Территория Нефтегаз № 6 2018

Компания Rittal выводит на рынок новую систему крупногабаритных шкафов VX25. Это первая система распределительных шкафов, полностью разработанная в соответствии с требованиями повышения производительности труда при производстве систем управления и распределительных устройств, а также с требованиями к производственным цепочкам в концепции «Индустрия 4.0». Это инновационный прорыв, ставший возможным благодаря тщательному анализу и диалогу с клиентами, в ходе которого родилось множество идей, задающих новые принципы в области эффективного производства управляющих и распределительных устройств. 

Уже почти 20 лет система распределительных шкафов TS 8 компании Rittal является мировым эталоном в области производства систем управления и распределительных устройств. При разработке новой системы крупногабаритных шкафов разработчики компании Rittal должны были решить сложную задачу – как можно дополнительно усовершенствовать распределительный шкаф. Работа была направлена на создание шкафа, с помощью которого можно сократить временные затраты на инжиниринг и монтаж, уменьшить сложность и остаться в тренде дигитализации. При этом новый крупногабаритный шкаф Rittal должен на 100 % соответствовать концепции «Индустрия 4.0».

Эффективное планирование

Новая разработка – это нечто большее, чем просто распределительный шкаф. Одно из ключевых преимуществ изделия – максимальное качество и согласованность данных для инжиниринга, обеспечивающая эффективное проектирование. VX25 поддерживает распределительные устройства на пути к концепции «Индустрия 4.0». Комбинация реального существующего шкафа и его цифрового двойника отвечает всем требованиям дигитализации, от онлайн-конфигурирования и инжиниринга до автоматизации и отслеживания производства.

Так, с самого начала доступны все 2D- и 3D-данные высочайшего качества, совместимые со всеми известными CAD-системами. Эти данные всегда доступны при проектировании элект- рических и механических элементов, закупке, калькуляции и производстве, а также во всех прочих областях производства распределительных устройств. Эффективное проектирование и планирование проекта обеспечиваются прос- той загрузкой подробных, проверенных 2D- и 3D-CAD-данных (сайт Rittal, портал данных EPLAN), гибкой передачей данных во всех распространенных CAD-системах (в общей сложности 70 форматов), продуманной инженерией с использованием САЕ/CAD, созданием макета шкафа управления при помощи EPLAN Pro Panel, а также классификацией данных в соответствии с eClass и ETIM.

Конфигурация VX25 и необходимых компонентов расширения позволяет применять систему управления Rittal при использовании онлайн-сервиса Rittal Configuration System (RiCS). Благодаря простому выбору продуктов, параметров и свойств пользователи могут сконфигурировать наиболее подходящее решение и, помимо общих характеристик изделия, получить 3D-модель. Необходимую безопасность планирования обеспечивают интегрированные проверки правильности подбора, обес- печивающие прямую обратную связь и, следовательно, высокий уровень надежности решения.

Сниженная сложность

Улучшенная функциональность в значительной степени основана на новом профиле каркаса шкафа VX25. При том же весе он стал гораздо стабильнее. Другие преимущества обеспечивает шаг системной перфорации 25 мм, сохраняющийся даже в нескольких шкафах, соединенных в линейку. Разработчикам удалось в значительной степени уменьшить сложность технологии распределительного шкафа с помощью полной симметрии. Количество унифицированных деталей было значительно увеличено. В результате в конечном изделии сократится число комплектующих, благодаря чему потребуется меньше места на складе для их хранения.

Поскольку новый профиль с шагом перфорации 25 мм теперь используется не только в вертикальном, но и в горизонтальном направлении для изготовления каркаса, возникает больше возможностей для расширения функциональности распределительного шкафа, даже за его пределами. Таким образом, возможности использования аксессуаров значительно расширяются. Примером служат шины для внутреннего монтажа, подходящие теперь как для вертикального, так и для горизонтального профиля каркаса шкафа. Даже в соединенных распределительных шкафах шаг системной перфорации 25 мм сохраняется в соседнем шкафу. Благодаря этому шины могут быть проложены, например, сразу в нескольких шкафах.

Простота монтажа

При проведении исследования удобства использования особое внимание было уделено трудовым и временным затратам на установку. При разработке VX25 преследовалась цель упростить и тем самым ускорить монтаж для максимального количества отраслей промышленности. Экономия времени в процессе монтажа для производства распределительных устройств автоматически означает снижение расходов.

Благодаря новому профилю открывается доступ со всех четырех сторон шкафа. Внешняя из двух имеющихся монтажных поверхностей теперь доступна для установки элементов непосредственно снаружи, без дополнительных деталей. То же относится и к возможности установки монтажных панелей на внешний монтажный уровень. Это большое преимущество, особенно при монтаже панелей с большим количеством установленных элементов.

При монтаже дверей новый шкаф поз- воляет значительно сэкономить время: двери просто навешиваются на шарниры без использования инструмента – не приходится выдвигать шарнирные штифты, что довольно трудоемко и неудобно. Если дверь закрыта, конструкция шарнира предотвращает поднятие двери. Если пользователю нужны шарниры, позволяющие открыть дверь на 180°, необходимость дополнительной механической обработки двери VX25 отпадает. За счет этой конструкционной особенности можно сэкономить до 30 мин рабочего времени на каждую дверь.

Заключение

VX25 – это целая программа, означающая множество возможностей, выполнение многообразных требований клиентов и идеальную симметрию, обеспеченную с помощью комплексной непрерывной 25-миллиметровой системной перфорации. Новым является то, что система крупногабаритных шкафов разработана последовательно и систематически в целях максимальной выгоды для клиентов. VX25 «мыслит» так же, как мыслит и действует производитель систем управления и распределительных устройств: в категориях функций и процессов.

ООО «Риттал»

125252, РФ, г. Москва,

ул. Авиаконструктора Микояна, д. 12, эт. 4

Тел.: +7 (495) 775-02-30

Факс: +7 (495) 775-02-39

e-mail: info@rittal.ru

www.rittal.ru

Разработка трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) углеводородов в России приобретает все большее значение в связи с истощением традиционных ресурсов. При этом разработка ТРИЗ считается аналитиками наименее рискованным с экономической и технологической точек зрения способом развития ресурсной базы в России в среднесрочной перспективе, например по сравнению с проектами на Арктическом шельфе, так как данная ресурсная база расположена в основных изученных нефтегазовых провинциях с развитой инфраструктурой. Основными разведанными залежами ТРИЗ в России считаются доманиковые отложения высоковязкой нефти в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, хадумская свита на Кавказе и запасы баженовской, тюменской и абалакской свит в Западной Сибири. Доля добычи ТРИЗ неуклонно растет. И примером такого роста может служить Западно-Сибирский регион. Здесь добыча так называемой легкой нефти постепенно снижается, как и прирост запасов по результатам поисково-разведочного бурения. Компании, добывающие нефть в Западной Сибири, вынуждены переориентироваться на объекты с более сложными условиями, такими как месторождения баженовской свиты. 

