Территория Нефтегаз № 7-8 2018
![]() |
Для получения доступа к статьям авторизуйтесь или зарегистрируйтесь |
Читайте в номере:
Автоматизация
Геология
Авторы:
Д.К. Ажгалиев, e-mail: dulat.azhgaliev@gmail.com; ТОО Компания «Недра-Инжиниринг» (Астана, Республика Казахстан).
С.Г. Каримов, e-mail: s.gilman4962@gmail.com АО «Евразийский национальный университет имени Л.Н. Гумилева» (Астана, Республика Казахстан).
Литература:
-
Чакабаев С.Е., Кононов Ю.С., Завгородний А.Л. и др. Геология, история развития и перспективы нефтегазоносности запада Туранской плиты. М.: Недра, 1973. 214 с.
-
Доюрский комплекс Северного Устюрта и полуострова Бузачи / Составители В.В. Липатова и др. М.: Недра, 1985. 133 с.
-
Жолтаев Г.Ж., Битеутова С.А. Геодинамика и перспективы нефтегазоносности Аральского региона [Электронный источник]. Режим доступа: http://portal.kazntu.kz/files/publicate/2012-07-05-elbib.pdf (дата обращения: 20.08.2018).
-
Жолтаев Г.Ж., Куандыков Б.М. Геодинамическая модель строения юга Евразии // Нефть и газ. 1999. № 2. С. 62–74.
-
Карабалин У.С., Исказиев К.О., Ажгалиев Д.К. Комплексное изучение осадочных бассейнов – основа эффективного прогноза нефтегазоносности новых территорий // Петролеум. 2013. № 6. С. 22–28.
-
Акчулаков У.А. и др. Комплексное изучение осадочных бассейнов Республики Казахстан (Устюрт-Бозашинский, Мангышлакский и Аральский бассейны), 2009–2012 гг.: отчет. Астана: АО «Казахский институт нефти и газа» – ТОО «Ак-Ай Консалтинг», 2012.
-
Акчулаков У.А. Новая ресурсная база углеводородов Республики Казахстан и пути возможной их реализации // Нефтегазоносные бассейны Казахстана и перспективы их освоения / Под ред. Б.М. Куандыкова и др. Алматы: КОНГ, 2015. 476 с.
-
Волож Ю.А., Быкадоров В.А., Антипов М.П. и др. Особенности строения палеозойских отложений Тургайско-Сырдарьинского и Устюртского регионов (в связи с перспективами нефтегазоносности глубоких горизонтов осадочного чехлаа) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2016. Т. 11. № 4. С. 1–46.
-
Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Аральского моря / Под ред. Б.М. Куандыкова, Г.Ж. Жолтаева, О.С. Туркова. Алматы: АО «KCS», 1997. 145 с.
-
Ажгалиев Д.К., Бигараев А.Б. Строение и перспективы нефтегазоносности Восточно-Аральской впадины // Нефть и газ. 2009. № 2. С. 39–49.
-
Карта глубинного тектонического строения Казахстана (масштаб 1:2 500 000) / Под ред. С.Ж. Даукеева, А.А. Абдулина, Г.Р. Бекжанова и др. Алматы, 2002. 248 с.
HTML
Региональная характеристика и результаты комплексного изучения осадочных бассейнов Республики Казахстан В 2009–2013 гг.
Тектоническое строение регионов Туранской плиты, к числу которых относятся Устюрт-Бузачинский бассейн (Устюрт-Бозаши) и сопредельные территории Мангышлака и Аральского бассейна [1, 2], обусловлено формированием зоны сочленения Прикаспийского бассейна, которую образуют юго-восточная окраина Восточно-Европейской платформы (Прикаспийская синеклиза) и Казахстанская и Туранская плиты на востоке и юго-востоке, соответственно [3, 4].
В разной степени изученные бассейны Туранской плиты (Устюрт-Бузачи, Мангышлак и Аральский) характеризуются различным возрастом главной складчатости (фундамент), разнообразием формационного состава отложений квазиплатформенного комплекса (КПК), включающего палеозой и пермотриас (рис. 1). По результатам исследований, проведенных в 2009–2013 гг. в рамках проекта «Комплексное изучение осадочных бассейнов Республики Казахстан» [5, 6], были уточнены состав и структурно-тектоническое строение палеозойской части разреза. С учетом удовлетворительной взаимной увязки и унаследованного характера структурных планов по фундаменту и палеозою прослежена довольно четкая дифференциация территории на структурно-тектонические зоны, что обусловливает введение дополнительных критериев определения перспективных в нефтегазоносном отношении локальных объектов, а также возможность эффективного планирования и расширения поисковых работ.
Обоснован перечень показателей для объективной оценки и сравнения степени изученности бассейнов (табл.). Так, бассейны Устюрт-Бузачи и Мангышлак характеризуются относительно высокой степенью изученности с учетом фонда выявленных локальных структур и количества открытых месторождений. В соответствии с предложенной ранее классификацией бассейнов Казахстана по объему прогнозных ресурсов Устюрт-Бузачи, Мангышлак и Арал отнесены к перспективной 2-й группе [6, 7].
В то же время авторы данной статьи, несмотря на неравномерную изученность бассейнов, отмечают необходимость более детального исследования нижней части разреза (КПК). Гипотеза авторов подтверждается тем, что именно в палеозое Устюрт-Бузачей и Мангышлака открыты введенные в промышленную эксплуатацию месторождения Урга Северная, Оймаша, Карачалак, Акчалак, Каракудук, Кушкаир Центральный. Анализ имеющихся данных, в том числе полученных за последние годы, позволяет сделать вывод о более широком распространении палеозойских отложений. Так, в последние годы были получены сведения, в соответствии с которыми прогнозируется наличие крупных перспективных локальных объектов на Жетыбай-Узеньской ступени, Песчаномысско-Ракушечной зоне поднятий и акватории Среднего Каспия на блоке Курмангазы [6, 8].
Таким образом, актуальными являются оценка результатов проведенных в регионе геофизических исследований и уточнение особенностей внутреннего строения Аральского бассейна.
Палеотектонические особенности и главные этапы формирования территории
Развитие бассейнов предопределено коллизионными процессами в палеозое (силур, девон) на северной периферии палеоокеана Тетис. Северный Устюрт с позднего рифея входил в состав Восточно-Европейской платформы, являлся отдельным блоком на крайнем южном обрамлении Прикаспия. К востоку от него существовал Казахстанский континент, возникший в раннем палеозое (ордовик – силур) на месте континентальных докембрийских блоков и нижнепалеозойских островных дуг [6]. Южная оконечность Урала сформирована в конце карбона на месте закрытия Уральского палеоокеана. В современном плане Главный Уральский глубинный разлом, вдоль которого развиты тела гипербазитов, является индикатором сложных процессов, завершившихся закрытием палеоокеана и образованием складчатой системы на контакте Восточно-Европейской платформы и Казахстанского континента [3, 8]. По северному краю Устюрта в рифей-вендское время возник протяженный Южно-Эмбинский рифт (рис. 1), «затухающий» к Каспийскому морю и выходящий на востоке к Уральскому палеоокеану [3, 8]. В позднем девоне и раннем карбоне над рифтом формировался одноименный Южно-Эмбинский прогиб, выполненный граувакковой толщей мощностью до 5 км (D3–С1v1). В современном плане данные отложения слагают разрез зоны сочленения Прикаспийского бассейна и Северного Устюрта (Косбулакский прогиб). Развитие Мангышлака определили интенсивные деформации растяжения и сжатия в субширотной рифтовой зоне (кряж Карпинского и горный Мангышлак).
Область сочленения крупных блоков (Северный Устюрт, Урал и Казахстанский континент), сформировавшихся в палеозое вдоль Аккулковско-Базой-ского и Арало-Кызылкумского валов, приурочена к северо-восточной части Туранской плиты. В этих условиях к востоку от блока Северный Устюрт и шло формирование Аральского бассейна.
Уточненные представления о границах и распространении Аральского бассейна
Многие годы контуры и границы Аральского бассейна, а точнее – положение его западной границы, представлялись не вполне ясными. Выделялись Северо-Западное, Северное, Северо-Восточное, Южное Приаралье, что было удобным и предпочтительным с точки зрения их географического расположения. В восточной части бассейна выделена Восточно-Аральская впадина [1, 2, 9]. Прогноз нефтегазоносности и оценка углеводородного потенциала этих районов до недавнего времени осуществлялись в отсутствие четкого представления о контурах основных структурных элементов и, соответственно, объективной модели регио-нального строения, определяющей положение вероятных зон нефтегазо-накопления (ЗНГН). Тем не менее в результате геологоразведочных работ в мезозойских отложениях северо-западной части территории были открыты газовые месторождения Аккулковское, Кызылой и Базойское.
Более активные исследования в регионе, направленные на оценку перспектив нефтегазоносности, были начаты казахскими геологами совместно с Японской национальной компанией в 2000 г. (т. е. позже, чем в Южном Приаралье, объем разведанных запасов которого значительно больше), и лишь в 2012 г. были впервые обнаружены залежи нефти в пределах отмеченных зон газонакопления (верхняя юра, неоком) на Аккулковской площади.
Более объективное представление о границах бассейна возникло после того, как исследователи при анализе бассейна стали четче разделять вдоль Арало-Кызылкумской системы поднятий (АКСП) Западно-Аральскую и Восточно-Аральскую части бассейна (рис. 2). В основу этого разграничения легли особенности простирания крупных региональных структур и состав слагающих разрез литолого-стратиграфических и нефтегазоносных комплексов [1, 9].
Западно-Аральская часть бассейна характеризовалась более резкими перепадами гипсометрических отметок и глубин залегания отражающих сейсмических горизонтов, в ней получили развитие столь различные структурные элементы, как Косбулакский, Челкарский (Шалкарский), Барсакельмесский прогибы и др.
Еще одной особенностью является присутствие в разрезе достаточно мощной терригенной грубообломочной толщи верхнепермско-триасового возраста (рис. 3), возникшей в палеозое в результате взаимодействия и столкновения вдоль АКСП пассивной окраины древней Восточно-Европейской и относительно молодой Казахстанской плит [3, 10]. Таким образом, региональные тектонические процессы сформировали условия, толщину и состав отложений, фациальную среду осадконакопления. Внутренняя структура крупных прогибов, в свою очередь, осложнялась разноамплитудными разломами более низкого порядка.
Фундамент сложен образованиями периодов рифея-протерозоя и нижнего палеозоя, широко представленными в горных массивах Большой и Малый Каратау, Букантау и др. В закрытой части региона они остаются неизученными, вскрыты единичными скважинами в зоне, расположенной к северо-востоку от Челкарского прогиба (Жаксыбуташский выступ). На востоке и юго-востоке бассейна отложения представлены метаморфическими, вулканогенными сильно дислоцированными породами (Аккыр, Торетам). Зеленоцветные метаморфизованные песчаники и конгломераты выделены в разрезе зоны Базой – Аккулковская – Кызылой. Глубина залегания фундамента в последовательно расположенных простирающихся в меридиональном направлении прогибах составляет 5–6 км и более. Для этой части региона характерны более высокие скорости распространения преломленных волн (6000–6300 м/с) и мозаичный рисунок распределения аномалий магнитного и гравиметрического поля, хорошо согласующийся с составом и характером изменения пород фундамента.
Для Восточно-Аральской части характерна сравнительно несложная морфология структурных элементов. По масштабам прогибания выделяется контрастный Барсакельмесский прогиб (рис. 4), с востока практически примыкающий к АКСП [9]. Прогиб осложнен Кельмесской и Южной мульдой, имеет крутое западное крыло, пологие северное, восточное и южное крылья [10]. Характер строения, амплитуда прогибания дают основания считать Восточно-Аральскую часть основной зоной нефтегазонакопления Аральского бассейна.
Фундамент в этой части относится к нижнему палеозою, глубина залегания на значительной площади изменяется до 5–6 км. Мощность КПК, по данным сейсморазведки, составляет 2,0–4,0 км. В структурном отношении выделяется моноклиналь, погружающаяся с востока на запад в сторону Кельмесской мульды и АКСП до отметки 10–12 км и более в зоне наибольшего погружения (рис. 4).
Отсутствие корректной информации о границах и модели строения бассейна оказало негативное влияние на выбор локаций для проведения геологоразведочных работ, расстановку приоритетов на начальном региональном этапе изучения и, в конечном счете, на итоговый результат – открытие новых залежей нефти и газа, в особенности в сравнении с успехами узбекских геологов (рис. 5) в южной части Аральского региона.
В соответствии с картой прогноза нефтегазоносности Казахстана [11] и по результатам комплексного изучения бассейнов (2009–2013 гг.) [5, 6] граница Аральского бассейна на западе проведена вдоль АКСП по восточному краю п-ова Куланды и о. Возрождения. Западная граница бассейна в окончательном варианте представляет собой сложное сочетание нескольких региональных разломов (рис. 4). Бассейн представлен последовательно расположенными с запада на восток крупными блоками, разграниченными по линии Центрально-Аральского (Кулундинского) поднятия, Каракольского разлома, Иргизской седловины и Центрально-Торгайского разлома.
Особенности осадконакопления и прогноз вероятных зон нефтегазонакопления и нефтегазообразования
С учетом положения зоны нефтегазонакопления, общих геологических предпосылок и масштабов осадконакопления ожидается вполне высокий генерационный потенциал крупных прогибов (Косбулакского, Челкарского, Самского, Барсакельмесского/Восточно-Аральского). Данные прогнозы получают подтверждение на северо-западе (Косбулакский прогиб, Мынсуалмасская ступень) и юге (Барсакельмесский, Судочий прогибы) региона, для которых характерны высокие темпы и масштабы осадконакопления (рис. 3). В результате формировались зона нефтегазонакопления с залежами в широком стратиграфическом диапазоне (палеозой, юра, мел), вплоть до палео-гена (месторождения Аккулковское, Кызылой, Базой, Шагырлы-Шомышты).
