этапе создания геометрии рабочих органов ступеней и CFD-расчетов – на этапе получения эксплуатационных характеристик объекта исследования с доводкой и оптимизацией геометрии цифровых моделей. Этот подход предпочтителен при создании новой техники.
ОсобеннОСТИ применения CFD-расчетов для получения характеристик диагональных и осевых ступеней
По скорости вычислений CFD-расчеты значительно уступают расчетам, основанным на использовании полуэмпирических подходов. Однако при детализированном моделировании процессов, проходящих в исследуемом объекте, использование CFD-расчетов оказывается значительно эффективнее. Основное же преимущество CFD-расчетов, связанное с возможностью снижения объема натурных испытаний, будет реализовано только в том случае, если результаты расчетов будут в достаточной мере соответствовать реальности. А это уже зависит как от сложности решаемой задачи, так и от квалификации CFD-инженеров. Например, попытка CFD-расчетов многоступенчатого центробежного насоса в многофазной постановке с учетом теплообмена может превышать по количеству ячеек (контрольных объемов) границы возможностей современной вычислительной техники.
Таким образом, целесообразность применения одного из подходов к моделированию определяется в каждом случае исходя из целей и задач конкретного исследования и имеющихся в наличии вычислительных ресурсов.
Мировой опыт показывает, что применение квалифицированным специалистом CFD-технологии в однофазной постановке для получения расчетных характеристик центробежной ступени скважинного электроприводного лопастного насоса (ЭЛН) в широком диапазоне коэффициента быстроходности способно привести к получению достаточно точных результатов с использованием бюджетных вычислительных ресурсов. Для этой цели подходят не только тяжелые коммерческие продукты, разрабатываемые компаниями CD-adapco и ANSYS, но и облегченные, такие как SolidWorks Flow Simulation компании Dassault Systems или его аналоги.
Последовательность действий для проведения CFD-исследований должна быть следующей [2]:
1) постановка задачи исследования;
2) подготовка компьютерной цифровой модели в одной из существующих систем автоматизированного проектирования (САПР);
3) выбор программной среды для проведения CFD-расчетов;
4) выбор и построение расчетной области в пакете вычислительной гидрогазодинамики и выполнение необходимых расчетов;
5) валидация результатов численного моделирования;
6) верификация результатов численного моделирования;
7) разработка отчетной документации с результатами решения в виде эпюр, графиков, таблиц, привязанных к исходной геометрии.
Важным этапом процесса моделирования являются выбор и построение расчетной области. На этом этапе закладываются основные допущения и упрощения расчетной области и осуществляется подготовка цифровой модели для автоматического построения сеточной модели. Внесение упрощений в цифровую модель может потребоваться при ограниченных вычислительных ресурсах, больших габаритных размерах и сложной геометрии расчетной области. Допустимая погрешность, возникающая при этом, может быть оценена только на этапе верификации результатов.
Особенности процессах валидации рассмотрены в [3, 4]. Процесс валидации представляет собой многоступенчатую отладку подготовленной расчетной модели для того, чтобы гарантировать, что ошибка в количественной оценке рассчитываемых величин, связанная с особенностями сеточной модели, выбором модели турбулентности и т. д., сведена к минимуму. При этом для оценки величины ошибки при решении конкретной задачи необходимо решить следующие подзадачи [2]:
1) исследовать сходимость итерационной процедуры и оценить ошибки, связанные с выбором критериев итерационной сходимости;
2) проверить выполнение балансовых соотношений, например баланса по массе, импульсу и энергии;
3) проверить сеточную сходимость (зависимость результатов от плотности сетки);
4) проверить сходимость по времени;
5) выполнить процедуры по определению и ограничению ошибок пользователя.
Наибольшее влияние на достоверность результатов в CFD-расчетах диагональных ступеней ЭЛН на этапе выбора расчетной области оказывает подбор необходимого количества ступеней, на этапе валидации – определение плотности сетки каждой ступени с проверкой сеточной сходимости.
Наиболее быстрым и менее требовательным к вычислительным ресурсам является расчет одной ступени, но он же, возможно, является и самым неточным и непредсказуемым при прогнозировании погрешности результатов. В этом случае погрешность будет сильно зависеть от геометрии проточных каналов (габариты, кривизна), подачи и вязкости жидкости. Очевидно, что работа первой ступени отличается от остальных, располагающихся за ней, динамическими характеристиками перекачиваемой среды на входе в ступень. Первая ступень как бы разгоняет и формирует структуру потока для последующих ступеней. Поэтому самые большие отличия по показателям напора, коэффициента полезного действия и мощности будут наблюдаться у первой и второй ступеней многоступенчатого насоса. Дальнейшие различия в характеристиках между второй и третьей, третьей и четвертой и т. д. ступенями должны, вероятно, уменьшаться.
В [5] были описаны результаты попытки применить CFD-программы для получения расчетным путем характеристик ступеней скважинных ЭЛН в широком диапазоне коэффициента быстроходности nS. Тогда для диагональной ступени (nS = 261,7) напорно-расходная характеристика, полученная в результате CFD-эксперимента, существенно отличалась от той, что была получена в результате натурного эксперимента, в то время как CFD-эксперименты для ступеней насосов с низкой и нормальной быстроходностью (nS = 80…200) имели сходимость с натурными экспериментами в пределах статистической погрешности.
Необходимо указать, что все данные, приведенные в [5], были получены в результате создания расчетной модели одной ступени, включающей два направляющих аппарата и одно рабочее колесо, и достаточно грубой расчетной сетки (для диагональной ступени она составила ~55 тыс. ячеек). Предположения, что значительные отличия в результатах расчетов и физического эксперимента связаны с недостаточной густотой сетки, возникли у авторов статьи в ходе анализа зарубежных источников [6–12], посвященных аналогичным исследованиям.
В некоторых использованных при подготовке данной статьи работах проведено исследование зависимости получаемых гидродинамических параметров от густоты сетки. Анализ показал, что исследователи не выработали пока единый подход к определению количества насосных ступеней, необходимого и достаточного для проведения достоверных CFD-экспериментов. При этом авторы проводили компьютерные испытания ЭЛН на одной [6–8], двух [9], трех [8, 10], четырех [11], пяти [8] и даже на семи ступенях [12].
Наибольший интерес вызвала работа [8], где испытанию были подвергнуты сборки одинаковых ступеней из одной, трех и пяти ступеней. Причем в работе указано, что давления ступеней в каждом случае существенно отличаются на всем диапазоне подач насоса (отметим, что авторы сами не смогли объяснить столь сильную разницу в показателях давления – от 80 до 115 кПа, т. е. от 8,1 до 11,7 м при оптимальной подаче).
Результаты моделирования диагональной ступени электроприводного лопастного насоса с учетом зарубежного опыта
Объектом испытания была одна из промежуточных версий разрабатываемой на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина ступени ЭЦН7А-1300, конструирование которой проводилось по методикам [13–16]. В данной статье будут приведены результаты компьютерных испытаний только на номинальной подаче ступени – 1300 м3 / сут.
В первую очередь необходимо было повторить виртуальные испытания сборки из одной ступени, включающей два направляющих аппарата и одно рабочее колесо, и при этом определить, как разное количество ячеек в модели влияет на точность расчета.
На рис. 1 приведена схема замера давления в ступени; на рис. 2 – отличающиеся по наполнению расчетные сетки (для наглядности сетка отображена без интерполяции и привязки к модели – отключена опция «Использовать геометрию CAD»). Все условия расчета применялись аналогично описанным в [5]. Результаты расчетов представлены на рис. 3. Наиболее важными показателями являются зависимость напора (перепада давления) в номинальном режиме работы и времени расчета от количества ячеек в модели. Напор ступени Н рассчитан по формуле:
, (1)
где Р1, Р2 – давление входа и выхода соответственно, Па; – плотность перекачиваемой жидкости, кг / м3 (для воды – 1000 кг / м3); g = 9,81 м / с2 – ускорение свободного падения.
По результатам CFD-испытания одноступенчатой насосной системы можно сказать, что при уплотнении сетки с 15 928 ячеек до 62 697 ячеек уточнение напора составило 26 %, с 62 697 до 127 572 ячеек – уже 4,7 %, с 127 572 ячеек до 341 900 – 2,13 %, с 341 900 ячеек до 535 037 – 0,62 %, с 535 037 ячеек до 1 409 430 – лишь 0,09 %.
При этом время расчета выросло многократно – со 189 с (чуть более 3 мин) для 15 928 ячеек до 26 487 с (более 7 ч) для 1 409 430 ячеек.
Поскольку ЭЛН – многоступенчатые насосы, есть смысл проверить CFD-расчет на бльшем количестве ступеней. Покажем, как изменятся результаты, если испытывать не одну, а три ступени, при этом определять давление будем в каждой из них. Схема трехступенчатой насосной системы представлена на рис. 4, результаты расчетов – на рис. 5. Обозначим для дальнейшего следующие значения: напор 1‑й ступени – H21, напор 2‑й ступени – H32, напор 3‑й ступени – H43, при этом:
; (2)
; (3)
. (4)
По результатам CFD-испытания трехступенчатой насосной системы можно сказать, что при уплотнении сетки с 43 720 ячеек до 53 037 ячеек изменение напора в среднем составило 0,18 %, с 53 037 до 105 266 ячеек – 0,6 %, с 105 266 до 187 531 ячеек – 0,18 %, с 187 531 до 222 754 ячеек – 1,15 %, с 222 754 до 342 513 ячеек – 0,09 %, с 342 513 до 825 347 ячеек – 6,73 %, с 825 347 до 1 105 848 ячеек – 4,38 %.
При этом время расчета выросло со 233 с (почти 4 мин) для 43 720 яче-ек до 27 841 с (более 7,5 ч) для 1 105 848 ячеек.
Интересно, что величины напоров каждой из ступеней неодинаковы, а при сетке в 105 266 ячеек и больше напор 1‑й ступени оказывается больше, чем для 2‑й и 3‑й ступени, при этом в сравнении с результатами одноступенчатой системы напор каждой ступени меньше ступени в одноступенчатой системе примерно на 1 м, или на 16,4 %.
Поскольку и в одно- и в трехступенчатой сборке геометрия исследуемой ступени остается без изменений, равно как и начальные и граничные условия, объяснить такое явление пока не представляется возможным. Анализ зарубежных публикаций позволяет сделать вывод, что этот вопрос не решен и там [8]. По этой причине авторы пока рекомендуют применять многоступенчатую сборку в CFD-модуле программы SolidWorks с осторожностью.
Выводы
Результаты испытаний позволяют сделать предварительные выводы о возможности применения стандартных пакетов SolidWorks с учетом трех критериев, в числе которых:
• приближение к фактическим характеристикам;
• экономический – стоимость ЭВМ для реализации проекта (при этом можно говорить о бюджете, на который можно купить один суперкомпьютер, 10 хороших станций, 30 рабочих компьютеров для студен-тов);
• временной фактор получения характеристик.
Анализ этих критериев позволяет выделить три направления применения стандартных пакетов SolidWorks, а именно:
1) для студентов – в целях получения навыков проектирования и понимания зависимостей уточнения результатов будет достаточно расчетов в пределах 10–15 мин, а неточность в 15–20 % будет вполне приемлема;
2) для проектировщиков при выполнении прикидочных расчетов, которые могут показать перспективность того или иного конструктивного исполнения (допустима неточность 5–7 %);
3) для конструкторов, когда нужны уже наиболее точные характеристики, позволяющие создать конструкцию, пригодную для изготовления опытных образцов. Тут уже важно, чтобы неточность не превышала 1–2 %.
В то же время для последних двух направлений методы построения цифровых теней и цифровых двойников нуждаются в улучшении.
Разработка и эксплуатация месторождений
Авторы:
Т.Т. Рагимов, e-mail: teymur.ragimov@mail.ru; Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (Уфа, Россия).
Е.С. Юшин, e-mail: EvgeniyYushin@mail.ru, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, Россия).
Литература:
-
Корякин A.Ю., Исмагилов Р.Н., Кобычев B.Ф., Серебрянский C.А. Внедрение технологии совместного компримирования газа сеноманской залежи и ачимовских отложений // Экспозиция Нефть Газ. 2018. № 1 (61). С. 33–37.
-
Пономарев А.И., Рагимов Т.Т., Шигидин О.А. Опыт эксплуатации газовой скважины с концентрическими лифтовыми колоннами // Наука. Инновации. Технологии. 2019. № 4. С. 19–32.
-
Дикамов Д.В. Совершенствование технологии эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам на поздней стадии разработки : дис. … канд. техн. наук. М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2011. 102 с.
-
Пономарев А.И., Рагимов Т.Т., Шигидин О.А. Опыт эксплуатации газовой скважины с концентрическими лифтовыми колоннами // Маркшейдерия и недропользование. 2020. № 1 (105). С. 13–17.
-
Пономарев А.И., Рагимов Т.Т., Шигидин О.А. Опыт эксплуатации газовой скважины с концентрическими лифтовыми колоннами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2020. № 2 (326). С. 49–54.
-
СТО Газпром 2-2.3-1017-2015. Эксплуатация газовых скважин месторождений Надым-Пур-Тазовского региона по концентрическим лифтовым колоннам. СПб.: Газпром, 2017. 36 с.
HTML
Введение
В настоящее время на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении (УНГКМ), расположенном на территории Ямало-Ненецкого автономного округа, в Надым-Пур-Тазовском регионе, доля газовых скважин сеноманской залежи, работающих с накоплением жидкости в забое, составляет 37 % действующего фонда.
Традиционно скопление жидкости в забое скважин ликвидируется путем проведения подземного ремонта, следовательно, скважина глушится, а впоследствии выводится на прежний режим эксплуатации с сохранением уровня дебита пластовой продукции. Однако этого удается достичь далеко не всегда, что, впрочем, позволяет судить об эффективности работ по ремонту скважины.
Сеноманская газовая залежь уникального по запасам углеводородов УНГКМ залегает на глубине 1030–1280 м и находится в разработке с 1978 г. [1]. Начальное пластовое давление залежи составляло 12,0÷12,5 МПа [2], однако в настоящее время сократилось в шесть раз. Стоит отметить, что на УНГКМ вся продукция эксплуатационных скважин, образующих куст, собирается в единый газосборный коллектор (ГСК).
Известно, что месторождения Надым-Пур-Тазовского региона характеризуются как одни из наиболее осложненных скоплением жидкости в забое на территории РФ. Поэтому ООО «Газпром добыча Уренгой» реализует комплекс мероприятий по разработке и внедрению инновационных технологий добычи газа, конечной целью которых является повышение работоспособности малодебитных газовых скважин, осложненных скоплением конденсационных и пластовых вод.
Развитие технологии эксплуатации скважин с помощью концентрических лифтовых колонн на примере Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения
Технология эксплуатации скважин с помощью концентрических лифтовых колонн (КЛК) достаточно широко применялась в период 1960–1990‑х гг. на месторождениях Краснодарского и Ставропольского краев, Украины, Узбекистана, а также на скважинах Медвежьего и Ямбургского нефтегазоконденсатных месторождений [3], а уже начиная с 2000‑х гг. – на месторождениях Северной Америки.
Эксплуатация скважин с помощью КЛК – процесс извлечения продукции, при котором движущийся из пласта газ в забое скважины разделяется на два потока. Эти потоки восходят к дневной поверхности по каналам, образованным двумя концентрически размещенными одна в другой колоннами труб – центральной лифтовой колонной (ЦЛК) и основной лифтовой колонной (ОЛК), т. е. по межтрубному кольцевому пространству (МКП). В нижней части обе колонны сообщаются между собой, в устье скважины потоки газа соединяются и поступают в ГСК. Технология КЛК направлена на создание условий для обеспечения выноса жидкой фазы восходящим потоком газа [2].