Открытые в 1968 г. в Западной Сибири залежи баженовской свиты (глубина залегания – 2–3 м, мощность пласта – 20–60 м) на сегодняшний день представляют собой одну из наиболее полемических тем в российской геологии. По мнению академика Ивана Нестерова, общий объем запасов здесь составляет 150–180 млрд т. Его коллега академик Алексей Конторович более осторожен в прогнозах и считает более реальным дебит свиты – 15–20 млрд т. В то же время эксперт Агентства нефтегазовой информации Александр Хурушудов на основе аналитических данных пришел к выводу, что и эта оценка несколько завышена. Данный пессимистический прогноз, однако, не разделяет Министерство энергетики Российской Федерации, присвоившее изучению УВ-ресурсов баженовской свиты статус национального проекта. В настоящее время объем добычи соответствующих месторождений не превышает 1 млн т, но к 2025 г. прогнозируется его более чем 10-кратный рост при условии применения новых технологий.

Ряд экспертов склонны считать объемы ресурсов баженовской свиты сравнимымм по масштабам с запасом сланцевых углеводородов в США. При этом есть одно важное качественное отличие: баженовские залежи обладают ярко выраженной неравномерностью фильт- рационно-емкостных свойств пласта. Две скважины, пробуренные практически рядом и на одинаковую глубину, могут дать разный результат: из одной вырвется мощный фонтан, а другая окажется практически «сухой». Радикально новых подходов и технологий требует разработка данных запасов. Они относятся к классу трудноизвлекаемых или нетрадиционных. 

Успешный опыт АО «ССК»

Добывающий сегмент нефтегазовой отрасли в наибольшей степени испытывает на себе влияние секторальных санкций США и Евросоюза. Прекращение финансирования проектов западными банками, запрет иностранным компаниям на передачу российским коллегам технологий и оборудования для освоения шельфовых (глубиной свыше 150 м) и сланцевых месторождений – все это существенно осложнило работу отечественных недропользователей и потребовало разработки импортозамещающих решений. Одним из примеров таких решений стал пилотный проект по бурению скважин на отложениях баженовской свиты Средне-Шапшинского месторождения, которое АО «СКК» в 2016–2017 гг. выполнило в тесном взаимодействии с ПАО «НК «РуссНефть» без привлечения иностранных сервисных организаций.

Лицензией на разработку Средне-Шапшинской группы владеет ПАО «НК «РуссНефть». Целевым считается пласт ЮС0 с аномально высоким давлением. С учетом неоднозначности информации и ограниченности опыта бурения в условиях баженовской свиты была создана совместная с ПАО «НК «РуссНефть» рабочая группа, в которую вошли геологи, технологи и специалисты по бурению. Перед началом бурения первой скважины специалистами ПАО «НК «РуссНефть» и АО «ССК» был проведен ряд встреч в целях определения и утверждения основных технологических решений.

Специалистами Ямальского филиала АО «ССК» на основе утвержденных решений был разработан детальный план мероприятий по предотвращению «прихватов» бурильной колонны, нефтегазопроявлений, обеспечению качественного цементирования направления, кондуктора и эксплуатационной колонны в целях исключения возможных межколонных и межпластовых перетоков, обеспечения качественного спуска и крепления хвостовика.

«В ходе выполнения пилотного проекта было пробурено семь эксплуатационных наклонно-направленных скважин, в том числе одна с горизонтальным окончанием, – рассказывает заместитель директора по строительству скважин и супервайзингу ямальского филиала ССК Магомед Атаев, – четыре скважины на кусте № 2 и три скважины на кусте № 3 Средне-Шапшинского месторождения. Сложность и уникальность произведенных строительных работ прослеживаются на примере скважины № 7117 (проектная глубина по стволу – 4067 м, куст № 2 Средне-Шапшинского месторождения с горизонтальным окончанием в баженовской свите с проходкой 596 м по целевому горизонту, июль 2017 г.). При бурении скважины использовался полимерно-глинистый буровой раствор с высокой термостабильностью, необходимый в условиях высоких забойных температур, имеющий высокий предел утяжеления без значительного изменения реологических характеристик и высокую ингибирующую способность, а также в компоновку низа бурильной колонны был включен датчик эквивалентной циркуляционной плотности. При бурении хвостовика применялся винтовой забойный двигатель ДРУ-120РС (RS120N743W) с телесистемой. Для шаблонировки использовали роторную компоновку низа бурильной колонны с последующим спуском компоновки хвостовика для многостадийного гидроразрыва пород на уровень залежей баженовской свиты. Для геонавигации по целевому пласту использовался метод гамма-каротажа (основанный на измерении естественной радиоактивности пород). Кроме того, производился анализ бурового шлама (литологическая характеристика выбуриваемой породы и ее люминесцентно-битумологический анализ)».

По уровню сложности и трудоемкости строительство подобных скважин сопоставимо с бурением для добычи сланцевого газа в США. «Скважина с продолжительным горизонтальным окончанием на уровне залежей баженовской свиты длиной около 600 м и вертикальной мощностью 30 м (2871–2905 м по вертикали) стала первой в практике ССК, – комментирует директор Ямальского филиала Евгений Гузеев, – но благодаря четкому взаимодействию с заказчиком, компетенции инженерно-технического персонала и слаженной работе буровой бригады Ямальского филиала задача была решена без осложнений и аварий, с оптимальными финансовыми затратами». 

Дело мастера боится

Добыча нефти в Сибири всегда была делом непростым. Суровый климат, труднодоступность месторождений, отсутствие необходимой транспортной инфраструктуры… А в случае с баженом к этому еще добавляются закономерные сложности освоения ТРИЗ. Но поставленная цель стоит того! Благодаря профессионалам высокого уровня квалификации, новым отечественным технологиям и оборудованию, грамотным решениям «ключи» к месторождениям баженовской свиты будут, несомненно, подобраны и нефтегазовые промыслы Западной Сибири обретут «второе дыхание».  

АО «Сибирская Сервисная Компания» – одно из наиболее значимых российских негосударственных нефтесервисных предприятий. Основано 1 февраля 2000 г. Обеспечивает полный сервис по бурению и ремонту скважин для предприятий нефтегазодобывающего комплекса. Сегодня – это более 4,5 тыс. рабочих мест. География деятельности – ХМАО, ЯНАО, Томская обл., Красноярский край, Поволжский регион, Республика Коми, Иркутская обл., Республика Саха (Якутия).

Производственные достижения: на долю АО «ССК» приходится около 7 % общего ежегодного объема бурения (более 1,6 млн м проходки) и 8 % объема разведочного бурения в Российской Федерации. Количество выполняемых текущих и капитальных ремонтов скважин в год – порядка 3200 (стабильный ежегодный прирост показателей составляет 5–7 %).

АО «Сибирская Сервисная Компания»

125284, РФ, г. Москва,

Ленинградский пр-т, д. 31а, стр. 1, БЦ «Монарх», эт. 9

Тел./факс: +7 (495) 225-75-95

e-mail: cck@sibserv.com

www.sibserv.com

Для успешного спуска эксплуатационных обсадных колонн на плановые глубины, а также для качественного цементирования скважин требуется привлечение самых современных разработок в этой области. Представляем новейшие технические решения для спуска обсадных колонн и для повышения качества цементирования методом вращения обсадных колонн при промывках перед цементированием и непосредственно во время цементирования, а также достижения ООО «ОКСЕТ» в этом сегменте нефтесервисных услуг.