Примыкающие с запада непосредственно к АКСП крупные прогибы (Косбулакский, Челкарский, Самский, Барсакельмесский, Судочий) выделены авторами статьи в единую Восточно-Устюртскую систему прогибов. Центрально-Аральский и Куландинский разломы (АКСП) сопряжены с линейно вытянутыми выступами фундамента. Палеозойскому и мезозойскому комплексам АКСП соответствует значительный по протяженности тектонический вал. Блоковое строение сочетается с закономерным расположением прогибов и переходных приподнятых линейных зон (тектонических валов), фиксирующих контуры прогибов и их периферийные зоны. Несмотря на общее региональное преимущественно северо-западное простирание, региональные структуры (прогибы, мульды и тектонические валы) в плане расположены мозаично (рис. 6).
Отметка кровли фундамента в разрезе Восточно-Устюртской системы прогибов с севера на юг изменяется от 7–11 до 5–7 км [6]. Палеозойский комплекс на севере и юге этой части региона прослежен в интервале 3,5–5,0 и 2,5–4,0 км, соответственно. По особенностям и характеру поведения главной магнитоактивной поверхности, выделенной по результатам высокоточных аэромагнитных исследований [5, 6], кровля палеозоя (отражающий горизонт (ОГ) PZ) в разрезе Туранской плиты выделена в устойчивую сейсмическую границу [6, 10]. Ранее на Устюрт-Бузачах и Мангышлаке выделение кровли палеозоя не было однозначным, и по имеющимся отражениям обосновывались сейсмические горизонты V или Ф, приуроченные к доюрской толще.
Осадконакопление в палеозое характеризовалось высокими темпами. В разрезе Кошкаратинской мульды и Косбулакского прогиба толщина комп-лекса составляет 2–3 и 4–5 км, соответственно. И все же наряду с более качественным и однозначным прослеживанием ОГ PZ главной особенностью регионального строения палеозойской толщи по результатам комплексного изучения бассейнов в 2009–2013 гг. является активное проявление разломной тектоники.
Южная часть Челкарского прогиба осложнена Кошкаратинской и Тобебулакской мульдами (рис. 6). Зона нефтегазонакопления в мезозойских отложениях (Аккулковско-Кызылойская, Базойская) приурочены к одно-именным тектоническим валам, которые, в свою очередь, являются «переходными» структурным элементами между смежными областями прогибания. По результатам сравнения геолого-геофизических и структурно-тектонических характеристик как перспективная зона обосновывается вал Куланды по изогипсе –1,6 км, амплитудой 250 м, обрамляющий с востока Тобебулакскую мульду. С учетом намечаемой структурной «задержки» на уровне изогипсы –2,6 км на северном борту Кошкаратинской мульды прогнозируется перспективная валообразная зона – Жаксыбуташский вал амплитудой более 200 м. Дополнительным фактором, обусловливающим перспективность валообразных поднятий, является выделение их на сейсмических профилях 910416 и 1140 и относительно неглубокое залегание палеозойских отложений (рис. 7, 9). Осадконакопление на доюрском этапе сопровождалось согласным и унаследованным залеганием свит (палеозой, пермотриас), что обусловило благоприятные структурно-тектонические предпосылки и высокую вероятность крупных поднятий по палеозойскому комплексу. Учитывая наблюдаемую закономерность роста размеров объектов по мере увеличения глубины их залегания, можно прогнозировать наличие значительных объемов запасов углеводородов в палеозойских отложениях, на порядок превышающих объемы запасов известных скоплений в мезокайнозое.
С учетом характера структурного плана тектонических валов (Аккулковско-Кызылойский, Базойский валы и др.) на уровне мезозоя (рис. 6) авторами сделано предположение о существовании в нижнем палеозойском комплексе крупных структур – мегаподнятий.
При проведении поисковых мероприятий в предыдущие периоды изучения не были разработаны и приняты объективные критерии оценки перспективности для обоснования приоритетных направлений поисков и выявления первоочередных зон и объектов исследований. Поэтому представляется актуальным подход авторов, предлагающих считать мегаподнятия реальными поисковыми ориентирами. В связи с этим целесообразна переоценка структурной позиции Альмамбетской и Харойской антиклинальных складок, Кассарминского, Байтерекского и Арало-Кызылкумского тектонических валов, определяющих в плане контуры Косбулакского прогиба и Актумсукского поднятия, в целях установления соответствия их тектонического положения зонам нефтегазонакоплений, выявленным по критериям, предложенным авторами статьи. Так, по их прогнозам, на юго-востоке Устюрт-Бузачей не исключается уна-следованная структурная связь между продуктивными мезозойскими структурами Куаныш-Коскалинского и Тахтакаирского валов с мегаподнятиями, предполагаемыми на уровне палеозой-ской толщи (рис. 6).
В региональной структуре собственно Аральского бассейна, как видим, преобладает отчетливая меридиональная ориентировка разломов и систем крупных блоков (грабен-синклинали и горст-антиклинали). В доюрском комп-лексе, по данным сейсморазведки методом корреляционных преломленных волн, выделены две преломляющие границы со скоростью 5000–5200 и 5400–5500 м/с, соответствующие кровле пермотриаса и размытой поверхности палеозоя. Для кровли фундамента граничная скорость составляет 6,0–6,3 тыс. м/с. Глубина фундамента на выступах и в прогибах изменяется от 3–4 до 10–12 км, соответственно.
Анализ результатов бурения опорных скважин и уточнение направлений поисковых работ
Выделение Западно-Аральской и Восточно-Аральской частей на более ранних этапах изучения не могло не отразиться на объективности заложения проектных точек и повлияло на моделирование оптимальной сетки размещения опорных скважин (рис. 4). Домезозойский разрез пробурен рядом опорных скважин (№ 1 Куланды, П-1 Северо-Аральская (Тунгуруксор), ARL NW-1, Г-1 Шошкаколь, П-2 Северо-Аральская (Кучокинская)) и по комплексу геолого-геофизических и биостратиграфических данных отнесен к девонско-нижнепермскому возрасту. По сейсмическим данным, толща представлена преимущественно терригенными и терригенно-карбонатными слабометаморфизованными и слабодислоцированными породами толщиной 2,0–5,0 км. В зонах приподнятого залегания (выступы коренных пород) отложения, как правило, выклиниваются, мезокайнозойский чехол трансгрессивно залегает на породах фундамента.
Наибольший поисковый интерес представляет более значительная по развитию толща КПК (D3–P1?), в которой выделяются три пачки [8]: нижняя сложена терригенной красноцветной молассой (средний и верхний девон); состав средней (фаменско-турнейского возраста) – преимущественно карбонатный; верхняя – преимущественно глинистого состава и датируется серпуховско-башкирским возрастом. Особенности и разнообразие состава пород в пачках позволяют рассчитывать на наличие в разрезе пород-флюидоупоров наряду с породами-коллекторами.
В 1998 г. к северу от Аккулковской зоны поднятий была пробурена опорная скважина ARL NW-1 глубиной 4700 м в целях уточнения глубинного строения и максимального вскрытия палеозойского разреза Западно-Аральской части бассейна (рис. 4, 8). Однако, по уточненным данным, скважина расположена на северном склоне Кошкаратинской мульды (Устюрт-Бузачи), под красноцветной толщей (Р2) в интервале 4468–4700 м вскрыты отложения палеозоя (средний карбон) [8].
Таким образом, с учетом уровня изученности особенностей рассматриваемой территории особую актуальность приобретает комплексный анализ накопленных данных. Стоит отметить, что неучтенным при анализе строения и перспективности данной части территории и не получившим должной оценки, к сожалению, остался факт получения притока газа на площади Тобебулак в 2003 г. По мнению авторов статьи, исходя из прогнозов вскрытия палеозоя на более высокой гипсометрической отметке и наличия крупного палеозойского поднятия в контуре перспективного по мезозою Жаксыбуташского вала, более оптимальным было бы вскрытие газоносного горизонта к северу – северо-востоку от фактического положения скважины ARL NW-1 (рис. 5). Отметим и другие важные результаты по данной скважине:
• с помощью пробуренной скважины получено представление о разрезе северной части Кошкаратинской мульды. Однако с точки зрения увязки новых данных о глубинах залегания с имеющимися структурными построениями уровень изученности региона по палеозойскому комплексу (КПК) остается весьма низким;
• перспективные для локализации залежей нефти и газа ловушки в отложениях верхней перми и триаса вполне могут связываться с зонами разуплотнения пород и развития трещиноватости. Вероятность этого обусловлена активным развитием разломной тектоники и подтверждается выявленной связью залежей углеводородов с зонами дробления, разуплотнения и трещиноватости на локальных площадях (месторождение Оймаша);
• в соответствии с имеющейся прогнозной отметкой глубин залегания кровли фундамента, по данным сейсморазведки составляющей 6,0–6,2 км, мощность перспективных палеозойских отложений может составлять около 1500–1800 м.
Особенности методических подходов к проведению поисковых работ в последние годы
Интерес к отложениям палеозоя в разрезе Аральского бассейна особенно возрос в последние годы. Во многом этому способствовало проведение в период 2008–2010 гг. сейсмических исследований методом общей глубинной точки (МОГТ) 2D, в северной и южной половинах бассейна – в рамках проектов Максат и Арал Восточный (рис. 2). По данным МОГТ, мощность КПК оценивается в 3,0–7,0 км.
Так, на севере бассейна (проект Максат) в разрезе Уялинской ступени, по данным 3D, получена довольно четкая характеристика за счет серии устойчивых отражений в палеозойской толще – PZ-1, 2, 3, 4 (рис. 8). По предварительным данным, в толще выделяются аномалии, с которыми связываются крупные объекты, один из которых выделен на профиле 12. Значительная амплитуда и двухсводовое строение аномалии не исключают возможный рифогенный генезис структуры. Однако, к сожалению, поисковая скважина, нацеленная на изучение данной структуры, не была пробурена ниже подошвы мезозойских отложений. Невостребованными остались новые модели, построенные по данным 3D, ориентированные на оптимальное вскрытие перспективной толщи палеозоя.
Внутри толщи удалось зафиксировать динамически выраженные отражения в северной (с.п. 910416) и центральной (с.п. 910412) частях бассейна (рис. 8) в комплексе с результатами тектонического районирования КПК и данными аэромагнитных и гравиметрических исследований. Кроме того, находит четкое подтверждение граница Аральского бассейна на западе, проходящая вдоль АКСП. По КПК в контурах бассейна выделены Казалинская, Уялинская, Куландинская, Южно-Аральская ступени и Таджикская депрессия, имеющие единое меридиональное простирание (рис. 4).
На юге (проект Арал Восточный) изученность бурением локальных структур (в основном по мезозойским отложениям) немного выше. На основе сейсмических данных 2D в сжатые согласно регламенту условий недропользования сроки было проведено бурение на семи локальных площадях. Полученные на них отрицательные результаты авторы данной статьи связывают с тем, что из-за отсутствия достаточного времени и условий для кондиционной подготовки структур для исследования была применена стандартная методика. Все это в итоге привело к большим экономическим издержкам. При такой постановке работ операторам приходилось после бурения первых скважин на 2–3 структурах ввиду отсутствия положительного результата выносить необоснованные и преждевременные решения о бесперспективности выделения бльших по площади контрактных участков под разведку. Авторы статьи убеждены, что практика бурения на локальных структурах в слабоизученных районах требует совершенствования законодательных норм, регламентирующих исполнение обязательств по рабочей программе геологоразведочных работ и своевременной подготовкой структур к поисковому бурению.
В целом в пределах Аральского бассейна зоны с аномальным осадконакоплением и масштабы погружения выражены меньше в сравнении с территорией Устюрт-Бузачей и Мангышлака, что свидетельствует о наличии благоприятных условий и предпосылок к формированию зон с очагами генерации углеводородов. Большие глубины погружения, термобарические условия и степень преобразованности органического вещества нефти способствовали активному формированию скоплений углеводородов, протекавшему вплоть до палеогена. Авторы полагают, что невысокие темпы прогибания и активная разломная тектоника, в особенности в меридиональном направлении, не способствовали образованию в Аральском бассейне значительных скоплений углеводородов в отложениях юры, мела и кайнозоя. При этом не исключается развитие незначительных по запасам газоносных и нефтеносных горизонтов в нижнем мелу и юре (рис. 2).
Опорные скважины (ОП-1 Куланды, № 1 Куланды Западный, № 1 Куланды Восточный, П-1 и П-2 Северо-Аральская, ARL NW-1) в большинстве своем оказались пробуренными в пределах Северного Устюрта (рис. 4). На точное проектное расположение скважин оказали влияние фактор закрытости территории и ландшафт, береговая линия и положение зеркала воды, наличие рыхлого грунта, особый экологический статус территории и др., поскольку наряду с решением геологических задач необходимо было обеспечить безопасные во всех отношениях положение и обвязку скважин. В итоге в силу погрешностей, связанных с действием объективных факторов, фактическое положение скважин отличается от проектного. Граница Аральского бассейна практически совпадает с контурами бывшей акватории при максимальной первоначальной площади моря. Все опорные скважины оказались пробуренными в северной части бассейна с размещением в прибрежной части. В этом отношении Аральский бассейн оказался более уязвимым и неблагополучным по сравнению с Устюрт-Бузачами и Мангышлаком.