В ООО «Газпром добыча Уренгой» технология эксплуатации скважин с помощью КЛК получила дополнительное развитие. Отличительной особенностью реализации инновационной технологии на скважине № 514 УНГКМ стал спуск ЦЛК без проведения работ по глушению, что позволило избежать падения продуктивности.
В ноябре 2013 г. ранее периодически простаивающая газовая эксплуатационная скважина № 514 куста 51 УКПГ-5 была оборудована КЛК и комплексом телемеханики кустов газовых скважин. В декабре 2013 г. она была введена в опытно-промысловую эксплуатацию. В качестве ЦЛК использована труба ТГ19 / 73–10 / 10–75. Конструкция скважины № 514 приведена в табл. 1 [4].
Для управления процессом эксплуатации скважины был установлен автоматизированный технологический комплекс контроля ТК КЛК производства ООО «НПФ «Вымпел». Общий вид скважины № 514 с комплексом управления ТК КЛК представлен на рис. 1 [2].
Технологический комплекс ТК КЛК позволяет управлять режимом эксплуатации обводненных газовых скважин за счет того, что в ЦЛК реализуется автоматическое поддержание повышенного на 10–20 % дебита газа, необходимого для выноса жидкости по мере ее накопления в забое. Критический дебит можно рассчитать для трубных колонн разной конфигурации, а также для различных термобарических состояний газа. Управление производится в соответствии с алгоритмом ООО «Газпром ВНИИГАЗ» с использованием программного обеспечения ООО «НПФ «Вымпел». Расчетный алгоритм позволяет определить постоянно поддерживаемый в автоматическом режиме критический и рекомендуемый дебиты, при которых обеспечивается вынос жидкой фазы потоком газа. Технологию можно применять на месторождениях отечественного и зарубежного осложненных фондов (в том числе при активном разрушении забоя с накоплением жидкости), предварительно определив ключевые режимные параметры с помощью программного пакета.
Непрерывный контроль расхода газа из ЦЛК и изменение величины расхода газа из МКП путем автоматического регулирования с помощью регулирующего устройства дебита (РУД) МКП обеспечивает поддержание требуемого значения дебита. В целях соблюдения безгидратного режима эксплуатации автоматизированная система подачи осуществляет подачу ингибитора гидратообразования на линии ЦЛК и МКП.
Схема площадки управления скважины № 514, оборудованной КЛК, приведена на рис. 2 [5]. Комплекс управления КЛК включает двухфазный расходомер ДФР-01, расходомер газа «Гиперфлоу», регулирующее устройство дебита газовой скважины РУД-02 и систему подачи ингибитора СПИ-02.
Испытания по моделированию управления технологическим режимом скважины
В декабре 2018 г. специалистами ООО «Газпром добыча Уренгой» был проведен комплекс работ по имитации работы газовой скважины, оборудованной КЛК, без управляющего комплекса, путем последовательного изменения процента открытия РУД МКП – 20, 45, 30, 35 и 80 %. При каждом положении открытия РУД МКП изменялось положение открытия РУД линии МКП + ЦЛК – последовательно 100, 65 и 30 %. Таким образом, смоделировано 15 режимов работы скважины. Продолжительность каждого заданного режима составила 24 ч.
Термобарические и расходные параметры скважины в период испытаний фиксировались по показаниям телеметрии ТК КЛК и передавались на автоматизированное рабочее место установки комплексной подготовки газа (АРМ УКПГ) и в информационно-управляющую систему дистанционного управления (ИУС ДУ). Для контроля давлений и температур на линии ЦЛК и МКП дополнительно были установлены переносные РТП-04. В целях предотвращения образований гидратов и льда на линию ЦЛК и в затрубное пространство скважины осуществлялась постоянная дозированная подача метанола.
На рис. 3 представлена динамика фактических расходных параметров скважины № 514, расчетных значений минимально допустимого дебита газа для обеспечения выноса жидкой фазы (конденсационной воды) из МКП и ЦЛК, а также изменение соотношения устьевых давлений МКП и ЦЛК в различных режимах работы скважины при отключении автоматического регулирования дебита ТК КЛК. Расчеты значений забойного давления, минимально необходимых скоростей потока газа и в итоге значений минимально допустимого дебита газа для обеспечения выноса жидкой фазы проведены согласно [6]. Средние параметры работы скважины в заданных режимах приведены в табл. 2.
Как видно, во всех режимах при открытии РУД МКП на 20 и 30 %, а также в двух режимах при открытии РУД МКП на 35 % и РУД ЦЛК + МКП на 100 и 65 % скважина работает одновременно по ЦЛК и МКП. В режимах, в которых открытие РУД МКП составляет 45 и 80 %, а также в режиме с открытием РУД МКП на 35 % и РУД ЦЛК + МКП на 30 % скважина работает только по МКП.
Следует отметить, что вынос воды фиксируется расходомером, установленным на линии ЦЛК, поэтому при работе скважины только по МКП определить количество выносимой воды невозможно. Кроме того, в режимах работы скважины только по МКП наблюдается монотонное снижение дебита газа, что косвенно свидетельствует о накоплении жидкости в забое и начале процесса самозадавливания. Действительно, расчет параметров минимально допустимых дебитов газа по МКП и ЦЛК, обеспечивающих вынос жидкой фазы из скважины, свидетельствует о том, что при режиме работы скважины по ЦЛК и МКП или только по МКП минимально допустимый дебит газа по МКП превышает или находится в пределах фактического дебита газа по МКП и не обеспечивает вынос всей жидкой фазы из скважины. Для обеспечения устойчивого выноса жидкости из забоя скважины дебит пластового газа должен как минимум на 20 % превышать минимально допустимый.
При работе скважины одновременно по ЦЛК и МКП минимально допустимый дебит газа по ЦЛК всегда больше фактического дебита газа по ЦЛК, что обеспечивает вынос конденсационной и пластовой воды из скважины. В то же время отмечено, что при определенных условиях, а именно в режимах, при которых отношение значений устьевого давления на МКП (РМКП) и значения устьевого давления на ЦЛК (РЦЛК) меньше 1,12, скважина работает только по МКП. При отношении РМКП / РЦЛК > 1,12 скважина работает одновременно и по МКП, и по ЦЛК.
Заключение
Испытания по моделированию управления технологическим режимом скважины № 514 УНГКМ, оборудованной КЛК, без применения автоматизированного технологического комплекса, показали, что:
• при отношении РМКП / РЦЛК > 1,15 скважина, оборудованная КЛК, устойчиво эксплуатируется в газосборный коллектор одновременно по МКП и по ЦЛК. Вынос конденсационной воды обеспечивается по ЦЛК;
• при отношении 0,98 < РМКП / РЦЛК < 1,10 скважина эксплуатируется только по МКП. При этом для стабильной работы фактический дебит газа по МКП должен быть выше минимально допустимого значения минимум на 20 %;
• для скважины № 514 оптимальным условием эксплуатации без автоматического регулирования дебита газа является поддержание режима, при котором 1,2 > РМКП / РЦЛК > 1,15, что соответствует открытию РУД МКП на 20–30 % и полностью открытому РУД ЦЛК + МКП. При этих условиях скважина устойчиво эксплуатируется в газосборный коллектор одновременно по МКП и по ЦЛК.
После проведения испытаний скважина № 514 запущена в работу с помощью ТК КЛК в автоматическом режиме.
Таким образом, технология эксплуатации скважины № 514 по КЛК обеспечила ее стабильную работу без выполнения технологических продувок, а ТК КЛК позволил производить добычу продукции низкодебитной газовой скважины УНГКМ при ее обводнении конденсационными и пластовыми водами. Внедрение ТК КЛК в рамках мероприятий по реконструкции газовых скважин без их глушения, а также их дальнейшая эксплуатация по выбранной инновационной технологии обеспечит повышение эффективности извлечения продукции на стадии падения пластового давления и истощения месторождения.
Таблица 1. Конструкция скважины № 514 Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения [4]
Table 1. Well design No. 514 of the Urengoy oil and gas condensate field [4]
Параметр Parameter |
Значение Value |
Направление Conductor casing |
426 мм 145 м 426 mm 145 m |
Кондуктор Soil pipe |
324 мм 574 м 324 mm 574 m |
Эксплуатационная колонна Production casing |
219,1 мм 1251 м 219.1 mm 1251 m |
Колонна насосно-компрессорных труб Flow string |
168 мм 1155,14 м; пакер извлечен 168 mm 1155.14 m; packer removed |
Гибкая металлополимерная насосно-компрессорная труба Flexible metal-polymer tubing string |
49/73 мм 1162 м 49/73 mm 1162 m |
Интервалы перфорации Perforation interval |
1135–1178 м 1135–1178 m |
Забой: Bottom hole • искусственный artifactural • текущий current |
1241 м 1241 m
1168 м 1168 m |
Тип фонтанной арматуры Type of wellhead equipment |
АФ6-100/50-210ХЛ; АФК-150/100-210 ХЛ AF6-100/50-210KhL; AFK-150/100-210 KhL |
Таблица 2. Параметры скважины № 514 Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения при моделировании различных режимов ее работы в газосборном коллекторе при отключении автоматического регулирования дебита с помощью технологического комплекса контроля ТК КЛК
Table 2. Parameters of well No. 514 of the Urengoy oil and gas condensate field when simulating various modes of its operation in the gas collector when disabling automatic flow control using the technological control complex TK KLK
Дата Date |
Регулирующее устройство дебита скважины РУД-02 Regulating device RUD-02 for the flow rate of the well |
Показания технологического комплекса контроля ТК КЛК и регистратора технологических параметров РТП-04 с радиоканалом Indications of the technological complex for monitoring TK KLK and the process data recorder RTP-04 with a radio channel |
PМКП/PЦЛК |
Qmin ЦЛК, м3/ч (m3/h) |
Qmin МКП, м3/ч (m3/h) |
Работа скважины Well performance |
|||||||||
МКП |
ЦЛК + МКП |
PЦЛК, МПа (MPa) |
TЦЛК, °C |
PМКП, МПа (MPa) |
TМКП, °C |
PЦЛК + МКП, МПа (MPa) |
TЦЛК + МКП, °C |
QЦЛК, м3/ч (m3/h) |
QМКП, м3/ч (m3/h) |
QЦЛК + МКП, м3/ч (m3/h) |
|||||
% открытия% opening |
|||||||||||||||
28–29.11.2018 |
20 |
100 |
0,97 |
0,7 |
1,15 |
3,3 |
0,92 |
2,2 |
850 |
1684 |
2534 |
1,19 |
477 |
3715 |
ЦЛК + МКП |
29–30.11.2018 |
65 |
0,98 |
–0,1 |
1,16 |
3,4 |
0,93 |
1,2 |
840 |
1709 |
2549 |
1,18 |
479 |
3728 |
ЦЛК + МКП |
|
30.11–01.12.2018 |
30 |
1,00 |
–0,8 |
1,16 |
3,4 |
0,94 |
0,7 |
812 |
1706 |
2518 |
1,16 |
483 |
3729 |
ЦЛК + МКП |
|
01–02.12.2018 |
45 |
100 |
0,95 |
–26,6 |
1,05 |
6,6 |
0,90 |
3,8 |
0 |
3799 |
3799 |
1,11 |
474 |
3554 |
МКП |
02–03.12.2018 |
65 |
0,94 |
–28,1 |
1,01 |
6,3 |
0,90 |
3,1 |
0 |
3510 |
3510 |
1,07 |
473 |
3485 |
МКП |
|
03–04.12.2018 |
30 |
0,98 |
–33,4 |
0,98 |
4,9 |
0,93 |
1,8 |
0 |
2891 |
2891 |
1,00 |
481 |
3437 |
МКП |
|
06–07.12.2018 |
30 |
100 |
0,93 |
2,4 |
1,09 |
6,3 |
0,88 |
4,6 |
681 |
2898 |
3579 |
1,17 |
468 |
3617 |
ЦЛК + МКП |
07–08.12.2018 |
65 |
0,96 |
2,4 |
1,09 |
6,3 |
0,90 |
4,6 |
660 |
2771 |
3431 |
1,14 |
474 |
3621 |
ЦЛК + МКП |
|
08–09.12.2018 |
30 |
1,00 |
1,2 |
1,12 |
6,0 |
0,96 |
3,7 |
581 |
2461 |
3042 |
1,12 |
487 |
3649 |
ЦЛК + МКП |
|
09–10.12.2018 |
35 |
100 |
0,95 |
2,3 |
1,07 |
7,2 |
0,90 |
4,4 |
534 |
3135 |
3669 |
1,13 |
473 |
3585 |
ЦЛК + МКП |
10–11.12.2018 |
65 |
0,95 |
3,2 |
1,06 |
7,6 |
0,90 |
4,9 |
573 |
3029 |
3602 |
1,12 |
473 |
3572 |
ЦЛК + МКП |
|
11–12.12.2018 |
30 |
1,02 |
–4,1 |
1,09 |
6,6 |
0,96 |
3,9 |
0 |
2836 |
2836 |
1,07 |
488 |
3626 |
МКП |
|
13–14.12.2018 |
80 |
100 |
0,98 |
–10,8 |
0,98 |
5,9 |
0,93 |
6,6 |
0 |
4173 |
4173 |
1,00 |
480 |
3433 |
МКП |
14–15.12.2018 |
65 |
1,00 |
–11,4 |
0,99 |
5,6 |
0,95 |
6,2 |
0 |
3468 |
3468 |
0,99 |
485 |
3452 |
МКП |
|
15–16.12.2018 |
30 |
1,03 |
–12,1 |
1,01 |
4,7 |
0,98 |
5,8 |
0 |
2563 |
2563 |
0,98 |
491 |
3486 |
МКП |
Примечание:
МКП – межтрубное кольцевое пространство;
ЦЛК – центральная лифтовая колонна;
P – устьевое давление, МПа;
Q – дебит газа, м3/ч.
Note:
МКП – drill string-casing annulus;
ЦЛК – central lift column;
P – wellhead pressure, MPa;
Q – gas flow rate, m3/h.
Сервисное обслуживание
HTML
Эффективность и надежность технологического оборудования газоподготовки и газоснабжения напрямую зависят от качественного технического сервиса. В Группе «ЭНЕРГАЗ» эти задачи решает сервисно-технический дивизион, созданный в 2008 г. Об основных достижениях компании и перспективах ее развития рассказал генеральный директор ООО «СервисЭНЕРГАЗ» Александр КРАМСКОЙ.
– Каковы приоритеты и возможности сервиса технологического оборудования газоподготовки и газоснабжения?
– Без комплексной подготовки исходный газ не получит расчетных параметров по чистоте, влажности, температуре, давлению и расходу. Будь то в электроэнергетике, нефтегазовой сфере или иной газоиспользующей отрасли. В энергетике, к примеру, под вопрос ставится надежная эксплуатация энергоагрегатов с заложенными в них проектными возможностями. Это понятная для профессионалов прямая зависимость.
Поэтому мы внимательно анализируем динамику действий наших партнеров по поддержанию работоспособности технологического оборудования. С удовлетворением констатирую, что все большее число эксплуатантов осознает ущербность экономии на сервисе. Большинство из них видит пагубность подхода «когда сломается, тогда и починим», ведь своевременный регламент установок газоподготовки дает явные выгоды (фото 1). Главное – гарантируются назначенный ресурс самих установок и бесперебойная работа сопряженного оборудования на всем объекте.
Теперь о наших возможностях. Во-первых, «СервисЭНЕРГАЗ» готов предоставить свой опыт всем заинтересованным эксплуатирующим предприятиям. В основе нашей работы – принцип профессиональной специализации. У нас в статусе инженерных департаментов согласованно действуют четыре подразделения: строительно-монтажное, запуска, сервисное и ремонтное.