TESCO Corporation (на момент написания статьи компания находится на стадии интеграции в Группу компаний NABORS) является мировым лидером на рынке предоставления в аренду систем верхнего привода, а также оказания сервисных работ по спуску обсадной колонны с применением собственной инновационной разработки. Компания на глобальном рынке – уже почти 25 лет, из них в России – 10 лет (с 2008 г.). До слияния двух корпораций ООО «ОКСЕТ» являлось дочерней компанией корпорации TESCO Corporation и в настоящее время продолжает оказывать услуги по спуску обсадных колонн от собственного имени, используя принадлежащее Обществу оборудование, произведенное TESCO Corporation.

ООО «ОКСЕТ» оказывает сервисные услуги по спуску обсадной колонны с применением инновационной разработки TESCO Corporation – системы Casing Drive System™ (CDS™). Данная технология была изобретена TESCO для бурения на обсадной колонне, но функционал настолько широк, что может использоваться для реализации разных задач. Путем снижения затрат на выполнение буровых работ и сокращения непроизводительных потерь времени мы повышаем реальную экономическую эффективность для заказчиков.

Система CDS™ позволяет расширить возможности верхнего привода буровой установки и использовать его для свинчивания резьбовых соединений обсадной колонны. Система CDS™ полностью заменяет стандартный набор оборудования для спуска обсадных колонн. Наличие гидравлического вертлюга у системы CDS™ позволяет вращать обсадную колонну при спуске, циркуляции и расхаживании (к примеру, при больших коэффициентах трения вращение позволяет их кратно снизить), а также дает возможность осуществлять циркуляцию и долив во время спуска обсадных колонн. Дополнительно благодаря системе CDS™ можно приступить к проработке ствола скважины в месте получения посадки. Наличие дополнительного независимого моментомера TesTork™ (с беспроводной передачей данных WTTS) обеспечивает возможность регистрировать и контролировать в режиме реального времени и с записью в память на электронный носитель показатели момента свинчивания через адаптированную компьютерную систему.

Система оснащена регулируемыми по длине штропами, позволяющими на большинстве буровых установок брать трубу сразу с мостков. Грузоподъемность гидравлического элеватора для одиночных труб составляет 5 т, что более чем достаточно для одной трубки. Грузоподъемность самой CDS™ составляет 350–750 т. Также имеются новейшие компактные системы длиной всего 2 м. Поскольку CDS™ автоматизирована и управляется удаленно, при работе с нет необходимости привлекать верховых рабочих, в отличие от Fill Up Tool и спайдер-элеваторов. Соответственно, исключаются риски из-за работы с ключами, так как это не требуется при CDS™.

Преимущества применения CDS™ очевидны. Система исключает использование громоздких спайдер-элеваторов, привлечение верхового рабочего, использование циркуляционного оборудования (Fill-Up Tools), использование силовых ключей.

Таким образом, использование CDS™ существенно сокращает количество оборудования и персонала, требуемого для спуска обсадной колонны, обеспечивает высокий уровень механизации работ и устраняет необходимость работы персонала в особо опасных условиях.

В отличие от традиционного спуска колонн и свинчивания труб при помощи обыкновенных силовых ключей наши разработки, помимо непосредственно свинчивания труб, позволяют осуществ-
лять спуск колонны с доливом колонны во время спуска, с циркуляцией во время спуска, с одновременным расхаживанием и вращением при спуске, с проработкой при спуске колонны с созданием (передачей) нагрузки (части веса СВП). Применение данной технологии обусловливает минимизацию рисков получения дифференциального прихвата, посадок, прилипания колонны. Возможность вращения с нагрузкой в зоне осложнений (обвалов/осыпей горных пород, сужение, выпучивание и т. д.) способствует достижению плановых глубин спуска колонн. Кроме того, спуск с циркуляцией и вращением обеспечивает снижение коэффициента трения, что особенно актуально для скважин со сложными горно-геологическими условиями и сложными профилями (траекториями) ствола скважин, горизонтальных скважин вообще и ERD (англ. extended reach drilling wells – скважины с большим отходом от вертикали, БОВ) скважин в частности.

Особого внимания заслуживают наши достижения в области разработки оборудования и технологий для повышения качества цементирования колонн.
В числе факторов, влияющих на качество цементирования обсадных колонн:

• состояние ствола скважины и качество бурового раствора;

• центровка (центрирование) обсадной колонны относительно оси ствола скважины;

• расхаживание («вира – майна» либо вращение);

• сокращение времени на рабочие операции;

• скорость прокачки цемента.

На поиск решения повлияло то, что на ряд перечисленных факторов может оказать непосредственное влияние оснащение буровых установок специализированным оборудованием.

ООО «ОКСЕТ» с 2015 г. в Российской Федерации успешно применяет свою инновационную разработку – вращение колонны при цементировании. Система CDS™ может оснащаться системой Cementing Plug Launching System (CPLS™), представляющей собой специальный цементировочный вертлюг Swivel/Side Entry Sub™ (SSES™) с возможностью вращения обсадных колонн при цементировании. Данная система уникальна, не имеет аналогов в мире. Только CPLS™, в отличие от конкурентов, позволяет в оперативном режиме (10–20 мин) осуществлять переход после промывки на забое к цементированию обсадной колонны с вращением обсадной колонны.

Очевидно, что чем меньше времени ствол скважины остается открытым, тем лучше качество крепления. Поэтому отдельного внимания заслуживают не только технологические, но и технические преимущества. Габариты и вес CDS™ и CPLS™ меньше, чем конкурентов, следовательно, меньше времени требуется на подготовительно-заключительные работы (ПЗР), монтаж и демонтаж.

При вращении колонны перед и во время цементирования увеличивается коэффициент замещения бурового раствора цементным раствором и, соответственно, улучшается распределение. Кроме того, данная технология способствует минимизации заколонных перетоков и межколонных давлений.

Наш опыт, оборудование и технологии позволяют с честью выдерживать тяжелые горно-геологические и скважинные условия. Оборудование CDS & CPLS рассчитано на крутящий момент 67,8 кН.м. В России и СНГ мы выполняем работы на ряде проектов, и все они успешны. Качество сцепления цемента при вращении повышается кратно.

Приведем пример: у нас выполняются работы по спуску колонн и цементированию с вращением:

• ОК 178 мм глубиной 3222 м, TVD ~2700 м (частота 25 мин–1, крутящий момент при цементировании – 19 кН.м);

• ОК 245 мм глубиной 2656 м, TVD ~1000 м (частота 12 мин–1, крутящий момент при цементировании – 39,4 кН.м).

Мы спускали колонны в различных вертикальных скважинах:

• ОК 340 мм – на глубину 2854 м;

• ОК 273 мм – на глубину 3552 м;

• ОК 245 мм – на глубину 3855 м;

• ОК 194 мм – на глубину 4132 м.

Мы осуществляли спуск колонны в скважинах с большим отходом от вертикали (БОВ – ERD wells), при этом показатели говорят сами за себя:

• ОК 340 мм – на глубину 1605 м (зенитный угол – 72°);

• ОК 245 мм – на глубину 5630 м (зенитный угол – 75°, отход от вертикали – 4346 м);

• ОК 178 мм – на глубину 6997 м (зенитный угол – 75°, отход от вертикали – 5675 м, TVD – 2820 м).

Благодаря техническим и технологическим преимуществам оборудования производства TESCO Corporation буровые установки, оснащенные системами CDS™ выполняют операции по спуску обсадной колонны более безопасно и эффективно, ручные операции обсадными трубами на буровой площадке сведены к минимуму, а также минимизируются риски, обусловленные применением стандартных приводных (гидравлических) ключей.

