Территория Нефтегаз № 6 2019

Сланцевый газ принято относить к нетрадиционным ресурсам углеводородного сырья. С точки зрения генезиса он представляет собой непрерывно вырабатываемые биогенный и термогенный газ или их смесь. Формирование сланцевого газа происходит непосредственно в сланцевых породах, при этом значительной миграции газа не наблюдается (табл. 1, 2). Он содержится в темноцветных высокоуглеродистых сланцах, из‑за общей компактности литологии сланцев главным образом в адсорбированном или свободном состоянии [1]. В свободной форме сланцевый газ может содержаться в естественных трещинах и порах, в адсорбированном состоянии может присутствовать в керогене и глинах, может быть даже растворен в керогене и асфальтенах. В составе сланцевого газа преобладает метан, доля адсорбированного газа может составлять 20–85 %.

С точки зрения минерального состава в сланцевые коллекторы помимо глинистых минералов (иллита, монтмориллонита, каолинита) могут входить кварц, полевой шпат, слюда, кальцит, доломит, пирит и апатит и т. д.

При этом в отличие от терригенных и карбонатных пород коллекторов сланцевые породы характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Поэтому разработка месторождений сланцевого газа имеет свою специфику и требует применения широкого диапазона практических передовых технологий. Эксплуатационные скважины в газосланцевых пластах, пробуренные в основном с применением технологии горизонтального бурения, на начальном этапе дают высокий приток газа, однако уже через год он падает примерно на 55 % [2]. После пяти лет эксплуатационная скважина обеспечивает в среднем около 14 % начального дебита. Таким образом, быстрое снижение продуктивности скважин требует постоянного бурения новых скважин для поддержания добычи на высоком уровне.

Этим обусловлена необходимость применения при добыче сланцевого газа такого метода интенсификации газопритока, как гидравлический разрыв пласта (ГРП). ГРП – механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой флюида. Флюиды, посредством которых с поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, являются жидкостями разрыва [3]. В ходе проведения ГПР технологически решаются задачи создания трещины, удержания ее в раскрытом состоянии, удаления жидкости разрыва, повышения продуктивности пласта [4].

В процессе проведения ГРП в газосланцевых пластах в горизонтальные скважины под давлением закачивается смесь песка и водного раствора химических реагентов. После выполнения ГРП проницаемость пород газосланцевых пластов увеличивается за счет образования трещин (естественных и искусственных), по которым и идет приток газа из пустот, которые до проведения ГПР были изолированы.

В последнее время началось массовое применение веерного и кустового бурения в газоносных сланцах, а также повторного многостадийного ГРП, что позволяет повысить продуктивность скважин и обеспечить высокую газоотдачу на более длительное время.

ХАРАКТЕРИСТИКИ СЛАНЦЕВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ФОРМАЦИИ ЛУНМАСИ

При планировании разработки месторождения сланцевого газа важную роль играет комплексная оценка природного коллектора, включающая оценку геологических характеристик и факторов, влияющих на формирование коллектора.

Применительно к сланцевым коллекторам основными параметрами оценки являются эффективная толщина коллектора, глубина залегания, общее содержание органического углерода (ТОС), степень созревания органического вещества (Ro), проницаемость, пористость, газосодержание, коэффициент давления, температура пласта, индекс хрупкости пород-коллекторов, содержание глинистых минералов, горизонтальное напряжение, естественная трещиноватость и т. д.

Рассмотрим подробнее основные характеристики сланцевых пород-коллекторов формации Лунмаси, являющейся одной из наиболее перспективных толщ Сычуаньского бассейна с точки зрения разведки и разработки. В свою очередь, Сычуань является самым перспективным регионом Китая с страны с точки зрения разработки месторождений сланцевого газа, поскольку там присутствуют термически зрелые морские сланцы. Формация Лунмаси содержит приблизительно 8,12 трлн м3 технически извлекаемых ресурсов сланцевого газа и 32,45 трлн м3 общих геологических ресурсов [5]. В состав формации Лунмаси входят месторождения CN, WY и FL с глубинами залегания сланцевого газа 2500, 2750 и 2950 м соответственно. Для сравнения: средняя глубина залегания месторождения Барнетт в США составляет 2280 м.

Определение толщины пласта и границ распространения коллектора является важным этапом планирования разработки месторождения. Толщины сланцевых пород участка FL формации Лунмаси достаточно постоянны и изменяются в небольшом диапазоне – примерно от 38 до 42 м, чего нельзя сказать об участках CN и WY, где наблюдаются большие различия в распределении толщин сланцевых пород – от 18 до 50,6 м.

Глубина залегания также оказывает значимое влияние на выбор технологии разработки месторождения. Так, с увеличением глубины растут давление и температура, что приводит к изменению пустотной структуры сланцевых резервуаров и, соответственно, к уменьшению пористости и проницаемости. Повышение температуры уменьшает содержание адсорбированного газа. Увеличение глубины залегания приводит к росту затрат на бурение, что снижает экономическую привлекательность работ в целом.

Общее содержание органического углерода (TOC) является одним из главных параметров, влияющих на физические свойства сланцевых коллекторов. С одной стороны, TOC контролирует газосодержание в сланцевых коллекторах, с другой – органическое вещество в сланце является основным «поставщиком» порового пространства и каналов фильтрации. Пористость и проницаемость органического вещества намного выше, чем материнской породы, что, в свою очередь, влияет на развитие и распределение трещин.

На месторождении CN формации Лунмаси показатель TOC составляет 2,4–3,53 %, на месторождении FL он превышает 3,0 %, что значительно ниже, к примеру, аналогичного показателя для месторождения Барнетт (США), составляющего 4,0–5,0 %. При этом на месторождениях CN и FL преобладает содержание углеводородов сравнительно высокой термической зрелости, тогда как залежи месторождения WY характеризуются меньшей термической зрелостью (рис. 1). При этом пористость и проницаемость сланцевых коллекторов на месторождении FL выше, чем на месторождениях CN и WY (рис. 2).

Согласно статистическим данным, газосодержание на месторождениях CN, WY и FL составляет 4,0–6,0, 2,34–4,79 и 4,74–5,65 м3 / т соответственно. Газосодержание аналогичных пород месторождения Барнетт выше и составляет 9,20 м3 / т (рис. 3).

Температура пласта на месторождении FL составляет 15 °C. Средний геотермальный градиент для этих отложений составляет 2,86 °C / 100 м (табл. 3).

C точки зрения минерального состава пород общее содержание кварца, полевого шпата и пирита на месторождении Барнетт составляет 20–80 % (содержание кварца составляет 40–60 %), карбонатных минералов – менее 25 %, глинистых минералов – менее 50 % (рис. 4). Сланцевые коллекторы нижнего силура Сычуаньского бассейна имеют схожие характеристики по показателю среднего содержания кварца. Однако доля полевого шпата и пирита составляет 30–64 %, а средний уровень содержания глинистых минералов – 31–51 %. Таким образом, в отличие от сланцевых коллекторов месторождения Барнетт продуктивный пласт формации Лунмаси характеризуется низким уровнем содержания кремнистых веществ и высоким – карбонатных минералов. Высокий уровень содержания глинистых минералов не способствует образованию сети трещин при проведении ГРП, но отчасти ситуацию спасает высокая доля содержания таких хрупких минералов, как кварц и полевой шпат, способствующих развитию сети трещин. Индекс хрупкости пород обязательно должен учитываться при бурении длинной горизонтальной секции в сланцевом пласте с применением сложной технологии МГРП. Механические свойства горных пород непосредственно влияют на конфигурации трещины, их местоположение, высоту и ширину, определяют эффект реконструкции сланцевого резервуара (рис. 5).

Основными параметрами, характеризующими хрупкость сланцев и использующимися для измерения индекса хрупкости пород-коллекторов, являются модуль Юнга и коэффициент Пуассона. Модуль Юнга (модуль продольной упругости) – физическая величина, характеризующая способность материала сопротивляться растяжению и сжатию при упругой деформации, т. е. способность пород к сохранению трещин открытыми после ГРП. Коэффициент Пуассона – величина отношения относительного поперечного сжатия к относительному продольному растяжению – зависит не от размеров тела, а от природы материала и применительно к сланцевым породам характеризует способность сланца ломаться под давлением.

Чем выше модуль Юнга, тем ниже коэффициент Пуассона, следовательно, тем более хрупким является сланец. Рассчитать индекс хрупкости пород-коллекторов Brit можно по формуле:

[7],

где YM – статический модуль Юнга, 104 МПа; PR – статический коэффициент Пуассона.

Данная формула отражает взаимосвязь между индексом хрупкости пород-коллекторов и механическими параметрами горных пород (рис. 6). Если 20 < Brit < 40, породы считаются хрупкими, если Brit > 60, породы характеризуются высоким уровнем хрупкости.

Для оценки преобразования сланцевого резервуара используется такой параметр, как разность горизонтальных напряжений, непосредственно связанная с геометрией конфигурации трещин. Сторона раскрытия трещины всегда перпендикулярна направлению минимального напряжения, поэтому трещина начинает раскрываться в направлении максимального напряжения.

При обычном разрыве, когда разница между максимальным и минимальным значениями напряжения в зоне обработки велика, результат разрыва обычно является симметричным основным трещинам вдоль направления максимального напряжения. Однако если максимальные и минимальные значения напряжений малы или равны, направление раскрытия трещины трудно определить – оно зависит от направления перфорации и расположения естественных трещин в пласте. Если перфорация не учитывается, искусственные трещины будут распространяться во всех направлениях вдоль нерегулярных естественных трещин, образуя сеть. Таким образом, сланцевые породы с малой разницей напряжений в горизонтальном направлении имеют тенденцию генерировать в результате проведения ГРП сетчатые трещины.

При сравнении разности напряжения для месторождений Барнетт и WY (значение разности напряжения на месторождении Барнетт меньше, чем на месторождении WY), можно сделать вывод, что в сланцах месторождения Барнетт, вероятно, в результате ГРП образуются сложные сетки трещин.

Автор [9], основываясь на характеристике расширения трещин в сланцевых резервуарах, разделил гидравлические (искусственные) трещины на четыре основные категории: однополюсная трещина, сложная множественная трещина, сложная множественная трещина с открытыми естественными трещинами и сложная сеть трещин (рис. 7). По мнению автора [9], сложные сети трещин были сформированы в результате проведения ГРП в сланцевых коллекторах. Однако на деле любое гидравлическое расширение трещины в любом трещиноватом коллекторе будет зависеть от расположения и количества естественных трещин. Чем больше естественных трещин, тем больше будет степень воздействия на гидравлические трещины и, как следствие, более сложной будет модель растяжения.

По данным микросейсмического мониторинга, искусственные трещины сланцевых коллекторов представляют собой нерегулярные трещины, образующие сложные сети. Они состоят из различных длинных, широких и «высоких» трещин, в отличие от простых трещин коллекторов песчаника, располагающихся в одной плоскости и имеющих типичную форму симметричных крыльев в направлении 180°.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Анализ влияния геолого-геофизических характеристик на продуктивность скважины при разработке газоносных сланцев показал, что важнейшими положительными факторами, влияющими на дебит сланцевого продуктивного пласта, являются газосодержание, ТОС, Ro, проницаемость и пористость, а отрицательными –содержание глинистых минералов и разность горизонтальных напряжений.

При этом анализ характеристик (табл. 3) формации Лунмаси Сычуаньского бассейна подтвердил высокую геологическую неоднородность залежи. Поэтому для успешной и эффективной разработки месторождений следует использовать технологию многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальном стволе.

Таблица 1. Сравнение характеристик залежей традиционного природного и сланцевого газа (по данным CNPC, 2018)

Table 1. Comparison of the characteristics of natural gas and shale gas (according to CNPC, 2018)

Таблица 2. Сравнение природного и сланцевого газа с точки зрения разработки (по данным CNPC, 2018)

Table 2. Comparison of natural and shale gas characteristics in terms of development (according to CNPC, 2018)

Таблица 3. Параметры сланцевого пласта формации Лунмаси скважин JY1, JY2, JY3, JY4 участка месторождения сланцевого газа FL (по данным CNPC, 2018)

Table 3. Parameters of the shale reservoir of the Longmaxi formation of wells JY1, JY2, JY3, JY4 of the area of the shale gas field FL (according to CNPC, 2018)

Таблица 4. Геотермический градиент и коэффициент превышения давления продуктивного пласта

Table 4. Geothermal gradient and overpressure ratio of the reservoir

На ближайшие годы запланирован ввод в эксплуатацию основных объектов газотранспортной системы (ГТС) «Сила Сибири» – Чаяндинского нефтегазоконденсатного (НГКМ) и Ковыктинского газоконденсатного (ГКМ) месторождений. В связи с этим возрастает актуальность изучения продуктивных отложений венда, в которых сосредоточены основные запасы углеводородов месторождений ГТС (рис. 1), в т. ч. входящих в ближний радиус ГТС перспективных объектов – Тас-Юряхского и Верхневилючанского НГКМ. Большой объем накопленной геолого-геофизической информации по месторождениям ГТС представляет возможность ее обобщения и установления общих закономерностей для коллекторов венд-кембрийских отложений. При этом одной из важных задач представляется разработка единого алгоритма выделения коллекторов вендских отложений по данным ГИС на основе анализа накопленной базы керновых исследований.

Выделение в разрезе вендских сложнопостроенных терригенных отложений пластов коллекторов не всегда является простой задачей [1–4]. В ряде случаев признаки проникновения фильтрата бурового раствора в пласт (прямые признаки коллектора) отсутствуют или выражены слабо. Поэтому существует необходимость установления и использования граничных значений фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) как критерия выделения сложных коллекторов.

ФАЦИАЛЬНЫЕ ОБСТАНОВКИ ФОРМИРОВАНИЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ ВЕНД-КЕМБРИЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

Для установления закономерностей изменения граничных значений ФЕС коллекторов венд-кембрийского возраста были рассмотрены фациальные обстановки их формирования и геологические условия залегания [1–6].

Месторождения, входящие в газотранспортную систему (ГТС) «Сила Сибири», по схеме фациального районирования вендских отложений относятся к Ангаро-Ленскому, Непско-Ботуобинскому и Предпатомскому фациальным районам, входящим в Тунгусский фациальный регион (рис. 2).