В итоге мы осуществляем весь спектр технических мероприятий: шеф-монтажные и шеф-инженерные работы, подготовку оборудования к пуску (наладку и испытания), техобслуживание в гарантийный период, сервисную поддержку в послегарантийный период, технический аудит, модернизацию, локальный ремонт, капремонт с демонтажем техники, технические консультации и обучение эксплуатационного персонала заказчика, реконструкцию оборудования с учетом новых условий эксплуатации, комплексную реконструкцию неисправного оборудования, поставку и замену запчастей, комплектующих и расходных материалов.
– А что вы можете сказать о практике применения этих возможностей?
– Весь сервисный процесс основан на организационном и инженерном опыте, накопленном Группой «ЭНЕРГАЗ» при выполнении и сопровождении 153 энергетических и нефтегазовых проектов на территории 37 регионов России и стран СНГ.
Начиная с 2007 г. введено в эксплуатацию 295 технологических установок. География проектов – от Сахалина до Калининграда. Наше оборудование действует на Дальнем Востоке (фото 2), в Сибири и на Крайнем Севере, в южных и центральных регионах страны, в Москве и Санкт-Петербурге, а также за пределами страны – в республиках Беларусь, Узбекистан и Казахстан.
К марту 2020 г. общая наработка всех действующих установок «ЭНЕРГАЗ» превысила 13 млн ч. Ежегодно вводятся в эксплуатацию десятки новых установок газоподготовки. Естественно, что для их нормальной эксплуатации и полной выработки ресурса требуется своевременное техобслуживание, а при необходимости – модернизация, текущий или капитальный ремонт.
Мобильные бригады «СервисЭНЕРГАЗа» базируются в Москве, Белгороде и Сургуте. Сервисные специалисты обладают уникальным опытом выполнения работ на особо опасных и технически сложных объектах – на технологическом оборудовании, поставляемом как «ЭНЕРГАЗом», так и другими производителями.
В прошлом году наши инженеры осуществили более 300 выездов на различные площадки, включая удаленные и труднодоступные.
– Об этом опыте расскажите, пожалуйста, подробнее.
– На первое место поставлю проекты модернизации. Бывают ситуации, когда модернизация дает единственную возможность обеспечить штатную эксплуатацию и заявленные технические характеристики, а то и вовсе работоспособность оборудования.
Например, основу компрессорной станции (КС) № 4 «Западный Тэбук» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» составляют установки одного из российских производителей. Так вот эти установки настолько часто выходили из строя, что эксплуатирующая компания вынужденно внесла их капитальный ремонт в ежегодные планы обязательных сервисных работ. А ведь КС № 4 – это важный элемент добывающей и генерирующей инфраструктуры региона. Станция компримирует попутный нефтяной газ (ПНГ), поступающий с Пашнинского, Савиноборского и Берегового месторождений. В сутки утилизируется порядка 100 тыс. м3 газа. Сжатый ПНГ закачивается в транспортный трубопровод до Сосногорской теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), где используется в качестве топлива для турбин.
Нас пригласили помочь разобраться в ситуации. Эксперты «СервисЭНЕРГАЗа» обследовали оборудование и выявили две основные проблемы, возникшие из‑за ошибок в проектировании. Во-первых, смазывающее масло, поступающее в винтовые компрессоры, имело критически низкую температуру, что постоянно приводило к «слизыванию» подшипников скольжения с последующим повреждением основных компонентов компрессоров. Во-вторых, фактические характеристики установок по входному давлению и давлению нагнетания газа не соответствовали требуемым параметрам на объекте. В совокупности это стало причиной аварийных остановов, особенно в холодное время года.
В первую очередь мы модернизировали маслосистему, установили байпас теплообменника и обеспечили возможность быстрого пуска в зимний период. Уменьшили степень сжатия рабочей среды. Расширили диапазон температур масла и компримируемого газа, внесли новые уставки, усовершенствовали систему охлаждения компрессорных установок. Обновили программное обеспечение системы автоматизированного управления. Параллельно выполнили капитальный ремонт компрессоров (фото 3).
В итоге уже на протяжении двух лет эксплуатация этого оборудования не вызывает нареканий. Надежность агрегатов поддерживается в штатном режиме путем планового техобслуживания, проводимого нашими сервисными инженерами.
– На чем еще делает акценты «СервисЭНЕРГАЗ»?
– Это текущие (локальные) и капитальные ремонты. В январе этого года на парогазовом энергоблоке ПГУ-225 Сызранской ТЭЦ завершена плановая инспекция типа «С» газовых турбин. Подачу топлива в турбины PG6111FA здесь осуществляет система в составе пункта подготовки газа и компрессорной станции из трех установок.
Перерыв в работе ПГУ дал нам время для капремонта газокомпрессорных установок № 1 и № 3 (фото 4). Специалисты «СервисЭНЕРГАЗа» заменили винтовые компрессоры, провели локальные ремонтно-восстановительные работы, заменили расходные материалы, в том числе газовые фильтры 1‑й и 2‑й ступеней очистки и масляные фильтры, произвели замену прежнего масла на масло нового поколения ESTSYN СЕ, провели опрессовку установок и предпусковые испытания.
Кстати замечу, что мы работаем исключительно с оригинальными запчастями и расходниками, поскольку поставляемое Группой «ЭНЕРГАЗ» оборудование спроектировано настолько точно, что применение аналогов с неподтвержденными характеристиками ведет к поломкам техники.
Как правило, ремонту предшествуют контрольно-ревизионные работы (фото 5). Один из последних примеров – это технический аудит вакуумных компрессорных станций (ВКС) на ряде объектов АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» в Ямало-Ненецком автономном округе. По результатам инспекции были составлены дефектные ведомости, даны рекомендации по замене неисправных и выработавших ресурс узлов и элементов (фото 6), предложен план проведения локального и капитального ремонта ВКС. Всего наши эксперты проверили четыре станции.
Технические инспекции проводятся не только на действующем оборудовании. В конце прошлого года нам доверили ревизию мембранной установки регенерации пропилена на нефтехимическом предприятии «СИБУР Тобольск». Уже в нынешнем марте «СервисЭНЕРГАЗ» завершил реконструкцию и предпусковую подготовку, а в начале мая ввел это сложнейшее оборудование в эксплуатацию.
Честно говоря, этот проект стал для нас профессиональным вызовом. Пуску установки в Тобольске предшествовали доскональная проработка проекта, комплекс ремонтных, модернизационных и наладочных работ, а также цикл испытаний.
Мы привлекли к работе только высшее техническое звено компании – ведущих инженеров и инженеров-экспертов, проект постоянно курировал наш главный инженер. На различных этапах неоценимый вклад внесли специалисты заказчика – ООО «СИБУР Тобольск», изготовителя установки – BORSIG, нашего швейцарского партнера – компании Enerproject SA. В целом данный проект заслуживает, конечно, отдельного разговора.
– Как видим, кадры по‑прежнему решают все…
– Из года в год у нас растет число сервисных проектов, связанных с оборудованием других производителей. Значительно увеличивается объем работ, и возникает новая специфика. Поэтому особую актуальность приобретают вопросы профессионального совершенствования наших инженеров, повышения качества технических услуг, отбора новых квалифицированных кадров.
И здесь мы основательно рассчитываем на Ремонтно-учебный центр (РУЦ), который строится на производственной площадке Группы «ЭНЕРГАЗ» в Белгороде.
– На каком этапе сейчас строительство центра? Какие функции будут на него возложены?
– Ремонтный цех создается путем модернизации существующего ремонтного предприятия. На этапе проектирования мы тщательно изучили опыт ведущих мировых производителей винтовых компрессоров. Обновляемый цех комплектуется новым оборудованием, современными станками и сборочно-разборочными механизмами, специальными устройствами и инструментами. Возрастут площади склада оригинальных запчастей и комплектующих. Одновременно оптимизируем регламенты восстановительных работ и расширяем диапазон ремонтируемой техники.
Тренажерный комплекс будет выполнять функции обучения и повышения квалификации. Его структура совмещает теоретические и практические сегменты. Площадка практического обучения оборудуется аналогами элементов и систем установок газоподготовки «ЭНЕРГАЗ», действующих на объектах.
Открытие собственного РУЦ обеспечит новое качество обучения пришедших к нам механиков и инженеров первичного уровня – для их допуска к самостоятельной полевой работе. Что касается наших опытных и зарекомендовавших себя специалистов, для них РУЦ открывает перспективы совершенствования действующей системы повышения квалификации и периодической аттестации. Это, в свою очередь, гарантирует лучшим работникам карьерный рост в структуре предприятия и дает возможность получения высоких должностей инженеров 1‑й категории, ведущих инженеров, инженеров-экспертов.
Также планируем организовать на базе РУЦ стажировки студентов профильных специальностей технических вузов – конечно, в расчете на будущее достойное пополнение.
– А это уже работа на перспективу… В чем, по‑вашему, залог успешности будущего компании?
– Известно, что критерий истины – это практика. Наш опыт убеждает, что регулярное поддержание рабочего состояния оборудования и профилактика неисправностей обходятся значительно дешевле, чем серьезный ремонт при неожиданной поломке.
Поэтому на взаимовыгодной основе Группа «ЭНЕРГАЗ» развивает Программу долгосрочных сервисных услуг. С эксплуатирующими компаниями мы подписываем длительные контракты, согласно которым каждое сервисное мероприятие становится для партнера менее затратным, чем аналогичные работы, выполненные разово или, тем более, в авральном порядке. В этом заключается наш расчет на общий профессиональный успех.
Показательный пример – обслуживание оборудования топливоснабжения 4‑го и 5‑го энергоблоков Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, крупнейшего энергоисточника Сахалинской области. На протяжении восьми лет мы выполняем здесь сервисные мероприятия на пункте подготовки газа и на пяти двухступенчатых компрессорных установках (фото 7). Регламентные работы осуществляются через каждые 4 тыс. ч наработки – с последовательным отключением агрегатов, что обеспечивает безостановочную работу электростанции.
– Это направление наверняка требует новых подходов?
– Абсолютно верно. Поясню на примере. В январе «СервисЭНЕРГАЗ» и «ЛУКОЙЛ-Коми» на три года продлили долгосрочное соглашение, в рамках которого наши инженеры выполняют комплексное техобслуживание систем газоподготовки и газоснабжения для энергоцентра «Уса» (ГТУ-ТЭЦ на Усинском нефтяном месторождении) и энергоцентра «Ярега» (ГТУ-ТЭЦ на Ярегском нефтетитановом месторождении). Эти многофункциональные системы обеспечивают расчетные параметры топливного газа по чистоте, влажности, температуре, давлению и расходу. В их составе девять установок: два блочных пункта подготовки газа и семь газокомпрессорных станций в арктическом исполнении.
Так вот для максимального качества исполнения своих обязательств по контракту мы специально создали в структуре «СервисЭНЕРГАЗа» обособленное подразделение «Ухта». Его сотрудники постоянно находятся на площадках энергоцентров и обеспечивают бесперебойную работу агрегатов газоподготовки (фото 8).
Именно такой подход мы считаем наиболее перспективным, а работу в этом направлении – приоритетной. В ближайших планах предусмотрено создание в структуре компании специальных подразделений, территориально привязанных к кластерам ключевых объектов сервисно-технического сегмента.
Транспорт и хранение нефти и газа
Авторы:
М.В. Лурье, e-mail: lurie254@gubkin.ru; Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
И.Т. Мусаилов, e-mail: imusailov@gmail.com, Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Литература:
-
Поршаков Б.П., Романов Б.А. Основы термодинамики и теплотехники. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1988. 300 с.
-
Калинин А.Ф., Купцов С.М., Лопатин А.С., Шотиди К.Х. Термодинамика и теплопередача в технологических процессах нефтяной и газовой промышленности. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2016. 263 с.
-
Лурье М.В. Теоретические основы трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. М.: Недра, 2017. 478 с.
-
Лурье М.В. Адиабатическое сжатие реального газа в центробежных нагнетателях // Газовая промышленность. 2014. № 5. С. 98–100.
-
Лурье М.В., Мусаилов И.Т. Исследование зависимости скорости звука от давления в магистральных газопроводах высокого и сверхвысокого давления // Газовая промышленность. 2019. № 5 (784). С. 80–84.
-
Ahmed T. Equations of State and PVT Analysis: Applications for Improved Reservoir Modeling. Houston: Gulf Publishing Company, 2007. 553 p.
-
Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1972. 721 с.
HTML
Основная энергия, необходимая для транспортировки природного газа по магистральным газопроводам, потребляется приводами газоперекачивающих агрегатов, т. е. газотурбинными установками (ГТУ). В то же время немаловажным является вопрос, насколько эффективно механическая энергия, выработанная ГТУ, расходуется в центробежных нагнетателях, т. е. каковы особенности термодинамического процесса компримирования природного газа, осуществляемого на компрессорных станциях [1, 2]. Полезная работа каждого из нагнетателей – это работа по принудительному перемещению газа от меньшего давления к большему, т. е. из линии всасывания в линию нагнетания. Однако затрачиваемая механическая энергия больше ее полезной составляющей. В нагнетателях имеются потери, связанные с частичным переходом механической энергии в тепло за счет внутренних диссипативных процессов, сопровождающих компримирование газа. В связи с этим особую актуальность приобретает задача оценки величины потерь механической энергии в центробежных нагнетателях, решив которую можно найти внутренний коэффициент полезного действия нагнетателя и способствовать тем самым улучшению его конструкции.
Мощность центробежного нагнетателя
Мощность Nзатр, Вт кг.м2 / с3, центробежного нагнетателя, затрачиваемая на компримирование газа, складывается из двух составляющих: Nпол – удельной полезной мощности (мощности механических сил, затрачиваемой на перемещение частиц газа от начального (давление всасывания на входе в нагнетатель pв, Па, температура всасывания на входе в нагнетатель Tв, К) до конечного состояния (давление нагнетания pн, Па, температура нагнетания Tн, К), и Nдис – удельной мощности механических сил, теряемой в результате процесса диссипации механической энергии в тепло внутри нагнетателя [3]. Пренебрегая разностью кинетической энергии частиц газа до и после компримирования, из уравнения Бернулли получаем
, (1)
где QM – массовый расход газа, кг / с; dq Tдис – удельное количество тепла, выделяющегося за счет сил внутреннего трения, Дж / кг м2 / с2; p – давление, Па кг / (м.с2); T – абсолютная температура, К; – плотность газа, кг / м3.
Если бы газ был несжимаемой (или, точнее, слабосжимаемой) средой, как, например, нефть или нефтепродукты, можно было бы допустить, что = 0 = const. Тогда из формулы (1) следует известное выражение для затрачиваемой мощности насоса:
(2)
где Q QM / 0 – объемная подача насоса (или объемный расход жидкости, идущей через насос), м3 / с; ∆H – дифференциальный напор насоса, м; – коэффициент полезного действия насоса, % (если dq Tдис ≈ 0, то ≈ 1). Однако в случае сжимаемого газа это не так, плотность газа при сжатии существенно изменяется и в общем случае зависит от давления и температуры, поэтому приходится вычислять оба интеграла, входящие в (1), причем вдоль траектории термодинамического процесса, происходящего внутри центробежного нагнетателя.
Можно утверждать, что процесс сжатия газа внутри центробежного нагнетателя близок к адиабатическому процессу, потому что протекает он весьма быстро: скорость частиц газа на выходе рабочего колеса до торможения в диффузоре составляет 150–200 м / с, и теплообмен газа с окружающей средой попросту не успевает происходить. Однако адиабата реального газа, т. е. газа с уравнением состояния p = Z(p,T)RT, где Z(p,T) – безразмерный коэффициент сжимаемости газа, или коэффициент сверхсжимаемости газа, R – газовая постоянная, Дж / кг.К, существенно отличается от известной адиабаты Пуассона, имеющей вид:
; , (3)
где k = Cp / CV – показатель адиабаты (для метана k ≈ 1,31), причем C – теплоемкость газа, Дж / К, V – объем газа, м3. Уравнение адиабаты реального газа должно отражать эффект Джоуля – Томсона и учитывать тепло dq Tдис диссипации механической энергии.