Нашими заказчиками и операторами в России являются ПАО «НОВАТЭК», ОАО «Ямал СПГ», ООО «РН-Уватнефтегаз», АО «Мессояханефтегаз», АО «Роспан Интернешнл», АО «Инвестгеосервис», Группа Eriell, ОАО «ССК», ГК «Интегра» и др. Реализуется ряд проектов в Республике Казахстан.

Качество цементирования с вращением выше, чем без вращения:

• по проекту «Мессояха» – сплошное сцепление по всему интервалу цементирования выше на 89 %, по интервалу облегченного цемента улучшение на 67 %, по интервалу тяжелого цемента улучшение средних показателей более чем в 2,4 раза;

• по проекту «Ямал СПГ» – повышение коэффициента цементирования выше на 20 %, отсутствие заколонных перетоков и отсутствие межколонного давления на скважинах за счет совмещения технологий цементирования и вращения ОК.

Экономическая эффективность:

• в сравнении с обычным методом спуска колонн применение CDS™ позволило снизить временные затраты на 20 %;

• в сравнении с конкурентами CDS™ монтаж системы спуска быстрее в четыре раза, скорость спуска выше на 27–35 % (в зависимости от типоразмера колонн), монтаж цементировочной системы – быстрее в 8 раз, демонтаж систем – быстрее в 2–3 раза.

В таблице приведен краткий сравнительный анализ работ на ЮТГКМ.

В заключение хотелось бы отметить, что с использованием CDS™ во всем мире уже произведено спусков более 40 млн м обсадных труб. 

Краткий сравнительный анализ работ по спуску и цементированию с вращением ОК-178 и ОК-245 на Южно-Тамбейском газоконденсатном месторождении с применением системы Casing Drive SystemTM (TESCO Corporation) и аналога (конкуренты)

ООО «ОКСЕТ»

125047, РФ, г. Москва,

1-я ул. Тверская-Ямская, д. 23, стр. 1

Тел.: +7 (495) 663-38-41, 782-85-90

e-mail: Moscow_BD@canrig.com

www.ocset.ru

ООО «Научно-производственный центр «Внутритрубная диагностика» (ООО «НПЦ «ВТД») является ведущей российской компанией по оказанию услуг в области внутритрубной дефектоскопии (ВТД) трубопроводов и выполняет основные объемы работ в ПАО «Газпром» по ВТД линейной части (ЛЧ) магистральных газопроводов (МГ). ООО «НПЦ «ВТД» осуществляет диагностику трубопроводов с помощью внутритрубного диагностического оборудования собственной разработки и производства. Оборудование соответствует высоким требованиям по достоверности, надежности и безопасности, которые предъявляются отечественными и зарубежными стандартами в области диагностики. Благодаря постоянному совершенствованию технологии ВТД уровень аварийных отказов трубопровода снижается, обеспечивая тем самым безаварийную работу ЛЧ МГ ПАО «Газпром». 

Внутритрубная диагностика сегодня является практически единственным инструментом, определяющим целостное состояние ЛЧ МГ. Компанией ООО «НПЦ «ВТД» создана технология обследования МГ, позволяющая получить достаточно достоверные данные о состоянии линейной части, в первую очередь о наличии дефектов на теле трубы и их параметрах. Это дефекты, заложенные в процессе производства трубы (расслоения, ликвации, плены, дефекты продольного сварного шва), при строительстве трубопровода (аномалии кольцевого сварного шва, вмятины, гофры, механические повреждения (задиры, риски)), а также дефекты, приобретенные трубой в период эксплуатации (коррозионные язвы, питтинги, колонии трещин стресс-коррозионного растрескивания под напряжением (КРН), трещины одиночные по телу трубы и в зонах кольцевого и продольного сварных швов). Наряду с приведенными дефектами трубопровод может подверг- нуться упругопластическим изгибам в результате внешних воздействий – смещения промерзших грунтов, оползней, подмывов и других факторов.

Для обнаружения перечисленных типов дефектов ООО «НПЦ «ВТД» созданы комп- лексы внутритрубной дефектоскопии (КВД) трубопроводов диаметрами 219–1420 мм, закрывающие весь размерный ряд эксплуатируемых ПАО «Газпром» газопроводов. Кроме стандартного набора оборудования ООО «НПЦ «ВТД» созданы дополнительные внутритрубные приборы (ВП) – интроскопы, позволяющие различать наружные и внутренние дефекты и, самое главное, с помощью этих ВП производить ранжирование по степени опасности самого массового дефекта – аномалии кольцевых сварных швов. На рис. 1 в качестве примера высокой чувствительности интроскопа к дефектам приведена запись отфрезерованных надписей на внутренней поверхности трубы диаметром 1020 мм, полученная с помощью этого ВП. Высота шрифта составляет 30 мм и зависит от количества датчиков, считывающих сигналы. В результате обработки информации инженер-аналитик «видит» рельеф сварного шва внутри трубы и делает заключение о типе дефекта сварного шва и его опасности. Эксплуатирующая организация получает возможность из сотен аномалий отремонтировать несколько тех, которые являются опасными, без огромных затрат на вскрытие шурфов для проверки и подтверждения результатов ВТД.

Другой дополнительной услугой компании является определение напряженно-деформированного состояния (НДС) в местах упругопластических изгибов трубопроводов. Оказание услуги стало возможным с применением в КВД высокоточных навигационных модулей и благодаря разработанной методике, позволяющей определить место максимального НДС и оценить ее величину. В зонах с высоким НДС происходит аномально быстрый рост дефектов, а при увеличении НДС на трубе сначала образуется поперечная трещина, а затем труба разрывается.

Отличительной чертой технологии ООО «НПЦ «ВТД» является выделение из большого числа обнаруженных дефектов наиболее опасных, способных привести к отказам или к аварийному разрушению. Наиболее опасными из их числа являются одиночные трещины либо колонии трещин (КРН), которые при определенных условиях объединяются в магистральную трещину и приводят к отказу газопровода. Работа внутритрубных диагностических приборов базируется на магнитном методе контроля, в основе которого лежит принцип фиксирования чувствительными сенсорами (датчиками) полей рассеяния от дефекта при намагничивании его магнитной системой движущегося по трубопроводу ВП. При этом решающее значение для обнаружения трещиноподобного дефекта имеет его раскрытие, т. е. расстояние между его «берегами». Подавляющее число таких дефектов имеют раскрытие более 100 мкм – этого достаточно для их обнаружения, и при этом не возникает проблем с их поиском и идентификацией (определение типа дефекта – трещина, расслоение, непровар, металл за «бортом» и т. д.). Однако встречаются трещины в области продольного заводского шва, имеющие величину раскрытия около 10–50 мкм. Поля рассеяния таких дефектов недостаточны для их обнаружения. Поэтому ООО «НПЦ «ВТД» разрабатывает внутритрубные приборы, в основу работы которых положен электромагнитно-акустический (ЭМА) метод. Опытные образцы ВП показали хорошую чувствительность этого метода, не зависящего от величины раскрытия трещины. В настоящее время разработан и находится на стадии производства комплекс внутритрубного оборудования для диагностики газопроводов диаметром 1420 мм (рис. 2), в котором одновременно находят применение два метода: магнитный и акустический. Кроме обнаружения трещин комплекс будет способен точно измерять толщину стенки трубы и контролировать качество адгезии изоляционного покрытия на трубе. С созданием комплекса, способного обнаружить практически все встречающиеся в газопроводах дефекты, перед газотранспортными обществами ПАО «Газпром» открываются перспективы:

• мониторинга имеющихся на трубопроводе дефектов, т. е. определения скорости роста тех или иных дефектов в целях обоснованного планирования ремонтов и срока очередного обследования;

• пересмотра нормативных документов, предписывающих удаление всех обнаруженных трещин, в то время как значительное количество неглубоких трещин при образовании консервируется и трубы с такими трещинами не требуют вырезки;

• экономии средств на замену труб и производство земляных работ.