При анализе данных были рассмотрены следующие горизонты:

• ботуобинский Чаяндинского и Тас-Юряхского НГКМ (Ботуобинская и Нюйская фациальные зоны);

• хамакинский Чаяндинского НГКМ (Нюйская фациальная зона);

• талахский Чаяндинского и Тас-Юряхского НГКМ (Ботуобинская и Нюйская фациальные зоны);

• юряхский Верхневилючанского НГКМ (пласты Ю-I и Ю-II, Вилючанская фациальная зона);

• харыстанский и вилючанский Верхневилючанского НГКМ (Вилючанская фациальная зона);

• парфеновский Ковыктинского ГКМ, в т. ч. для Хандинского участка (Ийско-Жигаловская фациальная зона).

Геологические условия залегания продуктивных горизонтов, содержащих основные запасы газа месторождений ГТС, представлены в табл. 1.

Глубины залегания терригенных отложений увеличиваются от Чаяндинского НГКМ (1321–1979 м) к Тас-Юряхскому НГКМ (1908–1996 м), Верхневилючанскому НГКМ (2100–2500 м) и Ковыктинскому ГКМ (2840–3320 м). С глубиной увеличиваются и значения пластовых давлений, имеющих значения ниже гидростатического с разным коэффициентом аномальности.

Коэффициент аномального пластового давления (АНПД) Чаяндинского НГКМ составляет для ботуобинского горизонта 0,85, для хамакинского– 0,80, для талахского – 0,73–0,75.

Коэффициент АНПД парфеновского горизонта Ковыктинского НГКМ варьирует от 0,79 до 0,92, составляя в среднем 0,86.

Для продуктивных горизонтов Чаяндинского, Верхневилючанского и Тас-Юряхского НГКМ характерен низкотемпературный режим залегания: от 11,5 °C (талахский горизонт Чаяндинского НГКМ) до 18,6 °C (харыстанский горизонт Верхневилючанского НГКМ). Парфеновский горизонт Ковыктинского ГКМ залегает в условиях более высоких температур – до 56 °C. Минерализация пластовых вод горизонтов высокая и находится в близких пределах для рассматриваемых отложений, составляя 322–440 г / л. Таким образом, установлены в основном близкие условия залегания вендских отложений для рассматриваемых месторождений, определяемые в основном глубинами залегания.

Особенности формирования, основные минералогические и структурные характеристики рассматриваемых продуктивных горизонтов представлены в табл. 2. Исходя из анализа представленных данных можно сделать следующие выводы.

Формирование ботуобинского горизонта Чаяндинского и Тас-Юряхского НГКМ происходило в одинаковых фациальных условиях преимущественно баровых тел [3, 9–12], что определило схожесть минералогических и структурных характеристик при более высокой сортировке песчаного материала и, соответственно, лучших ФЕС отложений Тас-Юряхского НГКМ. Талахский горизонт Чаяндинского и Тас-Юряхского НГКМ также формировался в сходных условиях, подразумевающих частично континентальный генезиз [11, 12]. Для подошвенной части парфеновского горизонта также характерно наличие континентальных отложений, что очевидно из анализа основных условий формирования (табл. 2). При этом стратиграфически парфеновский горизонт принято считать аналогом ботуобинского.

Для отложений венда всех рассматриваемых горизонтов характерно наличие множественных вторичных преобразований, таких как регенерация зерен кварца и сульфатизация и галитизация. Изучение особенностей юряхского горизонта Верхневилючанского НГКМ, являющегося основным резервуаром углеводородов на месторождении, показало, что интенсивное развитие вторичных преобразований характерно и для карбонатных отложений кембрия.

АНАЛИЗ ГРАНИЧНЫХ ЗНАЧЕНИЙ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ

Анализ граничных значений ФЕС продуктивных горизонтов месторождений, входящих в ГТС «Сила Сибири», выполнялся на начальном этапе для каждого месторождения. Далее рассматривалась возможность установления обобщенных значений для выделенных укрупненных фациальных районов (Предпатомского, Непско-Ботуобинского и Ангаро-Ленского).

Обоснование нижних пределов пористости и проницаемости коллекторов по керну осуществлялось экспериментально-расчетным методом, основанным на сопоставлении коэффициента эффективной пористости Кпэф с коэффициентами пористости и абсолютной газопроницаемости [5, 6].

Эффективная пористость характеризует наличие в породе пустотного пространства, свободного от остаточной воды, которое может быть занято флюидом (газом, нефтью или подвижной водой), и рассчитывается по формуле:

Кпэф = Кп.(1 – Кво), (1)

где Кп – коэффициент пористости, д. ед.; Кво – коэффициент остаточной водонасыщенности, д. ед.

Граничное значение коэффициента пористости, соответствующее Кпэф = 0, характеризует абсолютную границу коллекторов по Кп.

При подсчете запасов чаще определяют Кп_гр при величине Кпэф = 0,01÷0,03 д. ед., соответствующей значимым величинам относительной проницаемости [5, 6]. Однако граничные значения коэффициента эффективной пористости Кпэф_гр, при которых возможна фильтрация флюида, следует уточнять на основе сопоставления эффективной пористости и относительной проницаемости Кпр_отн, вычисляемой по формуле:

Кпр_отн = Кпрэф / Кпр,          (2)

где Кпр – коэффициент проницаемости, мД; Кпрэф – коэффициент эффективной проницаемости, мД.

Для Чаяндинского НГКМ эффективная пористость рассчитывалась для образцов, на которых остаточная водонасыщенность моделировалась методом капилляриметрии. Установленные значения Кпэф_гр составили 0,007; 0,02; 0,03 д. ед. соответственно для ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов (рис. 3).

Разработанные значения Кпэф_гр для ботуобинского и талахского горизонтов Тас-Юряхского НГКМ закономерно выше аналогичных величин для Чаяндинского НКГМ, учитывая более глубокое залегание горизонтов на Тас-Юряхском месторождении, и составляют соответственно 0,028 и 0,032 д. ед. (рис. 4).

Следует отметить, что граничные величины Кпэф для Тас-Юряхского НГКМ установлены достаточно условно (коэффициент корреляции зависимостей очень низкий). Для талахского горизонта Кпэф_гр определен преимущественно для средне- и крупнозернистых песчаников (рис. 4б) и может быть выше для мелкозернистых и заглинизированных песчаников (рис. 4в).

Для вычисления граничного значения Кпэф для отложений Верхневилючанского НГКМ были использованы данные остаточной водонасыщенности, определенные центрифугированием на керне скважин, пробуренных до 2003 г., а также результаты капилляриметрии на керне скв. 125–12 и 125–13, пробуренных после подсчета запасов в 2003 г. Установленные величины составили 0,032 д. ед. для харыстанского и 0,04 д. ед. для вилючанского горизонтов (рис. 5).

Для карбонатных кембрийских отложений юряхского горизонта Верхневилючанского НГКМ (пласты Ю-I и Ю-II) установлено граничное значение эффективной пористости, равное 0,03 д. ед. (рис. 6).

Для парфеновского горизонта Ковыктинского ГКМ расчет граничного значения эффективной пористости осуществлялся с учетом исследований керна скважин 62, 66, 69, 71, 68, 74, пробуренных на месторождении в последние годы. Граничная величина Кпэф, установленная по сопоставлению с относительной проницаемостью для парфеновского горизонта, составляет 0,039 д. ед. (рис. 7) и является осредненной при диапазоне изменения граничного значения Кпэф от 0,01 до 0,05 д. ед.

Обобщение определенных граничных значений эффективной пористости (табл. 3) показало, что для месторождений, входящих в газотранспортную систему «Сила Сибири», граничные значения Кпэф в основном находятся в пределах 0,02–0,04 д. ед., закономерно увеличиваясь с глубиной залегания горизонтов.

По зависимостям коэффициентов пористости и проницаемости от эффективной пористости с учетом установленного граничного значения коэффициента эффективной пористости (рис. 3–7, табл. 3) были определены граничные значения коэффициентов пористости и проницаемости для коллекторов продуктивных пластов Чаяндинского НГКМ (рис. 8–11):

ботуобинский горизонт:

• незасолоненные породы: Кп_гр = 0,039 д. ед.; Кпр_гр = 0,8 мД;

• засолоненные породы: Кп_гр = 0,013 д. ед.; Кпр_гр = 0,8 мД;

хамакинский горизонт:

• незасолоненные породы: Кп_гр = 0,04 д. ед.; Кпр_гр = 0,7 мД;

• засолоненные породы: Кп_гр = 0,02 д. ед.; Кпр_гр = 0,7 мД;

талахский горизонт:

• незасолоненные породы: Кп_гр = 0,065 д. ед.; Кпр_гр = 0,7 мД;

• засолоненные породы: Кп_гр = 0,045 д. ед., Кпр_гр = 0,7 мД.

Чрезвычайно низкие граничные величины пористости для засолоненных пород Чаяндинского НГКМ объясняются особенностями заполнения солью порового пространства. Отложение соли происходит в первую очередь в тупиковых и боковых частях порового пространства, где фильтрация пластового флюида отсутствует либо замедляется. В то же время часто остаются свободными каналы, где фильтрация происходила наиболее интенсивно. Они и обеспечивают повышенную проницаемость при низкой пористости (рис. 12, 13).

Галитизированные породы продуктивных горизонтов Тас-Юряхского месторождения также являются проницаемыми практически при любых значениях пористости, что отмечалось рядом авторов при исследовании этого месторождения при подсчете запасов углеводородов в 1990 г. В рамках этого подсчета для негалитизированных пород ботуобинского горизонта Тас-Юряхского НГКМ было обосновано граничное значение коэффициента пористости, равное 0,057 д. ед. Эта величина была определена по петрофизической зависимости Кп(∆t) с учетом установленного по распределениям граничного значения, равного 189 мкс / м, в течение времени ∆t, лет, по данным аккустического каротажа для приточных и неприточных, по данным гидродинамического каротажа, пропластков. С учетом новых определений на керне скважин 581, 582,583, 584 Тас-Юряхского НГКМ и установленных величин граничных значений Кпэф (рис. 4, табл. 3) были уточнены граничные значения ФЕС для ботуобинского и талахского горизонтов (рис. 14, 15). Для ботуобинского горизонта граничное значение пористости составило 0,04 д. ед., проницаемости – 4 мД, для талахского горизонта эти показатели закономерно выше и составляют соответственно 0,072 д. ед. и 5 мД.

При определении граничных значений ФЕС для продуктивных пластов Верхневилючанского месторождения были использованы разработанные с учетом исследований керна новых скважин граничные значения коэффициента эффективной проницаемости. В результате были уточнены граничные величины Кп и Кпр для карбонатных пластов Ю-I и Ю-II юряхского горизонта, составившие соответственно 0,065 д. ед. и 0,4 мД и 0,074 д. ед. и 0,3 мД (рис. 16, 17). При этом была достигнута более высокая сходимость с результатами определения граничных значений по прямым методам (гидродинамическим исследованиям скважин), чем при использовании теоретического среднего граничного значения Кпэф, равного 1,5 %, принятого при подсчете запасов (табл. 3). Для отложений харыстанского и вилючанского горизонтов разработанные граничные значения коэффициентов пористости составили соответственно 0,044 и 0,082 д. ед. (рис. 18, 19).

Для парфеновского горизонта Ковыктинского ГКМ (Ковыктинская, Хандинская, Чиканская и Ю-Ковыктинская площади) граничные значения ФЕС были установлены с учетом граничного значения Кпэф, равного 0,039 д. ед. (рис. 20). Граничные значения коэффициентов пористости и проницаемости составили соответственно 0,08 д. ед. и 0,6 мД.

Анализ изменения граничных значений ФЕС с глубиной для продуктивных горизонтов изучаемых месторождений показал, что существует достаточно уверенная общая тенденция увеличения граничных значений Кп с глубиной для всех изучаемых горизонтов (рис. 21). Граничные значения проницаемости и тенденции их изменения с глубиной различны для групп месторождений. Для коллекторов Тас-Юряхского и Верхневилючанского НГКМ отмечается общая тенденция снижения Кпр_гр. Для продуктивных горизонтов Чаяндинского НГКМ граничная величина проницаемости ниже, но также уменьшается с увеличением глубины залегания продуктивных горизонтов.

ВЫВОДЫ

1. Обоснование нижних пределов коэффициентов пористости и проницаемости сложных коллекторов отложений венда по керну целесообразно проводить с применением экспериментально-расчетного метода, основанного на сопоставлении коэффициента эффективной пористости с коэффициентами пористости и абсолютной газопроницаемости.

2. Граничные значения эффективной пористости устанавливаются по сопоставлениям относительной проницаемости и эффективной пористости.

3. Анализ показал, что граничные значения коэффициента эффективной пористости для продуктивных горизонтов месторождений, входящих в ГТС «Сила Сибири», в основном находятся в пределах 0,02–0,04 д. ед., закономерно увеличиваясь с глубиной залегания горизонтов.

3. Чрезвычайно низкие значения граничных величин пористости для засолоненных пород объясняются особенностями заполнения солью порового пространства.

4. В результате анализа установлено, что изменение граничных значений ФЕС продуктивных горизонтов венда месторождений Восточной Сибири с глубиной выражается единой зависимостью, математическое выражение которой разработано для Ангаро-Ленского, Непско-Ботуобинского и Предпатомского фациальных районов.

5. Применение установленных зависимостей изменения граничных значений ФЕС с глубиной целесообразно для вендских отложений малоизученных месторождений с учетом литофациального районирования.

Таблица 1. Основные характеристики залегания продуктивных горизонтов Чаяндинского нефтегазоконденсатного, Тас-Юряхского нефтегазоконденсатного, Верхневилючанского нефтегазоконденсатного и Ковыктинского газоконденсатного месторождений

Table 1. Key occurrence features of pay horizons in the oil-and gas condensate fields of Chayadinskoe, Tas-Yuryakhskoe, Verkhnevilyuchanskoe and in the Kovyktinskoe gas condensate field

Таблица 2. Условия формирования, структурные и минералогические характеристики венд-кембрийских отложений, формирующих продуктивные горизонты месторождений, входящих в газотранспортную систему «Сила Сибири»*

Table 2. Formation conditions, structural and mineralogical characteristics of Vendian-Cambrian deposits forming pay horizons of the fields, incorporated into the gas-transport system “The Power of Siberia”*

Примечание: характеристики Ботуобинского, Талахского и Хамакинского горизонтов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения представлены в [15]

Notes: Characteristics of Botuobinsky, Talakhsky, and Khamakinsky horizons of the Chayandinskoe oil and gas condensate field are presented in [15].