ВЫВОДЫ
1. Новые данные бурения и сейсморазведки, обобщение и переосмысление сведений, полученных на разных этапах проведенных исследований, в том числе исторического характера, позволили, несмотря на относительно слабую изученность, провести более широкий в региональном плане сравнительный анализ. Его результаты показывают, что ранее выполненная оценка перспективности бассейна требует дополнительного обоснования и корректировок, позволяющих уточнить внутреннее строение Аральского бассейна. Обнаружение залежей углеводородов промышленного значения на ряде площадей Устюрт-Бузачей и Мангышлака и выявленные в условиях ограниченного объема данных благоприятные предпосылки (широкое распространение в разрезе, размеры локальных объектов) позволяют отнести палеозойские отложения бассейна к категории перспективных в нефтегазоносном отношении. Учитывая сравнительно слабую изученность региона, что находит свое отражение в недостаточной системности планирования исследований, а также сравнительно малых возможностях обоснования наличия потенциальных объектов исследования при разработке дизайна поисковых работ, можно заключить, что изучение внутреннего строения и оценка перспектив нефтегазоносности палеозойского комплекса Аральского бассейна в целом находятся на начальном этапе.
2. Сравнительный анализ ряда важных геолого-экономических показателей бассейнов позволяет предполагать наличие благоприятных предпосылок к обнаружению новых месторождений углеводородов в палеозойских отложениях Аральского бассейна, аналогичных месторождениям Устюрт-Бузачей и Мангышлака. Кроме того, по мнению авторов, необходимо проследить распространение палеозойской толщи далее на восток, на площади сопряженного с Устюрт-Бузачами Аральского бассейна, поскольку имеющие промышленное значение залежи углеводородов выявлены на Мангышлаке и юго-востоке Устюрт-Бузачей именно в палеозойских отложениях.
3. Оценка перспектив нефтегазоносности является результатом поэтапной реализации геологоразведочных работ на перспективных структурах. Авторами сделана попытка обобщения и анализа факторов (геологических и технических), которые могли сказаться на оптимальном заложении опорных скважин и успешности поиска новых залежей углеводородов в пределах Аральского бассейна. Безусловно, отрицательное влияние на поисковые работы оказали серьезные недочеты в методике их организации и пренебрежение к обязательным пунктам и видам исследований, обеспечивающим необходимый уровень кондиционности локальных объектов.
4. На примере отдельных районов бассейна Устюрт-Бузачи выявлены благоприятные предпосылки структурно-тектонического порядка, позволяющие расширить спектр направлений исследований и обосновать в палеозойских отложениях Туранской плиты поиск новых перспективных объектов, связанных с крупными структурами – мегаподнятиями.
Геолого-экономические характеристики бассейнов Арало-Каспийского региона (казахстанская часть)
Geological and economical characteristics of the Aral-Caspian region (Kazakhstan's part)
Бассейн Basin |
Площадь, тыс. км2 Area, thousand km2 |
Уровень изученности по итогам поисково-разведочных работ Exploration maturity |
Наличие развитых промышленных центров Developed industrial centers |
Возможность оптимального размещения скважин и проведения сейсморазведки (влияние ландшафта и т. п.) Capability for the optimal well placement and seismic exploration (landscape effect, etc.) |
Возможность использования промышленной инфраструктуры Capability of the industrial infrastructure |
Целевой горизонт/комплекс Target horizon/complex |
Месторождения углеводородов Hydrocarbon deposits |
Фонд выявленных структур Exploration potential |
Объем запасов, млрд т Deposit volume, billion tonnes |
Ранг по объему ресурсов Classification by inferred resources volume |
|
Устюрт-Бузачи Ustyurt-Buzachi |
131 |
Высокий, неравномерно High, spotted |
+ |
+ |
+ |
PZ |
MZ |
18 |
73 |
8,1 |
II группа Group II |
Мангышлак Mangyshlak |
99 |
Высокий, неравномерно High, spotted |
+ |
+ |
+ |
40 |
128 |
6,4 |
|||
Аральский Aral |
57 |
Низкий Low |
– |
Неоптимальная Non-optimal |
– |
PZ |
– |
30 |
3,2 |
Защита от коррозии
Авторы:
А.А. Филатов, В.И. Кочетов; ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, Россия).
И.И. Велиюлин; ООО «ЭКСИКОМ» (Москва, Россия).
Р.Р. Хасанов, e-mail: hasanov@eksikom.ru ООО «ЭКСИКОМ» (Москва, Россия).
Литература:
-
Ермаков А.А. Анализ полиноминальной статистической модели напряженного состояния в зоне поверхностных дефектов труб. М.: ВНИИГАЗ, 1981. C. 10–18.
-
Нетребский М.А., Сагидаев Г.В., Раевский Г.В. Оптимальные предварительные напряжения в многослойных трубах // Прикладная механика. 1971. Т. 7. Вып. 9. С. 62–78.
-
Махутов Н.А. Сопротивление элементов конструкции хрупкому разрушению. М.: Машиностроение, 1973. 201 с.
-
Новые методы оценки сопротивляемости металла хрупкому разрушению / Под ред. Ю.Н. Работнова. М.: Мир, 1972. 439 с.
HTML
Мировой опыт эксплуатации трубопроводов показывает, что одним из наиболее эффективных методов упрочнения ослабленных (дефектных) участков является установка муфт. При этом используется большое разнообразие конструкций муфт, как сварных, так и стяжных. Большую роль в выборе типа и конструкции муфты играют стоимость этих изделий и время монтажа на трубопроводе, которое может оказаться определяющим фактором, поскольку проведение выборочного ремонта по данным обследований, являясь согласно действующим правилам капитальным ремонтом, фактически осуществляется в рамках плановых остановок и происходит под давлением газа с учетом его снижения в соответствии с расчетом в зависимости от параметров дефектов.
Перспективным направлением для ремонта трубопроводов является соз-дание упрочняющих оболочек из композиционных материалов, которые значительно дешевле высокопрочных сталей, а по прочностным свойствам могут даже превосходить их.
В России исследования и разработка способа упрочнения ослабленных участков трубопроводов с использованием различных материалов проводились во Всесоюзном научно-исследовательском институте природных газов (ныне ООО «Газпром ВНИИГАЗ») и Всероссийском научно-исследовательском институте по сбору, подготовке и транспортировке нефти и нефте-продуктов (ныне ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» Республики Башкортостан) с начала 1980-х гг. Экспериментально на трубах с однотипными искусственными дефектами изучались прочностные свойства различных типов материалов, включая стеклохолсты, стеклоткани, металлические сетки, ровинг, пропитанные клеевыми составами.
Стендовые испытания труб с дефектами, бандажированными стекломатериалами [1], показали что применение бандажей позволяет восстановить несущую способность ослабленных участков на 20–25 %. При этом были использованы клеевые полиэфирные композиции типа «Спрут-МП» и «Адгезив-С», отличающиеся, по данным разработчиков, высокой эластичностью, повышенной адгезионной способностью, достигаемой за счет введения дополнительных поверхностно-активных веществ, и влагостойкостью.
Кроме того, для предотвращения коррозионных процессов на ремонтируемых участках поверхность газопровода после механической очистки, удаления рыхлых продуктов коррозии и обезжиривания обрабатывалась преобразователем ржавчины.
Следует также отметить, что нанесение бандажей вручную малоэффективно, поскольку невозможно добиться натяжения прочных пластиковых витков муфт с обеспечением максимального выдавливания клеевой компози-ции между слоями и минимального зазора между слоями. Было создано устройство, позволяющее уменьшить влияние этих факторов (рис. 1).
Время отверждения клеевых композиций при 20 °С колеблется (в зависимости от добавок) в пределах от 1,5 до 40 ч. Общее время на установку бандажа на трубопровод диаметром 1420 мм и отверждение клея составляет 1–2 сут.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ УРОВНЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ УПРОЧНЕНИЯ ДЕФЕКТНЫХ УЧАСТКОВ ТРУБ, АРМИРОВАННЫХ СТЕКЛОПЛАСТИКОМ
При определении целесообразности использования метода армирования поврежденных труб основным критерием является установление уровня эффективности упрочнения дефектного участка.
В рамках исследований уровень эффективности определялся расчетным путем и экспериментально на стендах.
В основу выбора расчетной формулы определения прочностных характеристик при совместной работе трубы и нанесенного бандажа положено сопоставление теоретических и экспериментальных данных по разрушающему давлению на поврежденных трубах.
Расчетное внутреннее давление PP, вызывающее разрыв газопровода, поврежденного коррозией, определяется формулой Барлоу на основе расчетной величины напряжения разрыва:
PP = 2P., (1)
где D – наружный диаметр, мм; h – толщина стенки трубы, мм.
Напряжение разрыва определяется из выражения
P = пл.F0 – .ΔF, (2)
где пл – напряжения, вызывающие пластическую деформацию, В; F0 – первоначальная площадь продольного сечения стенки трубы, мм2; ΔF – площадь, на которую в результате коррозии уменьшается площадь продольного сечения стенки трубы, мм2; Am – коэффициент Фолиаса, приближенная формула расчета которого выглядит следующим образом:
, (3)
где lk – длина участка трубы, повреж-денного коррозией, мм; R – радиус трубы, мм.
Величина ΔF может быть принята равной:
ΔF = lk.hk. (4)
Учитывая, что предел текучести плоского образца составляет в среднем 93 % от предела текучести трубы 0,2 и с учетом формул 2–4, выражение 1 примет вид:
PP = 1,1.m.B., (5)
где
при B ≥ 4. (6)
С учетом кольцевых и нормальных напряжений, возникающих в трубе после нанесения стеклопластика [2], и принимая во внимание, что каждый слой бандажа можно рассматривать как тонкостенную цилиндрическую трубу, получим окончательное выражение для определения величины разрушающего давления:
, (7)
где нат – напряжения, возникающие в трубе после натяжения бандажа, В; – толщина слоя бандажа, мм; n – число слоев бандажа.
В основу другой методики расчета положен коэффициент интенсивности напряжений.
Критическая величина коэффициента, при которой начинается самопроизвольное разрушение, выражается формулой [3, 4], описывающей напряженное состояние трубы с несквозной трещиной глубиной hm, мм:
, (8)
где c – кольцевые напряжения в момент начала разрушения, В; Q – коэффициент, учитывающий форму дефекта:
, (9)
где Ek – эллиптический интеграл I рода, модуль которого определяется из выражения:
, (10)
в котором c – полудлина трещины, мм.
Зависимость коэффициента Q от размеров дефекта представлена на рис. 2.
Коэффициент CC вносит поправку на толщину стенки в формулу для определения коэффициента интенсивности напряжений для поверхностной трещины
, (11)
где коэффициент Фолиаса – поправка на напряжение в вершине продольной трещины в цилиндре – рассчитывается как:
, (12)
где 2 – параметр цилиндрической оболочки с трещиной, мм:
, (13)
где R – наружный радиус трубы, мм; – коэффициент Пуассона.
Таким образом, разрушающее давление можно рассчитать как:
. (14)
Для определения разрушающего давления поврежденных труб, армированных стеклопластиком, были проведены испытания образцов, представляющих собой катушки, вырезанные из труб, с приваренными по торцам сферическими заглушками и штуцерами для подключения к нагнетательной и измерительным линиям. В центре каждого образца были нанесены поверхностные трещиноподобные несквозные дефекты различной глубины. Бандажирование образцов осуществлялось вручную путем обмотки вращающегося образца сеткой с нахлестом 30 % по грунтовочному слою клея с последующей промазкой композицией поверх сетки с помощью шпателя.
Сопоставление расчетных и фактических значений разрушающего давления показало, что наибольшая сходимость расчетных данных с экспериментом получается при использовании выражения (7), которым и следует пользоваться при определении разрушающего давления бандажированных труб.
ПРИМЕНЕНИЕ СТАЛЬНОЙ МУФТЫ ДЛЯ РЕМОНТА УЧАСТКОВ ГАЗОПРОВОДА С ДЕФЕКТАМИ ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА ТРУБ
Опыт использования стеклопластиковых бандажей показал, что с течением времени их прочностные свойства теряются. При эксплуатации в течение 5–6 лет происходят существенное увлажнение и практическая потеря прочностных возможностей упрочняющей конструкции.
В качестве решения этой проблемы может быть рассмотрена стальная муфта с заполнением межтрубного пространства композитным составом, предназначенная для ремонта участков газопровода с дефектами основного металла труб и успешно применяемая в течение ряда лет на объектах нефтяной промышленности (рис. 3).
Муфта представляет собой две полу-обечайки, внутренний диаметр которых превышает наружный диаметр ремонтируемого участка трубопровода. Эти части в процессе установки на участок трубопровода свариваются. Полученная цилиндрическая часть трубы центруется относительно поверхности ремонтируемого трубопровода, затем производится герметизация полости между участком трубопровода и корпусом муфты со стороны его торцов. В образовавшееся закрытое пространство закачивается компаунд, для полимеризации которого проводится выдержка в течение 24 ч (рис. 4).
Муфта может применяться для ремонта прямолинейных участков линейной части магистральных газопроводов I–IV категории с дефектами, снижающими несущую способность газопровода на величину не более чем 40 % от проектного уровня. Максимально допустимые геометрические размеры дефектов и давления в газопроводе при монтаже муфт приведены в таблице.
Результаты испытаний подтверждают высокую эффективность использования стальных муфт с заполнением межтрубного пространства композитным составом при восстановлении работоспособности поврежденных участков трубопроводов.
Следует отметить, что недостатком данного типа муфт является наличие на концах муфт значительных концентраторов напряжений по результатам тензометрии при проведении полигонных испытаний. Кроме того, при установке этих муфт применяются сварочные работы, что также является определенным недостатком данного способа восстановления работоспособности участка трубопровода.
Впрочем, указанных недостатков можно избежать, если при проведении ремонтно-восстановительных работ использовать композиционные материалы.
ПРИМЕНЕНИЕ ЭЛАСТИЧНОЙ МУФТЫ ДЛЯ РЕМОНТА УЧАСТКОВ ГАЗОПРОВОДА С ДЕФЕКТАМИ ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА ТРУБ
Рассмотрим устройство для восстановления работоспособности участка трубопровода в виде эластичной муфты. Устройство выполняется из композиционного материала, состоящего из полиэтилена высокого давления и ткани из углеродного и арамидного волокна. Монтаж эластичной муфты производится после нанесения на тканево-поли-этиленовую часть эпоксидной композиции в жидкой форме (рис. 5).