Уравнение притока тепла
Для получения уравнения адиабатического процесса в реальном газе используем уравнение притока тепла, представляющего собой уравнение изменения полной энергии (1‑го начала термодинамики), из которого с помощью соответствующего уравнения механики исключено изменение кинетической энергии (теорема об изменении кинетической энергии системы материальных точек). Уравнение притока тепла можно представить в следующем виде [3]:
, (4)
где J(p,T) = eвнутр + p / – удельная энтальпия газа, Дж/кг, причем eвнутр – удельная внутренняя энергия газа, Дж / кг; dq Tдис /dt – интенсивность притока внешнего тепла к единице массы газа, Дж / с.кг. Для реального газа eвнутр = eвнутр(p,T) в отличие от совершенного газа, для которого eвнутр = eвнутр(T). Из этого уравнения получаем:
,
или
, (5)
где Cp – теплоемкость газа при постоянном давлении, Дж / (кг.К); D* = D*(p,T)– коэффициент Джоуля – Томсона, К / Па:
. (6)
В отличие от совершенного газа, для которого Z 1 и, как известно, энтальпия не зависит от давления: (J /p)T 0, поэтому D* = 0, в коэффициенты уравнения (5) входит дополнительное выделение тепла за счет эффекта Джоуля – Томсона. Если давление в газе невелико (p < 1÷2 МПа), то первое слагаемое, стоящее в круглой скобке правой части (5), пренебрежимо мало по сравнению со вторым слагаемым:
.
Однако при больших давлениях, например при p = 7,0 МПа, оба слагаемых сопоставимы друг с другом:
,
поэтому эффектом Джоуля – Томсона пренебрегать нельзя.
Подставляя выражение для D* из (6) в уравнение (5), получаем уравнение притока тепла в следующем виде:
,
или
. (7)
Адиабатический процесс в реальном газе
В этом процессе пренебрежимо мал приток внешнего тепла, поэтому полагаем dq Tвнеш = 0, тогда уравнение (7) принимает вид:
.
Разделив обе части уравнения на dp / dt, получим:
,
или
. (8)
Это уравнение служит для определения искомой зависимости T = T(p) в адиабатическом процессе, происходящем в реальном газе. Заметим, что если принять, что в этом уравнении dq Tдис = 0, Z 1, Cp = const, R = Cp – CV, где CV – теплоемкость газа при постоянном объеме, Дж / (моль.К), то получится уравнение (3) адиабаты Пуассона для обратимого процесса [3, 4].
Адиабаты реального газа обладают принципиальными особенностями, отличающими их от адиабат совершенного газа. Во-первых, на плоскости переменных (p,T) они идут круче соответствующих адиабат совершенного газа. Во-вторых, вся адиабатическая кривая зависит от того, из какой точки плоскости она выходит, т. е. от начального состояния газа (p0,T0). Это означает, что если принять за начальное состояние любую другую точку (p1,T1), принадлежащую построенной адиабате, то выпущенная из нее новая адиабата не совпадает с построенной. Очевидно, что для адиабаты Пуассона совершенного газа это неверно, поскольку она связывает не столько p и T, сколько p / p0 и T / T0 (см. формулы (3)), т. е. отношения этих величин к их начальным значениям.
Отношение = dq Tдис/(CpdT), входящее в уравнение (8), имеет простой физический смысл: оно показывает, какую долю количества CpdT энергии, необходимой для нагрева газа на dT при постоянном давлении, в рассматриваемом нагнетателе составляет количество механической энергии dq Tдис, перешедшей в тепло. Если = 0, получается уравнение так называемой идеальной адиабаты [4, 5] реального газа:
. (9)
Если же 0 < < 1, то получаем уравнение адиабатического процесса в нагнетателе с учетом выделяющегося тепла трения:
, (10)
т. е. с учетом потерь механической энергии.
Из уравнения (1) следует, что отношение:
(11)
можно было бы назвать внутренним коэффициентом полезного действия нагнетателя. Этот коэффициент дает отношение мощности нагнетателя, которую он затрачивал бы на перемещение газа из линии всасывания в линию нагнетания в отсутствие диссипации механической энергии (т. е. при = 0), к аналогичной величине в действительности, т. е. с учетом диссипации (0 < < 1). В этих формулах принято, что ≈ ср = const.
Результаты расчета
На рисунке представлено семейство кривых T(p,), дающих «траекторию» нагрева реального газа (метана) в процессе адиабатического сжатия газа нагнетателем от начального условия p0 = 6,0 МПа, T0 = 293 К со степенью сжатия = pн / pв = 1,25. Нижняя кривая дает идеальную адиабату ( = 0), остальные построены для различных значений < 1. В качестве уравнения состояния газа использовалось уравнение Пенга – Робинсона [5–6]; зависимость теплоемкости Cp(p,T) бралась из справочника [8].
Значения параметров процесса, найденные в ходе численного интегрирования уравнения (10), приведены в табл. 1.
Из представленных графиков и таблицы следует, что чем больше значение коэффициента , т. е. чем больше механической энергии переходит в нагнетателе в тепло, тем больше конечная температура Tн газа. Так, например, если в отсутствие диссипации ( = 0) температура газа увеличивается на 17,83 К (с 293 до 310,83 К), то при наличии диссипации, в которой ( = 0,1), т. е. dq Tдис составляет 10 % от CpdT, температура газа увеличивается уже на 19,85 К (с 293 до 312,85 К), а при диссипации с = 0,2 – на 22,39 К (с 293 до 315,39 К) и т. д.
В нижней строке табл. 1 приведены значения показателя m степени фиктивной политропной зависимости, которая связала бы начальное и конечное значения температуры газа, если бы процесс компримирования моделировался уравнением Тн/Тв = . Этот показатель оказался весьма чувствительным к изменению конечной температуры газа: даже незначительное увеличение температуры газа на выходе нагнетателя по сравнению со значением m = 1,36 адиабатического нагрева в отсутствие диссипации механической энергии ( = 0) увеличивает m до значений ≈1,42 при = 0,1; 1,49 при = 0,2 и 1,60 при = 0,3. Это обстоятельство открывает путь к определению интенсивности диссипации энергии в нагнетателе с помощью измерения конечной температуры газа и определения соответствующего ему показателя m.
Внутренний коэффициент полезного действия
В табл. 2 представлены результаты расчета внутреннего коэффициента полезного действия газового нагнетателя.
В первом столбце таблицы указаны значения удельной полезной работы A(pв,Tв,,), м2 / с2, по перемещению частиц газа от начального состояния (pв = 6,0 МПа, Tв = 293 К) на входе в нагнетатель до конечного состояния (pн = 7,5 МПа, Tн) при = 1,25 и различных значениях коэффициента , характеризующего интенсивность диссипации механической энергии, а также при = 1,35 (pн = 8,1 МПа). Во втором столбце указано суммарное количество энергии ∆Q*T, м2 / с2, затраченной на нагрев единицы массы газа. Наконец, в третьем столбце таблицы приведены значения внутреннего коэффициента полезного действия нагнетателя, представляющего собой отношение удельной полезной работы:
на перемещение частиц из линии всасывания в линию нагнетания, которую затратил бы этот нагнетатель в отсутствие потерь (диссипации) механической энергии, т. е. при = 0, к полностью затраченной удельной работе A(pв,Tв,,) + .∆Q*T.
Из табл. 2 следует, что при увеличении интенсивности диссипации механической энергии удельная работа, затрачиваемая как на перемещение частиц, так и на нагрев газа, постоянно возрастает, а коэффициент полезного действия монотонно уменьшается. Так, например, при интенсивности диссипации = 0,1 (10 % механической энергии переходит в тепло) внутренний коэффициент полезного действия нагнетателя уменьшается до 85 %, а при большей интенсивности = 0,2 (20 % механической энергии переходит в тепло) он уменьшается до 71 % и т. д. Одним словом, чем больше тепла выделяется в нагнетателе, тем меньше коэффициент его полезного действия.
Сопоставляя данные табл. 2 для значений , составляющих 1,25 и 1,35, можно заключить, что при увеличении степени сжатия изменяются показатели работы нагнетателя: увеличивается как полезная, так и затрачиваемая удельные работы, возрастает нагрев газа, однако внутренний коэффициент полезного действия остается примерно одинаковым. Отсюда следует, что внутренний коэффициент полезного действия служит информативным показателем работы нагнетателей.
Таким образом, появляется возможность оценить потери механической энергии в газовом нагнетателе. Для этого нужно установить экспериментально индекс Tн / Tв увеличения температуры при сжатии газа в нагнетателе, сравнить этот индекс с рассчитанным по идеальной адиабате реального газа и найти значение коэффициента , после чего по формуле (11) рассчитать внутренний коэффициент полезного действия и определить уровень потерь механической энергии.
Выводы
Утверждается, что термодинамический процесс, происходящий в центробежном нагнетателе газа, весьма близок к адиабатическому процессу в условиях отсутствия внешнего теплообмена. Однако при рассмотрении этого процесса необходимо учитывать реальные свойства газа (уравнение состояния, коэффициент сжимаемости, теплоемкости, эффект Джоуля – Томсона и т. д.), а также тепло, выделяющееся в газе за счет частичной диссипации механической энергии.
Показано, что учет перечисленных факторов позволяет более полно и обоснованно трактовать измеряемые параметры газовых нагнетателей, трактуемые, как правило, в рамках фиктивного политропного процесса, не имеющего места в действительности.
Получено уравнение адиабатического процесса в реальном газе с учетом выделяющегося тепла трения. Установлено, что этот адиабатический процесс существенно отличается от аналогичного пуассоновского процесса в совершенном (идеальном) газе, прежде всего тем, что в нем учитывается дополнительный нагрев газа, обусловленный проявлением эффекта Джоуля – Томсона.
Предлагается определять интенсивность потерь энергии в нагнетателе и вычислять его внутренний коэффициент полезного действия путем сопоставления температуры газа на выходе нагнетателя с расчетным значением, найденным без учета диссипации механической энергии.
Таблица 1. Результаты численного расчета уравнения адиабаты с учетом коэффициента диссипации
Table 1. Results of numerical evaluation of the adiabatic equation taking into account the dissipation factor
Давление p, МПа Pressure p, MPa |
Коэффициент диссипации Dissipation factor |
|||||||
0 |
0,02 |
0,04 |
0,06 |
0,08 |
0,10 |
0,20 |
0,30 |
|
6 |
293 |
293 |
293 |
293 |
293 |
293 |
293 |
293 |
6,1 |
294,30 |
294,32 |
294,35 |
294,38 |
294,41 |
294,44 |
294,62 |
294,85 |
6,2 |
295,57 |
295,63 |
295,68 |
295,74 |
295,80 |
295,86 |
296,22 |
296,68 |
6,3 |
296,83 |
296,91 |
296,99 |
297,08 |
297,17 |
297,26 |
297,80 |
298,49 |
6,4 |
298,08 |
298,18 |
298,29 |
298,41 |
298,52 |
298,65 |
299,36 |
300,28 |
6,5 |
299,31 |
299,44 |
299,57 |
299,72 |
299,86 |
300,02 |
300,90 |
302,04 |
6,6 |
300,52 |
300,68 |
300,84 |
301,01 |
301,19 |
301,37 |
302,43 |
303,79 |
6,7 |
301,72 |
301,90 |
302,09 |
302,29 |
302,49 |
302,70 |
303,93 |
305,52 |
6,8 |
302,91 |
303,11 |
303,33 |
303,55 |
303,78 |
304,03 |
305,42 |
307,23 |
6,9 |
304,08 |
304,31 |
304,55 |
304,80 |
305,06 |
305,33 |
306,90 |
308,91 |
7 |
305,24 |
305,49 |
305,76 |
306,03 |
306,32 |
306,62 |
308,35 |
310,59 |
7,1 |
306,38 |
306,66 |
306,95 |
307,25 |
307,57 |
307,89 |
309,79 |
312,24 |
7,2 |
307,51 |
307,81 |
308,13 |
308,46 |
308,80 |
309,16 |
311,21 |
313,87 |
7,3 |
308,63 |
308,96 |
309,29 |
309,65 |
310,02 |
310,40 |
312,62 |
315,49 |
7,4 |
309,74 |
310,08 |
310,45 |
310,83 |
311,22 |
311,63 |
314,01 |
317,09 |
7,5 |
310,83 |
311,20 |
311,59 |
311,99 |
312,41 |
312,85 |
315,39 |
318,67 |
m |
1,360 |
1,370 |
1,381 |
1,392 |
1,403 |
1,416 |
1,493 |
1,603 |
Note: m – measure of the degree of fictitious polytropic dependence that would link the initial and final values of the gas temperature if the compression process were modeled by the equation , where Tн and Tв are the discharge and suction temperatures at the inlet of the supercharger, respectively, K; is the compression ratio
Таблица 2. Внутренний коэффициент полезного действия нагнетателя при значениях коэффициента сжатия 1,25 и 1,35
Table 2. The internal efficiency factor of the supercharger at the values of the compression ratio of 1.25 and 1.35
Таблица 2. Внутренний коэффициент полезного действия нагнетателя при значениях коэффициента сжатия 1,25 и 1,35
Table 2. The internal efficiency factor of the supercharger at the values of the compression ratio of 1.25 and 1.35
Note: A(pв,Tв,,) – normalized useful work, m2/s2; pв, p0 – suction pressure at the inlet to the supercharger and the initial pressure, respectively, Pa; Tв, T0 – suction temperature at the inlet to the supercharger and the initial temperature, respectively, K; – gas density, kg/m3; ∆ – total amount of energy spent on heating the gas mass unit, m2/s2, Cp – heat capacity of the gas at constant pressure, J/(kg.K)
Юбилей
HTML
В этом году 90‑летие отмечает одна из наиболее перспективных и динамично развивающихся территорий страны – Ямало-Ненецкий автономный округ.
Огромные запасы углеводородного сырья позволяют называть округ одной из крупнейших мировых ресурсных баз. На территории Ямало-Ненецкого автономного округа находится примерно 60 % запасов российского газа и 14 % запасов нефти, сосредоточенных в 232 месторождениях углеводородного сырья. Ежегодно в округе добывается 81 % отечественного природного газа (1 / 5 часть мировой добычи газа), 6 % нефти и 77 % газового конденсата.
По запасам и объемам добычи природного газа округ занимает 1‑е место в РФ, а по разведанным запасам жидких углеводородов (нефти и конденсата) – 2‑е место после Ханты-Мансийского автономного округа. Суммарно в округе разрабатывается 93 месторождения из 234. При этом за все время добычи газа на территории округа из недр была извлечена лишь 1 / 10 часть голубого топлива.
Ямало-Ненецкий автономный округ (ЯНАО) расположен в арктической зоне на севере крупнейшей в мире Западно-Сибирской равнины. Более 50 % его территории находится за полярным кругом и охватывает полуострова Ямал, Тазовский и Гыданский, низовья реки Оби с притоками, бассейны рек Надыма, Пура и Таза, группу островов в Карском море (Белый, Шокальский, Неупокоева, Олений и т. д.), а также восточные склоны полярного Урала.
1940‑е – 1960‑е
Сравнительно недавно ЯНАО относился к числу белых пятен на геологической карте России. Масштабные геофизические исследования и буровые работы начались в регионе в 1940‑х гг., однако в течение почти 20 лет усилия специалистов были направлены главным образом на оценку залежей углеводородов Западно-Сибирского региона в целом. И лишь летом 1958 г. в Салехарде была создана Ямало-Ненецкая комплексная геолого-разведочная экспедиция, начавшая интенсивные поиски углеводородных месторождений на территории ЯНАО и изучение геологического строения недр региона.