Таблица 3. Граничные значения эффективной пористости коллекторов продуктивных горизонтов группы месторождений, входящих в газотранспортную систему «Сила Сибири»

Table 3. Void factor boundary values for reservoirs in pay horizons of the fields incorporated into the gas-transport system «The Power of Siberia»

Таблица 4. Обобщение установленных граничных фильтрационно-емкостных свойств для группы месторождений, входящих в газотранспортную систему «Сила Сибири»

Table 4. Generalization of proven boundary porosity-permeability properties for the group of fields incorporated into the gas-transport system «The Power of Siberia»

Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ), открытое в 1979 г., характеризуется наличием аномально высокого пластового давления (АВПД), достигающего 63 МПа, статического устьевого давления до 43 МПа. Пластовая температура месторождения достигает 110 °C, устьевая температура – 60 °C. Состав пластового флюида является уникальным как для России, так и для мира: содержание газовых углеводородных компонентов С1 – С4 достигает 60 моль %; H2S и CO2–30 и 15 моль % соответственно; жидких углеводородных компонентов (конденсата) – 260 г / нм3 газа сепарации; сероорганических соединений (в пересчете на серу) – до 10 г / нм3 газа сепарации, меркаптанов – до 2,21 г / нм3 газа сепарации. С газом выносится вода (пластовая и техногенная) в объеме 120 см3 / м3 газа сепарации, которая по своему составу в основном относится к хлоркальциевому типу. Уровень общей минерализации воды доходит до 100–120 г / л, плотность – до 1,06 г / см3. Данные показатели стали определяющими при подготовке технических требований при закупке фонтанной арматуры (ФА) для эксплуатации месторождения.

По причине отсутствия отечественных аналогов первые закупки арматуры производились у иностранных производителей: CAMERON GmbH (Германия) и Malbranque SA (Франция) [1]. Кроме того, было закуплено несколько комплектов арматуры у компаний Anson (Великобритания), Barber (Канада) и FMC Technology (Франция).

Опыт эксплуатации импортных ФА на АГКМ с 1987 г. показал, что, несмотря на высокое качество материалов и изготовления ФА по стандартам API, отдельные узлы подвержены эрозионно-коррозионному износу различной степени интенсивности. Степень износа зависела как от технологической нагруженности деталей, так и от срока эксплуатации (рис. 1). Кроме того, было отмечено несоответствие фактического качества оборудования различных производителей.

В ходе регламентированного технического обслуживания ФА перед специалистами Газопромыслового управления ООО «Газпром добыча Астрахань» встал вопрос о поставке запасных деталей импортного производства. В рамках программы импортозамещения отечественными производителями было организовано производство запасных частей и расходных материалов для ФА импортной поставки, а также налажен их заводской ремонт. Отечественными компаниями было организовано изготовление заготовок шиберов и уплотнительных колец размерами 4 1 / 16'', 3 1 / 16'' и 2 1 / 16'' для задвижек ФА по стандарту API 6A 10000 psi.

В рамках технологической кооперации отечественными производителями запасных частей было организовано нанесение защитного покрытия на основе материала WC / CO / Cr на заготовки шибера и уплотнительных колец. Нанесение покрытия проводилось методом газотермической металлизации по технологии высокоскоростного напыления HVOF (от англ. high velocity oxygen fuel – кислородное топливо для высокоскоростного напыления). После нанесения газотермического покрытия производились шлифовка и полировка напыленного слоя, а также притирка уплотнительных колец. Толщина покрытия составляла 250–350 мкм. Контроль нанесенного покрытия на предмет растрескивания и наличия сквозных пор проводился методом цветной дефектоскопии и по образцам-свидетелям. По данным заводского контроля, адгезия нанесенного защитного покрытия из WC / CO / Cr к металлу подслоя составляла более 90 МПа, пористость – менее 1 %, а микротвердость – 900–1200 HV. На микрошлифе газотермического покрытия из WC / CO / Cr при увеличении с помощью электронного микроскопа отмечается высокая плотность и однородность покрытия толщиной 250 мкм (рис. 2).

Было изготовлено и поставлено более 250 комплектов шиберов различных типоразмеров. Детали успешно прошли опытно-промышленную эксплуатацию и используются в качестве деталей ФА эксплуатационного фонда скважин АГКМ. Аналогичные комплекты также поставлялись в рамках программы импортозамещения для эксплуатации Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, на котором содержание сероводорода достигает 6 моль %.

Технологическая операция по нанесению газотермического покрытия по технологии высокоскоростного напыления HVOF (рис. 3) характеризуется высокой скоростью газовой струи, достигающей скорости звука – 8 М. Данная работа производится с применением робота-манипулятора в звукоизолированной камере.

Детали (шиберы) после нанесения газотермического покрытия проверяются методом цветной дефектоскопии (рис. 4).

Газотермические покрытия по технологии высокоскоростного напыления HVOF были испытаны в лабораторных условиях ООО «Газпром ВНИИГАЗ» на соответствие техническим требованиям СТО 31323949‑055‑2011. В заключении ООО «Газпром ВНИИГАЗ» № 31323949‑090‑2012 сказано, что данные покрытия в соответствии с 10‑балльной шкалой коррозионной стойкости по ГОСТ 9.908 [2] относятся к первой группе стойкости.

При проведении работ по диагностированию оборудования в соответствии с требованиями Федерального закона № 116‑ФЗ от 21.07.1997 «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [3] на АГКМ отмечена негерметичность пневмозадвижки 3 1 / 16'' на ФА производства ANSON. Срок эксплуатации ФА до выявления дефекта составлял 36 мес. При разборке неисправной задвижки были обнаружены дефекты на поверхности шибера: растрескивание, пузырение и частичное разрушение защитного металлизационного слоя заводского покрытия (рис. 5).

Была разработана программа восстановления и опытно-промышленного испытания шибера после ремонта. Задача по восстановлению усложнялась наличием эффекта наводороживания структуры металла детали, а также отсутствием заводских чертежей. Восстановление шибера было поручено специалистам ЗАО «Плакарт», на заводе которого поврежденное заводское покрытие было снято и нанесено новое покрытие из материала WC / CO / Cr методом газотермического напыления по технологии HVO. Толщина покрытия составила 350 мкм. Затем нанесенное покрытие было отшлифовано в размер.

Отремонтированный шибер согласно программе испытаний был смонтирован в задвижку, которая в период с 13.04.2015 по 02.12.2015 прошла опытно-промышленную эксплуатацию на скв. 6833 АГКМ. После демонтажа, повторной разборки задвижки и проведения контрольных мероприятий было установлено, что на поверхности шибера в зоне уплотнения «седло – шибер» с обеих сторон шибера коррозионных, эрозионных и механических повреждений не выявлено. Отмечено изменение цвета покрытия без изменения его механических свойств. По результатам опытно-промышленной эксплуатации был сделан вывод, что износостойкое покрытие шибера пневмозадвижки 3 1 / 16'' API 6A 10000 psi фирмы ANSON, отремонтированного ЗАО «Плакарт» с применением технологии HVOF, прошло испытание в объеме, предусмотренном программой испытаний, с положительным результатом (рис. 6).

Таким образом, получен и готов к масштабированию опыт импортозамещения при ремонте и замене шиберов ФА эксплуатационного фонда АГКМ. Полученный результат является актуальным в условиях политики секторальных санкций со стороны стран ЕС и США. Кроме того, необходимо учитывать экономические аспекты импортозамещения, поскольку газотермические покрытия проводятся на отечественном оборудовании и из отечественного сырья.

Известно, что требуемый потребителю уровень качества элементов технических систем для нефтегазодобычи определяет качество материалов этих элементов. От характеристик применяемых материалов в значительной мере зависят способность элементов технических систем выполнять свое назначение, их надежность, энергоэффективность, технологичность, а также затраты на их производство и применение [1].

Отечественные специалисты успешно разрабатывают и внедряют в промышленное производство конструкционные материалы разной химической природы, с разнообразными физико-химическими и механическими свойствами: металлы, неметаллические материалы органической и неорганической природы, композиционные материалы на их основе. Однако проблема обеспечения требуемого уровня качества конструкционных материалов для элементов технических систем для нефтегазодобычи по‑прежнему остается актуальной.

Причиной этого является отсутствие процессного подхода к выбору критериев качества конструкционных материалов для элементов технических систем, т. е. норм на показатели их требуемых свойств.

МЕТОДИКА РАЗРАБОТКИ ТРЕБОВАНИЙ В СООТВЕТСТВИИ С ПРИНЦИПОМ ИЕРАРХИИ

Техническая система, ее элементы и материалы, из которых данные элементы произведены, взаимосвязаны согласно принципу иерархии [2]. Поэтому любую техническую задачу для отдельных элементов следует рассматривать с учетом технической системы в целом. Это обусловливает определенную последовательность разработки технических требований к ним.

Технические требования к элементам технической системы определяют технические требования к материалам, из которых элементы произведены.

В действующих стандартизированных и корпоративных технических требованиях, определяющих критерии качества элементов технических систем для нефтегазодобычи и материалов этих элементов, отсутствует взаимосвязь между этими критериями по принципу иерархии. Вследствие этого элементы технических систем, изготовленные из материалов, соответствующих действующим требованиям, не выполняют свое назначение в заданных условиях применения в течение регламентированной наработки.

Поэтому разработка методических основ выбора критериев качества материалов элементов технических систем для нефтегазодобычи согласно принципу иерархии является актуальной задачей для инжиниринговых подразделений нефтегазовых компаний, планирующих качество технических систем для нефтегазодобычи и разрабатывающих технические требования к ним и к их отдельным элементам.

К числу основных свойств элементов технических систем для нефтегазодобычи, определяющих критерии их качества и в значительной мере зависящих от характеристик используемых материалов, относятся:

• способность выполнять свое назначение (требуемые функции в заданных условиях применения);

• надежность;

• энергоэффективность;

• технологичность при изготовлении.

Способность элемента технической системы выполнять свое назначение является сложным свойством, состоящим из ряда простых свойств. Одним из них является несущая способность, в значительной мере зависящая от физико-механических свойств материала, из которого изготовлен данный элемент. Функциональная зависимость несущей способности элемента технической системы с заданными геометрическими параметрами от физико-механических свойств материала, из которого элемент изготовлен, устанавливается известными формулами [3].

Надежность элемента технической системы также является сложным свойством [4]. Одним из показателей надежности в заданных условиях применения является наработка до отказа для невосстанавливаемых элементов и наработка между отказами для восстанавливаемых элементов.

Требуемая наработка конкретного элемента технической системы в заданных условиях применения определяет допустимую скорость изменения во времени параметра его технического состояния. Величина допустимой скорости изменения этого параметра при заданной наработке зависит от его значения перед использованием элемента и регламентированного предельно допустимого значения, определяющего предотказовое состояние элемента.

Функциональная зависимость скорости изменения во времени параметра технического состояния элемента технической системы существенно зависит от механических и физико-химических характеристик материала, из которого произведен элемент, и устанавливается экспериментально в лабораторных условиях при воздействиях, моделирующих реальные, или на испытательных полигонах нефтегазовой компании. На основании экспериментальных исследований устанавливают критерии качества – нормы на показатели требуемых свойств материала элемента технической системы, обеспечивающие требуемую наработку данного элемента [5].

Энергоэффективность элемента технической системы, поверхности которого образуют канал для транспортирования эксплуатационных и технологических сред, в значительной мере зависит от физико-химических свойств материала этого элемента. Физико-химические свойства материала элемента определяют интенсивность образования на его поверхностях, контактирующих с транспортируемыми средами, твердых отложений веществ, выпадающих из этих сред. Это вызывает значительное сужение канала, образуемого поверхностями элемента технической системы, и, соответственно, возрастание его гидравлического сопротивления, результатом чего становится существенное повышение энергетических затрат на транспортирование эксплуатационных и технологических сред. На основании испытаний, проведенных в лабораторных условиях или на испытательных полигонах, устанавливают критерии качества – нормы на показатели требуемых свойств материала элемента технической системы, обеспечивающие предотвращение образования недопустимой толщины твердых отложений на поверхностях этого элемента в заданных режимах и условиях использования по назначению и технического обслуживания.

Технологичность конкретного элемента технической системы при его изготовлении существенно зависит от физико-механических свойств материала этого элемента. Физико-механические свойства материала элемента технической системы определяют техническую возможность и экономическую целесообразность использования при изготовлении данного элемента конкретных технологий (литье, штамповка, обработка резанием и др.), выбор которых в значительной мере определяется объемом выпуска элемента. Следовательно, выбор критериев качества материалов элементов технических систем в значительной мере определяется технологией их изготовления, которая, в свою очередь, обусловливается типом их производства (единичное, мелкосерийное, серийное, крупносерийное, массовое).

Установленные критерии качества материала элемента технической системы определяют согласно принципу иерархии требуемый химический состав и структуру этого материала.

Выбор в соответствии с вышерассмотренными принципами требуемых критериев качества материалов элементов технических систем – норм на показатели их требуемых свойств – является лишь первым этапом процесса выбора материалов для производства этих элементов. Вторым, не менее важным этапом является выбор конкретных материалов, характеристики которых соответствуют требуемым критериям качества.

В существующих справочниках отсутствуют требуемые критерии качества материалов элементов технических систем для нефтегазодобычи при различных внешних воздействиях на них.

Отсутствие подобной информации обусловливает во многих случаях несоответствие характеристик выбранных материалов требуемым критериям их качества.

НЕОБХОДИМОСТЬ СОЗДАНИЯ КОРПОРАТИВНЫХ ИНФОРМАЦИОННЫХ БАЗ данных О ТРЕБУЕМЫХ КРИТЕРИЯХ КАЧЕСТВА МАТЕРИАЛОВ ТЕХНИЧЕСКИХ СИСТЕМ ДЛЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

Для устранения подобной ситуации необходимо создать в нефтегазовых компаниях информационные базы данных, включающие:

• требуемые потребительские свойства конструкционных материалов, используемых для производства элементов технических систем для нефтегазодобычи, показатели этих свойств в исходном состоянии и нормы на них;

• виды внешних воздействий на конструкционные материалы различных элементов технических систем нефтегазового комплекса на разных стадиях жизненного цикла, способные существенно изменить требуемые характеристики, моделирующие их воздействия при испытаниях материалов в лабораторных условиях, показатели потребительских свойств материалов при каждом виде воздействия и нормы на эти показатели – критерии качества;

• методики испытаний конструкционных материалов в лабораторных условиях или на испытательных полигонах при контроле соответствия их характеристик требуемым критериям качества при разных видах внешних воздействий.