При монтаже к концевым торцам муфты прикладываются силы натяжения, создающие нормальное давление по всей внешней поверхности участка трубопровода.
Интенсивность внешнего давления должна равняться по величине внут-реннему давлению в трубопроводе или его части. Равнодействующая сил, обеспечивающих равномерное обжатие участка трубопровода со стороны муфты, рассчитывается как:
. (15)
Как видно из рис. 6, для обеспечения приложения этой силы к свободным продольным торцам муфты необходимо приложить растягивающие усилия Т, равные:
Т = N = ΔpLR, (16)
где L – ширина элемента муфты, измеряемая вдоль образующей трубопровода, мм; R – внешний радиус трубопровода, мм.
Время монтажа и набора прочности конструкции составляет 1,5–2,0 сут. Эксплуатационные возможности элас-тичной муфты характеризует величина противодавления Δр, которое может быть реализовано при приложении растягивающих усилий Т к свободным продольным торцам муфты. Величина растягивающих усилий Т определяется физико-механическими свойствами углеродной ткани, а также числом слоев этой ткани, образующих муфту.
Усиление конструкций углеволокном является одним из оптимальных современных средств восстановления и повышения эксплуатационных характеристик конструкций. Материалы из углеволокна обладают высокой прочностью на растяжение (до 4800 МПа), коррозионной стойкостью. При проведении ремонтно-восстановительных работ не требуется сложное оборудование и оснастка. Высокие адгезионные свойства эпоксидного компаунда обеспечивают надежное соединение углеродного волокна с поверхностью, на которую оно нанесено. После полимеризации компаунда материал участка трубопровода и слой углеродных волокон работают совместно, образуя многослойную конструкцию.
Применение муфты в значительной степени позволяет сократить затраты на ремонтно-восстановительные работы и в целом снизить эксплуатационные расходы.
ВЫВОДЫ
1. Технология упрочнения дефектных участков газопроводов с использованием композитных материалов под давлением газа позволяет избежать стравливания большого объема газа в атмосферу и обеспечить работоспособность в течение длительного периода.
2. Методика определения влияния характеристик бандажа на уровень предельного давления в поврежденном трубопроводе с достаточным уровнем приближения позволяет рассчитать допустимый уровень нагрузок или определить размеры дефектов, при которых можно использовать бандаж с определенными характеристиками.
3. Применение металлических муфт в значительной степени позволяет повысить временной диапазон эксплуатации ремонтной муфты и расширить рамки параметров дефектов, которые могут быть подвергнуты упрочнению.
Максимально допустимые геометрические размеры дефектов и давления в газопроводе при монтаже муфт
Maximum allowable physical dimensions of defect and pressure in the gas pipeline at couplings installation
Тип дефекта Defect type |
Параметры дефекта Parameters of defect |
Давление при монтаже муфты, Па Pressure at coupling installation, Pa |
Поверхностные коррозионные и механические дефекты потери металла Surface corrosion and mechanical defects of metal |
Глубина 30–70 % толщины стенки Depth – 30–70 % of a wall thickness |
0 |
Глубина до 30 % толщины стенки Depth – up to 30 % of a wall thickness |
Расчетное, но не более 0,7 Pраб Estimated, but up to 0,7 Pраб |
|
Трещина основного металла Base metal crack |
Глубина до 60 % толщины стенки, или длиной до 5√D, мм Depth – up to 60 % of a wall thickness or length up to 5√D, mm |
0 |
Несквозной поверхностный дефект кольцевого сварного шва Blind surface defect of a circular weld |
Глубина до 60 % толщины стенки или длина до 25 % периметра газопроводной трубы Depth – up to 60 % of a wall thickness or length up to 25 % of a gas pipeline perimeter |
0 |
Смещение кромок кольцевого сварного шва Circular weld joint displacement |
Глубина 40–100 % толщины стенки Depth – 40–100 % of a wall thickness |
0 |
Глубина – до 40 % толщины стенки Depth – up to 40 % of a wall thickness |
Не более 0,7 Pраб Up to 0,7 Pраб |
|
Стресс-коррозионный дефект основного металла Base metal stress-corrosion defect |
Глубина до 40 % толщины стенки или длина до 4√D, мм Depth – up to 40 % of a wall thickness or length up to 4√D, mm |
0 |
Авторы:
HTML
Проектирование огнезащиты объектов включает этапы: сбора исходных данных и предпроектного исследования; интеграции международных и российских стандартов, задействованных при проектировании; анализа и классификации объектов в зависимости от класса пожарной опасности, требований к огнестойкости конструкций и типа возможного пожара; подбора вида огнезащитных материалов в зависимости от условий эксплуатации; проверки технических решений по применению огнезащитных материалов в соответствии с требованиями пожарной безопасности, пределами огнестойкости, типами возможного пожара.
Основные требования к огнезащите объектов нефтегазового сектора, действующие на территории РФ, представлены в Федеральном законе № 123-ФЗ, СП 2.13130.2012, СП 4.13130.2013. В мировой практике при проектировании подобных объектов, на которых наиболее вероятным сценарием пожара является углеводородный, применяются международные стандарты UL 1709, Lloyd’s Register, Det Norske Veritas и пр.
Для объектов, к которым не предъявляются нормативные требования, разрабатываются специальные технические условия (СТУ), с учетом которых в дальнейшем производится разработка всей проектной документации.
Структурные участки нефтегазовых объектов, непосредственно взаимодействующие с углеводородами, подвержены риску развития пожара по углеводородному сценарию горения. В то же время в административно-бытовых и инфраструктурных зданиях данных объектов существует риск возникновения так называемого целлюлозного пожара.
Температура углеводородного пожара, топливом в котором выступают нефть, нефтепродукты и природный газ, в течение уже первых 5–10 мин достигает 1100 °С, что существенно влияет на сохранение характеристик прочности стальных конструкций.
Отметим, что до 2015 г. в российской нормативной базе был выделен только один температурный режим горения – стандартный (целлюлозный). Топливом при таком режиме горения являются древесина, ткани и прочие отделочные материалы. Температура при целлюлозном горении достигает 550–800 °С в течение первых 5–10 мин с последующим ростом до 950–1100 °С.
С 1 июня 2015 г. на территории Российской Федерации вступил в действие ГОСТ Р ЕН 1363-2–2014 «Конструкции строительные. Испытания на огнестойкость. Часть 2. Альтернативные и дополнительные методы». Стандарт является переводом европейского стандарта EN 1363-2:1999 «Fire Resistance Tests. Part 2. Alternative and Additional Procedures». Этот нормативный документ стал первым официальным стандартом, выделяющим углеводородный пожар в отдельный режим горения.
При разработке проектной документации для опасных производственных объектов нефтегазового сектора необходимо провести анализ надежности конструкций при применении огнезащитных материалов, рассчитанных на углеводородное и целлюлозное горения, а также анализ рисков при замене материалов, сертифицированных для применения в условиях углеводородного пожара согласно UL 1709 или ГОСТ Р ЕН 1363-2-2014, на материалы, сертифицированные по ГОСТ Р 53295–2009 «Средства огнезащиты для стальных конструкций. Общие требования. Метод определения огнезащитной эффективности» (условия целлюлозного пожара).
Огневые испытания при режиме стандартного пожара не учитывают скорость увеличения температуры и в принципе более высокую температуру, в связи с чем применение огнезащитных покрытий, сертифицированных по результатам испытаний для применения в условиях целлюлозного пожара (по ГОСТ Р 53295–2009), не гарантирует обеспечения требуемых пределов огнестойкости конструкций при возгорании углеводородов.
При выборе огнезащитных покрытий стальных конструкций объекта, находящихся в зоне возможного углеводородного пожара, необходимо руководствоваться результатами испытаний при температурном режиме углеводородного пожара по ГОСТ Р ЕН 1363-2–2014 или UL 1709.
В частности, для защиты металлоконструкций в условиях углеводородного режима горения, как правило, применяются огнезащитные материалы на основе эпоксидных связующих. В условиях быстрого подъема температуры до 1100 °С матрицы, состоящие из полимеров-термопластов (акрилаты, стиролакрилаты и т. п.), подвержены быстрому плавлению, приводящему к стеканию материала с поверхности конструкции, и только трехмерные сшитые полимеры (прежде всего, эпоксиды) обеспечивают удержание массы антипиренов и газообразователей на время, достаточное для эффективного формирования пенококса. Образующийся высокопрочный пенококс способен обеспечить защиту металла не только в условиях обычного углеводородного пожара, но и при воздействии реактивной струи пламени.
Эпоксидные материалы для защиты от углеводородного горения FIRETEX серии M90 (производятся крупнейшим мировым производителем покрытий Sherwin-Williams) успешно зарекомендовали себя на объектах нефтегазодобычи, нефтепереработки и на морских проектах по всему миру и в России.
Компания О3 является эксклюзивным партнером Sherwin-Williams Protective & Marine Coatings в России, специализируясь в области огнезащиты опасных производственных объектов в условиях углеводородного горения материалами FIRETEX серии M90.
О3 также является производителем защитных покрытий для металла и осуществляет комплексный технический сервис по выполнению работ по антикоррозионной защите, огнезащите и теплоизоляции объектов топливно-энергетического комплекса: от проектирования огнезащиты до инспекционного контроля и сдачи выполненных работ независимому технадзору.
В настоящее время Компания О3 реализует ряд проектов с применением материалов FIRETEX серии M90: объекты ОАО «Ямал СПГ», блок-кондуктор для месторождения имени Ю. Корчагина ПАО «ЛУКОЙЛ».
FIRETEX серии M90 – эпоксидное толстослойное покрытие, используется для повышения собственного предела огнестойкости металлоконструкций до 240 мин в условиях углеводородного пожара, в том числе с реактивной струей пламени. Материал обладает высокой химстойкостью, характеризуется широким температурным диапазоном эксплуатации (от –60 до 75 °C), что делает возможным его применение в условиях открытой промышленной атмосферы холодного климата.
FIRETEX серии M90 сертифицирован UL 1709, Lloyd’s Register, Det Norske Veritas, American Bureau of Shipping, соответствует требованиям российской нормативной документации.
В рамках проекта «Ямал СПГ» был построен завод по производству сжиженного природного газа (СПГ) и сопутствующей инфраструктуры на базе одного из крупнейших газоконденсатных месторождений России – Южно-Тамбейского (п-ов Ямал). Запасы природного газа составляют 1,3 трлн м3, проект реализуется компанией «Новатэк» сов-местно с французской нефтегазовой компанией Total.
Ключевые объекты завода – здания укрытия компрессоров технологических линий № 1, 2, 3, а также внешние модули резервуаров хранения СПГ – защищены от углеводородного горения материалами FIRETEX серии M90. Основной объем работ по огнезащите был проведен на заводе по производству металлоконструкций в Нижнекамске и Калининграде специалистами Компании О3. Непосредственно на строительной площадке завода на Ямале был осуществлен лишь ремонт монтажных соединений, что позволило сократить затраты на проведение работ по защите металла.
FIRETEX серии M90 был также выбран для защиты от углеводородного горения металлоконструкций блок-кондуктора для месторождения имени Ю. Корчагина (обустройство второй очереди проекта), ПАО «ЛУКОЙЛ». Специалисты Компании О3 осуществили технический сервис по огнезащите данного объекта: разработку проекта огнезащиты, поставку материалов, нанесение огнезащиты и инспекционный контроль за выполнением работ.
Следуя миссии Компании О3: «ЗАЩИТИМ БУДУЩЕЕ ВМЕСТЕ», мы предлагаем эффективные антикоррозионные и огнезащитные материалы, защищаем от коррозии, огня и теплопотерь промышленные и инфраструктурные объекты, способствуя сохранению невозобновимых природных ресурсов и экосферы Земли.
Специалисты Компании О3 готовы разработать проект по огнезащите и теплоизоляции для ваших объектов. С примерами реализованных проектов вы можете ознакомиться на сайте компании.
В настоящее время Компания О3 реализует ряд проектов с применением материалов FIRETEX серии M90: объекты ОАО «Ямал СПГ», блок-кондуктор для месторождения имени Ю. Корчагина ПАО «ЛУКОЙЛ»
Компания О3
121087, РФ, г. Москва,
ул. Барклая, д. 6, стр. 5
Тел.: 8-800-500-56-35
e-mail: hello@o3-e.ru
Насосы. Компрессоры
Авторы:
М.Я. Гинзбург, e-mail: ginzburgm@ritek-itc.ru ООО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис» (Москва, Россия).
HTML
Эффективность создания и использования любого оборудования зависит во многом от уровня налогообложения, который, в свою очередь, определяется комплексом учетных функций выпускаемой и используемой в стране продукции. Это обеспечивается присвоением машиностроительной продукции кодов ОКОФ и ОКПД Общероссийских классификаторов основных фондов (ОКОФ) и продукции (ОКПД).
Данные коды создают условия для формирования единого информационного пространства на территории РФ, регулирования рыночной экономики, включая налогообложение, содействуют специализации и кооперированию в области производства продукции и услуг, систематизации информации, необходимой для прогнозирования социально-экономического развития страны, а также для организации статистического учета производимой и потребляемой продукции [1].
В приведенном перечне учетных функций, обеспечиваемых Общероссийскими классификаторами ОКОФ и ОКПД, можно выделить главную – идентификацию объектов, включаемых в амортизационные группы Общероссийского классификатора основных средств, определяющие сроки их полезного использования (СПИ).
Срок полезного использования имущества определяется по амортизационной группе, в которую оно включено. Амортизационные группы основных средств предприятия выбирают самостоятельно. Для правильного выбора необходимо, чтобы код ОКОФ амортизируемого объекта однозначно идентифицировал объект основных средств или группу, имеющую общие с этим объектом функциональные характеристики.