Таким образом, современная внутритрубная диагностика и меры, принимаемые газотранспортными обществами по поддержанию целостности ЛЧ МГ, позволяют обеспечивать практически безаварийную эксплуатацию магистральных газопроводов ПАО «Газпром».

ООО «НПЦ «ВТД»

115533, РФ, г. Москва,

ул. Нагатинская, д. 5, пом. 401

Тел.: +7 (495) 229-23-59

e-mail: info@npcvtd.ru

www.npcvtd.ru

«Приматек» системно и неуклонно развивает направление защитных покрытий для трубопроводов, оборудования и сооружений нефтегазовой отрасли. Компания создает новые материалы и совершенствует уже существующие с учетом требований рынка и применяемых технологий нанесения покрытий. Предприятия нефтегазовой отрасли, имеющие опыт работы с нами, знают ключевые принципы работы компании «Приматек», к числу которых относятся в первую очередь надежность поставок и выполнение принятых на себя обязательств при высоком конкурентоспособном качестве продукции. 

В линейку материалов «Приматек» для нефтегазовой отрасли входит широкий ассортимент отдельных эффективных материалов и функциональных систем покрытий на их основе. Это технологичные системы на основе жидких эпоксидных и полиуретановых материалов, в том числе цинконаполненных, как для надземной, так и для подземной эксплуатации.

Четыре системы «Приматек» входят в Перечень рекомендуемых к применению при строительстве объектов нефте- химии и нефтепереработки систем АКЗ и ОГЗ защиты ПАО «НК «Роснефть» (табл.). Подтвержденный срок службы данных систем составляет 25 лет.

В особое направление деятельности компании «Приматек» выделены покрытия на основе порошковых материалов, предназначенные для защиты наружной и внутренней поверхностей трубопроводов и оборудования.

Порошковые покрытия «Приматек» для защиты внутренней поверхности трубопроводов предназначены для эксплуатации при широком диапазоне температур: 90 °С (PrimaTek InnoPipe 67), 120 °C (PrimaTek InnoPipe 120), 150 °С (PrimaTek InnoPipe 150). Разрабатываются покрытия, пригодные для эксплуатации при температуре до 190 °C.

При нанесении с предварительным грунтованием рекомендуется применять порошковые покрытия «Приматек» в системе с эпоксифенольным грунтом PrimaTek InnoPipe Epoxy Primer, что обеспечивает заказчикам ряд значительных преимуществ, таких как технологичность, гарантированный результат и получение готовой проверенной системы покрытий, состоящей из материалов одного поставщика, а следовательно, что немаловажно, и ответственность за результат одного поставщика.

Так, по имеющимся в распоряжении компании данным, при реальной эксплуатации и при проверке на байпасных линиях катушки с внутренним покрытием на основе порошкового материала «Приматек» с праймером PrimaTek InnoPipe Epoxy Primer показали более стабильные результаты, чем при применении других марок праймеров.

Один из примеров успешного проведения опытно-промышленных исследований рекомендованной системы – положительный опыт применения в течение года катушки с внутренним покрытием на основе порошкового материала PrimaTek InnoPipe 67 и жидкого эпоксифенольного праймера PrimaTek InnoPipe Epoxy Primer на байпасной линии нефтесборного трубопровода ГУ-2, ГУ-5, ГУ-9 Озек-Суат-УПСВ Озек-Суат ООО «РН-Ставропольнефтегаз». Убедительное преимущество продукции «Приматек» продемонстрировала успешная эксплуатация в течение двух лет катушки с внутренним покрытием на основе порошкового материала PrimaTek InnoPipe 67 и праймера другого изготовителя на нефтесборном трубопроводе к.23б-ПК69+70 ЦДНГ-4 Нонг-Еганского месторождения ПАО «ЛУКОЙЛ».

Перечисленные материалы уже прошли значительное количество сертификационных испытаний на различных заводах и доказали соответствие требованиям ведущих нефтегазовых компаний страны, таких как ОАО «Сургутнефтегаз», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО НК «Роснефть». Кроме того, порошковое покрытие PrimaTek InnoPipe 67 было успешно испытано в качестве наружного покрытия деталей трубопроводов по требованиям ГОСТ Р 51164.

Разработано, успешно аттестовано и поставляется на ряд предприятий порошковое покрытие PrimaTek InnoPipe 67W для трубопроводов, предназначенных для транспортировки питьевой воды.

В настоящее время завершены лабораторные и успешно проходят опытно-промышленные испытания нового перспективного жидкого толстослойного эпоксидного покрытия Primapox OGT с высоким сухим остатком. Преимуществами указанного материала являются:

• высокий объемный сухой остаток – 96±2 %;

• толщина мокрой пленки 700 мкм без потеков;

• высокий глянец;

• быстрый набор прочности;

• возможность нанесения обычными аппаратами БВР без раздельной подачи компонентов.

Системы «Приматек», включенные в Перечень рекомендуемых к применению при строительстве объектов нефтехимии и нефтепереработки систем АКЗ и ОГЗ защиты ПАО «НК «Роснефть»

ООО «ПРИМАТЕК»

188300, РФ, Ленинградская обл., г. Гатчина,

ул. Железнодорожная, д. 45, корп. 3

Тел.: +7 (812) 457-04-01

e-mail: info@primatek.ru

www.primatek.ru

Скважинные штанговые насосы (СШН) представляют собой устройства, при помощи которых можно откачивать жидкие среды из скважин, характеризующихся значительной глубиной. Использование такого насосного оборудования является одним из наиболее популярных способов откачивания нефти: приблизительно 70 % действующих в мире нефтеносных скважин обслуживают именно штанговые насосы.

Работа данных насосов лимитируется работоспособностью ряда узлов, которые являются «слабыми» элементами конструкции. Для выявления таких элементов была проанализирована выборка из 10 тыс. скважин. Установлено, что более 30 % отказов СШН связано с неправильной работой клапанных узлов.

Наиболее часто, более чем в 90 % случаев, в штанговых насосах применяются шариковые клапаны, которые могут различаться по материалам, геометрии посадочной поверхности, конструкции седла и клетки. Для обеспечения эффективной работы клапанов необходимо проводить подбор конструкции для определенных условий эксплуатации. Выбор конструкции и материалов клапанных узлов осуществляется на основе стендовых и промысловых испытаний. Разработанные методика испытаний и рекомендации по применению различных конструкций приведены в [1]. Таким образом, зная характеристики работы клапанов, потребитель имеет возможность выбирать оптимальную конструкцию, которая будет наиболее эффективной в определенных условиях эксплуатации, что позволит увеличить ресурс всей насосной установки.