В действующей стандартизированной и корпоративной нормативной документации, определяющей критерии качества элементов технических систем для нефтегазодобычи, приводятся стандартизированные методы контроля фактических характеристик этих элементов. В то же время стандартизированные или корпоративные методики испытаний отсутствуют, что недопустимо. Методы контроля определяют только физическую сущность измерения контролируемых характеристик элемента технической системы, необходимые метрологические средства и точность измерений. Они не привязаны к конкретным элементам технических систем, не учитывают конструкционные особенности этих элементов, не определяют, на каких участках элемента следует проводить контроль его требуемых характеристик, после каких внешних воздействий и т. п.

Согласно [6], методика испытаний – это организационно-методический документ, обязательный к выполнению, включающий метод контроля, средства и условия контроля, отбор проб (образцов), алгоритмы выполнения операций по определению одной или нескольких взаимосвязанных характеристик свойств объекта, формы представления данных и оценки точности, достоверности результатов.

В процессе эксплуатации элементы технических систем для нефтегазодобычи подвергаются одновременно нескольким видам внешних воздействий (тепловым, силовым, фрикционным, физико-химическим).

Механизм разрушения материала элемента в этих условиях существенно отличается от механизма его разрушения, вызываемого отдельными видами воздействий.

Конкретные сочетания внешних воздействий на элементы технических систем для нефтегазодобычи определяют соответствующие им процессы разрушения материалов элементов, что важно учитывать при выборе требуемых характеристик этих материалов.

Поэтому при разработке методик периодических испытаний элементов технических систем в лабораторных условиях необходимо обеспечить соответствие моделирующих видов воздействий в этих условиях реальным воздействиям при эксплуатации в заданном нормативном диапазоне их интенсивности.

В действующей стандартизированной и корпоративной нормативной документации, определяющей методики периодических испытаний различных элементов технических систем для нефтегазодобычи, это требование не обеспечивается, что обусловливает необъективность результатов периодических испытаний.

Во многих случаях достаточно сложно обеспечить в лабораторных условиях моделирование реальных сочетаний внешних воздействий на элементы технических систем по виду и интенсивности проявления каждого из воздействий. Поэтому актуальной задачей является создание испытательных полигонов на месторождениях нефтегазовых компаний при требуемом их методическом и диагностическом обеспечении, позволяющем контролировать кинетику изменения параметров технического состояния испытываемых элементов из разных материалов.

Создание в нефтегазовых компаниях корпоративных информационных баз, содержащих данные о требуемых критериях качества материалов технических систем для нефтегазодобычи, соответствии характеристик конкретных материалов критериям их качества в различных нормативных диапазонах интенсивности внешних воздействий на них, и последующее объединение этих информационных баз позволит предприятиям нефтегазового сервиса обеспечить требуемый уровень качества материалов элементов технических систем для нефтегазодобычи, существенно снизить затраты на их производство и успешно осуществить импортозамещение.

Группа компаний «ЭНЕРГАЗ» вывела на рынок крайне востребованную модификацию газодожимного оборудования – малые газовые компрессорные установки, обладающие целым рядом преимуществ в своем эксплуатационном сегменте.

В топливно-энергетическом комплексе (ТЭК) утвердилась традиция – решение нестандартных технологических задач доверять инженерным коллективам, многократно проверенным в деле. Опыт реализации специальных проектов подготовки и компримирования различных типов газа сосредоточен и постоянно наращивается в Группе «ЭНЕРГАЗ».

ПРОШЛИ ПРОВЕРКУ В ДЕЛЕ

За 11 лет работы в сегменте технологического оборудования газоподготовки «ЭНЕРГАЗ» заявил и утвердил себя как высокопрофессиональная инженерная корпорация. Теперь это группа компаний, которые под единым брендом согласованно осуществляют проектирование, производство, поставку, ввод в эксплуатацию и сервисное обслуживание модульных установок подготовки и компримирования газа для нефтегазового комплекса, электроэнергетики, машиностроения, химической, строительной и других отраслей.

Глубокое знание производства и инженерная ответственность за качество своих проектов стали за эти годы повседневными принципами – нормой жизни всего коллектива Группы «ЭНЕРГАЗ».

Наработан комплекс уникальных инженерных решений по эффективному применению технологического оборудования последнего поколения на крупных электростанциях, объектах малой энергетики, автономных центрах энергоснабжения промышленных предприятий, на объектах сбора и транспортировки попутного нефтяного газа (ПНГ), энергоцентрах собственных нужд месторождений, объектах специального назначения (испытательных стендах газовых турбин и учебно-технических центрах).

Группа «ЭНЕРГАЗ» продолжает активно наращивать уникальный организационный и инженерный опыт, накопленный в ходе реализации 150 проектов на территории 36 регионов России и стран СНГ. С 2007 г. поставлено и введено в действие 280 газокомпрессорных станций и пунктов подготовки газа (еще 10 установок готовится к пуску).

В электроэнергетике они работают в сопряжении с 188 газотурбинными и газопоршневыми агрегатами суммарной мощностью 6270 МВт, в нефтегазовой отрасли подготавливают попутный нефтяной и природный газ на 46 месторождениях.

МГКУ – СЕРИЯ КОМПАКТНЫХ МАЛЫХ КОМПРЕССОРОВ

Необходимо отметить, что номенклатура оборудования, производимого и поставляемого Группой «ЭНЕРГАЗ», постоянно расширяется. Например, мы вывели на рынок новую модификацию газодожимной техники – малые газовые компрессорные установки (МГКУ). Это новое актуальное предложение уже востребовано.

Назначение МГКУ «ЭНЕРГАЗ»:

• сбор и транспортировка ПНГ на месторождениях с небольшими запасами углеводородов;

• подготовка топлива для турбин небольшой мощности на объектах малой энергетики;

• снабжение топливным газом генерирующего оборудования автономных центров энергоснабжения промышленных предприятий;

• обеспечение технологических потребностей нефтегазохимических и иных производств.

Установки разрабатываются по специальным (индивидуальным) проектам и обладают в своем эксплуатационном сегменте такими преимуществами, как:

• транспортировка стандартными грузовыми автомобилями;

• небольшие затраты на предпусковую подготовку;

• минимальный срок ввода в эксплуатацию;

• низкие эксплуатационные и сервисные издержки;

• доступная цена.

Реализованное инжиниринговое решение дает возможность не только эксплуатировать агрегаты в стационарном режиме, но и последовательно использовать одну МГКУ на разных площадках. Важно отметить, что при перемещении установки на другой объект не требуется повторная пусконаладка.

Наши малые компрессоры могут функционировать на объектах без сложной инфраструктуры. Предусмотрен вариант подключения питающих линий при помощи гибких трубопроводов, что позволяет интегрировать МГКУ без переоборудования существующей системы газопроводов. При этом компрессорные установки спроектированы для длительной интенсивной работы и полностью автоматизированы.

Рис. 1. 3D-модель МГКУ на открытой раме

КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ МГКУ

К числу основных конструктивных особенностей компактных установок относятся:

• простота и надежность конструкции;

• небольшие габариты и компактность элементов;

• возможность работы с минимальной производительностью;

• упрощенный алгоритм управления и контроля;

• оптимизированная маслосистема.

Малые газовые КУ производятся и поставляются, как правило, в двух вариантах: 1) внутрицеховое исполнение на открытой раме (рис. 1 и фото 1); 2) блочно-модульное (контейнерное) исполнение (рис. 2 и фото 2).

Рассмотрим подробнее второй вариант, более распространенный на практике.

Блочно-модульная МГКУ представляет собой установку максимальной заводской готовности (коэффициент готовности при поставке > 98 %), смонтированную в укрытии для защиты от осадков.

КУ имеет минимальную необходимую комплектацию и оснащена только тем оборудованием, которое обеспечивает высокую надежность и длительную безотказную работу. Это дает возможность сохранить размеры укрытия равными стандартному двадцатифутовому морскому контейнеру (6100 2440 2590 мм) с общим весом порядка 4 т.

Данное преимущество делает МГКУ легкоперевозимой при помощи стандартных грузовых автомобилей и позволяет быстро осуществить монтаж и запуск установки на месте эксплуатации.

Фото 1. МГКУ «ЭНЕРГАЗ» внутрицехового исполнения – компактный и надежный агрегат

Компрессорный агрегат

Основной элемент установки – винтовой маслозаполненный компрессор, в качестве привода используется электродвигатель.

Компрессорный агрегат – компрессор и привод – размещен внутри собственного кожуха, оснащенного электрическим калорифером. Это обеспечивает необходимые рабочие параметры в укрытии и снижает эксплуатационные затраты.

Специальное исполнение агрегата делает приемлемой его эксплуатацию в тяжелых климатических условиях без оснащения дополнительными системами безопасности и жизнеобеспечения.

Фото 1. МГКУ «ЭНЕРГАЗ» внутрицехового исполнения – компактный и надежный агрегат 

Регулирование производительности

К числу наиболее важных можно отнести инженерные решения в части регулирования производительности МГКУ. Расход газа может контролироваться в диапазоне 0–100 % от номинального. Для этого может быть применено одно из двух следующих технических решений:

• регулирование производительности с помощью золотникового клапана компрессора (рис. 3);

• регулирование производительности с помощью изменения частоты вращения компрессора.

Оба варианта обеспечивают плавное бесступенчатое регулирование производительности компрессора в диапазоне 15–30…100 %, а для обеспечения контроля производительности в нижнем диапазоне они комбинируются с системой рециркуляции газа, которая также позволяет максимально быстро и корректно реагировать на резкое изменение нагрузки при переходных режимах работы сопряженного газоиспользующего оборудования.

Данные методы управления производительностью КУ имеют целый ряд существенных преимуществ:

• система регулирования производительности автоматически устанавливает загрузку в зависимости от давления газа в подводящем трубопроводе, что позволяет установке работать в условиях, когда давление и расход газа на входе могут изменяться;

• при уменьшении производительности пропорционально уменьшается потребляемая мощность двигателя, обеспечивается снижение потребления электричества на собственные нужды КУ;

• процесс полностью автоматизирован и не требует участия оперативного персонала в регулировании работы оборудования.

Основными компонентами системы являются цифровой контроллер, байпасный клапан с электрическим приводом, золотниковый клапан компрессора с гидравлическим приводом либо частотный преобразователь главного электродвигателя.

Фото 2. Малая КУ в контейнерном исполнении

Система фильтрации

Помимо компрессорного агрегата в укрытии расположен высокоэффективный входной скруббер, укомплектованный необходимым измерительным и мониторинговым оборудованием, а также узлом автоматического дренажа конденсата.

Двухступенчатый коалесцирующий фильтр предназначен для удаления из газового потока твердых частиц и жидких фракций. Степень очистки газа достигает 100 % для загрязнений величиной более 20 мк и 99,98 % для примесей размером более 10 мк.

Предусмотрена возможность быстрой замены фильтрующих элементов. В итоге система обеспечивает соответствие газа установленным проектным параметрам.

Рис. 3. Схема регулирования производительности при помощи золотника компрессора

Система управления

Для управления компрессорной установкой предусмотрен отсек, интегрированный в блок-модуль КУ и отделенный от технологической части газонепроницаемой огнестойкой перегородкой (фото 3). Внутри отсека расположен шкаф с местной панелью управления, а также всеми электрическими и управляющими компонентами и оборудованием систем безопасности КУ. Контроль и управление осуществляются с местной панели или с системы автоматизированного управления (САУ) верхнего уровня объекта (при наличии такового).

Таким образом, МГКУ не требует наличия специально выделенного персонала и полностью управляется собственным логическим контроллером, расположенным в шкафу управления. В случае регулирования производительности установки с помощью электропривода компрессора частотный преобразователь главного двигателя также размещается в шкафу управления.

Фото 3. Отсек САУ интегрирован в модуль установки  

Маслосистема

Конструкция компрессора требует подачи смазочного масла (для обеспечения должного уплотнения, смазки и охлаждения рабочей полости) с давлением нагнетания. Эта особенность исключает использование маслонасоса и обеспечивает большую долговечность маслосистемы.

Благодаря небольшим размерам компрессорного блока и использованию специальных картриджей в масляных фильтрах заправка маслом и его расход настолько малы, что позволяют КУ работать буквально на одной бочке масла в течение десяти лет.

Фото 4. Собственные испытания оборудования завершают этап пусконаладочных работ

Приводы и охлаждение

Использование в малой КУ электрических приводов для обеспечения технологических процессов дает возможность обойтись без подключения дополнительного внешнего источника сжатого воздуха.

Воздушное охлаждение элементов компрессорной установки исключает замкнутый контур охлаждения, что, в свою очередь, существенно упрощает и облегчает конструкцию агрегата.

ПРЕДПУСКОВАЯ ПОДГОТОВКА И ОБСЛУЖИВАНИЕ

В целом каждая МГКУ является полностью автономной системой, готовой к использованию, и требует только подачи электричества, установки охлаждающего блока и подвода газовых коммуникаций.

Для установки малых КУ не требуется наличие специального фундамента – необходимы лишь ровная бетонная площадка и внешние подключения. Уникальные разработки, примененные при проектировании, значительно уменьшают объем монтажных и наладочных работ.

В период между наладкой и 72‑часовой комплексной проверкой работоспособности в составе объекта специалисты Группы «ЭНЕРГАЗ» проводят собственные испытания оборудования продолжительностью 8–24 ч (фото 4).

На этапе подготовки к пуску наши сервисные инженеры проводят обучение эксплуатирующего персонала, а в ходе работы осуществляют техническое обслуживание (ТО) установок по согласованному с заказчиком графику. Упрощенная конструкция МГКУ сокращает количество обслуживаемых элементов и продолжительность ТО.

При необходимости специалисты выполняют модернизацию КУ, а также текущий или капитальный ремонт.