На начальном этапе был проведен целый комплекс геолого-разведочных работ. В регионе работали 20 геолого-разведочных партий, однако по нефти и газу в 1958 г. работали всего три – Березово-Атлымская, Мужевская, Тазовская и одна геолого-поисковая – Обская. Первым начальником экспедиции был назначен И. Морозов, а в 1959–1964 гг. ее возглавлял В. Бованенко.
Вехой в развитии региона стал 1962 г., когда был получен первый фонтан газа, ознаменовавший открытие Тазовского месторождения. С этого момента началась газовая революция Ямала.
В 1963 г. были образованы Тазовская и Полярно-Уральская экспедиции, трест «Ямалнефтегазразведка».
15 января 1964 г. Ямало-Ненецкую комплексную геолого-разведочную экспедицию реорганизовали в Ямало-Ненецкий геолого-разведочный трест, в состав которого вошли Тазовская нефтеразведочная экспедиция глубокого бурения и Полярно-Уральская геологоразведочная экспедиция. Руководителем треста был назначен В. Бованенко. Трест продолжил работы по изучению геологического строения северной части Западно-Сибирской низменности и оценке перспектив ее нефтегазоносности, изучению геологического строения Полярного Урала. Активно проводились разведочное бурение на Тазовском газовом месторождении, поиск и разведка месторождений полезных ископаемых на Полярном Урале.
26 декабря 1964 г. мощный фонтан газа был получен на Новопортовском месторождении, а в 1964–1966 гг. – приток еще на пяти крупных месторождениях, в числе которых Губкинское (27 мая 1965 г.) с запасом 350 млрд м3 газа, Заполярное (20 октября 1965 г.) с запасами 3,5 трлн м3 газа и крупнейшее в мире – Уренгойское с запасами 16 трлн м3 природного газа и 1,2 млрд т газового конденсата. Эти четыре месторождения, ставшие опорными пунктами в нефтегазовом наступлении на Ямал, называли жемчужинами Заполярья.
В 1965 г. буровые бригады пошли на север, в центр полуострова, к побережью Карского моря. Были открыты Арктическое, Нейтинское, Ростовское, Харасавэйское, Малыгинское, Надымское, Айваседопуровское, Медвежье, Вынгапуровское, Ямбургское месторождения, и один из гигантов Ямала – Бованенковское месторождение с запасами около 5 трлн м3 газа. Помимо разработки мезозойских залежей на Ямале началась добыча газа из палеозойского горизонта.
В августе 1967 г. в базовом поселке Тазовской нефтеразведочной экспедиции Газ-Сале на выездном заседании Государственной комиссии по запасам Совета министров СССР было озвучено, что запасы газа по одному только Заполярному месторождению превышают 1 трлн м3.
Первые газовые промыслы были созданы на Медвежьем месторождении. С этого времени началась социально-экономическая революция ЯНАО, в рекордно короткий срок превратившая необжитый арктический край в индустриально развитый регион.
В 1969 г. проектному институту газовой отрасли СССР – Гипроспецгазу – было дано задание разработать проект самого северного на тот момент газопровода страны «Уренгой – Надым», а в дальнейшем и газопровода «Надым – Пунга – Вуктыл – Ухта – Торжок», а также второго подварианта трассы – «Уренгой – Надым – Салехард – Ухта – Торжок». Несколько экспедиций начали свою трудовую вахту в Заполярье на участке «Уренгой – Надым – Ухта».
1970‑е – 1980‑е
К 1970 г. на территории ЯНАО было пробурено уже около 85 тыс. м скважин.
В 1972 г. газ с Медвежьего месторождения по газопроводу «Надым – Пунга» пошел на Урал, а затем и в европейскую часть страны. Впервые при строительстве магистральных газопроводов была применена труба диаметром 1420 мм на рабочее давление 75 атм.
Одновременно шла оценка перспектив нефтегазоносности глубоких горизонтов и таких районов, как Ямальский, Большехетский, Гыданский, Южный и Пур-Тазовский. Сейсморазведчики приближались к острову Белому, выходили к акватории Карского моря. При бурении глубоких и сверхглубоких скважин бурильщики столкнулись с проблемой вечной мерзлоты и аномально высокого пластового давления. Тем не менее, в конце 1970‑х гг. объемы разведочного бурения на уже известных месторождениях значительно увеличились.
В 1975 г. Тюменское управление магистральных газопроводов реорганизовали в производственное объединение по транспортировке и поставкам газа «Тюментрансгаз», активно шло строительство таких компрессорных станций, как «Надымская», «Казымская», «Лонг-Юганская», «Сосьвинская», «Уральская», «Сорумская».
На компрессорных станциях устанавливали новые блочные агрегаты, которые в случае аварии можно было заменить буквально за сутки, и котлы-утилизаторы, благодаря внедрению которых отпала нужда в постоянно действующих котельных.
На головном участке газопровода «Уренгой – Надым» впервые применили технологию охлаждения газа до температуры вечномерзлых грунтов, что дало возможность построить газопровод традиционным подземным способом. В целом трасса газопровода пересекает более 1300 болот, почти 700 больших и малых рек.
В 1977 г. с запада к мысу Харасавэй была проложена и освоена транспортная морская линия, по которой на Ямал в течение следующих 10 лет доставлялись основные технологические грузы.
В 1978 г. заработал газопровод «Уренгой – Надым», ставший в тот период крупнейшей магистралью, по которой газ с севера поставляли в центр и на северо-запад страны.
На Новопортовском месторождении в 1978–1985 гг. было пробурено 80 скважин в дополнение к имеющимся 29. Уточнялись контуры месторождений и объемы запасов. В общей сложности запасы газа на Ямале были выявлены уже на 20 месторождениях, в т. ч. Крузенштернском, расположенном у самой кромки Северного Ледовитого океана, и Мало-Ямальском.
Весь опыт, приобретенный в сложных условиях Севера, использовался для работы над проектом магистрали «Уренгой – Надым – Пунга – Ухта – Грязовец» – самым масштабным на тот момент проектом газовой отрасли.
В начале 1980‑х гг. разведанные запасы газа в ЯНАО превысили 30 трлн м3 и составили 1 / 4 всех доказанных мировых запасов. По разведанным запасам нефти Ямал вышел на 2‑е место в России после Ханты-Мансийского автономного округа. В это же время началось форсированное развитие газотранспортной системы «Газпром трансгаз Югорск» за счет строительства нового коридора магистральных газопроводов с Уренгойского и Ямбургского месторождений.
Уже в мае 1980 г. газодобытчики заявили о добыче и поставке на промышленные объекты 50‑миллиардного кубометра газа с начала освоения Уренгойского месторождения. Достигнутый рубеж посвятили 35‑летию Победы советского народа над фашизмом.
В 1983 г. было завершено строительство первого участка экспортного газопровода «Уренгой – Помары – Ужгород», и с 1984 г. газ Уренгоя начал поступать в Западную Европу. Почти одновременно, с 1982 по 1983 гг., в новом коридоре были построены компрессорные станции «Правохеттинская», «Приозерная», «Сосновская», «Верхнеказымская», «Бобровская», «Октябрьская», «Пуровская», «Хасырейская» и др. Кроме того, в 1983 г. был открыт газовый пласт Западно-Мессояхского месторождения.
К концу 1985 г. добыча газа в СССР достигла 643 млрд м3. На долю Западной Сибири при этом приходилось 376 млрд м3, из которых 270 млрд м3 давало Уренгойское месторождение. Уже в 1984 г. СССР вышел на 1‑е место в мире по добыче газа, опередив США, а в апреле 1986 г. на Уренгойском месторождении был зафиксирован первый газовый триллион.
Начало 1987 г. ознаменовалось открытием воздушного моста из Тюмени в ямальский аэропорт Сабетта. Большегрузные самолеты Ил-76 начали переброску тяжелой техники для обустройства буровых по воздуху, благодаря чему в мае того же года специалисты «Севергазпрома» начали разбуривание залежи Бованенковского газоконденсатного месторождения.
В целом на конец 1980‑х гг. пришелся максимальный объем добычи: в ЯНАО ежегодно добывалось по 570 млрд м3 газа и 40 млн т нефти. К 1989 г. в регионе было пробурено около 1 млн м, открыто 160 месторождений нефти, газа и конденсата.
Таким образом, всего за 20 лет в суровых условиях Западной Сибири был создан мощный Западно-Сибирский топливно-энергетический комплекс, включающий предприятия нефтяной и газовой промышленности.
1990‑е – 2020‑й
С началом 1990‑х гг. в связи с распадом СССР, полной перестройкой экономической и политической систем, общим снижением объемов добычи нефти и спроса на газ темпы развития отрасли значительно снизились.
Для компенсации уменьшения объема добычи газа в Надым-Пур-Тазовском регионе было решено подготовить Ямальскую нефтегазоносную область (НГО) для промышленного освоения. Она должна была стать главным стратегическим резервом газодобычи России XXI в.
Ямальская НГО расположена на севере ЯНАО и занимает полуостров Ямал площадью 111 тыс. км2. К 16 нефтегазоносным районам относятся Бованенковский, Малыгинский, Тамбейский, Сеяхинский, Нурминско-Харасавэйский, Новопортовский, Байдарацко-Юрибейский, Крузенштернский, а также Каменномысская газоносная и Южно-Ямальская (Щучьинская) газонефтеносная зоны.
В 1990 г. Тазовская нефтегазоразведочная экспедиция открыла нефтяную залежь Мессояхского месторождения. Восточно-Мессояхское месторождение признали перспективным, но с окончанием советской эпохи о двух самых северных материковых месторождениях на время забыли.
В 1991 г. планировалось ввести в эксплуатацию Бованенковское месторождение с добычей на начальном этапе 20 млрд м3 природного газа. В 1992 г. планировалось добыть уже 50 млрд м3 газа, а к концу 1990‑х гг. ежегодно добывать до 200 млрд м3, освоив также Харасавэйское месторождение. Однако в марте 1989 г., в условиях кризиса, финансирование проектов промышленного освоения этих месторождений было прекращено, скважины, оборудование и постройки – законсервированы. В начале 1990‑х гг. в десятки раз сократились и темпы буровых работ, хотя полностью они никогда не прекращались.
Тем не менее развитие ЯНАО как главного газодобывающего региона России не остановилось. Так, для более экономически выгодной подготовки к разработке Бованенковского, Харасавэйского и Новопортовского месторождений, а в перспективе и месторождений в акватории Северного Ледовитого океана в августе 1991 г. было создано Ямальское газопромысловое управление.
В это же время было разработано технико-экономическое обоснование по строительству магистрального нефтепровода «Новый Порт – Ростовцевское – Бованенково – Харасавэй» и конденсатопроводов «Тамбей – Харасавэй» и «Бованенково – Харасавэй» общей протяженностью 850 км.
Одновременно продолжалось строительство магистральных газопроводов протяженностью 2,5 тыс. км («Бованенково – Ямбург», «Бованенково – Байдарацкая губа – Ухта», «Ухта – Грязовец – Торжок» и т. д.), нефтепровода («Новый порт – Ростовцевское – Бованенково – Харасавэй»), железнодорожной линии протяженностью 572 км («Карская – Бованенково»), а также аэропорта «Бованенково».
В целом в 1990‑е гг. ЯНАО лишь незначительно снизил добычу из‑за резкого спада спроса на природный газ. Основные компании – «Уренгойгазпром», «Ямбурггаздобыча», «Надымгазпром», «Сургутгазпром» и т. д. – продолжали активно работать. Так что из добытых в мире в 1990 г. 815 млрд м3 газа 640,5 млрд м3 приходилось на долю России
Главные усилия направлялись на повышение уровня технической эксплуатации существующих промышленных объектов и сопутствующей инфраструктуры, капитальный ремонт и реконструкцию магистральных газопроводов, компрессорных станций, объектов инфраструктуры.
В то же время добыча нефти в России, достигнув максимума в 569 млн т в 1987 г., в 1991 г. снизилась до 462 млн т и продолжала падать, достигнув в 1998 г. 303 млн т и сохраняя при этом тенденцию к дальнейшему падению. Добыча газа сократилась с 643 млрд м3 в 1991 г. до 591 млрд м3 в 1998 г.
В общей сложности в России за 1991–1998 гг. добыча нефти снизилась на 34 %, объем нефтепереработки – на 43 %, добыча угля – на 34 %, производство электроэнергии – на 23 % и добыча газа – на 8 %. Ухудшилось положение и с экспортом нефти, сократившимся в 1991–1998 гг. на 21 %. За тот же период доля России в мировой экономике уменьшилась почти в 10 раз, с 6 % (доля СССР) в 1990 г. до 0, 65 % в 2000 г.
Внимание властей переключилось на социальное развитие региона, поскольку к середине 1990‑х гг. благоустроенное жилье и необходимый минимум объектов социального назначения имелись только в молодых нефтегазовых городах – Надыме, Новом Уренгое, Ноябрьске. А вот поселки городского типа, расположенные возле месторождений, стали пустеть.
В 1989–2002 гг. темпы роста населения в городах, расположенных в зоне непосредственной разработки месторождений – Ноябрьске и Новом Уренгое, – значительно снизились. Существенно сократилось и население Надыма. А вот численность жителей Салехарда стабильно росла, поскольку с получением ЯНАО статуса субъекта РФ функции города расширялись, происходил приток населения.
В этом направлении сделать удалось немало: с 1998 по 2009 гг. на территории ЯНАО было построено жилья общей площадью около 2 млн м2, введено в эксплуатацию около 200 объектов образования, здравоохранения и культуры.
В начале 2000‑х гг. в ЯНАО началось постепенное улучшение общей социально-экономической ситуации: увеличились производство промышленной продукции, оборот розничной торговли, возросли объемы инвестиций, сократилась общая задолженность предприятий, снизились уровень инфляции и уровень безработицы. Увеличились реальные денежные доходы населения. Наметился рост производства в топливной промышленности, электроэнергетике, промышленности строительных материалов. На нефтегазовый комплекс округа традиционно приходилось 93,3 % производимой промышленной продукции.
Тем не менее на газодобывающих предприятиях в ЯНАО в 2000 г. произошло очередное сокращение добычи – на 2,2 %. Основными причинами, мешающими преодолеть эту тенденцию, оставались недостаточное количество инвестиций, приводящее к некомпенсируемому выбытию производственных мощностей и сокращению воспроизводства, высокий износ основных фондов и выработка месторождений с легкоизвлекаемыми запасами.
Добыча углеводородных ресурсов со сменой экономического курса перешла главным образом в ведение вертикально интегрированных компаний. В ЯНАО добычей газа в те годы занимались 19 предприятий. Наибольший объем добытого газа пришелся на дочерние предприятия «Газпрома». В 2000 г. ими было добыто 482,7 млрд м3 газа («Ямбурггаздобыча» – 167,9 млрд м3, «Уренгойгазпром» – 192,2 млрд м3, «Ноябрьскгаздобыча» – 49 млрд м3). «Надымгазпрому» удалось увеличить добычу на 13 % (до 73,6 млрд м3), что связано с вводом в 1997 г. Ямсовейского месторождения в промышленную эксплуатацию.
После 2000 г. благодаря завершению формирования новых организационно-экономических условий работы отрасли, росту международных цен, массовому внедрению технологий интенсификации добычи нефти и газа при увеличении инвестиций началось быстрое наращивание добычи нефти. Инвестиционные вливания в нефтегазовую отрасль в ЯНАО также активизировались, добыча нефти незначительно возросла благодаря увеличению количества вводимых в эксплуатацию скважин и объемов поисково-разведочного и эксплуатационного бурения. Объемы добычи увеличили «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», «Роснефть-Пурнефтегаз» и другие компании.
В геолого-разведочной отрасли тоже наметились положительные сдвиги: объем выполненных геолого-разведочных работ в 2000 г. вырос почти в два раза по отношению к 1998 г. Положительно сказались повышение цен на углеводороды и возросшие расходы добывающих компаний на восполнение минерально-сырьевой базы.