Амортизационные отчисления существенно влияют на формирование налогооблагаемой базы предприятий, по-этому фискальные службы контролируют соблюдение нормативных сроков амортизации оборудования, используемого предприятиями. В нефтяной отрасли приоритетными объектами контроля соблюдения нормативных СПИ со стороны налоговых инспекций является оборудование установок электроприводных погружных центробежных насосов (УЭЦН) – наиболее массовое и дорогостоящее оборудование, используемое в нефтедобыче. В I квартале 2018 г. эксплуатационный фонд скважин с УЭЦН составил 111 906 ед. С учетом среднего значения коэффициента использования парка оборудования Кип = 1,3 на балансе нефтегазодобывающих обществ числится около 140–150 тыс. комплектов УЭЦН, стоимость которых составляет примерно 300 млрд руб. Годовые амортизационные отчисления по этому парку оборудования составляют десятки миллиардов рублей.
Отсутствие однозначности идентификации объектов, входящих в состав УЭЦН, создает предпосылки конфликтов предприятий с налоговыми органами.
В отмененном с 01.01.2017 Общероссийском классификаторе основных фондов ОКОФ ОК 013–94 Установки электроприводных погружных центробежных насосов были идентифицированы кодом ОКОФ 142928481, включенным во вторую амортизационную группу со СПИ свыше 2 лет до 3 лет включительно. Очевидно, что в этой амортизационной группе должны находиться и все объекты, входящие в состав УЭЦН. В подземную часть УЭЦН входят объекты основных средств: погружной электродвигатель, насос и кабельная линия, поэтому предприятия обоснованно включали это оборудование во вторую амортизационную группу. Между тем погружные электродвигатели в классификаторе ОК 013–94 были идентифицированы кодом 143114106 (6-я амортизационная группа), а кабель для нефтяных насосов – кодом ОКОФ 143131162 (8-я амортизационная группа). Отсутствие однозначности идентификации объектов, входящих в состав УЭЦН, создавало предпосылки для конфликтов предприятий с налоговыми органами и сложности с эксплуатацией оборудования.
К сожалению, задачу однозначной кодификации оборудования УЭЦН не решил новый Общероссийский классификатор основных фондов ОКОФ ОК 013–2014, принятый и введенный в действие с 01.01.2017 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12.12.2014 № 2018-ст [2]. Более того, с вводом этого классификатора задача однозначной идентификации кодами ОКОФ и их амортизационных групп объектов, входящих в состав УЭЦН, только усложнилась. В новом классификаторе ОК 013–2014 групп оборудования, подлежащих кодификации, почти в два раза меньше, чем в отмененном классификаторе ОК 013–94, что снизило возможность идентифицировать своими кодами различные модификации оборудования, которые производятся и используются в нефтяной отрасли с начала XXI в. Эта задача актуализируется в связи с вводом в действие ГОСТ Р 56830–2015 «Установки скважинных электроприводных лопастных насосов. Общие технические условия» [3], в котором перечислены различные модификации оборудования, входящие в состав УЭЦН.
Об использовании переходных ключей при кодификации оборудования УЭЦН по новому классификатору основных фондов
Для правильного и быстрого кодифицирования основных фондов по новому классификатору Приказом Росстандарта от 21.04.2016 № 458 [4] утверждены переходные ключи между редакциями ранее действовавшего ОК 013–94 и нового ОК 013–2014. В табл. 1 приведены наименования и коды ОКОФ объектов основных фондов, входящих в состав УЭЦН, определенные с использованием переходных ключей.
Анализ данных табл. 1 показывает, что переходные ключи не обеспечили соответствие функциональных признаков одних и тех же объектов, входящих в состав УЭЦН, включенных в старый и новый классификаторы. Отсутствует их «взаимоувязка со стандартизированной терминологией» [1].
Следует отметить, что с самого начала производства и использования в неф-тяной отрасли страны оборудования, известного по аббревиатуре УЭЦН, оно не имело стандартизированного наименования. В технической литературе и нормативной документации оно называлось: «Установки погружных центробежных насосов», «Установки электроцентробежных насосов», «Установки электрических центробежных насосов», «Установки погружных цент-робежных насосов с электроприводом», «Установки скважинных центробежных электронасосных агрегатов для трубной эксплуатации». С 2015 г. стандартизированное наименование этого оборудования приведено в [3]. Однако в указанном стандарте аббревиатура наименования этого оборудования, т. е. установок скважинных электроприводных лопастных насосов, а именно УЭЛН, не содержит буквы «С» – начальной буквы слова «скважинных», поэтому в стандарте аббревиатура УЭЛН должна быть заменена на аббревиатуру УСЭЛН.
В связи с этим в наименования и аббревиатуру объектов, входящих в состав УСЭЛН, необходимо внести признаки, определяющие область использования этого оборудования (табл. 2). Корректировка наименования и аббревиатуры позволит не только упорядочить статистику учета этого вида оборудования, но и классифицировать его однозначным кодом ОКОФ, а также учесть условия его эксплуатации при разработке нормативных СПИ (амортизационных групп).
Объекты УЭЦН, не включенные в классификатор
Погружные вентильные электродвигатели, используемые в составе УЭЦН, в классификатор основных фондов не включены. Эти электродвигатели, разработанные в России, производятся и эксплуатируются в нефтяной отрасли с 2001 г. Объемы их производства и использования отвечают требованиям к продукции, включаемой в классификаторы. По экспертной оценке, УЭЦН с приводами на основе вентильных электродвигателей эксплуатируются в нефтяных компаниях России более чем в 10 тыс. скважин. Только в ПАО «ЛУКОЙЛ» УЭЦН с вентильными электродвигателями в 2017 г. эксплуатировались в 5200 скважинах, а в 2018 г. количество скважин с такими установками составит 7 тыс. ед. Их энергоэффективность и другие преимущества признаны мировым нефтяным сообществом [5], и в 2013 г. они были включены в международный стандарт на установки электрических центробежных насосов [6].
Поскольку погружные вентильные электродвигатели не включены в классификатор ОФ, нефтедобывающие предприятия идентифицируют их кодами, одинаковыми с погружными асинхронными электродвигателями, хотя вентильные электродвигатели являются синхронными электрическими машинами, которым должен быть присвоен свой код ОКОФ.
Отсутствие погружных вентильных электродвигателей в классификаторе ОФ не позволяет их включить в утверждаемый Правительством РФ Перечень объектов и технологий, которые относятся к объектам и технологиям высокой энергетической эффективности [7, 8].
Входящие в состав УЭЦН кабельные линии в классификатор также не включены. Налоговые службы, контролирующие соблюдение нормативных сроков их амортизации, а также арбитражные суды считают, что кабельная линия «не является уникальным объектом, а является последовательным соединением двух или более кабелей» [9], поэтому они и кабели для нефтяных насосов, включенные в старый классификатор, являются одним и тем же предметом [10]. С такой позицией трудно согласиться, так как кабельные линии – это самостоятельные изделия, изготавливаемые с применением нескольких комплектующих, в том числе и кабеля для нефтяных насосов. На запрос неф-тяников о начислении амортизации на объекты основных средств «Кабельные линии» Минфин РФ сообщил, что «изготовленное изделие «кабельная линия» является основным средством, по которому должен определяться соответствующий код ОКОФ» [11].
Однако это заключение Минфина носит информационно-разъяснительный характер и не является основанием для предприятий воспользоваться п. 6 ст. 258 Налогового кодекса РФ, в которой указано: «Для тех видов основных средств, которые не указаны в амортизационных группах, срок полезного использования устанавливается налогоплательщиком в соответствии с техническими условиями или рекомендациями изготовителей» [12]. Признанием объекта «Кабельные линии» самостоятельным изделием является присвоение ему Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии кода ОКОФ с последующим включением в классификатор основных средств.
Несоответствие кодов ОКОФ оборудования, входящего в состав УЭЦН, нормативной структуре кодов ОКОФ ОК 013–2014
В классификаторе ОКОФ ОК 013–2014 отраслевой признак основных фондов не идентифицирован: все машины, кроме транспортных средств и информационного, компьютерного и телекоммуникационного оборудования, идентифицируются кодом вида основных фондов – 330 («Прочие машины и оборудование»). Таким образом, все нефтяное оборудование идентифицируется кодом вида основных фондов 330, а код ОКОФ всех объектов нефтяного оборудования имеет вид 330.ХХ.ХХ.ХХ.ХХХ, где Х – числовые знаки кода в ОКПД2 ОК 034–2014.
При использовании переходных ключей числовые знаки, идентифицирующие класс оборудования (первые два знака после знака «330») в кодах ОКОФ по новому классификатору, не соответствуют числовым знакам классов оборудования УЭЦН в классификаторе продукции ОКПД2 ОК 034–2014 (табл. 3).
Министерство финансов РФ своим Письмом от 27.12.2016 № 02-07-08/78243 [13] разъяснило, что при наличии противоречий в применении переходных ключей, а также отсутствии позиций в новых кодах ОКОФ ОК 013–2014 для объектов учета, ранее включаемых в группы материальных ценностей, предприятия могут принимать самостоятельное решение по отнесению указанных объектов к соответствующей группе кодов ОКОФ ОК 013–2014 и определению их СПИ. Однако, как показал опыт самостоятельного определения СПИ некоторых объектов основных средств, делегирование такого права предприятиям создает предпосылки для их конфликтов с налоговыми инспекциями при проверке правильности начисления налога на прибыль.
Для исключения разногласий между предприятиями и налоговыми инспекциями при выборе амортизационных групп объектов УЭЦН необходимо, чтобы эти объекты с их наименованиями по технической документации были включены в классификаторы основных фондов и основных средств с теми же наименованиями или наименованиями с признаками, установленными в технической и нормативной документации.
В классификатор продукции ОКПД2 ОК 034–2014 включено оборудование, наименования и коды которого позволяют однозначно идентифицировать объекты, входящие в состав УЭЦН (центробежные и винтовые насосы), или позволяют на базе действующих кодов ОКПД2 создать с соблюдением принципа их формирования коды ОКОФ оборудования, не включенного в классификатор ОК 013–2014 (электротехническое оборудование УЭЦН) (табл. 4).
Возможность использования девяти знаков в кодах ОКПД2 позволяет соответствующими знаками идентифицировать различные модификации оборудования УЭЛН, приведенные в [3].
В случае отсутствия в классификаторе продукции ОК 034–2014 кодов ОКПД2 с детализацией их характеристик требуемую детализацию можно обозначить путем использования цифровых знаков, принятых в старом классификаторе ОК 013–94. Это следует из Письма Минфина России от 30.12.2016 № 02-08-07/79584, в котором указано: «Если материальные ценности, которые в соответствии с Инструкцией 157н относятся к объектам основных средств, не вошли в ОКОФ ОК 013–2014 (СНС 2008), то такие объекты принимаются к учету как основные средства с группировкой согласно Общероссийскому классификатору основных средств ОК 013–94» [14], т. е. старому отмененному классификатору.
В классификатор ОКПД2 не включены погружные электродвигатели, поэтому этот принцип может быть использован при формировании их кодов ОКОФ и ОКПД2. В табл. 5 представлены предложения по методике кодификации асинхронных и синхронных (вентильных) погружных маслозаполненных электродвигателей.
11-й знак предлагаемых кодов используется для указания номинальных час-тот вращения, а 12-й знак может быть использован при необходимости для дальнейшей детализации характеристик погружных электродвигателей: по мощности, диаметральным габаритам, напряжению, коррозионному исполнению и пр. Предложения по кодификации оборудования УЭЛН кодами ОКОФ и ОКПД2, модификации которых включены в [3], приведены в табл. 6. В нее включено также предложение по кодификации скважинных электроприводных винтовых насосов.
Общероссийские классификаторы основных фондов ОКОФ ОК 013–2014 и продукции по видам экономической деятельности ОКПД2 ОК 034–2014 являются нормативными документами в области стандартизации. Поэтому предложения по кодификации объектов УЭЦН должны быть рассмотрены разработчиком классификаторов – Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии и его решением включены в Общероссийский классификаторы основных фондов ОК 013–2014 и продукции ОК 034–2014.
Авторы:
М.А. Франков, e-mail: hameleon089@gmail.com Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Литература:
-
Зленко М.А., Нагайцев М.В., Довбыш В.М. Аддитивные технологии в машиностроении. М.: ГНЦ РФ ФГУП «НАМИ», 2015. 220 с.
-
Винтовая машина: пат. RU 177705 U1, МПК F01C 1/107, F01C 1/344 / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, М.А. Франков, Д.Ю. Иванов; патентообладатель ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина»; № 2017121807; заявл. 21.06.2017; опубл. 06.03.2018; Бюл. № 7. 12 с.
-
Винтовая машина: пат. RU 177656 U1, МПК F01C 1/107, F01C 1/344 / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, М.А. Франков, Д.Ю. Иванов, В.В. Воронова; патентообладатель ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина»; № 2017121808; заявл. 21.06.2017; опубл. 05.03.2018, Бюл. № 7. 13 с.
-
Винтовая машина: пат. RU 165039 U1, МПК F01C 1/107, F01C 1/344 / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, И.Н. Рыбанов, М.А. Франков, В.В. Воронова; патентообладатель ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина»; № 2016112161/06; заявл. 31.03.2016; опубл. 27.09.2016, бюл. № 27. 2 с.
-
Сазонов Ю.А., Франков М.А., Иванов Д.Ю. Исследование гибридного роторного насоса // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 10. C. 68–72.
-
Сазонов Ю.А., Муленко В.В., Балака А.Ю. Насосы и гидравлические двигатели объемно-динамического типа для нефтяной промышленности // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2011. № 12. С. 36–38.
-
Сазонов Ю.А., Муленко В.В., Балака А.Ю. Вопросы проектирования гидравлических машин объемно-динамического типа // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2012. № 8. С. 44–46.