Фото 5. Конитлорское месторождение ПАО «Сургутнефтегаз». МГКУ «ЭНЕРГАЗ» (слева) на площадке дожимной насосной станции (ДНС) № 2 нефтегазодобывающего управления «Комсомольскнефть»

РЕСУРС И НАДЕЖНОСТЬ

Компрессорные установки спроектированы и производятся для эксплуатации в режиме интенсивного применения. Опыт показывает, что при надлежащей эксплуатации и своевременном ТО ресурс и надежность агрегатов превышают следующие показатели:

• наработка КУ на отказ – 14 тыс. ч;

• наработка САУ КУ на отказ – 25 тыс. ч;

• ресурс между ремонтами – 40 тыс. ч;

• назначенный ресурс (срок службы) – 20 лет;

• надежность в эксплуатации – 99 %.

Малые газокомпрессорные установки «ЭНЕРГАЗ» гарантированно отвечают существующим и перспективным технологическим потребностям различных объектов ТЭК и других отраслей промышленности.

ООО «ЭНЕРГАЗ»

105082, РФ, г. Москва,

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

Тел.: +7 (495) 589‑36‑61

Факс: +7 (495) 589‑36‑60

E-mail: info@energas.ru

www.energas.ru

Скважинные насосные установки (СНУ) с канатной штангой (КШ) используются для промышленной эксплуатации более 85 скважин с боковыми стволами в компаниях ПАО «НК «ЛУКОЙЛ» (ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»), ПАО «НК «РОСНЕФТЬ» (АО «Самотлорнефтегаз», АО «Самаранефтегаз», АО «Оренбургнефть», ОАО «Удмуртнефть»), ООО «УК «Шешмаойл», АО «Зарубежнефть», ООО «УралОйл». Кроме того, ряд нефтедобывающих компаний России и мира проводят опытно-промышленные испытания СНУ с КШ.

Столь активное использование СНУ с КШ для эксплуатации скважин с боковыми стволами малого диаметра (БСМД) обусловливает актуальность разработок, направленных на совершенствование данного вида оборудования, к числу которых, в частности, относится установка, созданная специалистами кафедры «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности» РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина совместно с ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь».

Данная установка включает в себя привод в виде станка-качалки, штангового насоса обычной или специальной конструкции, колонны канатных штанг, устанавливаемой в месте интенсивного набора кривизны [1]. При этом канаты, использующиеся в качестве колонны штанг, должны обладать достаточной прочностью и характеризоваться определенным модулем упругости. Такими свойствами обладают канаты закрытой конструкции и пластически обжатые [2]. На сегодняшний день в качестве канатных штанг применяются в основном специальные канаты закрытой конструкции с Z- и X-образными проволоками [3, а также СТО-34269720‑ТУ 012–2018 «Канаты закрытой конструкции для производства канатной штанги. Технические условия»].

МЕТОДИКА СТЕНДОВЫХ ИСПЫТАНИЙ КАНАТНЫХ ШТАНГ НА СЖАТИЕ

Для нормальной работы канатной штанги применяются насосы специальной конструкции, обеспечивающие растягивающую нагрузку на штанги при ходе плунжера насоса вниз [4]. Однако при монтаже плунжера или в процессе эксплуатации (из‑за большой кривизны, асфальтосмолопарафиновых отложений, подклинивания плунжера и т. д.) на канатные штанги могут действовать сжимающие нагрузки, приводящие к потере устойчивости каната и его распушению (рис. 1). При дальнейшей работе установки из‑за переменного изгиба в месте распушения происходят разрушение проволок канатной штанги и ее обрыв.

В целях определения усилий, приводящих к потере устойчивости (распушению) канатных штанг различной конструкции, в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина были проведены стендовые испытания образцов канатных штанг на сжатие.

Для этого была разработана методика проведения испытаний и спроектирован специальный стенд, обеспечивающий условия нагружения канатной штанги, идентичные условиям работы канатной штанги в скважине. Схема стенда представлена на рис. 2.

В соответствии с методикой испытаний образец канатной штанги 4 устанавливался в прозрачную трубу 7 между ходовой втулкой 8 и зажимной втулкой 2. Усилие сжатия образца обеспечивалось гидроцилиндром 9 при помощи гидравлического ручного насоса 13. Перемещение и измерение диаметра образца осуществлялось при помощи мерной линейки 6, усилие сжатия определялось при помощи манометра 12. В целях максимального приближения условий стендовых испытаний к скважинным была выбрана прозрачная труба с внутренним диаметром d = 50 мм, что соответствует внутреннему диаметру насосно-компрессорных труб (НКТ) 60 согласно [5].

Испытанию были подвергнуты три образца канатов длиной 820 мм (рис. 3):

• канат закрытой конструкции d = 20 мм с фигурными Z-образными проволоками (образец № 1);

• пластически обжатый канат d = 21,7 мм (образец № 2);

• канат закрытой конструкции d = 20 мм с полимерным покрытием (образец № 3) (СТО-34269720‑ТУ 012–2018 «Канаты закрытой конструкции для производства канатной штанги. Технические условия»).

Перед установкой образца канатной штанги на стенд производился визуальный осмотр на предмет выявления наличия повреждений, дефектов, трещин и возможных несплошностей.

Нагружение образцов канатной штанги проводилось до начала потери устойчивости (распушения) образцов, шаг нагружения составлял 981 Н. Начало распушения – момент, когда Z-образные проволоки наружного слоя полностью вышли из зацепления друг с другом, в случае с обжатым канатом – когда зазор между проволоками наружного слоя равен диаметру проволок. В ходе испытания фиксировались диаметр каната и перемещение нижней части образца, закрепленного в подвижной ходовой втулке. Кроме того, производился визуальный контроль состояния образца для определения момента начала распушения (начала выхода проволок наружного слоя каната из зацепления). После фиксации начала момента распушения испытание образца продолжалось в целях определения максимально возможной деформации проволок.

По завершении испытаний были произведены замеры максимального диаметра канатной штанги в зоне распушения и остаточной длины.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ

В таблице приведены основные результаты испытаний прочностных свойств канатов разных конструкций при действии сжимающих нагрузок.

Испытания образца № 1 показали, что при воздействии осевой нагрузки до начала распушения происходит деформация образца по винтовой линии по направлению свивки наружного слоя. Распушение каната закрытой конструкции d = 20 мм с фигурными Z-образными проволоками происходит в нижней части со стороны действия осевой нагрузки (рис. 4). Усилие, при котором произошло распушение образца, составило 8436 Н.

После распушения осевая деформация образца происходит практически без роста нагрузки. После снятия нагрузки наблюдается остаточная деформация проволок в месте распушения, максимальный диаметр образца составил dmax = 40,9 мм, остаточная длина Lост = 800 мм (рис. 5).

Результаты испытаний показали, что использовать пластически обжатый канат в качестве канатной штанги не рекомендуется, поскольку он не рассчитан на восприятие сжимающих нагрузок.

При испытании пластически обжатого каната d = 21,7 мм (образец № 2) с увеличением нагрузки до 1960 Н наблюдается увеличение зазора между проволоками и отслаивание наружного слоя, распушение зафиксировано у нижней ходовой и верхней нажимной втулок (рис. 6).

С дальнейшим увеличением нагрузки продолжаются распушение образца пластически обжатого каната, увеличение шага винтовой линии и деформация каната. При нагрузке 9016 Н наблюдалось полное заполнение сечения пластиковой трубы диаметром 50 мм.

После снятия нагрузки с образца пластически обжатого каната наблюдались остаточная деформация и зазор между проволоками. Однако после демонтажа образца со стенда через некоторое время зазор между проволоками был равен половине диаметра проволоки наружного слоя.

Наилучшие результаты показал канат закрытой конструкции с полимерным покрытием, не потерявший устойчивости (не распушившийся) при воздействии максимально возможной сжимающей нагрузки испытательного стенда, равной 11 380 Н, что существенно выше, чем у остальных образцов.

При проведении испытаний каната с полимерным покрытием с увеличением усилия происходило скручивание образца по винтовой линии, повреждений полимерного покрытия не наблюдалось (рис. 7), при этом сжимающее усилие достигало 11 380 Н. Дальнейшее увеличение нагрузки было невозможно в связи с особенностями конструкции стенда.

На рис. 8 представлены образцы канатных штанг после испытаний. На рисунке образец каната закрытой конструкции d = 20 мм с фигурными Z-образными проволоками остался в деформированном состоянии, что вызвано выходом Z-образных проволок из зацепления. Образец пластически обжатого каната восстановил свое первоначальное состояние после снятия нагрузки. Это связано с тем, что у него нет замка наружного слоя проволок, а также с тем, что при изготовлении таких канатов проволоки получают остаточные напряжения. Канат закрытой конструкции с полимерным покрытием не имеет остаточной деформации, полимерное покрытие полностью сохранило свою целостность.

Для обеспечения невозможности распушения каната предлагается максимально допустимые сжимающие нагрузки для испытанных канатов уменьшить в 1,3 раза (коэффициент запаса устойчивости).

ВЫВОДЫ

1. При возникновении сжимающего усилия на канатную штангу общая деформация всех образцов происходит по винтовой линии, по направлению свивки наружного слоя.

2. При использовании пластически обжатых канатов в качестве канатных штанг необходимо не допускать воздействия осевых сжимающих нагрузок.

3. Канаты закрытой конструкции d = 20 мм с фигурными Z-образными проволоками допускают воздействие сжимающих нагрузок величиной не более 8200 Н, что позволяет разгружать колонну штанг на величину не более 6300 Н для обеспечения посадки плунжера штангового насоса в цилиндр при проведении монтажных работ.

4. Полимерное покрытие канатных штанг препятствует распушению проволок каната под воздействием сжимающих нагрузок, что значительно повышает их надежность при эксплуатации скважин с боковыми стволами малого диаметра.

5. Для повышения надежности при эксплуатации скважинных насосных установок с канатными штангами сжимающие нагрузки на канатные штанги допускается создавать только при посадке и подгонке плунжера скважинного штангового насоса.

Результаты прочностных испытаний канатов разных конструкций

Results of strength tests of ropes of different designs

* Максимальное усилие, создаваемое стендом и воспринимаемое образцом, при котором распушения образца не произошло.

* Maximum stressing force created by the stand and carried by the sample, which not causing fluffing of the sample.

На фоне растущей конкуренции и быстрых изменений рынка преимущество получают компании, внедряющие цифровые технологии в целях повышения эффективности и безопасности производства. Основой их успеха становится автоматизация решения сложных задач с помощью IT-систем, способствующих более быстрому контролю процессов, анализу информации и, как следствие, принятию решений.

Многие предприятия в ежедневной работе сталкиваются с отсутствием автоматизации системы производственной безопасности, неэффективной тратой времени специалистов на ручную обработку данных и подготовку необходимых отчетов. В результате нарушаются сроки проведения проверки знаний работников в области охраны труда, промышленной и пожарной безопасности, неэффективно расходуются бюджетные средства на обучение персонала из‑за разрозненности систем, используемых на предприятии.

Внедрение инноваций в производство позволяет сократить время выпуска новой качественной продукции, повысить уровень гибкости производства, эффективность производственных процессов и конкурентоспособность российских предприятий. Их развитие не обходится без использования цифровых технологий, в т. ч. в области управления безопасностью труда и охраной здоровья, профессиональными рисками.

Данная задача вполне решаема с помощью автоматизированных систем управления, которые способствуют оптимизации бизнес-процессов в сфере производственной безопасности, минимизации финансовых и временных потерь. Одной из таких систем является интегрированная система управления производственной безопасностью (ИСУПБ) «Техэксперт», разработанная российской компанией «Кодекс».

«ТЕХЭКСПЕРТ» ПОМОГАЕТ ПОВЫСИТЬ БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОИЗВОДСТВА

ИСУПБ «Техэксперт» – многофункциональное решение для эффективного управления процессами охраны труда, промышленной и пожарной безопасности на предприятии. Интеграция с системами электронного документооборота (СЭД), автоматизированного проектирования (САПР), управления ресурсами предприятия (ERP) и жизненным циклом изделия (PLM), а также с автоматизированной системой управления технологическими процессами (АСУ ТП) и работа в едином информационном пространстве «Техэксперт» позволяют контролировать, оптимизировать и автоматизировать решение ежедневных рутинных задач специалистов в области производственной безопасности.

В первую очередь система ориентирована на крупные предприятия, для которых важно наличие необходимого функционала и возможности кастомизации решения под их потребности.

В зоне ответственности специалиста по охране труда целый комплекс мер по контролю выполнения процессов, мониторингу периодических процедур, проведению работ по планированию и улучшению условий труда, учету и анализу аварий и несчастных случаев, профзаболеваний, контроль эффективности функционирования системой управления охраной труда в целом.

ИСУПБ «Техэксперт» представляет собой набор уникальных модулей («Управление медосмотрами», «Аудиты», «Управление обучением», «Управление СИЗ и СИОС», «Управление условиями труда» и др.), предназначенных для автоматизации процессов и комплексного информационно-аналитического обеспечения деятельности специалистов в области безопасности.

Одной из важных задач специалиста по охране труда является участие в работе комиссии по проведению специальной оценки условий труда (СОУТ) и организации взаимодействия членов комиссии по проведению СОУТ. Модуль «Управление условиями труда» представляет собой комплекс специализированных сервисов для решения задач по организации и учету результатов СОУТ, учету и контролю предоставления компенсаций, а также управлению профессиональными рисками.

Модуль «ИСУПБ: Управление СИЗ и СИОС» поможет сократить время на выполнение таких задач, как планирование и расчет потребности приобретения средств индивидуальной защиты (СИЗ), смывающих и (или) обезвреживающих средств (СиОС), учет внутренних норм и выдачи.

Ни для кого не секрет, что обучение по охране труда является одной из основ успешной работы любого предприятия. Обучение с последующей аттестационной проверкой полученных знаний должно проводиться регулярно. В частности, работодатель обязан проводить инструктаж по охране труда, организовывать обучение безопасным методам и приемам выполнения работ и оказания первой помощи пострадавшим. А в задачи специалиста по охране труда входит выявление потребности работников в обучении. Поэтому «Управление обучением» – один из самых востребованных модулей решения. Это целый комплекс сервисов, помогающих планировать, проводить и оформлять результаты обучения. Он также включает в себя уникальный контент (экзаменационные билеты с альтернативными ответами по охране труда, тесты с ответами по правилам пожарной и промышленной безопасности, проверочные листы) для проверки знаний сотрудников.