Необходимо также определить, как влияет свободный газ на работу клапанных узлов, и определить оптимальное соотношение твердостей материала седла и шара для обеспечения притирания рабочих поверхностей, что повысит герметичность клапана.

ВЛИЯНИЕ СВОБОДНОГО ГАЗА НА РАБОТУ КЛАПАННЫХ УЗЛОВ

Для определения влияния свободного газа на работу клапанного узла разработана математическая модель, адаптированная для программного пакета STAR-CCM+. В качестве рабочей смеси была выбрана газожидкостная смесь (воздух + глицерин). Визуализация процессов компьютерных испытаний приведена на рис. 1.

Содержание газа менялось от 0 до 15 %. Из графика на рис. 2 видно, что содержание газа до 15 % объема несущественно влияет на величину изменения коэффициентов гидравлического сопротивления и общей гидродинамической характеристики работы клапана: коэффициент гидравлического сопротивления изменяется в пределах 10– 15 %. Это подтверждается положениями ГОСТ Р 51896–2002 [2], согласно которому штанговые насосы стандартного исполнения применяются для добычи нефти при наличии свободного газа на приеме насоса не более 10 %.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕСУРСА КЛАПАНА

Помимо гидродинамических характеристик работы клапана на эффективность работы клапанных узлов и всей установки в целом влияет ресурс клапана. Для определения ресурса важно знать значение ударной нагрузки при соударении запорного элемента и посадочной поверхности седла. Следствием больших величин данной нагрузки будет износ как шара, так и посадочной поверхности седла, что, в свою очередь, приводит к потере герметичности и большим утечкам через клапан.

Для определения ударной нагрузки на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина разработана математическая модель, позволяющая рассчитывать величину контактных напряжений по площади соударения запорного элемента и посадочной поверхности седла. Данная модель позволила также провести компьютерные испытания клапанов различной конструкции для определения наработки до отказа.

Исходными параметрами для расчета ударной нагрузки и ресурса в математической модели являются: P1 – давление на выходе из клапанного узла, МПа; 1 – кинематическая вязкость перекачиваемой жидкости, м2/с; 1 – плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3; Q1 – массовый или объемный расход жидкости на входе в клапан, кг/c, м3/c; d1 – диаметр шара, мм; d2 – средний диаметр посадочной поверхности седла, мм; d3 – внешний диаметр посадочной поверхности седла, мм; d4 – внутренний диаметр посадочной поверхности седла, мм; d5 – внешний диаметр седла, мм; L1 – высота подъема запорного элемента, мм; v1 – скорость жидкости при прохождении через седло, м2/с; v2 – скорость жидкости при прохождении вокруг шара, м2/с; а – угол отклонения оси клапана от вертикали, град.; m2 – масса запорного элемента, кг.

Расчетная схема разработанной математической модели (рис. 3) предназначена для определения значений напряжений, возникающих при соударении запорного элемента и седла, с дальнейшим определением наработки до отказа клапанной пары. Модель учитывает физико-химические свойства откачиваемого флюида и запорного элемента. Величина ресурса клапанного узла значительно зависит от конструкции узла и вида перекачиваемой среды. Визуализация результатов моделирования и блок-схема представлены на рис. 4, 5.

Рассмотрим алгоритм расчета подробнее. Изначально вводятся исходные данные для расчета. С учетом массовой характеристики запорного элемента и значения давления на клапане определяется усилие прижатия. Далее определяем угол отклонения оси клапана от вертикали. Если клапаны расположены вертикально, ведем расчет значения ударной нагрузки запорного элемента о седло и определяем максимальную и минимальную наработку до отказа. В случае если отклонение оси клапана не равно нулю, определяем значение эксцентриситета и далее расчет ведем по аналогии с вертикальным положением оси клапана. В результате получаем значения наработок различных клапанных пар и выбираем оптимальную конструкцию для данных условий эксплуатации.

Итогом расчетов математической модели является значение срока службы – 5.106 циклов (рис. 6). Исходными параметрами к данному расчету являются: модель клапана типа K-253-222; величина ударной нагрузки при посадке запорного элемента на седло – 5,7 кН; вязкость жидкости 15.10–6 м2/с; расход жидкости – 5 м3/сут; материал изготовления запорного элемента и седла – твердый сплав Stellite. Указанный срок службы при частоте двойных ходов плунжера штангового насоса n = 10 1/мин в переводе на сутки работы составляет 347 дней, что хорошо коррес- пондирует с наработками клапанных узлов СШН типа K-253-222 в условиях Западной Сибири и многих регионов Поволжья.

С использованием данной математической модели были проведены испытания в целях определения величины ресурса различных материалов запорного элемента и седла. Было установлено, что величина напряжений по площади контакта запорного элемента и седла имеет минимальное значение при отношении твердости запорного элемента и седла тв.зап.элемента/тв.седла и составляет 1,01–1,05.

Для подтверждения приведенных результатов математического моделирования были проведены физические испытания клапанных узлов, описанные в [1] и [3]. До и после испытаний производились замеры твердости запорных элементов и посадочной поверхности, а также определение геометрических параметров шаров и седел клапанов [1, 4]. Результаты замеров сравнивались с параметрами, указанными в технической документации и представленными в [5].

На посадочной поверхности седла замер твердости производился по краю и по центру кромки, а на шаре – рандомно, как видно из рис. 7. Твердость деталей клапанных узлов замерялась с помощью твердомера MarSurfLD 120/UD 120.

Результаты физического и математического эксперимента имеют хорошую сходимость, что подтверждает правильность выбранной методики определения оптимальной конструкции клапанных узлов и определения расчетного ресурса данного вида нефтедобывающего оборудования.

Замеры, приведенные в таблице, показали, что отношение твердости поверхности шара к поверхности седла в первом случае составляет 1,02; во втором – 1,12; в третьем – 1,54. Клапанная пара под первым номер показала лучшие характеристики работы, имея самые близкие по прочности материалы седла и шара. Это свидетельствует о том, что клапанные пары с близкими значениями твердости запорного элемента и седла лучше притираются друг к другу и показывают лучшие показатели герметичности при работе. Полученные результаты физических испытаний совпадают с представленными ранее результатами математического моделирования расчета напряжений, возникающих при соударении запорного элемента о седло.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании теоретических и экспериментальных работ даны рекомендации по проектированию клапанных узлов с соотношением твердостей запорного элемента и седла в диапазоне 1,01–1,05.

Результаты исследований легли в основу выбора конструкций клапанов скважинных штанговых насосов, которые успешно применяются в осложненных условиях добычи нефти на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь». Результаты промышленного использования выбранных клапанных узлов показали прекрасное состояние узлов после работы в скважинах в течение 380–540 сут, что позволило использовать выбранные клапанные узлы в скважинах повторно.

Современный импортозамещающий адсорбент нового поколения предназначен для удаления соединений серы из углеводородного сырья. Применение Alusorb COS обеспечивает соответствие европейским стандартам качества при производстве сжиженных газов. 