HTML
Добыча высоковязкой нефти остается актуальным вопросом для Российской Федерации. Эффективное решение данной проблемы невозможно без создания нового оборудования с учетом возможностей современных технологий. Одним из перспективных направлений в данной области является применение аддитивных технологий, под которыми понимается послойное наращивание и синтез объекта. Обычно аддитивные технологии ассоциируют с 3D-принтерами, однако изготовление с их помощью деталей оборудования из металла остается дорогостоящим процессом. На сегодняшний день более доступным методом является переход на секционное исполнение объекта. В таком исполнении объект (деталь) состоит из соединенных секций, которые изготавливаются из листовых заготовок при помощи таких технологий, как лазерная и фрезерная резки. Такой метод по классификации аддитивных технологий ASTM International (англ. American Society for Testing and Materials – Американское общество по испытаниям и материалам) в версии 2012 г. можно отнести к соединению листовых материалов (от англ. sheet lamination) или послойному формированию изделия из листовых строительных материалов [1].
Постановка задачи
На кафедре машин и оборудования РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина ведутся работы, целью которых являются разработка и исследование новых объемных насосов – гибридных роторных [2–4]. Одним из направлений работы стала оптимизация конструкции гибридного роторного насоса, оснащенного угловыми вкладышами, которые выполняют функции замыкателей, разделяющих последовательно установленные рабочие камеры.
Результаты
Разработан первый прототип [1] секционного ротора (рис. 1), который был изготовлен из секций, вырезанных из листового оргстекла при помощи лазерной резки. Физические эксперименты доказали его работоспособность.
Для проведения дополнительных экспериментов с секционной конструкцией ротора был разработан второй прототип насоса (рис. 2). В данном образце секции ротора (рис. 3) изготовлены из дюралюминия (Д16Т) при помощи лазерной резки.
Секции ротора в представленном образце собираются на шлицевом валу электродвигателя и стягиваются гайкой (рис. 4). Применение такой конструкции позволяет упростить и ускорить изготовление ротора.
По результатам испытаний получена зависимость подачи насоса от частоты вращения ротора (рис. 5). Испытания проводились на воде в диапазоне частот вращения ротора от 300 до 2000 об/мин. Минимальная полученная фактическая подача насоса составила 0,18 л/с (при 300 об/мин), максимальная – 1,25 л/с (при 2000 об/мин).
Была произведена доработка существующих математических моделей [6–7] по расчету характеристик гибридного роторного насоса. В имеющихся математических моделях при расчете объемных утечек учитывалась только статическая составляющая перепада давления. Для более точного расчета объемных потерь в насосе была внесена поправка с учетом динамической составляющей. В конструкции насоса между статором и ротором имеется щелевое уплотнение. При вращении ротора до щелевого уплотнения по направлению движения находится область с высоким давлением, после щелевого уплотнения – область с низким давлением. Перепад давления, вызванный вращательным движением, провоцирует дополнительные утечки. Представленная метаматематическая модель была проверена на микромоделях насоса (рис. 6). Сравнение экспериментальных и расчетных данных позволяет сделать вывод о ее пригодности для использования.
Заключение
На основе проведенных исследований сделаны следующие промежуточные выводы.
1. Разработан прототип секционного ротора гибридного роторного насоса, доказана его работоспособность и проверена собираемость, что подтверждает применимость для изготовления ротора описанного метода аддитивных технологий к данным гидравлическим машинам.
2. Переход на секционное исполнение ротора и применение современных технологий для его изготовления позволит повысить технологичность конструкции и снизить ее стоимость.
3. Разработан прототип насоса с секционным ротором и проведены его испытания на воде в диапазоне частот вращения ротора 300–2000 об/мин. Получена зависимость подачи насоса от частоты вращения ротора.
4. Разработана математическая модель по расчету объемных потерь в насосе с учетом динамической составляющей перепада давления. Сравнение экспериментальных и расчетных данных позволяет сделать вывод о ее пригодности для использования.
Планируется разработка комплекта конструкторской документации и экспериментального образца насоса с секционным ротором. Кроме того, будет произведена доработка математических моделей по расчету характеристик с учетом вязкости жидкости.
Авторы:
HTML
Сегодня ООО «ЭНЕРГАЗ» – это головное предприятие Группы компаний «ЭНЕРГАЗ», согласованно действующих под общим брендом на основе корпоративного кодекса профессиональных принципов и нравственных ценностей.
Усилия головной компании сосредоточены на системной организации и обеспечении текущей и перспективной работы коллективов высококвалифицированных специалистов в области проектирования, изготовления, поставки, ввода в эксплуатацию и сервисного обслуживания модульных установок и систем подготовки любого типа газа для нефтегазового комплекса, электроэнергетики, машиностроения, химической, строительной и других отраслей.
Подтверждение тому – производственный отчет, который «ЭНЕРГАЗ» публикует каждую осень для всего профессионального сообщества, партнеров и заказчиков компании.
НА СТАРТЕ НОВОГО ДЕСЯТИЛЕТИЯ
Поступательное развитие Группы «ЭНЕРГАЗ» продолжается путем углуб-ления профессиональных знаний и практического освоения современной специфики технологических процессов газоподготовки – на основе поддержания высокой инженерной ответственности за качество исполнения своих проектов.
Наработанный опыт творчески синтезируется с новыми инженерными решениями по эффективному применению технологического оборудования последнего поколения на крупных электростанциях, объектах малой энергетики, автономных цент-рах энергоснабжения промышленных предприятий, на объектах сбора и транспортировки попутного нефтяного газа (ПНГ), энергоцентрах собственных нужд месторождений, объектах специального назначения (испытательные стенды газовых турбин и технические учебные центры).
Результаты «ЭНЕРГАЗа» за 11 лет работы можно обобщить следующим образом: коллектив успешно наращивает организационную и инженерную практику. Всего в активе Группы – 143 проекта на территории 35 регионов России и стран СНГ. Начиная с 2007 г. введено или готовится к пуску 279 установок.
Эти агрегаты различного назначения, исполнения и модификации объединены в комплексы оборудования «ЭНЕРГАЗ» следующих типов:
• многофункциональная система газоподготовки и газоснабжения;
• система комплексной подготовки попутного газа;
• дожимная компрессорная станция топливного газа;
• компрессорная станция для перекачивания попутного газа;
• многоблочная (многомодульная) установка подготовки топливного газа.
ИНЖЕНЕРНЫЕ РЕШЕНИЯ И ОСОБЕННОСТИ КОМПЛЕКТОВАНИЯ
Из 33 проектов газоподготовки и газоснабжения, которые с октября 2017 г. по сентябрь 2018 г. уже реализованы «ЭНЕРГАЗом» или находятся на разных этапах реализации, выделим в качестве примеров некоторые особенности комплектования оборудования, представим ряд конструктивных и технологических решений.
Система газоподготовки и газоснабжения энергоцентра «Ярега» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»
На Ярегском нефтетитановом месторождении возведен энергоцентр собственных нужд на базе ГТУ-ТЭЦ. В составе объекта – три газотурбинных энергоблока суммарной мощностью 75 МВт. Для выдачи тепловой мощности на ГТУ-ТЭЦ установлены три котла-утилизатора общей паропроизводительностью 121 т/ч.
Проектные параметры топливного газа на входе в турбины обеспечивает многофункциональная система газоподготовки «ЭНЕРГАЗ» (фото 1), в состав которой входят блочный пункт подготовки газа (БППГ), дожимная компрессорная станция из четырех агрегатов и системы автоматизации и управления (САУ) газоснабжения.
БППГ – это технологическая установка с максимальной интеграцией элементов на единой раме. Основное назначение – измерение расхода и фильтрация газа. БППГ укомплектован двухлинейным узлом коммерческого учета (с ультразвуковыми расходомерами) и блоком фильт-рации. Степень очистки газа составляет 100 % для жидкой фракции и 99,8 % для твердых частиц размером более 10 мкм. Содержание механических примесей на выходе – не более 0,001 г/м3.
Дополнительный функционал – стабилизация давления газа. С этой целью БППГ оснащен системой редуцирования. В комплект оборудования также входит подземный дренажный резервуар для сбора газового конденсата, снабженный датчиком уровня и насосом для откачки конденсата.
Пункт подготовки газа располагается на открытой площадке, внутри легкосборного укрытия. После предварительной подготовки поток газа направляется в дожимную компрессорную станцию (ДКС).
ДКС компримирует газ до рабочего давления в диапазоне 4,5–5,0 МПа и подает его в турбины ГТУ-ТЭЦ. Состоит из четырех компрессорных установок, производительность каждой составляет 7890 кг/ч.
Установки размещаются в отдельных блок-модулях арктического типа, снабженных системами жизнеобеспечения и безопасности.
Внутри компрессорной установки (КУ) и БППГ предусмотрено пространство для быстрого и комфортного доступа ко всем узлам и элементам, что обес-печивает возможность всесезонного проведения сервисных мероприятий.
За эффективный контроль, управление и безопасную эксплуатацию этого технологического оборудования отвечает полнокомплектная двухуровневая САУ газоснабжения, основные элементы которой: локальные системы управления КУ и БППГ, шкаф управления, автоматизированное рабочее место оператора, пульт аварийного останова.
Газокомпрессорная установка для испытательного стенда газотурбинных двигателей ПАО «ОДК-УМПО»
ПАО «ОДК-Уфимское моторостроительное производственное объединение» – крупнейший разработчик и производитель авиационных двигателей в России. Наряду с авиационными двигателями «ОДК-УМПО» выпускает продукцию для газотранспортной отрасли и газотурбинной энергетики.
Начиная с ноября 2012 г. здесь действует испытательный стенд для эквивалентно-циклических испытаний газотурбинных двигателей (ГТД) АЛ-31СТ, применяемых в газоперекачивающих агрегатах и на электростанциях.
Уникальный по своим возможностям испытательный стенд «ОДК-УМПО» поз-воляет испытывать отдельные агрегаты и узлы, а также всю конструкцию двигателя при значительно ускоренных циклических нагрузках в искусственно созданных экстремальных условиях (по сравнению с естественными условиями эксплуатации). При этом тестируются конструкции рабочих лопаток и опор турбин высокого давления, от работоспособности которых зависят общий ресурс и надежность привода.
В рамках модернизации стенд оснащается дожимной компрессорной установкой (ДКУ) для бесперебойного снабжения испытуемых ГТД топливным газом с установленными параметрами. ДКУ, поставленная компанией «ЭНЕРГАЗ», будет компримировать газ до необходимого рабочего уровня (2,8–3,2 МПа) и подавать его на газогенератор приводов в процессе их тестирования.
Оборудование (фото 2) разработано по специальному проекту, предназначено для работы в условиях высокой интенсивности запусков и остановов при разной продолжительности испытаний.
В комплект поставки входит двухуровневая система автоматизированного управления и регулирования (САУиР), интегрируемая в автоматизированную систему управления технологическими процессами (АСУ ТП) стенда. Первый уровень САУиР – отсек управления ДКУ, размещенный внутри блок-модуля установки и отделенный от технологической части (машинного зала) газонепроницаемой огнестойкой перегородкой. Второй уровень – пульт дистанционного управления (автоматизированное рабочее место – АРМ), расположенный в операторном центре объекта.
Поэтапный ввод в действие ДКУ топ-ливного газа осуществляет компания «СервисЭНЕРГАЗ» (Группа «ЭНЕРГАЗ»). Выполняются шефмонтаж, пусконаладка и индивидуальное тестирование оборудования, комплексное опробование ДКУ в сопряжении с ГТД, а также обучение эксплуатирующего персонала заказчика.
Для «ЭНЕРГАЗа» это уже четвертый аналогичный проект. Ранее компрессорными установками были осна-щены стенды испытаний газовых турбин ПАО «Протон – Пермские моторы», АО «ОДК-Газовые турбины» и ЗАО «Невский завод».
Многоблочная установка подготовки топливного газа для объектов Восточно-Уренгойского участка АО «Роспан Интернешнл» («Роснефть»)
С запуском Восточно-Уренгойского лицензионного участка годовой объем добычи газа «Роспан Интернешнл» увеличится практически в пять раз и достигнет уровня 19 млрд м3.
Для полномасштабного освоения промысла здесь создается установка комплексной подготовки газа и конденсата (УКПГиК). На площадке УКПГиК расположена многоблочная установка подготовки топливного газа (УПТГ) «ЭНЕРГАЗ», которая будет осуществлять фильтрацию, учет, подогрев, редуцирование и в параллельном режиме снабжать газом (с различающимися параметрами по давлению, температуре и расходу) объекты основного и вспомогательного назначения. В их числе – котельная, установка очистки пропан-бутана технического от метанола, установка низкотемпературной сепарации, установка регенерации метанола, узлы входных шлейфов, факельная установка, ДКС низконапорных газов, установка стабилизации конденсата.
УПТГ включает два модуля подготовки топливного газа (МПТГ), каждый из которых состоит из отдельных блок-боксов с оборудованием, состыкованных между собой в единое блок-здание с общей кровлей.
МПТГ-1 (рис. 1 и фото 3) является основным, диапазон его проектной производительности по газу составляет 93–90 400 нм3/ч. МПТГ-2 – резервный, его установленная производительность составляет 93–32 612 нм3/ч.
Установка подготовки топливного газа спроектирована и изготовлена с учетом климатических условий региона и рассчитана на интенсивный режим эксплуатации.
Важно, что УПТГ «ЭНЕРГАЗ» будет также снабжать топливом газотурбинную электростанцию (ГТЭС) собственных нужд, возводимую на площадке УКПГиК. ГТЭС мощностью 105 МВт обеспечит электроэнергией объекты добычи, подготовки и транспортировки нефти, газа и газового конденсата Восточно-Уренгойского участка.
Комплекс оборудования для топливоснабжения ГТУ-ТЭЦ «Восточная» (Владивосток)
Во Владивостоке АО «РАО ЭС Востока» завершает строительство ТЭЦ «Восточная». Электростанция состоит из трех энергоблоков, созданных на базе газотурбинных установок GE LM6000 PF Sprint мощностью по 46,5 МВт и котлов-утилизаторов. Здесь же построена пиковая водогрейная котельная. Электрическая мощность новой ГТУ-ТЭЦ составляет 139,5 МВт, тепловая – 421 Гкал/ч в горячей воде и 11 т/ч в паре.