С помощью модуля «Аудиты» специалисты могут составить программу предстоящей проверки, заранее провести аудит с помощью готовых проверочных листов, содержащихся в системе, и устранить все нарушения до прихода инспектора. Количество проверочных листов ежемесячно увеличивается, и их наличие – одно из несомненных достоинств модуля.

Планировать и держать под контролем все мероприятия по охране труда, промышленной и пожарной безопасности будет гораздо проще с модулем «Управление мероприятиями». Главная цель разработки системы таких мероприятий – своевременное обнаружение факторов, опасных для здоровья работников, а также снижение уровня профессионального риска.

Использование ИСУПБ «Техэксперт» позволяет автоматизировать, ускорить бизнес-процессы и повысить эффективность управления ими, сократить потери от штрафных санкций, промышленных аварий и привести предприятие к «нулевому травматизму», а также:

• перевести процесс по обеспечению производственной безопасности в русло цифровой экономики;

• перейти на риск-ориентированный подход в управлении предприятием;

• проводить необходимые мероприятия по производственной безопасности вовремя и в соответствии с требованиями законодательства;

• принять ряд превентивных мер и воздействовать на причину происшествий, а не реагировать на последствия;

• выявлять и устранять несоответствия требованиям, а также снижать количество нарушений;

• повысить уровень культуры безопасности и создать благоприятные условия труда, что, несомненно, приведет к росту производительности.

Таким образом, после внедрения на предприятии ИСУПБ «Техэксперт» специалисты по охране труда и промышленной безопасности переходят на полную автоматизацию обработки данных и подготовки необходимых отчетов с помощью оперативного мониторинга, сбора, учета и анализа информации. Имея доступ ко всей необходимой нормативно-правовой и нормативно-технической документации, проверочным листам и программам обучения по разным областям знаний, предприятие легко подготовится к проверкам и аудиту на предмет выполнения требований законодательства.

БУДУЩЕЕ ОХРАНЫ ТРУДА ЗА ЦИФРОВЫМИ ТЕХНОЛОГИЯМИ

В апреле 2019 г. ИСУПБ «Техэксперт» получила признание на федеральном уровне. По итогам ежегодного всероссийского конкурса «Здоровье и безопасность», проводимого Ассоциацией «ЭТАЛОН» по инициативе Министерства труда и социальной защиты РФ для продвижения инновационных и эффективных решений в области охраны труда, ИСУПБ «Техэксперт» заняла 1‑е место и получила золотую медаль в номинации «Разработка и внедрение высокоэффективных систем управления охраной труда в организации». Победители конкурса были награждены в рамках Всероссийской недели охраны труда (ВНОТ) в Сочи.

Разработчик также провел конференцию «Внедрение цифровых технологий «Техэксперт» для автоматизации управления профессиональными рисками в области охраны труда, промышленной и пожарной безопасности. Опыт предприятий». Ключевым событием стала презентация Интегрированной системы управления производственной безопасностью «Техэксперт» для участников ВНОТ.

Действующие пользователи ИСУПБ «Техэксперт» отмечают, что система – отличный инструмент для оперативной и достоверной оценки состояния объектов управления. Использование системы позволяет оптимизировать использование ресурсов, выделяемых на обеспечение производственной безопасности, упрощает внедрение проактивных подходов в управлении травматизмом и аварийностью. В ряде случаев в зависимости от текущего положения дел может быть получен прямой экономический эффект.

АО «Кодекс» продолжает исследовательскую работу и программную разработку решений, которые сделают переход к цифровизации максимально безболезненным и позволят российским предприятиям оставаться на передовой технического прогресса по безопасности производства, качеству и скорости выпуска продукции.

Подробности о системе – по телефону

«горячей линии» 8‑800‑555‑90‑25.

В последние годы в нефтегазовой отрасли отмечается устойчивый тренд роста доли горизонтального бурения. При этом наблюдается увеличение как общего числа вводимых из бурения горизонтальных скважин, так и средней длины горизонтального ствола, а также количества операций многостадийных гидроразрывов пласта (МГРП). Вместе с тем недропользователи зачастую не обладают достоверной аналитической информацией по фактическому распределению профиля притока пластового флюида в горизонтальных стволах. Традиционные методы исследований с использованием гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) требуют применения внутрискважинных тракторов и разбуривания седел муфт компоновки МГРП, что сопряжено с техническими сложностями и рисками возникновения прихватов и потери инструментов в скважине.

Таким образом, наблюдается дефицит инструментов, позволяющих проводить обоснование оптимальной длины горизонтальных стволов и количества стадий МГРП. Кроме того, возникают сложности при оценке эффективности системы поддержания пластового давления (ППД) и т. д., что также не способствует эффективному решению задач добычи и разработки месторождений, эксплуатируемых с применением горизонтальных скважин.

Решить эту проблему можно за счет применения получающих все более широкое распространение в мировой нефтяной индустрии аль­тернативных методов, таких как технологии маркерных (трассерных) исследований скважин. К существенным преимуществам данных методов можно отнести отсутствие необходимости выполнения внутрискважинных операций в ходе исследований, возможность получения данных по селективному притоку воды и нефти каждого интервала в режиме мониторинга в течение длительного периода времени, отсутствие необходимости останавливать сква-жину и др.

ТЕХНОЛОГИЯ МАРКЕРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН БЕЗ ПРОВЕДЕНИЯ ВНУТРИСКВАЖИННЫХ ОПЕРАЦИЙ

Технология маркерных исследований скважин основана на применении квантовых маркеров-репортеров, являющихся высокоточными индикаторами притока пластового флюида [1–3]. Технология подразумевает размещение маркеров в стволе скважины или в пласте:

1) с применением маркированного полимерно-покрытого пропанта, закачиваемого в ходе МГРП;

2) с размещением маркерных композиционных материалов в специальных внутрискважинных кассетах, инсталлируемых в компоновку нижнего заканчивания горизонтального ствола.

Рассмотрим более подробно каждый из вариантов.

На рис. 1 представлено зерно маркированного пропанта, в полимерное покрытие которого вшиты квантовые маркеры.

Толщина полимерного покрытия составляет несколько десятков микрон, так что фракционный состав пропанта не нарушается. При контакте с целевым пластовым флюидом (вода или нефть) полимерная оболочка пропанта деградирует и высвобождает маркеры, которые за счет малого размера и химической инертности не могут преодолеть границу раздела фаз и, будучи захваченными какой‑либо из фаз, остаются в ней навсегда.

При проведении МГРП в каждую из стадий закачивается маркированный пропант определенного кода, который формируется при производстве маркеров путем комбинирования различного типа квантовых точек. Маркированный пропант закачивается последней пропантной пачкой в целях обеспечения максимального контакта при омывании пластового флюида, поступающего из пласта в скважину (рис. 2).

На рис. 3 представлена альтернативная версия технологии с размещением маркеров в кассетах в составе компоновок нижнего заканчивания.

Полимерные композиции с маркерами-репортерами в данном случае размещаются в кассетах специальной конструкции. Внешний вид кассеты представлен на рис. 4.

Маркированный материал представляет собой негомогенный микронаполненный композит – полимерный гранулят, выполняющий различные функции (рис. 5), в числе которых:

1) каркас – обеспечение прочностных свойств, препятствующих разрушению или изменению геометрических размеров частиц полимера;

2) наполнитель – создание путем растворения при контакте с водой или нефтью гидрофильных и олеофильных диффузионных каналов, через которые происходит миграция маркеров-репортеров из внутреннего объема полимера на его поверхность;

3) квантовые маркеры-репортеры, являющиеся высокоточными индикаторами притока нефти и воды.

Таким образом, маркированный гранулят представляет собой сшитую полимерную матрицу, обеспечивающую высвобождение квантовых маркеров-репортеров в пластовый флюид с устойчивой концентрацией и длительностью.

Принцип работы технологии аналогичен описанному ранее: полимерное покрытие реагирует с пластовым флюидом, маркеры-репортеры вымываются водой и нефтью. В результате водная и нефтяная фазы флюида автоматически обеспечиваются своими индикаторами притока. Скважинные кассеты подбираются исходя из геолого-технических характеристик скважины и комплектации компоновки нижнего заканчивания.

ПРИНЦИП ИДЕНТИФИКАЦИИ МАРКЕРОВ В ПРОБАХ ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА

После завершения полевой операции по размещению маркеров и в ходе дальнейшей эксплуатации скважины проводятся исследования притока путем отбора проб пластовой жидкости с устья скважины и их анализа с применением аппарат­но-программного комплекса методом проточной цитометрии. Данный метод основан на исследовании сред в режиме поштучного анализа элементов дисперсной фазы по сигналам светорассеяния и позволяет с высокой точностью определить количественное распределение «водных» и «нефтяных» маркеров каждого кода.

В аппаратно-программном комплексе формируется струя жидкости диаметром несколько микрон, и все маркеры выстраиваются в ряд. Поток облучается лазером и по сигналу светорассеяния – прямого или бокового – поштучно идентифицируется маркер каждого кода. Таким образом, анализ концентрации маркеров каждого кода позволяет выявить процентное соотношение фаз (воды и нефти) каждого исследуемого интервала в общем дебите скважины.

Процесс идентификации маркеров полностью автоматизирован и основан на применении алгоритмов машинного обучения, что позволяет идентифицировать маркеры с высокой точностью и оперативностью.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Маркерная технология диагностики профилей притока была применена в нескольких горизонтальных скважинах ТПП «Когалымнефтегаз» (табл.).

В режиме мониторинга ежемесячно были получены профили притоков, по результатам анализа которых установлено следующее:

1) профили притоков горизонтальных стволов (ГС), как правило, меняются с течением времени;

2) наиболее характерные профили притоков исследованных скважин:

• J-образный (работает преимущественно «пятка» ГС);

• L-образный (работает преимущественно «носок» ГС);

• U-образный (работают преимущественно и «пятка», и «носок» ГС).

При анализе режима работы системы ППД было установлено, что тип профиля притока горизонтальных скважин коррелирует с расположением нагнетательных скважин в районе окружения.

Например, для скв. 1820г Имилорского месторождения (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция, Ханты-Мансийский автономный округ) результаты мониторинга следующие (рис. 7):

1) наблюдается U-образный профиль притока по горизонтальному стволу, переходящий в J-образный и обратно;

2) отмечена преимущественная работа портов № 1, 4 и 5;

3) в районе окружения возможно влияние нагнетательных скважин (рис. 8):

• скв. 1864, 1867 – на работу «носочной» части ГС (порты № 1, 2);

• скв. 1865 – на работу «пяточной» части ГС (порты № 4, 5).

Для скв. 9442г Кочевского месторождения результаты мониторинга следующие (рис. 9):

1) преимущественно наблюдается J-образный профиль притока. Приток нефти и воды наиболее выражен по порту № 4;

2) порт № 5 практически не вовлечен в работу;

3) в районе окружения возможно влияние нагнетательных скважин (рис. 10):

• скв. 6308 – на работу «пяточной» части ГС;

• скв. 6285 – на работу «носочной» части ГС.

Для скв. 2432г Тевлинско-Русскинского месторождения отмечен U-образный профиль притока по горизонтальному стволу, переходящий в L-образный и обратно (рис. 11). На рисунке приток нефти и воды наиболее выражен по порту № 1. Порты № 2, 3, 4 вовлечены в работу в меньшей степени.

В районе окружения возможно влияние нагнетательных скважин (рис. 12):

• скв. 5425, 5426 – на работу пяточной части ГС (порты № 4, 5);

• скв. 1240, 2583 – на работу носочной части ГС (порты № 1, 2).

Таким образом, для каждой из скважин отмечена зависимость влияния расположенных вблизи нагнетательных скважин на профиль притока по горизонтальному стволу, что дает возможность управлять выработкой запасов участков пласта путем регулирования приемистости нагнетательных скважин, осуществлять визуализацию показателей выработки запасов с комплексным количественным и качественным анализом влияния проведенного МГРП [4].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведен мониторинг работы в горизонтальных стволах с использованием двух технологических решений размещения маркеров – маркированного пропанта, закачиваемого в ходе МГРП, и внутрискважинных кассет, размещаемых в компоновках нижнего заканчивания.

В ходе мониторинга выявлены три наиболее характерных профиля притоков горизонтальных скважин (U-, J-, L-), установлена зависимость влияния на профиль притока расположенных вблизи нагнетательных скважин.

По результатам исследования сделан вывод, что перспективными направлениями применения маркерных технологий могут являться:

1) закачка маркеров в нагнетательные скважины с совместным размещением маркированного материала в горизонтальных добывающих скважинах в целях комплексной оценки эффективности системы ППД, определения фильтрационных потоков в пласте и их взаимосвязи с работой ГС;

2) адаптация существующих геологических и гидродинамических моделей на основании аналитических данных мониторинга с прогнозированием и подбором наиболее оптимальных параметров добычи и разработки.

Реализация данных проектов запланирована на 2019–2020 гг.

Скважины, исследованные с применением технологии ООО «ГеоСплит»

Wells studied using the technology of GeoSplit LLC

Обеспечению промышленной и экологической безопасности объектов налива железнодорожных цистерн, морских нефтеналивных терминалов, станций автоналива как ключевых элементов нефтетранспортной системы уделяется большое внимание [1–3]. Экологические риски при эксплуатации подобных объектов сопряжены прежде всего с загрязнением атмосферного воздуха за счет эмиссии углеводородов при заполнении транспортных емкостей. Точное определение количественных параметров эмиссии затруднено ввиду большого количества влияющих на эти параметры факторов (тип налива, условия окружающей среды, физико-химические свойства продукта, конструктивные особенности и т. д.), часть из которых носит случайный или сложнопрогнозируемый характер.

В российской практике при расчете потерь от испарения в пунктах налива железнодорожных цистерн принято пользоваться формулами П.Р. Ривкина [5–7], к числу достоинств которых можно отнести относительную простоту. В то же время данные формулы недостаточно точны и опираются на эмпирические коэффициенты, не имеющие достаточного физического обоснования и полученные на основе весьма ограниченной выборки.

В зарубежной практике в основном применяется нормативный подход [8].

Отсутствие должного внимания к данной проблематике в последние десятилетия связано с отсутствием запроса на исследования – сложившаяся практика инструментальных замеров и расчетов по упрощенным методикам оказалась крайне удобной для всех участников производственного процесса.