Адсорбент нового поколения Alusorb COS, разработанный специалистами Салаватского катализаторного завода, обладает уникальной способностью адсорбировать серооксид углерода (COS) и повышенной емкостью по кислым газам (углекислому, сероводороду, меркаптанам). Такие свойства разработанного адсорбента важны при производстве нефтепродуктов и сжиженных газов. Наличие в углеводородном сырье серы в активной форме вызывает интенсивную коррозию оборудования. Кроме того, в связи с усилением мер по охране окружающей среды объемы и состав выбросов в атмосферу, а также соответствие различных видов производимого топлива требованиям европейских и мировых нормативов находятся под постоянным контролем. Несоответствие экостандартам уменьшает конкурентоспособность отечественной продукции на внешних рынках и существенно снижает ее стоимость. Все эти ограничения, наряду с постоянным ростом объемов добычи и переработки углеводородов, сделали внедрение современных технологий удаления серы задачей номер один в нефтехимии.

Салаватский катализаторный завод завершил разработку адсорбента Alusorb COS в 2014 г. В 2015–2016 гг. были проведены опытно-промышленные испытания нового материала в сравнении с импортным аналогом на базе Отделения очистки ШФЛУ (широкой фракции легких углеводородов) Гелиевого завода ООО «Газпром добыча Оренбург». Исследования показали, что оба адсорбента обеспечивают практически одинаковый уровень очистки сырья от общей серы и серооксида углерода, однако выработка конечного продукта – пропан-бутана технического (ПБТ) – при использовании российского Alusorb COS увеличилась с 30 до 65 %.

По итогам испытаний в 2016 г. Отделение очистки ШФЛУ Гелиевого завода полностью перешло на использование адсорбента Салаватского катализаторного завода. В 2018 г. начнется строительство мощностей Отделения очистки сжиженных углеводородов, которое также будет работать на отечественном Alusorb COS. Запуск нового отделения на Гелиевом заводе в Оренбурге запланирован на 2019–2020 гг. Использование нового адсорбента сразу на двух этапах подготовки углеводородного сырья обеспечит гарантированное соответствие качества ПБТ европейским стандартам. 

Салаватский катализаторный завод – инновационное предприятие, занимающееся производством и реализацией катализаторов, силикагелей, синтетических цеолитов и другой продукции. Салаватский катализаторный завод осуществляет инжиниринг процессов осушки и очистки газов и жидкостей, проектирование сорбционных систем и обеспечивает выполнение полного цикла работ по повышению эффективности действующих установок. В числе постоянных заказчиков – крупнейшие российские и зарубежные компании, включая ПАО «Газпром», ПАО «Роснефть», ПАО «СИБУР Холдинг», Госкорпорацию «Росатом», ОАО «ТАИФ», ПАО «ЛУКОЙЛ», ТОО «Корпорация Казахмыс», РУП «ПО Белоруснефть», ГК SOCAR и др.

ООО «Салаватский катализаторный завод»

453256, РФ, Республика

Башкортостан, г. Салават, ул. Молодогвардейцев, д. 30, лит. А, пом. 19

Тел.: +7 (3476) 39-20-30, 39-27-84

e-mail: mail@skatz.ru

http://skatz.ru

ООО «РегионТермоСтрой» – одно из ведущих предприятий России, 30 лет успешно работающее в области производства огнеупорных материалов, защиты металлоконструкций от высоких температур, ремонта любых промышленных печей и дымовых труб. 

История предприятия началась в 1988 г., когда в г. Уфе для удовлетворения потребностей предприятий нефтепереработки Республики Башкортостан в материалах для футеровки промышленных печей и дымовых труб был организован Уфимский научный проект- но-производственный центр (НППЦ) «Стромвермита».

На производственных площадях НППЦ «Стромвермита» был начат выпуск вспученного вермикулита и керамовермикулитовых изделий. Эти удобные и универсальные материалы нашли свое применение более чем в 200 областях, в частности в нефтегазовом комплексе.

Вермикулит в процессе обжига увеличивает свой объем до 15 раз. После охлаждения этот уникальный природный материал сохраняет вспученность. Образовавшиеся тонкие прослойки воздуха между листочками слюды придают вспученному вермикулиту такие качества, как низкая теплопроводность, высокая огнестойкость и звукопоглощение. Поэтому изделия из вспученного вермикулита являются эффективным высокотемпературным теплоизоляционным материалом. Керамовермикулитовые изделия негорючи, биостойки, нейтральны к действию щелочей и кислот, имеют устойчивые по времени прочностные, деформационные и теплотехнические характеристики.

В 2014 г. в связи со сменой собственника НППЦ «Стромвермита» был переименован в Общество с ограниченной ответственностью «РегионТермоСтрой». Сегодня ООО «РегионТермоСтрой» выпускает в год до 7 тыс. м³ вспученного вермикулита и до 2 тыс. м³ керамовермикулитовых блоков и плит. Керамовермикулит успешно применяется на предприятиях нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности как в Республике Башкортостан, так и за ее пределами.

На сегодняшний день продукция предприятия, в числе которой мертель, шамот, шамотный порошок, жаростойкий бетон, вермикулит вспученный, агровермикулит, керамовермикулитовые изделия (КВИ, ПКВЛ, ПКВЛз), шамотные изделия, горелочные камни, сорбент ВЕРТ-С для аварийного сбора разливов нефтепродуктов, завоевала доверие у наших заказчиков во всех уголках России. В числе партнеров предприятия такие компании, как ПАО «Транснефть», ПАО «НК «Роснефть», АО МХК «ЕвроХим», ПАО «Мечел», ООО «Камский кабель» и многие другие.

Высокие эксплуатационные качества изделий, технологичность монтажа, современный внешний вид, конкурентная цена обеспечили широкий спрос промышленных предприятий на продукцию ООО «РегионТермоСтрой». Материалами нашего производства футерованы многие установки нефтепереработки, так называемые Гурьевские печи, печи подогрева пропилена, кольцевые и туннельные печи обжига кирпича, паровые и водогрейные котлы и многие агрегаты и установки. С использованием наших материалов производится огнезащита печей в деревянных строениях.

Помимо поставок высокоэффективных футеровочных материалов, ООО «РегионТермоСтрой» предлагает услуги по модернизации и реконструкции печей промышленного типа – заменяет многослойные шамотные и бетонные футеровки, имеющие низкие эксплуатационные характеристики, на более эффективные однослойные из керамовермикулита.

К запросу каждого клиента ООО «РегионТермоСтрой» подходит индивидуально, при необходимости корректируя и дорабатывая проект. При этом разработка проекта осуществляется с приложением ТЭО и расчетов по повышению надежности и эффективности эксплуатационных характеристик объекта. Проекты, созданные ООО «РегионТермоСтрой», гарантированно примет Ростехнадзор. К тому же за счет поставки качественных материалов собственного производства бюджет проект может быть существенно ниже, чем предложенный конкурентами.

Конечно, секрет успешного развития предприятия заключается не только в свойствах уникального материала, с которым нам приходится работать, но и в сотрудниках предприятия – сплоченной команде высококвалифицированных специалистов.

ООО «РегионТермоСТрой» приглашает всех к долгосрочному сотрудничеству. Мы предлагаем своим клиентам гибкие цены, высокое качество продукции, гарантию на реализованные проекты и оперативное выполнение работ.

ООО «РегионТермоСтрой»

450028, РФ, Республика Башкортостан,

г. Уфа, ул. Производственная, д. 6

Тел./факс: +7 (347) 267-17-59,

+7 (347) 285-03-14

e-mail: rts-rf@mail.ru

www.rts-rf.ru

Реализованная концепция газоизмерительной станции позволяет по-новому взглянуть на проблему контроля баланса газа в зоне ответственности газотранспортных предприятий. Более чем трехкратное сокращение затрат на капитальное строительство и техническое обслуживание делает это решение незаменимым в вопросе контроля потерь газа и его потребления на технологические нужды. 