Основное топливо – природный газ. Для газотурбинных энергоблоков новой станции установлена система подготовки газа (СПГ) «ЭНЕРГАЗ», которая обеспечит проектное качество топлива по чистоте, температуре, давлению и расходу. Основные элементы системы – ДКС в составе трех компрессорных установок, блочный пункт подготовки газа и газовый ресивер.
БППГ производства ООО «Белгород-ЭНЕРГАЗ» (Группа «ЭНЕРГАЗ») – это технологическая установка модульного типа. Номинальная производительность БППГ составляет 40 000 м3/ч.
Пункт оборудован узлом коммерческого учета газа с расходомерами, высокоэффективной сепарационной системой с коалесцирующими фильтрами-скрубберами (фото 4), системой дренажа конденсата с дренажным резервуаром. Степень очистки газа от механических примесей и капельной влаги (размером свыше 10 мкм) достигает 99,98 %.
ДКС служит для компримирования и подачи топливного газа в турбины ГТУ под рабочим давлением 4,81 МПа. В двухступенчатых КУ применяется технология сжатия газа в два этапа, без промежуточного охлаждения. Это обеспечивает стабильную работу ДКС во всем диапазоне изменения давления на всасывании, вне зависимости от питающей линии.
Каждая КУ оборудована двухуровневой системой регулирования производительности (байпасная линия и золотниковое регулирование). Компрессорные установки находятся в собственных всепогодных укрытиях.
Система газоподготовки и газоснабжения также включает газовый ресивер объемом 25 м3 (фото 5), предназначенный для сглаживания пульсаций давления в газораспределительной сети. При отключении подачи топлива ресивер обеспечивает плавность останова газовых турбин электростанции.
ДКС ангарного типа для ГТЭС Южно-Нюрымского месторождения ПАО «Сургутнефтегаз»
В 2017 г. на Южно-Нюрымском месторождении введена газотурбинная электростанция собственных нужд. ГТЭС работает в когенерационном цикле – производит электроэнергию и тепло для промысловой инфраструктуры. Станция состоит из двух энергоагрегатов «Урал-4000» электрической мощностью по 4 МВт. Для выдачи тепла установлены утилизационные теплообменники суммарной мощностью 8 МВт.
Действуя непосредственно на месторождении, ГТЭС использует в качестве топлива ПНГ, компримирование и подачу которого в турбины под рабочим давлением 2 МПа обеспечивает ДКС ангарного типа, включающая две компрессорные установки на базе винтовых маслозаполненных компрессоров (фото 6).
Очистку газа на входе в каждый компрессор осуществляет высокоэффективный сепаратор – двухступенчатый фильтр-скруббер с системой автоматического дренажа. Технологическая схема ДКС предусматривает также обес-печение установленной температуры подачи газа на ГТЭС.
КУ размещаются внутри отдельного капитального здания. Режим работы установок в составе объекта нефтегазодобывающего комплекса – непрерывный, с плановыми остановами на техническое обслуживание.
Шефмонтаж, пусконаладку, собственные испытания и проверку работоспособности ДКС в ходе комплексного опробования газотурбинной электростанции выполнил «СервисЭНЕРГАЗ».
Система комплексной подготовки газа для энергоблоков Прегольской ТЭС (Калининград)
В Калининграде продолжается возведение Прегольской ТЭС. Общая установленная мощность ТЭС составляет 456 МВт. Это будет самая мощная электростанция новой генерации, которая станет основой энергобезопасности всего региона.
Станция состоит из четырех парогазовых установок. В составе каждой ПГУ – азовая турбина типа 6F.03 мощностью 77,9 МВт, котел-утилизатор и паротурбинная установка.
Снабжение топливом турбин 6F.03 обес-печит пункт подготовки газа (ППГ), изготовленный компанией «ЭНЕРГАЗ». ППГ – это технологическая установка, включающая несколько блок-боксов с оборудованием различного назначения, которые при монтаже состыкованы между собой в единое здание. Исключение составляет входной блок фильтрации, который имеет внешнее исполнение на открытой раме (рис. 2 и фото 7).
Помимо входного блока фильтрации пункт оснащен системой тонкой очистки газа, узлом дренажа конденсата (с дренажным резервуаром объемом 10 м3), блоком коммерческого учета газа с ультразвуковыми расходомерами, узлом подогрева газа, системой редуцирования. Для определения компонентного состава и теплотворной способности топлива ППГ также укомплектован потоковым газовым хроматографом с устройством отбора проб.
Давление газа на входе в ППГ – 1,2–4,14 МПа. Номинальная производительность пункта составляет 106 000 нм3/ч.
«ЭНЕРГАЗ» также поставил для Прегольской ТЭС дожимную компрессорную станцию, состоящую из четырех блочно-модульных установок. ДКС будет обеспечивать газоснабжение энергоблоков, если давление поступающего на электростанцию топливного газа будет ниже проектных параметров, определенных производителем газотурбинного оборудования.
Давление на линии нагнетания КУ варьирует в диапазоне 2,6–3,45 МПа. Единичная производительность (расход газа) установок составляет 35 500 нм3/ч.
Система фильтрации газа в КУ усилена – в каждый блок-модуль встроен дополнительный (страховочный) фильтр тонкой очистки газа. На общем выходном коллекторе ДКС установлен анализатор содержания паров масла в газе (допус-тимый уровень – не более 0,5 ppm).
Включенный в технологическую схему КУ каскад последовательных газоохладителей и газонагревателей обеспечивает «отбой» конденсата и устойчивое поддержание проектной температуры топлива для турбин.
ППГ и ДКУ полностью автоматизированы. Их локальные САУ выведены в общий модуль управления, размещенный в отдельном укрытии. САУ интег-рируются с верхним уровнем АСУ ТП и обеспечат дистанционное управление оборудованием, контроль загазованности в помещениях, вывод информации о состоянии всех элементов, узлов и систем на панель оператора.
ППГ, ДКС и модуль управления составляют единый комплекс – систему газоподготовки и газоснабжения Преголь-ской ТЭС.
***
Каждый реализованный проект – это профессиональный жизненный этап. За прошедшие годы специалисты «ЭНЕРГАЗа» твердо усвоили: без полной самоотдачи и концентрации опыта, сил и воли успех невозможен. Такой личный подход и коллективная традиция сплоченной командной работы гарантируют реализацию самых смелых технологических новаций и масштабных проектов.
Коллектив «ЭНЕРГАЗа» признателен всем заказчикам и партнерам за сов-местную работу и сотрудничество в сегменте технологического оборудования комплексной подготовки газа.
ООО «ЭНЕРГАЗ»
105082, РФ, г. Москва,
ул. Б. Почтовая, д. 55/59, стр. 1
Тел.: +7 (495) 589-36-61
Факс: +7 (495) 589-36-60
e-mail: info@energas.ru
Авторы:
А.В. Деговцов, e-mail: degovtsov.aleksey@yandex.ru; Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
В.Н. Ивановский, e-mail: ivanovskiyvn@yandex.ru; Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Д.О. Корольков, e-mail: dfkorolkov@mail.ru; Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
А.А. Сабиров, e-mail: albert_sabirov@mail.ru Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
УДК 622.276.054
Литература:
-
Сабиров А.А. Стендовые испытания скважинных сепараторов механических примесей // Инженерная практика. 2011. № 5. C. 150–155.
-
Шакиров Э.И. Опыт применения технологий добычи и ограничения пескопроявления на пластах пачки ПК месторождений Бурсуковского направления // Инженерная практика. 2010. № 2. С. 58–65.
-
Камалетдинов Р.С., Лазарев А.Б. Обзор существующих методов борьбы с мехпримесями // Инженерная практика. 2010. № 2. C. 6–13.
-
Михайлов А.Г., Волгин В.А., Ягудин Р.А. и др. Комплексная защита скважинного оборудования при пескопроявлении в ООО «РН-Пурнефтегаз» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2010. № 12. С. 84–89.
-
Яхин М.А. SandAidTM – новый подход к конгломерации песка, контролю выноса мелких частиц и повышению добычи // Инженерная практика. 2014. № 2. C. 40–44.
-
Кузьмичев Н.П. Кратковременная эксплуатация скважин – эффективный способ эксплуатации скважин, осложненных выносом мехпримесей // Инженерная практика. 2010. № 2. C. 107–110.
-
Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Якимов С.Б., Клусов А.А. Учет условий эксплуатации при проектировании периодических режимов работы скважин, оборудованных УЭЦН // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2013. № 6. C. 33–39.
-
Шакуров А.Р. Современные методы борьбы с пескопроявлением при заканчивании скважин. Скважинные фильтры PPS, PMC, PPK // Инженерная практика. 2010. № 2. С. 115–119.
-
Артамонов С.Ю., Горбачев А.В. Комплексный подход к повышению надежности скважинного оборудования. Проект «Белая Скважина» // Инженерная практика. 2012. № 10. C. 34–43.
-
Михалев Е.А. Фильтры для ЭЦН и ШГН производства ООО «РУСЭЛКОМ» // Инженерная практика. 2016. № 4. C. 66–72.
-
Скважинный газопесочный сепаратор: пат. RU 2159329 C1: МПК7 E21B43/38 / Горланов С.Ф., Шевелев А.В., Панахов Г.М., Шахвердиев А.Х.; патентообладатель – Некоммерческое партнерство «Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи»; № 99109083/03; заявл. 13.05.1999; опубл. 20.11.2000.
-
Cкважинный газопесочный сепаратор: пат. RU 2529978 C1; МПК E21B 43/38 / Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Булат А.В., Димаев Т.Н., Якимов С.Б., Деговцов А.В., Пекин С.С.; патентообладатель – ООО «Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина»; № 2013133403/03; заявл. 18.07.2013; опубл. 10.10.2014; Бюл. № 28. 10 с.
-
Каталог оборудования ООО «Нефтеспецтехника» [Электронный источник]. Режим доступа: http://нефтеспецтехника.рф/product.php (дата обращения: 17.08.2018).
-
Product manufactured by Cavins [Электронный источник]. Режим доступа: http://www.cavins.com/products_manufactured_page_4.htm (дата обращения: 17.08.2018).
-
Булат А.В. Повышение эффективности работы скважинного насосного оборудования за счет применения сепараторов механических примесей: дис. … канд. техн. наук. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2013. 22 с.
-
Якимов С.Б. Сепараторы песка для защиты погружных насосов. Текущая ситуация и перспективы применения технологии // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2014. № 2. С. 44–58.
-
Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Булат А.В., Якимов С.Б. Исследование эффективности десендеров для защиты погружных насосов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2013. № 3. C. 19–25.
-
Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Булат А.В. и др. Влияние наличия свободного газа на рабочую характеристику скважинных сепараторов механических примесей // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2012. № 3. С. 31–36.
-
Корольков Д.О. Анализ конструкций и эффективности работы скважинных сепараторов механических примесей // Тезисы докладов 71-й Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ – 2017». Т. 2. М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2017. С. 215.
-
ГОСТ 5866–66. Станки-качалки [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/437115901 (дата обращения: 17.08.2018).
-
Большаков Г.Ф. Восстановление и контроль качества нефтепродуктов. Ленинград: Недра, 1974. 320 с.
-
Пирвердян А.М. Гидромеханика глубиннонасосной эксплуатации. М.: Недра. 1965. 192 с.
-
Корольков Д.О. Анализ особенностей работы скважинных сепараторов механических примесей в составе СШНУ // Тезисы докладов 72-й Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ – 2018». Т. 2. М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2018. С. 192.
-
ТУ 3665-030-12058648–2013. Насосы скважинные штанговые и опоры замковые к ним. Краснокамск: ЗАО «ПКНМ», 2008. 33 с.
HTML
Различные виды воздействия на призабойную зону пласта в целях интенсификации добычи нефти приводят к повышенному выносу механических примесей (МП) и, как следствие, к последующим отказам скважинного насосного оборудования (СНО). В результате довольно высокий процент отказов оборудования происходит именно по причине засорения механическими примесями (рис. 1). В отдельных случаях доля таких отказов может доходить до 80 % [1].
Существуют различные методы борьбы с негативным воздействием МП на СНО. Методы можно разделить на технологические и технические. К технологическим методам борьбы можно отнести такие решения, как применение проппанта Fores RCP [2, 3], технологии «ЛИНК» [2, 4], SandAid™ [5], циклическая эксплуатация скважин [6, 7]. К техническим методам относится применение различных фильтров, устанавливаемых на забое или эксплуатируемых в составе СНО [8–10], а также использование сепараторов механических примесей, устанавливаемых на пакере или входящих в состав установки [11–14].
ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИННЫХ СЕПАРАТОРОВ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ
К числу наиболее эффективных технических методов борьбы с негативным влиянием пластового песка на СНО относится применение скважинных сепараторов механических примесей. Сепараторы имеют самый широкий диапазон извлекаемых частиц по гранулометрическому составу и менее подвержены засорению, что делает данный вид оборудования наиболее перспективным для защиты СНО.
Существует множество исследований на тему влияния различных факторов, таких как конструкция сепаратора, расход жидкости, размер механических примесей, вязкость жидкости, наличие свободного газа на входе в сепаратор, на эффективность применения сепараторов мехпримесей [15–18].
Однако анализ научно-технической литературы показывает, что отсутствуют сведения об эффективности сепараторов в области малых расходов, а также в условиях, характерных для эксплуатации сепараторов в составе скважинных штанговых насосных установок (СШНУ) [19].