Стали активно применяться такие методы интенсификации добычи нефти и газа, как гидроразрыв, горизонтальное бурение, что обеспечило дальнейшее наращивание объемов бурения и, как следствие, рост основных отраслевых показателей.
Впрочем, уже после 2005 г. наметилось замедление роста добычи, а затем на ряде месторождений, особенно в ХМАО и ЯНАО, ее обвальное падение. И вновь газовая отрасль оказалась более устойчивой, хотя спрос на газ по‑прежнему колебался как на внутреннем рынке, так и на внешнем.
Добыча нефти с газовым конденсатом составила в 2000 г. в ЯНАО 31,9 млн т.
В 2002 г. «Газпром» принял важнейшее решение – создать новый центр газодобычи на Ямале (мегапроект «Ямал»), поскольку запасы традиционного Надым-Пур-Тазовского региона постепенно истощались. Было решено активизировать промышленное освоение Бованенковского и других месторождений. Мегапроект «Ямал» и сегодня не имеет аналогов по уровню сложности.
3 декабря 2008 г. «Газпром» объявил о начале обустройства месторождения и строительства газотранспортной системы «Бованенково – Ухта» для вывода ямальского газа в Единую систему газоснабжения.
К концу 2008 г. совокупная добыча из Уренгойского месторождения составила 6 трлн м3 газа.
В 2009–2011 гг. в связи с началом реализации новых нефтегазодобывающих проектов, в т. ч. на Сахалине, добыча нефти в России несколько возросла, причем в конце 2010 г. суточная добыча нефти впервые за 20 лет увеличилась до 1,4 млн т. ЯНАО оставался основным поставщиком природного газа в России. В 2009 г. доля округа составила около 92 % природного газа, добытого в России.
В 2010 г. была достроена железная дорога «Обская – Бованенково – Карская». Это самая северная из действующих железных дорог в мире, именно по ней доставляются грузы для освоения месторождений полуострова Ямал. Примечательно, что одна из ее основных частей – мост через реку Юрибей – представляет собой конструкцию весом почти 65 тыс. т, стоящую на 110 опорах толщиной 3 м каждая. Каждая из этих опор впаяна в грунт, на 70 % состоящий из замерзшей воды. В теории такой грунт не переносит никакой нагрузки, однако мост стоит и ежедневно пропускает через себя тысячи тонн грузов. Это лишь одна из уникальных технологий, разработанных специально для Ямала.
В этом же году компания «НОВАТЭК» приступила к реализации проекта по созданию на полуострове Ямал нового российского центра по производству сжиженного природного газа (СПГ) на базе Южно-Тамбейского месторождения. Это дало мощный старт развитию СПГ-индустрии в России.
В целом в 2011 г. добыча углеводородного сырья на территории ЯНАО производилась 32 предприятиями на 86 месторождениях и составила 409,2 млрд м3 газа, 17,2 млн т нефти и 8,4 млн тыс. т конденсата.
В III квартале 2011 г. «Газпром» планировал получить первый газ с Бованенковского месторождения, но это произошло только год спустя: 23 октября 2012 г. газ с Бованенково пошел в газопровод «Бованенково – Ухта». На месторождении начал работу газовый промысел мощностью 30 млрд м3 газа в год.
В 2012 г. произошло еще одно знаковое событие: «Транснефть» начала строить 525‑километровый нефтепровод «Пурпе – Заполярное», с помощью которого позже начнется промышленная разработка нефтяных месторождений арктической зоны ЯНАО – Сузунского, Русского, Мессояхинского, Пякяхинского, Тазовского и Заполярного, а также более мелких участков, расположенных вдоль трассы нового нефтепровода.
Таким образом, на территории Ямала стали формироваться новые системообразующие центры нефтегазодобычи, такие как Бованенковский, Тамбейский, Новопортовский, расположенные на полуострове Ямал, а также Мессояхинский на северо-востоке региона и Каменномысский в акватории Обской губы. Полуостров Ямал подтвердил звание стратегического нефтегазоносного региона России.
Сегодня на Ямале создано три основных газодобывающих кластера:
• Бованенковская промышленная зона, обладающая основным добычным потенциалом и включающая три месторождения – Бованенковское, Харасавэйское, Крузенштернское. Валовая добыча здесь оценивается в 217 млрд м3 газа и 4 млн т газового конденсата в год;
• Тамбейская промышленная зона, состоящая из шести месторождений: Северо-Тамбейского, Западно-Тамбейского, Тасийского, Малыгинского, Южно-Тамбейского и Сядорского;
• южная промышленная зона, включающая девять месторождений: Новопортовское, Нурминское, Мало-Ямальское, Ростовцевское, Арктическое, Средне-Ямальское, Хамбатейское, Нейтинское, Каменномысское. Зона рассматривается как первоочередной объект для добычи нефти с максимальным годовым уровнем 7 млн т.
В 2016 г. были введены в промышленную эксплуатацию Новопортовское нефтяное месторождение и морской нефтеналивной терминал «Ворота Арктики», построенный в районе Мыса Каменного. Терминал предназначен для круглогодичной отгрузки в танкеры нефти Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения. Толщина льда вокруг него в зимний период может превышать 2 м. Установка терминала общей высотой более 80 м производилась с помощью одного из крупнейших в мире крановых судов «Олег Страшнов» грузоподъемностью 5 тыс. т.
С началом промышленной эксплуатации «Ворот Арктики» в 2016 г. компания «Газпромнефть – Ямал» получила возможность осуществлять круглогодичную отгрузку нефти сорта Novy Port потребителям. Только за первый год через терминал было отгружено почти 3 млн т. И в этом же году нефть Восточно-Мессояхского месторождения поступила в систему магистральных трубопроводов.
В 2017 г. Бованенковское месторождение должно было выйти на проектный уровень добычи 115 млрд м3 газа в год, однако максимальная добыча оставалась на уровне 90 млрд м3 газа в год за счет двух газовых промыслов.
В том же 2017 г. было закончено строительство морского порта Сабетта на берегу Карского моря. 28 марта туда впервые прибыл танкер-газовоз ледового класса Christophe de Margerie, заправленный тестовым объемом СПГ (это первый из 15 танкеров-газовозов для проекта «Ямал СПГ»).
В 2018 г. «Ямал СПГ» вышел на полную мощность. 5 декабря 2018 г. Президент России В.В. Путин в режиме видео-конференц-связи принял участие в церемонии ввода в эксплуатацию третьего (финального) газового промысла Бованенковского месторождения.
В марте 2019 г. началось полномасштабное освоение Харасавэйского месторождения. Первоочередной объект освоения – сеноман-аптские залежи. Начало добычи газа запланировано на 2023 г. По оценкам специалистов, запасов газа на месторождении хватит, чтобы добывать его до 2131 г.
Объем добычи газа в ЯНАО в 2019 г. увеличился на 2,1 % по сравнению с 2018 г., до 608 млрд м3. Объем нефтедобычи возрос на 7,3 %, до 34,3 млн т. В целом добычу газа в ЯНАО производили 38 предприятий на 102 месторождениях. Нефть добывали 22 компании на 69 месторождениях. Наконец, добычу газового конденсата в 2019 г. осуществляли 24 предприятия на 40 месторождениях.
73,7 % всей добычи газа пришлось на промыслы «Газпрома», 17,5 % – на «НОВАТЭК», 8,8 % – на остальные компании. Что касается нефти, большую часть «черного золота» добыла компания «Газпром нефть» – 61 % общей доли, «Роснефть» добыла 16,9 %, «НОВАТЭК» – 14,5 %. По газовому конденсату более 40 % из 23,6 млн т обеспечили «НОВАТЭК» и «Газпром».
Перспективы развития
На сегодняшний день суммарные запасы и ресурсы всех месторождений полуострова Ямал оцениваются в 300 млн т нефти, 26,5 млрд м3 газа, 1,5 млрд т газового конденсата.
В 2020 г. прогнозируется уменьшение добычи газа до 598 млрд м3. Нефти будет добыто больше на 10 % – около 38 млн т, еще значительнее вырастет добыча конденсата – до 28 млн т.
География добычи углеводородов на Ямале расширяется за счет северных запасов. В связи с этим особую важность приобретает внедрение высоких технологий разработки старых месторождений в Надым-Пур-Тазовском регионе, что обеспечит успешное недропользование в течение следующих десятилетий.
По предварительным оценкам, в 2022 г. добыча газа на Бованенковском месторождении должна выйти на 115 млрд м3 газа в год.
На конец 2020 г. запланирован запуск последней, четвертой очереди завода «Ямал СПГ». С 2018 г. ямальские газовозы более 350 раз отправлялись из порта Сабетта по Северному морскому пути.
При этом российский лидер по производству СПГ «НОВАТЭК» уже реализует следующий крупнейший СПГ-проект – «Арктик СПГ – 2» на Гыданском полуострове. Ресурсная база нового завода – месторождение Утреннее. Первую очередь планируют запустить в эксплуатацию в 2022–2023 гг. Проект «Арктик СПГ – 2» станет вторым крупнотоннажным СПГ-заводом «НОВАТЭКа».
Началось освоение Харасавэйского месторождения. Уже через три года оно будет запущено с выходом на мощность 32 млрд м3 газа.
Это дало Ямалу рекордный рост промышленного производства. В прошлом году он составил 16,5 %, что почти в 8 раз выше общероссийского.
Таким образом, сегодня ЯНАО входит в десятку наиболее привлекательных для инвесторов регионов России. Уровень инвестиций, выделяемых на строительство объектов производственного назначения, самый высокий по стране. Объем вложений в инвестиционные проекты на территории ЯНАО до 2025 г. превышает 100 млрд долл. США. Более 70 % инвестиций, направленных в российскую Арктику, приходится на Ямал.
Более того, регион становится новым логистическим хабом Северного морского пути. Продолжается активное строительство железнодорожной магистрали «Северный широтный ход» (СШХ), участка «Бованенково – Сабетта» и развитие международного морского порта Сабетта. СШХ предполагает создание новой железной дороги длиной 700 км (транспортный коридор соединит Северную и Свердловскую железные дороги). Запуск этих логистических проектов позволит полностью открыть транспортный коридор для вывоза грузов с новых, пока труднодоступных ямальских месторождений.
Огромное внимание уделяется в регионе социальной сфере. Новые детские сады, школы, больницы и аэропорты – все это создается на Ямале в том числе благодаря взаимодействию властей региона, в частности губернатора ЯНАО Д.А. Артюхова, и руководства ключевых нефтегазовых предприятий, действующих на Ямале.
Важно отметить, что реализация мегапроектов на Ямале и в окружающих его акваториях ведется с ответственным отношением к окружающей среде. Необходимость открыть углеводородную сокровищницу вечной мерзлоты, сохранив первозданную чистоту Арктики, – задача государственного уровня. Поэтому «Газпром», например, перекрывает единственную дорогу на Бованенково для того, чтобы через нее могли перейти оленьи стада,«НОВАТЭК» строит рыборазводный завод для увеличения поголовья сиговых рыб в реках Ямала, а власти региона жестко следят за соблюдением природоохранного законодательства и проводят «генеральную уборку» ямальских территорий от мусора, оставшегося с советских времен. Так, в 2019 г. жители ЯНАО вышли на очистку Харасавэя. Там был развернут вахтовый городок, трудились несколько десятков человек, в том числе ребята из студенческого отряда. Они зафиксировали уникальное природное явление: на побережье Байдарацкой губы пришло больше тысячи атлантических моржей, занесенных в Красную книгу. Обнаруженное лежбище – самое массовое в Карском море за всю историю наблюдений. Сейчас ученые занимаются изучением причин этого уникального явления. Знаковой стала и экспедиция на остров Вилькицкого. Участники экспедиции не только продолжили очистку острова, но и зажгли маяк, который не работал несколько десятилетий. «Теперь издалека проплывающие мимо корабли могут видеть свет нашего общего дома. Свет Ямала», – заключает Дмитрий Артюхов.
Губернатор ЯНАО Д.А. Артюхов:
– Уважаемые земляки! Этот год для нас знаковый. Нашему округу исполняется 90 лет. Прежде всего это праздник всех, кто свои силы и здоровье отдал на благо развития Ямала. Легендарного поколения героев, оптимистов и мечтателей.
«Работа была трудная, жизнь непростая. Но она прошла среди людей бескорыстного братства, открывших месторождения газа, газоконденсата и нефти. Время, а вернее, жизнь, проведенную на Ямале, я вспоминаю с гордостью и любовью» – это слова нашего легендарного буровика Николая Глебова. Убежден, воспоминания о тех временах находят сегодня отклик в сердце каждого ямальца. Бережно хранить эту память, передавать ее из поколения в поколение – наш долг.
Юбилей
Авторы:
В.И. Дарищев, e-mail: viktor.darischev@lukoil.com; ООО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» (РИТЭК) (Волгоград, Россия).
С.Н. Лысенков; ООО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» (РИТЭК) (Волгоград, Россия).
С.А. Галактионов; ООО «НПК «Мономер» (Волгоград, Россия).
Ю.В. Краснов; ООО «НПК «Мономер» (Волгоград, Россия).
О.И. Булаткин, ООО «НПК «Мономер» (Волгоград, Россия).
HTML
Введение
К числу методов повышения эффективности теплоизоляции насосно-компрессорных труб (НКТ) относится применение полимерных покрытий. Как правило, такие полимерные композиции являются защитными материалами широкого спектра действия и успешно применяются в промышленном и гражданском строительстве, машиностроении и энергетике, а также в нефтегазовой отрасли. Нанесение полимерных композиций осуществляется на внутренние и внешние поверхности НКТ, вертикальных стальных резервуаров, а также на элементы отдельных конструкций, подверженных тепловому, коррозионному и химическому воздействию.
Общие требования к полимерным покрытиям, применяющимся на месторождениях Приобской низменности
Условия эксплуатации изделий с полимерными покрытиями на месторождениях Приобской низменности (ХМАО – Югра) требуют наличия у покрытия высокой склеивающей (адгезионной) способности – это необходимо, в частности, для нанесения покрытий в условиях, где нельзя применять традиционные методы. В том числе поэтому к числу требований к покрытиям относится отсутствие необходимости так называемой чистовой подготовки обрабатываемой поверхности, когда для нанесения покрытия достаточно удалить рыхлый слой (окалину), влагу и жировой налет, а затем полимерные материалы можно наносить на поверхность, даже поврежденную коррозией. Покрытие с высокой адгезионной способностью, проникая во все неровности и поры и не оставляя воздушной прослойки, останавливает тем самым процесс коррозии и консервирует защищаемую поверхность.
В идеале полимерные покрытия, обладающие хорошими гидро- и теплоизолирующими защитными свойствами, могут применяться не только для изоляции НКТ, но и как:
• долговременные антикоррозионные, теплоизоляционные покрытия магистральных газо- и нефтепроводов, резервуаров, трубопроводов и металлоконструкций;
• кислотостойкие защитные покрытия для металла, бетона, пористых материалов;
• покрытия для защиты металлических поверхностей волновых зон, влажных поверхностей, искусственных водоемов, резервуаров и других водонаполненных сооружений, в том числе подверженных воздействию агрессивных сред;
• покрытия для гидроизоляции подземных сооружений с постоянным воздействием влаги, для защиты бетонных конструкций от подпора воды с высотой водяного столба до 20 м.
Для повышения прочности и износостойкости в состав покрытия могут быть внесены специальные наполнители: корундовый порошок, базальтовые, стеклянные или керамические чешуйки, стекло-, базальто- или угольная ткань, стойкие к износу полиуретановые каучуки и др.