Однако в настоящее время устойчивой тенденцией является развитие и повсеместное внедрение ресурсосберегающих технологий. Применительно к процессам налива речь прежде всего идет о рекуперационных технологиях. Внедрение установок рекуперации паров (УРП) нефти и нефтепродуктов на объектах налива и организация контроля за выбросами вновь актуализируют запрос на создание физически обоснованных моделей определения параметров выбросов углеводородов.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА ВЫТЕСНЕНИЯ ПАРОВ НЕФТИ ПРИ НАЛИВЕ ЖЕЛЕЗНОДОРОжНОЙ ЦИСТЕРНЫ

Рассмотрим подробнее операцию налива железнодорожной цистерны нефтью или нефтепродуктом и организацию отвода вытесняемых паров.

На рис. 1 представлена принципиальная схема системы отвода паров нефти из заполняемой железнодорожной цистерны.

Изменение во времени массы воздуха в газовом пространстве (ГП) можно рассчитать с помощью дифференциального уравнения:

,          (1)

где mв – масса воздуха в ГП, кг; Cмв – массовая концентрация воздуха в газовоздушной смеси (ГВС), д. ед., равная отношению массы воздуха к общей массе ГВС в ГП; GГВС – массовый расход ГВС, поступающий на УРП, кг / ч; – неучтенный массовый расход ГВС, обусловленный негерметичностью системы отвода паров (иными словами, расход утечки), кг / ч.

Массовое содержание воздуха в единице объема газовоздушной смеси Cв, кг / м3, по определению равно:

, (2)

где Vнач – начальный объем газового пространства, м3 (поскольку железнодорожные цистерны заполняются практически полностью, можно принять допущение Vнач = Qн.н); Qн – объемный расход налива нефти, м3 / ч; V – объем газового пространства, м3; t – время, прошедшее от начала налива, ч; н – продолжительность операции налива, ч;

– относительное время операции налива, безразмерное.

Величины Cв и Cмв в уравнении (1) связаны соотношением:

,           (3)

где ГВС – плотность ГВС в цистерне, кг / м3, при давлении P, Па.

Плотность ГВС при давлении P и при атмосферном давлении Pатм определяется соответственно по формулам:

,           (4)

,           (5)

где ГВС, ГВС(а) – плотность ГВС при давлении P и при атмосферном давлении Pатм соответственно, кг / м3; MГВС – молярная масса газовоздушной смеси, кг / кмоль;    – универсальная газовая постоянная 8314 Дж / (кмоль.К); T – температура ГВС, К.

Поскольку продолжительность налива железнодорожного маршрута относительно невелика, изменением температуры ГВС допустимо пренебречь T ≈ const, или dT/d ≈ 0. Если ввести параметр относительного давления, y ≈ P/Pатм, то из уравнений (4) и (5) следует ГВС/ГВС(а) = P/Pатм.

Коэффициент превышения, или коэффициент относительного расхода [4], K по определению равен отношению объемного расхода ГВС при давлении в конечной точке отвода паров (в рассматриваемом случае – при атмосферном давлении Pатм) к объемному расходу налива:

,           (6)

где QГВС(а) – объемный расход ГВС при атмосферном давлении, м3 / ч; – неучтенный объемный расход ГВС при атмосферном давлении, обусловленный негерметичностью системы отвода паров, м3 / ч.

Подставив (2) и (3) в уравнение (1), после алгебраических преобразований получаем:

.           (7)

Массовое содержание воздуха в единице объема ГВС определяется по формуле:

Cв = в.в = y.в(a).в,      (8)

где в, в(a) – плотность воздуха при давлении P и при атмосферном давлении Pатм соответственно, кг / м3; в – объемная доля воздуха в ГВС, д. ед.

Подставив (7) в (8), получим уравнение для мгновенно значения коэффициента превышения в общем виде:

.           (9)

Плотность воздуха при атмосферном давлении Pатм = 101 325 Па и фиксированной температуре постоянна. Например, при Pатм = 101 325 Па и T = 293 K она составляет в(a) ≈ 1,2 кг / м3. Объемная доля кислорода в воздухе составляет 20,9476 %. С учетом этих допущений можно записать (8) в виде:

Cв = в.в = 4,7738.y.в(a).02,    (10)

где 02 – объемная доля кислорода в ГВС, д. ед.

С учетом (10), сократив константы в левой и правой части уравнения (7), получим:

.           (11)

Раскрыв дифференциал в уравнении (11), получим выражение для коэффициента превышения, записанное с использованием объемной доли кислорода:

. (12)

Выражения (9) и (12) имеют ряд аналитических решений в случае некоторых допущений, таких как постоянство относительного давления, аналитический вид функций для в и 02. Однако в рамках данной статьи останавливаться на этих решениях нецелесообразно.

В первом приближении можно пренебречь изменением давления, тогда в силу P ≈ Pатм величина изменения относительного давления и dy/d ≈ 0 и у ≈ 1, и уравнение (12) значительно упростится:

.           (13)

Уравнение (13) можно использовать для численной оценки коэффициента превышения по данным реальных трендов из системы автоматизации нефтеналивной эстакады, если от дифференциалов перейти к соответствующим разностям.

ЧИСЛЕННЫЕ ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА

Приведем численный пример расчета коэффициента превышения по разработанной методике. В качестве исходных данных приняты экспериментальные значения, полученные при наливе железнодорожного маршрута на действующей нефтеналивной эстакаде. На рис. 2 представлен характер изменения объемных долей компонентов ГВС за время операции налива, принятый по показаниям поточного кислородомера на трубопроводе организованного отвода газовой фазы.

На рис. 3 представлен график изменения коэффициента превышения за время операции налива железнодорожного маршрута, рассчитанный по формуле (13) с использованием приемов дифференцирования функций, заданных таблично. Из рис. 3 видно, что характер кривой для коэффициента превышения во многом совпадает с теоретическими ожиданиями. Функция принимает значение 1 в начале и конце операции налива, при этом она имеет явно выраженный максимум (Kmax = 1,31). Максимум функции смещен вправо, поскольку для рассматриваемых условий интенсивное испарение углеводородов начинается приблизительно с середины операции налива. В рассматриваемом примере в точке максимума объемный расход ГВС составлял 2620 м3 / ч при расходе налива 2000 м3 / ч, среднее интегральное значение коэффициента превышения составило = 1,12. По графику ясно видно, сколь существенное влияние оказывает явление превышения на общий объем вытесняемой из железнодорожных цистерн ГВС.

ВЫВОДЫ

1. Объемный расход ГВС, вытесняемый из железнодорожных цистерн, может существенно (до 30 % в рассматриваемом случае) превышать объемный расход наливаемой нефти (нефтепродукта).

2. При установке кислородомера на линии организованного отвода паров от наполняемых железнодорожных цистерн и при использовании предложенной в работе модели можно в динамическом режиме производить мониторинг параметров эмиссии углеводородов.

3. Выработанные подходы позволяют дать оценку степени герметичности системы отвода паров, если на ней установлен измеритель расхода, и спрогнозировать валовой выброс углеводородов.

4. Уравнения (12) и (13) имеют при учете некоторых допущений ряд аналитических решений, однако поскольку они представляют научный интерес, их целесообразно рассмотреть в следующих работах.

Уравнения течения на напорных участках

Решение задач, связанных с переходными процессами в трубопроводе, основано на совместном решении уравнений неразрывности и изменения количества движения для двух неизвестных функций – давления p (x, t), и скорости движения жидкости (x, t), зависящих от координаты x и времени t:  

     (1)

где – плотность жидкости; (, d) – коэффициент гидравлического сопротивления; g – ускорение силы тяжести; d – внутренний диаметр трубопровода; S = .d2 / 4 – площадь его поперечного сечения. Система уравнений (1) была предложена классиками отечественной механики Н.Е. Жуковским [1] и И.А. Чарным [2] и использовалась многими учеными для решения прикладных задач, связанных с движением жидкости в трубопроводах.

Согласно методу конечных элементов С.К. Годунова [3] численного решения системы уравнений (1) плоскость переменных (x, t) разбивается прямоугольной сеткой со сторонами ячейки ∆x и ∆t, причем шаг сетки выбирается таким образом, чтобы выполнялось условие сходимости разностной схемы Куранта – Фридрихса – Леви: ∆x ≥ c.∆t (примем ∆x = 2.c.∆t). Если проинтегрировать уравнения системы (1) по площади расчетной ячейки AA’B’B (рис. 1), получится система уравнений

(2)

где функция x,t = x,t[(x,t,d).x,t.|x,t|/(2.d) + g.sin(x,t)]; – скорость распространения волн в трубопроводе по Н.Е. Жуковскому; sin () = dz/dx – синус угла наклона трубопровода к линии горизонта. Кроме того, при составлении системы (2) плотность жидкости x,t записана с учетом поправки на давление p, т. е. x,t = 0 + ∆x,t = 0[1 + (px,t – p0)/Kp], где Kp – модуль упругости жидкости, а площадь сечения трубопровода Sx,t записана с учетом поправки на расширение под действием давления: Sx,t = S0 + ∆Sx,t = S0[1 + d0(px,t – p0)/(E.)], где E – модуль упругости стали; – толщина стенки трубы.

Для определения неизвестных значений параметров течения на боковых гранях AA’ и BB’ счетной ячейки AA’B’B (рис. 1) можно использовать метод характеристик [4]. Так, для определения параметров на грани AA’ получаем:

            (3)

для определения параметров на грани BB’:

            (4)

При этом = pm + (.c.)m – 0,5m.∆x; = pm – (.c.)m + + 0,5m.∆x.

Уравнения (3) – (4) дополняют систему уравнений (2), и все вместе составляют замкнутую систему уравнений для решения задач переходных процессов на участках напорного течения, т. е. в тех сечениях трубопровода, в которых давление не уменьшается до упругости насыщенных паров транспортируемой жидкости pу, и жидкость не переходит в парогазовую фазу.

Уравнения течения на безнапорных участках

Если в переходном процессе давление в сечении магистрального трубопровода опускается до давления упругости насыщенных паров перекачиваемой жидкости pу, то возникает разрыв сплошности потока. На каком‑то участке возникает так называемое самотечное (безнапорное) течение, при котором жидкость движется неполным сечением, а над ее поверхностью образуется парогазовая смесь.

Для самотечных течений вместо системы уравнений (1) нужно использовать другую систему, а именно:

        (5)

где hc – глубина центра тяжести самотечной части сечения трубопровода.

Уравнение неразрывности остается таким же, как для напорных сечений, с той лишь разницей, что в случае расчета самотечного участка S const. Левая часть уравнения движения (второе уравнение системы (5)) дополняется слагаемым, отражающим действие движущей силы Буссинеска. Эта сила связана с тем, что свободная поверхность жидкости не параллельна нижней образующей трубы [5]. Правая часть уравнения движения складывается из силы трения жидкости о внутреннюю поверхность трубопровода (для безнапорных течений коэффициент Шези Cш играет ту же роль, что и коэффициент для напорных) и скатывающей составляющей силы тяжести. Для вычисления коэффициента Шези Сш обычно используют формулу Павловского: Сш = Rг1/6/0,012, где Rг – гидравлический радиус, определяемый через внутренний диаметр трубопровода d и центральный угол , (рис. 2), как Rг = 0,25d.(1 – sin()/).

Для определения функции Y() = S.hc = S.dh, входящей в уравнение движущей силы Буссинеска, площадь сечения S, занятого жидкостью, можно выразить через центральный угол : S = 0,0125.d2.( – sin()). Уровень жидкости h, в сечении трубопровода определяется как h = 0,5d.(1 – cos(/2)), т. е. dh = 0,25d.sin(/2).d. В результате интегрирования получаем Y() = 0,0625.d3.(–.cos(/2) + 2sin(/2) – 2/3.sin3(/2)).

Учитывая это, уравнения системы (5) путем интегрирования по площади расчетной ячейки AA’B’B (рис. 1) также могут быть приведены к конечно-разностному виду:

(7)

где

Для определения значений параметров на боковых гранях AA’ и BB’ самотечной ячейки AA’B’B нужны замыкающие уравнения. Они могут быть записаны на основании решения задачи о распаде произвольного разрыва. Для области жидкости, охватывающей разрыв и заключенной между сечениями x1 (t) и x2 (t), справедливы законы сохранения массы и изменения количества движения:

            (8)

где – сумма всех внешних сил, действующих на выделенную область жидкости, в проекции на ось x.

Введем значение xp координаты границы разрыва течения жидкости. Тогда скорость разрыва будет определяться как D = dxp/dt. Параметры потока жидкости слева от разрыва будем обозначать надстрочным знаком «–», справа от разрыва – надстрочным знаком «+». Внешними силами для области жидкости, заключенной между сечениями x1 (t) и x2 (t), являются силы давления и тяжести. Проекция разности сил давления на торцах элемента жидкости, охватывающего разрыв, равна (p– – p+).S. Разность сил тяжести на границе контакта ячеек возникает за счет различия уровней жидкости в ячейках. Ее проекция на ось x зависит от взаимного расположения частично заполненной и полностью заполненной ячеек. Если по ходу движения жидкости полностью заполненная ячейка следует за частично заполненной, проекция разности сил тяжести равна

.

Если же частично заполненная ячейка следует за полностью заполненной, то

.

В результате дифференцирования системы уравнений (8) с учетом уравнения неразрывности потока и при условии p– p+ получаем:

            (9)

где знак «+» перед последним слагаемым ставится при расположении самотечной ячейки по ходу движения жидкости ниже ячейки, заполненной полностью, знак «–» – при противоположном расположении.

Функция , входящая в (9), рассчитывается как:

Дополнением к системе (9) являются уравнения на характеристиках, записанные со стороны полностью заполненной ячейки, т. е. p+ – p+.c.+ = , если заполненная ячейка следует по потоку за самотечной, и p– + –.c.– = при другом расположении.

ПРИМЕР РАСЧЕТА

Проиллюстрируем реализацию алгоритмов расчета переходных режимов работы трубопроводов на примере гидравлического удара, вызванного закрытием задвижки на участке нефтепровода. Рассмотрим относительно короткий (для быстроты счета) участок нефтепровода длиной L = 35 км с заданным профилем из труб с внешним диаметром D = 720 мм и толщиной стенки = 10 мм. Перекачку нефти плотностью = 870 кг / м3, вязкостью = 0,072 м2 / ч, с упругостью насыщенных паров транспортируемого флюида pу = 20 кПа на участке осуществляет магистральный насос марки НМ-2500–230, установленный в сечении нефтепровода x = 0. Подпор перед насосом hп = 50 м, давление в конце участка pк = 0,3 МПа.