Контроль баланса газа в зоне ответственности газотранспортных предприятий является весьма актуальной задачей, поскольку позволяет оценить объем газа, расходуемый на технологические нужды, а также в виде потерь в системах распределения.

Существующие принципы построения многониточных газоизмерительных станций (ГИС) не применимы для решения данной проблемы из экономических соображений – высокой стоимости капитального строительства и затрат на техническое обслуживание.

Научно-производственное объединение «Вымпел» при участии ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ВНИИР) и ООО «Газпром трансгаз Москва» разработало и реализовало принципиально новую концепцию построения ГИС на базе магистральных ультразвуковых измерительных комплексов «Вымпел-500» с условным диаметром до DN 1400.

Концепция однониточной газоизмерительной станции (ОГИС) предусматривает уход от традиционной многониточной схемы построения ГИС и переход на ультразвуковой измерительный комплекс «Вымпел-500» большого диаметра (DN 700–1400), встроенный непосредственно в магистральный трубопровод.

Как и магистральный трубопровод, измерительный комплекс расположен под землей в специальном кессоне (рис. 1) с возможностью проведения его технического обслуживания.

В измерительном комплексе использована многохордовая схема расположения измерительных каналов с погружными пьезоэлектрическими датчиками углового ввода.

В качестве узла поверки на месте эксплуатации используется байпасный трубопровод с существующей запорной арматурой, предназначенный для обхода компрессорной станции, c возможностью встраивания в него эталона сличения.

Основным преимуществом однониточной ГИС является сокращение в несколько раз затрат на капитальное строительство объекта ГИС и его техническое обслуживание. Это достигается благодаря использованию существующей арматуры магистрального трубопровода и байпасного трубопровода компрессорной станции.

Высокая стабильность измерения расхода (0,15 %) обеспечивается рядом технических решений:

• количество измерительных каналов в четыре раза больше, чем у стандартных ультразвуковых расходомеров (16 против 4, соответственно);

• температура окружающей среды и рабочей среды постоянна в летний и зимний периоды благодаря подземному расположению измерительного комплекса (допускается и надземное расположение);

• длина прямого участка существующего магистрального трубопровода перед узлом измерения превышает DN 100.

Контроль метрологических характеристик осуществляется непрерывно за счет наличия дублирующего измерительного комплекса, каждый из которых содержит по восемь измерительных каналов.

Важной особенностью данного решения является поверка измерительного комплекса непосредственно на объекте, без его демонтажа и сброса давления в системе.

Для этих целей на байпасе к компрессорной станции строится узел поверки с возможностью монтажа/демонтажа эталона-переносчика. Эталон-переносчик монтируется только на период проведения поверки, в остальное время он может использоваться для поверки других аналогичных замерных узлов.

Эталон-переносчик играет роль «синхронизатора» показаний измеренного расхода всех узлов измерения двух и более однониточных ГИС. Если магистральный трубопровод оснащен однониточной ГИС на входе и выходе газотранспортного предприятия, то погрешность контроля баланса газа между входным и выходным газопроводом после «синхронизации» с эталоном-переносчиком составляет 0,2 %.

В качестве эталона-переносчика используется 8-канальный измерительный комплекс «Вымпел-500» с пределом погрешности 0,3 %, откалиброванный на газе при рабочем давлении. Для магистрального измерительного узла DN 1400 используется эталон-переносчик DN 1000.

Поверочные стенды

Первичная поверка магистральных измерительных комплексов DN 600–1400 осуществляется на поверочном стенде «Вымпел-80000» (рис. 2), комплексов DN 50–600 – на стенде «Вымпел-15000» (рис. 3), соответственно.

«Вымпел-80000» воспроизводит единицы объемного расхода газа в диапазоне 800–80 000 м³/ч, «Вымпел-15000» – в диапазоне 30–20 000 м³/ч. Оба стенда имеют расширенную неопределенность 0,3 % во всем диапазоне расходов и входят в Государственную поверочную схему как эталоны 1-го разряда.

В качестве эталонов в поверочных установках применены 8-канальные ультразвуковые расходомеры «Вымпел-500». Для установки «Вымпел-80000» создан эталонный блок, состоящий из четырех параллельно расположенных расходомеров «Вымпел-500» DN 500. Для установки «Вымпел-15000» используется эталонный расходомер соответственно типоразмеру поверяемого средства измерения: DN 80, DN 150, DN 200, DN 300, DN 400 или DN 500. Каждый из эталонных расходомеров имеет расширенную неопределенность 0,2 %, подтвержденную на первичном государственном эталоне расхода (ФГУП «ВНИИР»).

Метрологические стенды «Вымпел-80000» и «Вымпел-15000» аттестованы, в том числе, для поверки средств измерений других производителей, принципов действия в диапазоне типоразмеров DN 50–1400.

Опытно-промышленные испытания

В 2015–2017 гг. были проведены опытно-промышленные испытания ОГИС DN 1400 на производственной базе филиала ООО «Газпром трансгаз Москва» – Донское ЛПУМГ. Целью испытаний являлось:

• проверка работоспособности, метрологических и эксплуатационных характеристик магистрального измерительного комплекса DN 1400 в реальных условиях эксплуатации (рис. 4);

• определение возможности применения магистрального измерительного комплекса DN 1400 на объектах ПАО «Газпром».

В ходе испытаний производились:

• сличения показаний основного и дуб- лирующего комплексов ОГИС DN 1400 друг с другом, а также со штатной многониточной ГИС;

• поверка комплекса на месте эксплуатации;

• замена ультразвуковых преобразователей под давлением и др.

Контроль метрологических характеристик путем сравнения показаний основного и дублирующего измерительных комплексов DN 1400 проводился непрерывно на протяжении всех испытаний. Расхождения значений не превышали 0,15 %.

В ходе поверки измерительного комплекса DN 1400 на месте эксплуатации с помощью эталона сличения «Вымпел-500» DN 500 расхождение показаний не превысило 0,3 %, что обеспечило успешное прохождение поверки.

Для подтверждения ремонтопригодности измерительного комплекса «Вымпел-500» DN 1400 без остановки процесса транспорта газа выполнена процедура демонтажа/монтажа и замена под давлением ультразвуковых преобразователей. При замене расхождение расходов основного и дублирующего УЗПР не превысило 0,06 %. Таким образом, было показано, что замена пары ультразвуковых преобразователей не влияет на метрологические характеристики комплекса.

По результатам опытно-промышленных испытаний магистральный измерительный комплекс рекомендован к применению на объектах ПАО «Газпром» для хозрасчетных измерений природного газа на границе зон ответственности дочерних обществ.

В перспективе оснащение приграничных компрессорных станций однониточными ГИС позволит точно контролировать объем потерь газа в Единой системе газоснабжения и тем самым поможет свести их к минимуму.

ООО «НПО «Вымпел»

143530, РФ, Московская обл.,

Истринский р-н, г. Дедовск,

Школьный пр-д, д. 11

Тел: +7 (495) 992-38-60

Факс: +7 (495) 992-38-60 (доб. 105)

e-mail: dedovsk@npovympel.ru

www.vympel.group