Полимерные композиции, применяемые на месторождениях Приобской низменности ХМАО – Югры, выполняют функцию грунтовки, содержат в своем составе как ингибитор, так и пассивный протектор коррозии, что обеспечивает наличие у покрытий надежных антикоррозионных свойств даже при контакте с высокоагрессивными средами и позволяет защитить металлические поверхности, постоянно контактирующие с агрессивными средами на срок 10 и более лет (зона эксплуатации С5‑М по ISO 12944:2018).
Результаты стендовых и опытно-промысловых испытаний полимерного покрытия «Шельф-термос»
В 2018–2020 гг. по техническому заданию ООО «РИТЭК» было разработано полимерное покрытие, технические характеристики которого представлены в табл. 1.
Были произведены опытные партии данного покрытия и проведены исследования, направленные на оценку его теплоизоляционных характеристик. Работы по нанесению покрытия на трубы на промышленной площадке ООО «НПК «Мономер» были выполнены в двух вариантах – с полимерной сеткой и без нее.
Для исследования теплоизоляционных характеристик покрытия были созданы три стенда:
• для определения теплопроводности покрытия;
• со смонтированной НКТ без покрытия;
• со смонтированной НКТ с покрытием (четыре трубы) и одной трубой, покрытой полимерной сеткой.
Длина смонтированной для испытаний НКТ составляла 50 м. Стенды с трубами были подключены к циркуляционным насосам, проточным нагревателям и оснащены системой защиты, температурными датчиками, смонтированными в точках подачи и обратной линии теплоносителя, а также датчиками на поверхности полимерного покрытия, нанесенного на трубы. Данные с датчиков были выведены на щит контроля, оборудованный приборами цифрового контроля.
Экспериментальные стенды работали в непрерывном режиме 90 сут с момента высыхания полимерного покрытия. Данные температурных режимов снимались по трехчасовой схеме.
Для определения тепловых характеристик были выполнены соответствующие расчеты с использованием закона Фурье и на основании гипотезы, согласно которой температура в цилиндрической стенке изменяется по логарифмическому закону.
Для расчета теплоемкости цилиндрического слоя полимерного покрытия была использована формула:
, (1)
где Q – величина теплового потока, Вт; d1 и d2 – диаметры внутренней и наружной поверхностей цилиндрической стенки соответственно, м; l – длина образца, м; Tw1, Tw2 – температура на внутренней и наружной стенках покрытия, °C, соответственно.
Для экспериментального определения теплопроводности полимерного покрытия был сконструирован лабораторный стенд, состоявший из нагревательного элемента и образцов труб, на которые нанесли слой полимера толщиной 2, 3, 4 и 5 мм соответственно. Показания температуры фиксировались теплоизолированными датчиками, чтобы исключить влияние температуры окружающей среды на показания. Индикация показаний выполнена приборами ТРМ 500.
Эксперимент по определению теплоемкости состоял из двух этапов. На первом определялась реакция полимера при долгосрочном нагреве трубы образца, исследовалось, изменяется ли температура на его поверхности со временем при постоянной температуре образца. На втором этапе определялась теплопроводность полимера.
Результаты первой части эксперимента приведены в графиках (рис. 1). Эксперименты проводились при температуре 60, 80 и 90 °C. Эксперимент показал, что теплопроводность полимерного покрытия и разница температур не меняются с течением времени. Длительность каждого эксперимента составляла 6 ч при постоянной температуре подаваемого теплоносителя, показания снимались раз в 30 мин.
Во второй части эксперимента теплопроводность полимера была рассчитана по формуле:
, (2)
где U – напряжение на нагревателе, В; I – сила тока, А.
Расчет показал, что среднее значение теплопроводности полимерного покрытия составило = 0,04 Вт / (м.К), что в 1050 раз меньше, чем у стали (для сравнения: среднее значение теплопроводности пенополистирола = 0,03 Вт / (м.К)).
На основе результатов расчетов было определено изменение температуры теплоносителя в колонне НКТ с полимерным покрытием на участке нагнетательной скважины с глубинами 20–2000 м (табл. 2).
Для проверки прочности полимерного покрытия были проведены промысловые испытания колонны НКТ на растяжение с применением агрегата А-50. Кроме того, в I квартале 2020 г. были проведены полевые испытания колонны НКТ с теплоизоляционным покрытием «Шельф-термос» на устье скважины № 228 Коробковского месторождения (рис. 2).
Испытания НКТ с полимерным теплоизоляционным покрытием производства ООО «НПК «Мономер» в двух вариантах исполнения в целях определения стойкости к растрескиванию и качества покрытия на различных осевых нагрузках при растяжении подтвердили исходные характеристики полимерного покрытия (табл. 1).
Результаты испытаний, в частности, показали, что при растягивающих напряжениях (нагрузках) 5, 10, 15, 20, 22 т и выдержке при этих нагрузках наружное покрытие НКТ в обоих вариантах исполнения не подвергалось разрушению, отслоению, трещины не образовались. Трубы были обследованы визуально на мостках. При последующем механическом ударном воздействии на трубы нарушений целостности покрытия не выявлено. Комиссией были сделаны выводы, что испытания НКТ с полимерным покрытием ООО «НПК «Мономер» прошли успешно.
Выводы
По результатам стендовых и опытно-промысловых испытаний НКТ с полимерным покрытием «Шельф-термос» толщиной 5 мм рекомендованы для использования на нефтегазовых объектах компании ООО «РИТЭК» в ХМАО – Югре. Применение таких НКТ с полимерным покрытием обеспечит существенное повышение эффективной передачи теплового потока в скважины глубиной до 2000 м.
Таблица 1. Технические характеристики полимерного покрытия «Шельф-термос»
Table 1. Technical characteristics of the polymer coating Shelf-thermos
Характеристика Characteristic |
Величина Value |
Предел прочности при отрыве при температуре (20±2) °C через 1 сут, МПа, не менее Tensile strength at separation at a temperature of (20±2) °C after 1 day, MPa, not less |
9,5 |
Адгезия к металлу, баллов Adhesion to metal, points |
1,1 |
Прочность на истирание на установке Fritz Heckert при нагрузке 10 Н, окружной скорости 0,3 м / с, г / см2 Abrasion resistance on the Fritz Heckert installation at a load of 10 N, peripheral speed 0.3 m / s, g / cm2 |
0,00408 |
Массовая доля нелетучих веществ, %, не менее Mass fraction of nonvolatile substances,%, not less than |
81,0 |
Прочность при ударе, МПа, не менее Impact strength, MPa, not less |
42,6 |
Твердость по Шору А, усл. ед. Shore A hardness, c. u. |
95,0 |
Прочность на растяжение, МПа Tensile strength, MPa |
67,3 |
Эластичность пленки при изгибе, мм, не менее Film elasticity in bending, mm, not less |
1,0 |
Время высыхания до степени 3 при температуре (20±2) °C, ч Drying time to degree 3 at a temperature of (20±2) °C, h |
Не более 12 No more than 12 |
Удельное поверхностное сопротивление, Ом Surface resistivity, Ohm |
2.1014 |
Электрическая прочность, кВ / мм Dielectric strength, kV / mm |
103 |
Водопоглощение, %, не более Water absorption, %, no more |
0,002 |
Устойчивость к термоциклированию, количество циклов без отслаивания и растрескивания покрытия в диапазоне температур: Resistance to thermal cycling, the number of cycles without peeling and cracking of the coating in the temperature range: • от –(50±3) до (20±5) °C from –(50±3) to (20±5) °C • от –(60±3) до (20±5) °C from –(60±3) to (20±5) °C |
Не менее 22 Not less than 22 Не менее 21 Not less than 21 |
Площадь катодного отслаивания, см2, после 30 сут испытаний в 3 %-ном растворе NaCl при потенциале поляризации 1,5 В при температуре: The area of cathodic exfoliation, cm2, after 30 days of testing in a 3 % NaCl solution with a polarization potential of 1.5 V at a temperature: • (20±5) °C • (40±3) °C |
Не более 2,3 No more than 2.3 Не более 4,2 No more than 4.2 |
Стойкость пленки покрытия к действию: Resistance of the coating film to action: • 25 %-ного раствора серной кислоты 20 °C 25 % sulfuric acid solution 20 °C • 75 %-ного раствора фосфорной кислоты при 20 °C 75 % phosphoric acid solution at 20 °C • 20 %-ного водного раствора аммиака при 20 °C 20 % aqueous ammonia at 20 °C • 40 %-ного водного раствора NaOH 40 % aqueous NaOH solution • бензина АИ-80 gasoline AI-80 • дизельного топлива diesel fuel • нефти (50 %нефти / 50 % воды) и солей в концентрации не менее 120 тыс. млг / л oil (50 % oil / 50 % water) and salts in a concentration of not less than 120 thousand mlg / l |
Стойкая Persistent |
Таблица 2. Изменение температуры теплоносителя в колонне насосно-компрессорных труб с полимерным покрытием
Table 2. Dinamic in coolant temperature in a polymer-coated tubing string
Параметр Parameter |
Величина Value |
|||||
Зенитная осевая координата сечения скважины (глубина) хi, м Zenith axial coordinate of the well section (depth) хi, m |
20 |
200 |
300 |
600 |
1000 |
2000 |
Температура невозмущенной горной породы для каждого сечения i, °C Unperturbed rock temperature for each section i, °C |
6,4 |
10,0 |
12,0 |
18,0 |
26,0 |
46,0 |
Температура теплоносителя (вода) в сечении ti, °C Heat carrier temperature (water) in the section ti, °C |
89,96 |
87,002 |
85,406 |
81,558 |
77,268 |
70,256 |
Авторы:
Д.А. Метт; ООО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» (РИТЭК) (Волгоград, Россия).
В.Д. Немова; ООО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» (РИТЭК) (Волгоград, Россия).
К.А. Щеколдин; ООО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» (РИТЭК) (Волгоград, Россия).
О.В. Славкина, e-mail: Olga.Slavkina@lukoil.com; ООО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» (РИТЭК) (Волгоград, Россия).
Т.В. Гогалюк, ООО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» (РИТЭК) (Волгоград, Россия).
Литература:
-
Немова В.Д., Панченко И.В. Факторы продуктивности баженовского горизонта во Фроловской мегавпадине // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2017. Т. 12. № 4 [Электронный источник]. Режим доступа: http://www.ngtp.ru/rub/4/46_2017.pdf (дата обращения: 06.06.2020).
-
Боксерман А.А. Термогазовый метод увеличения нефтеотдачи // Георесурсы. 2007. № 3 (22). С. 18–20.
-
Дарищев В. Инновации ОАО «РИТЭК» // Нефтегазовая вертикаль. 2011. № 5. С. 56–61.
HTML
Введение
На территории Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) – Югры сосредоточены уникальные по объему запасы / ресурсы углеводородов (УВ), аккумулированные в верхнеюрских отложениях. По структуре их можно разделить на три группы:
• запасы нефти в карбонатных и кремнистых поровых коллекторах средней проницаемости с подвижной маловязкой нефтью;
• запасы нефти в карбонатных и кремнистых низкопоровых и низкопроницаемых коллекторах, добыча из которых невозможна без применения гидроразрыва пласта;
• ресурсы углеводородов, расположенные в непроницаемой нефтематеринской толще.
Эффективная разработка ресурсов углеводородов третьей группы – важная практическая задача, не теряющая своей актуальности даже в условиях текущего мирового нефтяного кризиса. Естественное снижение промышленной добычи нефти из первых двух групп запасов можно компенсировать именно за счет вовлечения в активную разработку углеводородов третьей группы.
Результаты реализации программы освоения верхнеюрских отложений
С начала 2000‑х гг. компания ПАО «ЛУКОЙЛ» в лице дочернего предприятия ООО «РИТЭК» реализует программу опытно-промысловых работ по освоению верхнеюрских материнских отложений на Средне-Назымском месторождении, расположенном в Белоярском районе ХМАО-Югры (рис. 1). Подчеркнем, что главная заслуга практической реализации этого уникального для мировой практики проекта принадлежит руководству компании ПАО «ЛУКОЙЛ» и лично великому отечественному нефтянику, председателю Совета директоров ПАО «ЛУКОЙЛ», профессору В.И. Грайферу (рис. 2). Для научного сопровождения освоения верхнеюрских отложений было создано специальное подразделение в ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», в котором собраны ведущие специалисты в различных областях, от керновых исследований до моделирования тепловых методов повышения нефтеотдачи пластов.
Основной объем потенциальных углеводородов верхнеюрских отложений содержится в керогене – веществе, под действием температуры последовательно переходящем в жидкую фазу, а при дальнейшем нагреве – в газ. Кроме того, в верхнеюрских отложениях расположены традиционные карбонатные коллекторы.
Для вовлечения в освоение верхнеюрских отложений поставлено несколько задач:
1) локализация наиболее продуктивных зон поровых коллекторов;
2) поиск системы поддержания пластового давления в традиционных коллекторах;
3) разработка технологии преобразования углеводородов, находящихся в твердом агрегатном состоянии, в подвижные углеводороды в целях их дальнейшего извлечения на поверхность.
Остановимся на основных результатах и проблемах в решении поставленных задач.
Описанию подходов к локализации высокопродуктивных зон посвящено значительное количество теоретических работ, например [1]. Кроме того, накоплен определенный практический опыт. Однако задача количественного описания продуктивности различных зон традиционной части разреза верхнеюрских отложений решена не была. Специалисты ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» предложили новый подход, заключающийся в комплексировании геологической концепции с данными литологических и гидродинамических исследований. Подтверждением результативности подобного подхода служат пробуренные и введенные в эксплуатацию горизонтальные скважины с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП), дебиты которых находятся в диапазоне 20–130 т / сут.
Несмотря на очевидные успехи в области изучения традиционной части разреза, остается нерешенным вопрос организации поддержания пластового давления (ППД). Казалось бы, данная задача может быть решена традиционным способом – путем закачки воды. Однако опыт нагнетания воды в верхнеюрские отложения показал полную неприменимость данного способа: в течение трех дней вода прорывалась к забоям добывающих скважин. Поэтому под руководством докт. техн. наук, профессора, действительного члена Российской академии естественных наук А.А. Боксермана (рис. 3) были начаты изучение и промысловые испытания термогазового метода в качестве системы ППД [2].
Сущность метода заключается в закачке воздуха через воздухонагнетательную скважину с последующим возникновением высокотемпературного окисления (горения). При высокотемпературном окислении происходит генерация большого количества газов, паров воды (N2, CO2, углеводородные газы.) Эта смесь существенно увеличивает коэффициент вытеснения нефти. Кроме того, как показал опыт, при закачке воздуха не происходит прорыва кислорода к забою добывающих скважин. При высокой пластовой температуре (около 117 °C) происходит очень быстрая реакция молекул кислорода с углеводородами в пласте. Данный эффект позволяет существенно замедлить продвижение фронта высокотемпературного окисления (пока есть чему гореть, фронт не будет продвигаться вперед) и обеспечить значительные объемы генерации так называемых полезных газов, что, в свою очередь, позволяет поддерживать пластовое давление в коллекторах.
В ходе проведения опытно-промысловых работ термогазовое воздействие осуществлено на двух опытных участках (рис. 4). Суммарная накопленная закачка воздуха составляет более 30 млн н. м3.
Заключение
В целом в рамках реализации программы опытно-промысловых работ на данных участках решены следующие задачи:
1) отработана система инициации и поддержания высокотемпературного окисления;
2) подтверждено протекание процессов термогазового воздействия в дренируемой части разреза;
3) в реагирующих скважинах получено увеличение газового фактора с содержанием азота, диоксида углерода, отсутствие кислорода в добываемых газах;
4) получены данные об отсутствии быстрых прорывов газов к добывающим скважинам;
5) отключение скважины по высокому газовому фактору состоялось только по горизонтальной скважине № 401, расположенной в непосредственной близости от воздухонагнетательной скважины;
6) отработана автоматическая потоковая система мониторинга продуктов реакции термогазового воздействия на месторождении (установлены хроматографы для определения состава добываемых газов и контроля кислорода-аргона);
7) недренируемая часть разреза частично вовлечена в активную разработку;
8) в промысловых условиях получено преобразование керогена (твердой нефти) в подвижные углеводороды.