В стационарном режиме расход нефти на таком участке составляет 3120 м3 / ч, а линия гидравлического уклона, совмещенная с профилем трубопровода, имеет вид, представленный на рис. 3а. В стационарном режиме в нефтепроводе существует самотечный участок (перевальная точка находится в сечении xп = 22 км), длина которого составляет 2,3 км, а степень заполнения 0,27.

Предположим, что задвижка, находящаяся в конце расчетного участка, т. е. в сечении с координатой x = 35 км, закрывается. Время закрытия задвижки tз = 7 с. К моменту полного закрытия задвижки (через 7 с от начала закрытия) в конечном сечении нефтепровода давление возрастает до 2,45 МПа (на рис. 3б показана линия гидравлического уклона в этот момент).

Далее давление перед задвижкой продолжает увеличиваться, причем волна повышенного давления распространяется в сторону нефтеперекачивающей станции (НПС) (на рис. 3 направление движения волны давления показано стрелкой). Через 18 с от начала закрытия задвижки волна повышенного давления достигает самотечного участка (рис. 3в), причем давление в конечном сечении составляет 2,77 МПа, а затем отражается от него. Самотечный участок не пропускает волну давления к насосной станции, и станция продолжает работать в том же режиме, что и до закрытия задвижки. Скачок давления перемещается влево (рис. 3г), а давление перед задвижкой продолжает расти.

Дойдя до задвижки, волна повышенного давления отражается, превращаясь в волну пониженного давления, и начинает движение вверх по потоку (рис. 3д). Процесс может сопровождаться возникновением и исчезновением новых самотечных участков (рис. 3е).

Поскольку насос на НПС продолжает работать, в рамках переходного процесса происходит постепенное заполнение первоначального самотечного участка и сокращение его длины. Через некоторое время (в данном примере через 2 мин после закрытия задвижки) самотечный участок полностью исчезает, и волна повышенного давления начинает распространяться в сторону НПС (рис. 3ж).

Следует отметить, что, несмотря на небольшую длину участка в рассматриваемом примере (35 км), повышение давления на НПС регистрируется только через 2 мин 18 с от начала закрытия задвижки. В то же время в отсутствие самотечного участка в данном трубопроводе давление на НПС повысилось бы уже через 38 с от начала закрытия задвижки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Предлагаемая обобщенная теория волновых процессов в магистральных нефтепроводах, допускающая фазовые переходы из жидкой в парообразную форму, позволяет выполнять расчеты переходных процессов в трубопроводах с большой разностью высотных отметок профиля. Такие расчеты позволяют обнаружить эффекты, значимые с точки зрения безопасности эксплуатации трубопроводов. В частности, приведенный в работе пример демонстрирует отражение волны гидравлического удара от парогазовой области, образовавшейся в результате разрыва сплошности потока. При этом перекрытие задвижки (как, впрочем, и разрыв трубопровода [6] или аварийная остановка перекачивающей станции [7]) не может быть быстро идентифицировано по динамике изменения давления на нефтеперекачивающей станции.

Распространенность обусловленных стресс-коррозией повреждений газопроводов достигает 15 % общей протяженности Единой газотранспортной системы, составляющей на территории РФ 172,1 тыс. км. Это, в свою очередь, способствует значительному росту протяженности участков, работоспособное состояние которых обеспечивается за счет технологии капитального ремонта.

Решить проблему повышения надежности и долговечности магистральных газопроводов можно с помощью применения методологии поэтапного обновления линейной части – комплексной системы организационно-технических мероприятий по диагностике, отбраковке и восстановлению газопроводов до проектных параметров, технических и эксплуатационных характеристик объектов транспорта газа [1]. Технологическая особенность методологии заключается в обязательном выполнении следующих операций:

• отобранные после отбраковки для использования при производстве капитального ремонта трубы должны быть изолированы по технологии нанесения изоляции на мобильной базе или на трубном заводе, что приведет к повышению срока службы газопровода, связанного со стресс-коррозионными и коррозионными процессами;

• для предупреждения возникновения дополнительных напряжений траншея для укладки труб должна быть профилирована с подсыпкой на дно траншеи 100–150 мм мягкого грунта.

Статистические данные свидетельствуют о том, что при росте протяженности трасс газопроводов, техническое состояние которых указывает на необходимость проведения капитального ремонта, в т. ч. по причине стресс-коррозии, объемы капитального ремонта сократились с 2850 км в 2010 г. до 647 км в 2018 г. Эта негативная тенденция, безусловно, снижает уровень безопасной эксплуатации газотранспортной системы.

В связи с этим, а также с учетом рамок существующего финансирования особую актуальность приобретает задача поиска способов увеличения физических объемов капитального ремонта. Она может быть решена с помощью испытаний труб на стенде с приложением циклической нагрузки, изменяющейся от нуля до максимального значения, превышающего предел текучести материала труб.

ВЛИЯНИЕ НАГРУЗОК, ПРЕВЫШАЮЩИХ ПРЕДЕЛ УПРУГОСТИ

Одни из первых сведений о возможном влиянии повышенных нагрузок на свойства материала были опубликованы в [2], где было показано, что испытания газопроводов повышенным давлением в целях проверки прочности и герметичности по схеме, представленной на рис. 1, не оказывают отрицательного воздействия на механические характеристики образцов. Это связано с тем, что при уровнях нагрузки, примененных в исследовании, деформации не выходят за пределы значений, имеющих место при нормальном распределении механических характеристик в трубах, составляющих газопровод.

Более того, в [3] в ходе изучения влияния нагрузок, превышающих предел упругости, на усталостные характеристики образцов с геометрическими концентраторами напряжений был выявлен эффект повышения долговечности. На рис. 2 приведена схема распределения напряжений в полосе с отверстием, разгруженной после растяжения выше предела упругости. На схеме показано, что непосредственно в зоне концентрации напряжений от точки A на контуре отверстия до точки D после разгрузки (P = 0) образуются остаточные отрицательные напряжения, которые и создают эффект увеличения долговечности.

В процессе нагружения происходит релаксация остаточных напряжений сжатия. При периодическом повторении циклов с экстремумом нагрузки, превышающим предел упругости, долговечность увеличивается (рис. 3 [4]), но затем, с увеличением количества таких циклов, начинает падать.

Влияние перегрузок на распространение сквозных трещин изучено в [5]. На рис. 4 показано изменение скорости распространения трещины после приложения единичной нагрузки, превышающей предел упругости. До перегрузки скорость увеличивалась с ростом размеров трещины, но затем в результате образования пластической зоны трещина практически переставала расти. И только после того, как трещина проходила половину пластической зоны, скорость ее роста вновь возрастала, достигая значений скорости в момент приложения перегрузки только после прохождения пластической зоны.

Для обнаружения дефектов с учетом рассмотренных факторов, положительно влияющих на долговечность, за рубежом была разработана методология испытаний газопроводов при строительстве методом стресс-теста [6]. Схема нагружения газопровода при стресс-тесте представлена на рис. 5. Основной особенностью стресс-теста является то, что величина максимальной нагрузки составляет 1,1 предела текучести материала. Для достижения этой нагрузки, как показано на рис. 5, газопровод во избежание неконтролируемого роста деформаций нагружают поэтапно.

Применение стресс-теста при ремонте газопровода позволяет:

• обнаружить критические дефекты;

• выявить утечки;

• уменьшить овальность труб;

• снизить локальные напряжения;

• стабилизировать докритические дефекты;

• решить вопрос гидравлических испытаний труб при повторном применении.

Вопросы влияния статических нагрузок на прочность труб со стресс-коррозионными трещинами были изучены в рамках Комплексной программы ОАО «Газпром» по исследованию коррозионного растрескивания под напряжением. В результате стендовых испытаний катушек труб было установлено, что в вершине трещины в зависимости от ее размеров могут присутствовать следующие виды деформирования:

• упругое, при котором сохраняются первоначальные размеры трещин после нагружения испытательным давлением;

• пластическое, при котором рост трещин либо останавливается, либо продолжается, причем трещины могут объединяться, что может создать эффект реверсии – снижения разрушающей нагрузки при повторном нагружении.

Добиться увеличения долговечности труб с трещинами можно и за счет ударного давления, возникающего в газопроводе при ступенчатом подъеме давления с заданной скоростью и последующем сбросе со скоростью, превышающей скорость подъема [7]. В этом случае в металле труб также будут созданы напряжения сжатия, способствующие предотвращению дальнейшего развития трещин. С такими выводами согласуются и результаты экспериментальных исследований усталостной долговечности на образцах с отверстием, к которым перед циклическими испытаниями были приложены динамические (ударные) нагрузки, соответствующие тем, которые обычно прилагаются к сваям при их забивке. Усталостная долговечность при отнулевом режиме нагружения с максимальной нагрузкой 280 МПа образцов с ударными нагрузками по сравнению с образцами, к которым не прилагались ударные нагрузки, повышается в 1,4 раза (рис. 6). То есть ударные нагрузки не только не снижают усталостную долговечность, но и напротив, увеличивают ее.

В таблице представлены результаты испытаний механических свойств, проводившихся с использованием образцов, изготовленных из того же темплета, из которого были сделаны образцы для усталостных испытаний. Совпадение характеристик свидетельствует о том, что при исследованном уровне динамических нагрузок изменения механических свойств не происходит, а значит, нет и охрупчивания материала образцов.

В ходе расследования аварий газопроводов из труб класса Х60 – Х70 диаметром 1420 мм с толщиной стенки трубы 15,7 мм, обусловленных коррозионным растрескиванием под напряжением, было установлено, что глубина трещин, вызвавших разрушение труб при рабочем давлении, в большинстве случаев составляет 7–12 мм при длине дефектов 600–1700 мм. Следует отметить, что размеры трещин по глубине в основном находятся в диапазоне 0,7–1,5 мм, что составляет менее 10 % толщины стенки труб, и эта картина отражает ситуацию после 25–30 лет эксплуатации газопроводов.

Следовательно, по результатам экспериментальных исследований можно заключить, что трещины глубиной до 20 % толщины стенки трубы на газопроводах с длительными сроками эксплуатации практически не растут и потому без дополнительных воздействий не могут привести к разрушению труб. При этом с применением методологии стресс-теста диапазон глубин трещин может быть увеличен на 10–15 %.

Следует отметить еще одну закономерность, связанную с трещинами, выявленную специалистами ООО «Газпром трансгаз Ухта». При мониторинге отремонтированных контролируемой шлифовкой участков, поврежденных до ремонта трещинами глубиной до 10 % толщины стенки трубы, было установлено, что в этих зонах новые трещины не образуются.

Принимая во внимание эти факты, в [9] была сформулирована возможность применения метода стресс-теста для восстановления работоспособности труб с трещинами в процессе капитального ремонта магистральных газопроводов. В частности, было предложено останавливать развитие трещин, не выявленных по результатам диагностики, методом стресс-теста на мобильных базах. Это позволило бы возвратить на трассу для дальнейшей длительной эксплуатации значительное количество труб и снизить объем использования новых труб.

На перспективность данного направления восстановления труб указывают также особенности коррозионного растрескивания под напряжением магистральных газопроводов. Так, на основе анализа результатов капитального ремонта 162 км газопроводов DN 1420 исследователями был сделан вывод, что большинство трещин практически не развиваются в глубину, но имеют тенденцию к количественному росту, выражающемуся в охвате новых труб и расширении площади уже имеющихся дефектов [10].

В развитие идеи применения метода стресс-теста на мобильных базах предлагается разработать методику восстановления долговечности труб на стенде с приложением нагрузки, превышающей предел текучести. Для этого необходимо экспериментально решить следующие задачи:

• определить уровень нагрузки, обеспечивающей повышение долговечности труб с трещинами;

• в целях исключения эффекта реверсии определить в зависимости от толщины стенки газопровода, размеров дефектов величины нагрузок, вызывающих в зоне трещин упругое и пластическое деформирование, а также нагрузки, способной привести к подрастанию трещин;

• определить количество циклов с нагрузками, превышающими предел текучести материала, обеспечивающих максимальную долговечность.

Решение этих задач позволит разработать программу нагружения труб с дефектами, обеспечивающую максимальную долговечность труб, и разработать критерии, при соответствии которым работоспособное состояние труб с трещинами можно восстанавливать на стенде.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Экономический эффект от применения при капитальном ремонте газопроводов труб, испытанных нагрузками, превышающими предел текучести, достигается уменьшением количества применяемых новых труб. По данным капитального ремонта 619 км газопроводов в 2017 г., на среднестатистическом газопроводе производится замена около 50 % труб, причем 20 % заменяется по причине коррозии, а 30 % – по причине стресс-коррозии. В соответствии с Прейскурантом стоимости работ по капитальному ремонту линейной части магистральных газопроводов DN 530–1420 в ценах по состоянию на 1 июля 2011 г. стоимость капитального ремонта 1 км участка газопровода DN 1420 с 50 %-ной заменой труб составляет с учетом индекса-дефлятора 43,6 млн руб. При восстановлении работоспособности труб на стенде стоимость капитального ремонта 1 км участка газопровода, с учетом того что средний объем замены составляет 25 %, с учетом индекса-дефлятора 35,05 млн руб. Исходя из этого стоимость среднегодовых объемов капитального ремонта (700 км) составит 30,520 млрд руб., тогда как при применении технологии испытаний труб на стенде – лишь 24,535 млрд руб. Таким образом, восстановление работоспособности труб на стенде дало бы экономический эффект, равный 5,985 млрд руб., или 19,6 % затрат на капитальный ремонт, что позволило бы дополнительно в год восстановить техническое состояние 137 км газопроводов традиционным способом или 170 км с применением новой технологии.

Для отработки и внедрения предлагаемой схемы капитального ремонта газопроводов с применением стресс-теста на гидравлическом стенде предлагается создать на базе ООО «Газпром трансгаз Чайковский» стенд и провести научно-исследовательские работы по обозначенным в статье направлениям исследований. На основе результатов этих исследований предлагается разработать стандарт по технологии восстановления работоспособности труб методами капитального ремонта газопроводов и восстановления труб в заводских условиях.

Результаты испытаний образцов на механические свойства

Test data of specimen mechanical properties