Ключевым результатом данного долговременного эксперимента явилось доказательство возможности безаварийной работы компрессорного оборудования [3]. Напомним, что на постсоветском пространстве это единственный столь продолжительный эксперимент по организации внутрипластового высокотемпературного окисления. С гордостью хотелось бы отметить, что данный результат получен на территории основного нефтедобывающего региона страны – ХМАО.
В настоящее время организован и готов к запуску 3‑й участок, предназначенный для проведения термогазового воздействия. На данном участке будет реализована схема работы с использованием протяженных горизонтальных скважин с МГРП, модифицирована схема термогазового воздействия для вовлечения в активную разработку недренированной части разреза.
Кроме того, в ходе исследовательских работ получены уникальные экспериментальные данные, на основе которых разработаны промысловые подходы к совершенствованию как технологии термогазового воздействия, так и мониторинга процесса высокотемпературного окисления. Данные работы проведены под руководством ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» с привлечением ведущих лабораторных комплексов Российского государственного университета (Национального исследовательского университета) нефти и газа имени И.М. Губкина, Сколковского института науки и технологий, Казанского федерального университета:
1) впервые в мире удалось доказать возможность протекания процесса высокотемпературного окисления в нефтематеринской керогенсодержащей части разреза. В лабораторных условиях получено полномасштабное, продолжительное высокотемпературное окисление в непроницаемой части разреза без предварительного насыщения пород нативной нефтью;
2) в лабораторных и промысловых условиях отработана схема мониторинга температуры и интенсивности окислительных реакций на фронте высокотемпературного окисления;
3) в лабораторных и промысловых условиях отработана схема мониторинга маркеров синтеза углеводородов. Для мониторинга данного процесса спроектировано и установлено на промысле специальное хроматографическое оборудование;
4) существенно улучшены и детализированы модели, описывающие процесс преобразования керогена, высокотемпературного окисления нефти.
Данные результаты позволяют говорить о синергическом эффекте приложенных усилий, а также об отечественном прорыве в области освоения и получения реальной нефти из таких сложных объектов, как верхнеюрские нефтематеринские отложения.
HTML
В 2020 г. коллектив Сургутского клинического перинатального центра отмечает 90 лет со дня основания акушерской службы в г. Сургуте, 25 лет БУ «Сургутский клинический перинатальный центр» и 45 лет трудовой деятельности главного врача БУ «Сургутский клинический перинатальный центр» Ларисы Дмитриевны Белоцерковцевой.
БУ «Сургутский клинический перинатальный центр» является правопреемником Центра родовспоможения и репродукции и уже 25 лет развивается как современный перинатальный центр, гарантируя женщинам региона безопасное материнство, включая репродуктивные технологии в лечении бесплодия, сохраняя жизнь и здоровье своим пациентам.
Одним из обязательных и важнейших аспектов современной медицины является повышение квалификации. Сегодня к профессионализму медицинского персонала выдвигают очень жесткие требования. Основой предоставления высококвалифицированной медицинской помощи является постоянное обучение новейшим технологиям.
Специалисты центра активно посещают международные конгрессы, в т. ч. выступают на них с докладами, знакомятся с оборудованием, регулярно проходят обучение в ходе мастер-классов на местах, а также в ведущих российских и зарубежных клиниках. Программа зарубежных стажировок стала возможной благодаря решению Правительства ХМАО – Югры и лично губернатору округа Н.В. Комаровой, ее вниманию к вопросам охраны материнства и детства.
В целях поддержания высокой готовности к оказанию помощи в неотложных ситуациях все специалисты центра дважды в год проходят тренинги в симуляционном центре, оснащенном современными роботизированными тренажерами, которые позволяют в виртуальной клинике моделировать редкие клинические ситуации. Тренинги в симуляционном центре за короткий период времени позволяют специалисту получить уникальный опыт, на приобретение которого в реальных условиях может уйти много лет. Система видеонаблюдения дает возможность увидеть процесс со стороны и оценить качество своих действий.
Успешным врачом способен стать далеко не каждый. Человеку, выбравшему эту стезю, необходимо обладать особым складом характера, внимательностью, терпеливостью, спокойствием, добротой и в то же время твердостью, способностью быстро принимать решения, огромным чувством ответственности. Врачом может стать только тот, кто всем сердцем предан своему делу, осознает всю важность и серьезность профессии, не боится трудностей и согласен всю свою жизнь посвятить людям.
Главный врач Сургутского клинического перинатального центра, профессор, докт. мед. наук, заслуженный врач РФ Л.Д. Белоцерковцева:
Глубокоуважаемая Наталья Владимировна и жители Ханты-Мансийского автономного округа, поздравляем вас с юбилеем нашего региона! 90 лет – это историческое богатство и долгий путь формирования и становления одного из самых перспективных и динамично развивающихся регионов страны. Менялись территория, экономическое и социально-культурное развитие. Неизменным оставалось одно – отношение людей к своей малой родине. Ханты-Мансийский автономный округ для северян – не просто место жительства. Это общий дом, объединяющий людей разных судеб, характеров, поколений.
Юбилей
HTML
2020 г. для Ханты-Мансийского автономного округа – Югры пройдет под знаком 90‑летнего юбилея региона. На сегодняшний день это край-донор, основной нефтегазоносный район России и один из крупнейших нефтедобывающих регионов мира. Впрочем, в приоритете экономического развития округа не только добыча углеводородного сырья. В настоящее время округ лидирует и по ряду других основных экономических показателей: по производству электроэнергии и объему промышленного производства, по поступлению налогов в бюджетную систему и объему инвестиций в основной капитал. Активно развиваются строительство и транспортная инфраструктура, большое внимание уделяется социальной политике. Все это происходит во многом благодаря эффективной стратегии руководства, которую на протяжении десяти последних лет реализует губернатор округа Н.В. Комарова. С каждым годом темпы экономического роста округа наращиваются, условия жизни в регионе становятся более комфортными.
Инвестиционная политика
Ханты-Мансийский автономный округ – Югра (ХМАО – Югра) занимает лидирующие позиции по объему инвестиций в основной капитал. Так, в 2019 г. в соответствии с инвестиционной стратегией развития ХМАО – Югры в региональную экономику было привлечено 939,4 млрд руб. Рост инвестиций по итогам года составил более 17 млрд руб. При этом валовой региональный продукт впервые преодолел планку 4 трлн руб., доля же инвестиций в валовом региональном продукте составила больше 23 %. Обеспечено налоговых поступлений в бюджетную систему Российской Федерации более 3 трлн руб., дефицит окружного бюджета сократился на 7 млрд руб.
Приоритетные отрасли
Экономика ХМАО – Югры ориентирована на развитие целого ряда отраслей. Так, существенный рост в настоящее время наблюдается в таких отраслях, как энергетика, дорожное строительство. В 2019 г. в энергетику региона было инвестировано около 5,9 млрд руб. На эти деньги построены более 200 км линий электропередачи и другие объекты инфраструктуры. Бюджетный эффект от установки современного энергоэффективного оборудования составит до 1 млн руб. в год. В сферу дорожного строительства инвестировано более 8 млрд руб., что обеспечило ввод в эксплуатацию 67,1 км автодорог.
Однако, безусловно, стратегия экономического развития региона опирается в первую очередь на развитие нефтедобывающего и нефтеперерабатывающего комплексов. О достижениях 2019 г. говорят следующие цифры. Объем бурения составил около 17 млн пог. м, пробурено 4,5 тыс. скважин, введено в эксплуатацию семь новых месторождений. Объем добычи нефти превысил 236 млн т, прирост извлекаемых запасов нефти – порядка 190 млн т.
История развития нефтегазового комплекса ХМАО – Югры
Знаковые события, положившие начало формированию нефтегазового комплекса региона, произошли в 1960–1970‑х гг.
14 января 1960 г. приказом по Тюменскому геологическому управлению была организована полевая Шаимская нефтеразведочная экспедиция. В марте 1960 г. экспедиция получила первый фонтан нефти. Ее дебит оказался незначительным – всего около 5 т / сут, а через три месяца из другой скважины, пробуренной на этой же структуре, был получен фонтан дебитом 250 т / сут. Через четыре года с Шаимского нефтяного месторождения на нефтеперерабатывающий завод в Омск был отправлен первый танкер с сибирской нефтью, что стало началом промышленного освоения Западной Сибири.
В 1960‑х гг. были открыты Усть-Балыкское, Южно-Балыкское, Ватинское, Самотлорское, Мегионское, Варьеганское месторождения нефти, и уже в 1964 г. началась промышленная эксплуатация нефтяных месторождений ХМАО – Югры.
В 1965 г. началось строительство нефтепровода «Усть-Балык – Омск» диаметром 1020 мм и протяженностью 964 км. В 1970‑х гг. были построены нефтяная магистраль «Самотлор – Тюмень – Альметьевск» и крупнейший на тот момент в мире продуктопровод «Южно-Балыкский газоперерабатывающий завод – Тобольский нефтехимический комбинат», в Нижневартовске сдан в эксплуатацию первый в округе газоперерабатывающий завод.
Открытые месторождения и созданные объекты заложили энергетическую основу развития региона.
Первый миллиард тонн нефти в ХМАО – Югре был получен в 1978 г., на это ушло почти 15 лет. Наращивая мощности, округ в дальнейшем каждые три года добывал по миллиарду. После 5‑го миллиарда, полученного в 1990 г., началось падение объемов добычи нефти, и 6‑й миллиард пришелся на 1994 г., 7‑й – на 2000 г. 2004 г. ознаменовался добычей 8‑миллиардной тонны нефти, далее период добычи миллиардной тонны сократился до четырех лет (рис.).
Таким образом, 2020 год для Югры ознаменован такими значимыми для региона и нефтегазового комплекса датами и цифрами, как 90‑летие со дня образования Ханты-Мансийского автономного округа, 60‑летие открытия Шаимского месторождения, 55‑летие открытия Самотлорского месторождения и добыча 12‑миллиардной тонны нефти на месторождениях автономного округа.
Современное состояние и перспективы развития нефтегазового комплекса ХМАО – Югры
Ресурсы автономного округа обеспечивают энергетическую безопасность России, являются базой для дальнейшего развития хозяйственного комплекса, обладают огромным экспортным потенциалом. В 2019 г. в Югре добыли 236,1 млн т нефти. На долю автономного округа приходится около 42 % общероссийской добычи – Югра сохраняет лидирующие позиции по добыче нефти в стране. По данным на 1 января 2020 г., в автономном округе открыто 485 месторождений.
Лидерство в области нефтедобычи принадлежат ПАО «НК «Роснефть» (44,2 % общего объема добычи), ПАО «Сургутнефтегаз» (21,2 %), ПАО «ЛУКОЙЛ» (14,8 %). В целом перечисленные три компании добывают 80,2 % всей нефти в округе.
В 2019 г. 50 % добычи нефти пришлось на 14 крупных месторождений, на каждом из которых добыто более 3 млн т.
Наибольший объем добычи приходится на Приобское месторождение – 34 550,1 тыс. т (ПАО «НК «Роснефть» + ПАО «Газпром нефть»), Самотлорское – 18 412,6 тыс. т (ПАО «НК «Роснефть»), Приразломное – 9728,2 тыс. т (ПАО «НК «Роснефть») и Федоровское месторождения – 9513,6 тыс. т (ПАО «Сургутнефтегаз»).
По оценкам экспертов, в недрах автономного округа сосредоточено порядка 40 % текущих извлекаемых запасов России. Их эффективное и одновременно рациональное освоение требует новых законодательных решений, современных технологических проектов и кадровых инициатив.
Значительным резервом для продолжения динамичного развития и роста нефтедобычи в Югре являются запасы уже эксплуатируемых месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки, а также трудноизвлекаемые запасы, значительный объем которых содержится в недрах автономного округа, в т. ч. в баженовских отложениях.
Автономный округ накопил и продолжает развивать технологические компетенции, уникальные информационные массивы, позволяющие региону стать испытательным полигоном для полномасштабного цифрового моделирования керна, третичных методов увеличения нефтеотдачи пластов.
На базе окружного государственного кернохранилища создан Центр исследования керна. Это совместный проект Научно-аналитического центра рационального недропользования им. В.И. Шпильмана и компании «Газпром нефть». Первый структурный элемент Центра исследования керна, лаборатория геохимии, начал работать в Ханты-Мансийске в 2018 г., второй, лаборатория исследования свойств пластовых флюидов, – в 2019 г.
В ближайшие годы для полноценной работы Центра исследования керна планируется запустить еще три лаборатории. Они позволят создать отраслевую методику подсчета запасов, определить наиболее эффективные технологии разработки трудноизвлекаемых запасов, сформировать перечень действенных методов увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях Югры.
Югра, как центр компетенций в нефтегазовой отрасли, заинтересована в создании условий для непрерывного образования квалифицированных специалистов.
Работа ведется в тесном взаимодействии с нефтяными компаниями и промышленными предприятиями, технопарками и научно-исследовательскими институтами.
Автономный округ активно сотрудничает с ведущими вузами, научно-исследовательскими центрами России – Московским государственным университетом, Российским государственным университетом (Национальным исследовательским университетом) нефти и газа имени И.М. Губкина, Санкт-Петербургским горным университетом, Национальным исследовательским центром «Курчатовский институт».
В минувшем году Правительство Югры заключило меморандум о взаимодействии с Французским институтом возобновляемых источников энергии.
Основные задачи, которые решаются в рамках данного сотрудничества, – развитие совместных мультидисциплинарных образовательных программ, интегрирующих направлений цифрового и научного инжиниринга.
Однако Югра – лидер России не только по добыче нефти: округ занимает 2‑е место в стране по добыче газа. В 2019 г. суммарная добыча природного и попутного нефтяного газа в регионе составила 36,6 млрд м3. Уровень рационального использования попутного нефтяного газа достиг 95,3 %, что соответствует экологическим стандартам, принятым в Российской Федерации.
На территории округа работают все крупные вертикально интегрированные нефтегазодобывающие компании страны. На протяжении многих лет между правительством региона и хозяйствующими субъектами, осуществляющими деятельность на территории автономного округа, заключаются соглашения о сотрудничестве, скрепляющие договоренности о совместном решении сторонами задач в экономической, природоохранной и социальной сферах.
Нефтегазодобывающие компании принимают участие в строительстве социальных объектов, реализуют экологические проекты и программы в области культуры и образования, оказывают поддержку образовательным и медицинским учреждениям. Кроме того, они финансируют мероприятия по сохранению этнографического, культурного и исторического наследия, оказывают помощь ветеранам войны и труда, инвалидам и жителям из числа малочисленных народов Севера.
При поддержке компаний-партнеров проводятся международные культурные, спортивные и научно-практические мероприятия, такие как Международный фестиваль кинематографических дебютов «Дух огня», Международная экологическая акция «Спасти и сохранить», Международный молодежный научно-практический форум «Нефтяная столица», Международный IT-форум с участием стран БРИКС и ШОС, различные шахматные турниры российского и мирового уровня.
Общий объем финансирования в рамках соглашений между Правительством Югры и нефтяными компаниями только в 2019 г. составил более 9,5 млрд руб, из которых 7 млрд направлено на строительство и реконструкцию объектов социального назначения.
Губернатор ХМАО – Югры Н.В. Комарова:
– Уважаемые земляки, в 2020 г. мы отмечаем два юбилея – 75 лет победе нашего народа в Великой Отечественной войне и 90 лет со дня образования округа. Фронтовые подвиги наших соотечественников, спасших мир от фашизма, трудовые свершения первопроходцев – это важнейшие страницы нашей памяти
← Назад к списку
- научные статьи.