Эксплуатация сепараторов МП в составе установок электроприводных центробежных насосов (УЭЦН) подразумевает постоянство потока жидко-сти через сепаратор. Особенностью работы скважинных штанговых насосов является некая периодичность подачи откачиваемой из скважины жидкости. Таким образом, появляется периодичность подачи жидкости и в сепараторе механических примесей, подвешенном под насосом. Поэтому необходимо учитывать влияние параметров работы привода, в числе которых частота качаний, длина хода плунжера, закон движения плунжера, при проектировании сепараторов для СШНУ [19].
Ввиду особенностей СШНУ подача жидкости через сепаратор разбивается на циклы, состоящие из тактов всасывания и нагнетания насоса (рис. 2). В такт всасывания открыт всасывающий клапан насоса, и при движении штанг с плунжером вверх жидкость поступает в полость под плунжером, проходя через сепаратор механических примесей, который с помощью переводника подвешен под насосом. В такт нагнетания всасывающий клапан закрыт, открыт нагнетательный клапан. Жидкость из полости под плунжером выталкивается вверх по насосно-компрессорной трубе. Поток жидкости через сепаратор при этом отсутствует. Закон изменения подачи жидкости в такт всасывания зависит от типа привода штангового насоса. Так, в случае станка-качалки это синусоида, а, например, в случае цепного привода зависимость подачи от времени описывает трапецию. Поскольку чаще в качестве привода используется станок-качалка, рассмотрим этот случай.
В такт всасывания насоса зависимость расхода жидкости через скважинный сепаратор МП от времени представляет собой синусоиду. В такт нагнетания насоса расход жидкости через сепаратор равен нулю (рис. 2). Последовательность этих двух тактов составляет полный цикл работы насоса.
Таким образом, задача математического моделирования движения частиц в сепараторе разделяется на две части (рис. 3) – отдельно для каждого из тактов цикла работы. В такт нагнетания насоса движение частиц представляет собой их оседание в неподвижной жидкости (расход равен нулю) под действием силы тяжести, а в такт всасывания насоса движение частиц гораздо сложнее, нежели при постоянном расходе жидкости в случае эксплуатации сепаратора в составе УЭЦН.
Рассмотрим такт нагнетания насоса, при котором расход жидкости через сепаратор равен нулю, а это значит, что частицы свободно оседают в неподвижной жидкости. Поскольку эффективность сепарации механических примесей в такт нагнетания насоса напрямую зависит от продолжительности такта нагнетания, необходимо учитывать характеристики привода штангового насоса.
Чем меньше частота качаний балансира, тем лучше за время простоя сепаратора сепарируются частицы. Оптимальной частотой качаний в данном случае будет 5–6 мин–1, что соответствует техническим возможностям существующих моделей станков-качалок [20]. Темп 6 мин–1 обеспечивает продолжительность такта нагнетания 5 с. Это объясняет выбор временнго промежутка для отображения зависимости перемещения частицы МП от времени.
МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА ОСЕДАНИЯ ЧАСТИЦ
Проанализируем ряд методик моделирования процесса оседания частиц.
Методика 1
Согласно второму закону Ньютона для частицы, находящейся в неподвижной жидкости:
ma = mg – FA – FC, (1)
где mg – сила тяжести, Н; m – масса частицы, г, m = чVч, где ч – плотность частицы, г/мкм3, Vч – объем частицы, мкм3; g – ускорение свободного падения, м2/с; FA – сила Архимеда, H, FA = жVчg, где ж – плотность жидкости, г/м3; FC – сила сопротивления, рассчитываемая как FC = 6rv, где v – скорость частицы, м/с; – вязкость жидкости, м2/с; r – радиус частицы, мкм.
Согласно кинематическому уравнению движения:
x = x0 + vt + , (2)
где x – координата частицы в момент времени t, с; x0 – начальная координата частицы; v – скорость частицы, м/с; a – ускорение частицы, м2/с.
Из (1) в установившемся равномерном движении (a = 0):
. (3)
Также из (1) в произвольный момент времени t:
(4)
или
. (5)
То есть получено дифференциальное уравнение относительно скорости частицы, решив которое, получим:
. (6)
Зная функцию скорости и ее значение в произвольный момент времени, можно получить формулу для определения ускорения:
. (7)
Тогда координата частицы в момент времени t:
x(t) = x0 + v(t)t + a(t). (8)
Объем частицы Vч в случае ее сферической формы рассчитывается по формуле:
Vч = r3, (9)
где r – радиус частицы, мкм.
Согласно [21] скорость перемещения частиц предлагается считать постоянной. В таком случае, учитывая (3) и (9):
. (10)
В [21] также указывается, что формула (10) применима для частиц, размер которых менее 100 мкм. Для частиц размером 100–2000 мкм предлагается использовать уравнение Аллена:
. (11)
Скорость осаждения частиц крупнее 2000 мкм предлагается рассчитывать по формуле Риттингера:
(12)
Методика 2
Данная методика представлена в [22].
Сила, действующая на частицу, в общем случае определяется по формуле:
, (13)
где – объемный вес жидкости, Н/м3; d – диаметр частицы, мкм; w – скорость частицы, м/с; – коэффициент сопротивления, являющийся функцией числа Рейнольдса:
Re = , (14)
где – кинематическая вязкость жидкости, м2/с.
В случае падения тела в жидкости с постоянной скоростью действующая на шар сила равна:
, (15)
где 1 – объемный вес частицы, Н/мкм3.
Тогда, учитывая формулу (13):
. (16)
Однако в таком виде формула (16) неудобна для вычисления скорости оседания частицы, поскольку при ее использовании необходимо знать закон обтекания частицы жидкостью, и задачу приходится решать методом подбора. Упростим задачу, умножив обе части уравнения на Re2:
. (17)
Введем обозначение критерия Архимеда Ar:
(18)
и получим:
Re = f(Ar), (19)
где f представляет собой обратную функцию (Re)Re2.3/4.
При такой записи скорость оседания частицы рассчитывается как:
w = f(Ar) (20)
и определяется непосредственно по заданным значениям d, , 1 и .
На основании экспериментального графика зависимости (Re) предложено простое выражение для f(Ar):
, (21)
пригодное для значений Ar < 107.
При стесненном падении или взвешивании частиц число Рейнольдса должно быть функцией двух параметров – числа Архимеда и концентрации твердой фазы в смеси :
Re = f(Ar, ). (22)
Приближенная формула для определения числа Рейнольдса в случае стесненного движения частиц:
. (23)
Однако стоит отметить, что формула (23) может в ряде случаев давать большую погрешность.
Для очень мелких частиц и вязкой жидкости (Ar < 10) можно получить приближенную формулу, отбросив второй член знаменателя формулы (23):
. (24)
Для решения различных технических задач (например, промывки скважины) представляет также интерес случай, связанный с очень большим значением чисел Архимеда. При Ar > 105 можно отбросить первый член знаменателя формулы (23):
Re = 1,64Ar0,5(1 – )2,375. (25)
На рис. 4 и 5 представлено сравнение результатов моделирования по описанным методикам [23]. В качестве исходных данных принято следующее: песчинки имеют форму шара; плотность частиц – 2650 кг/м3; плотность жидкости – 1000 кг/м3; вязкость жидкости – 0,001 и 0,01 Па.с.
РЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА ОСЕДАНИЯ ЧАСТИЦ
Анализ результатов моделирования по двум методикам показал, что отличие результатов, тем меньше:
• чем меньше размер оседающих частиц, для которых проводится моделирование;
• чем больше вязкость жидкости, в которой оседают частицы.
Так, путь частицы размером 500 мкм за 5 с в жидкости вязкостью 0,001 Па.с по первой методике составил 1124 мм, а по второй – 445 мм. При этом путь частицы размером 100 мкм за 5 с в жидкости вязкостью 0,01 Па.с по первой методике составил 4,496 мм, а по второй – 4,436 мм.
Проведя анализ полученных зависимостей, следует отметить два главных момента:
• путь частиц за столь непродолжительный такт нагнетания насоса мал, причем, как и следовало ожидать, уменьшение размера частиц, осаждаемых в жидкости, влечет за собой уменьшение пройденного частицами пути;
• при увеличении вязкости откачиваемой жидкости и без того малый путь частиц становиться еще меньше.
Из этого можно сделать вывод, что на эффективность естественной сепарации частиц в процессе работы сепаратора в составе СШНУ влияют линейные (осевые) размеры сепаратора механических примесей.
Таким образом, при проектировании сепараторов механических примесей для СШНУ необходимо учитывать линейные размеры конструкции, уменьшение которых приведет к увеличению эффективности естественной сепарации во время такта нагнетания насоса. Для достижения большей эффективности конструкций рекомендуется ориентироваться на результаты, полученные по второй методике. При таком выборе даже в случае, если первая методика более достоверна, эффективность сепаратора будет выше.
Для оценки коэффициента сепарации в такт всасывания предложено использовать модуль Flow Simulation виртуальной среды SolidWorks.
Как было описано, зависимость расхода жидкости через сепаратор от времени во время такта всасывания насоса представляет собой синусоиду (рис. 2). Однако средства модуля Flow Simulation не позволяют оценить движение частиц при непостоянстве расхода жидкости. Поэтому моделирование предлагается проводить по следующей методике.
МОДЕЛИРОВАНИЕ РАБОЧЕГО ПРОЦЕССА СЕПАРАТОРА В МОДУЛЕ FLOW SIMULATION
Синусоиду зависимости расхода жидкости через сепаратор от времени во время такта всасывания насоса можно разбить на конечное количество временных отрезков, в течение которых расход жидкости можно считать постоянным (рис. 6). Таким образом, данное приближение позволяет провести моделирование рабочего процесса сепаратора в модуле Flow Simulation. Методика проведения моделирования для каждого такого участка не отличается от моделирования рабочего процесса для сепаратора в составе установки электроцентробежного насоса, описанного в [15].
Отличием этого подхода будет квад-ратичная зависимость количества численных экспериментов от целевого количества точек для построения характеристики сепаратора в виде зависимости эффективности от дебита скважины. Это объясняется необходимостью проведения ряда численных экспериментов для получения лишь одного значения коэффициента сепарации при заданной подаче скважинного штангового насоса.
В таком случае, зная расход жидкости, время и концентрацию частиц в жидко-сти, можно оценить:
• количество частиц, попавших в сепаратор в рассматриваемый промежуток времени;
• количество частиц, попавших в сепаратор за все время всасывания насоса;
• коэффициент сепарации и условное количество отсепарированных частиц в рассматриваемый промежуток времени;
• условное количество частиц, отсепарированных к моменту окончания такта всасывания насоса.
Условность объясняется малым промежутком времени, в течение которого происходит сепарация частиц. Очевидно, что частицы за это время не пройдут путь от входа в сепаратор до шламо-сборника или до выхода из сепаратора.
Однако определить необходимое количество промежутков, на которые делится такт всасывания насоса, их продолжительность, а также среднее значение расхода жидкости через сепаратор на каждом из промежутков невозможно, что объясняется отсутствием данных о моментальных значениях расхода на протяжении такта всасывания. Следовательно, сначала необходимо получить функцию зависимости расхода от времени.
Так как функция зависимости расхода от времени в такт всасывания описывает синусоиду, в общем случае функция будет выглядеть следующим образом:
f(t) = a.sin(b.t). (26)
Начальными условиями для определения функции приняты:
1) частота качаний точки подвеса штанг в минуту m, мин–1;
2) продолжительность такта всасывания насоса T, ч;
3) дебит скважины Qскв, м3/сут.
Как видно из формулы (26), для определения функции необходимо найти коэффициенты a и b. Для их нахождения необходимо преобразовать начальные условия.
Начальные условия для нахождения коэффициентов a и b примут вид:
1) расход жидкости в момент времени t = T секунд: Q = 0 м3/c;
2) объем жидкости, прошедший через сепаратор за один такт всасывания насоса (т. е. к моменту времени t = T секунд): V = Qскв/(24.60.m), где Qскв – дебит скважины, м3/сут; m – частота качаний привода в минуту, мин–1.
Подставим в формулу (26) начальные условия под номером 1:
f(t) = a.sin(b.t) = 0. (27)
(28)
Вариант a = 0 не подходит, иначе функция всегда равна нулю, тогда:
Tb = n, (29)
. (30)
Поскольку нас интересуют только первые радиан синусоиды, то n = 1, тогда:
, (31)
f(t) = a.sin(.t). (32)
Таким образом, осталось найти коэффициент a из второго условия.
Так как объем жидкости, прошедшей через сепаратор за такт всасывания насоса, равен площади заштрихованной области (рис. 6), для математической интерпретации объема жидкости необходимо взять интеграл от функции по времени на промежутке от 0 до T секунд.
Тогда:
, (33)
, (34)
, (35)
, (36)
. (37)
Таким образом, искомая функция выглядит как:
, (38)
где T – продолжительность такта всасывания насоса, с; Qскв – дебит скважины, м3/сут; m – частота качаний балансира станка качалки, мин–1.
Таким образом, получена формула, в которую можно подставить интересующие значения параметров и получить функцию зависимости расхода от времени для конкретных исходных данных.
ВЛИяНИЕ ДЕБИТА СКВАЖИНЫ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ СЕПАРАЦИИ НА ПРИМЕРЕ СЕПАРАТОРА ССМПЦ60
Рассмотрим влияние дебита скважины, эксплуатируемой с помощью СШНУ, на эффективность сепарации на примере сепаратора ССМПЦ60. В таблице представлены технические характеристики сепаратора [24].
В качестве исходных данных примем:
• частота качаний в минуту привода m – 6 мин–1;
• продолжительность такта всасывания насоса T – 5 с;
• рабочая область сепаратора – 20–70 м3/сут;
• оптимальный расход сепаратора – 45 м3/сут (середина рабочей области).
Определим дебит скважины, эксплуатируемой с помощью СШНУ, при котором эффективность применения сепаратора будет наибольшей. Построим график зависимости расхода жидкости через сепаратор для наших исходных данных (рис. 7).
На рисунке представлены зависимости расхода жидкости через сепаратор ССМПЦ60 от времени в такт всасывания штангового насоса. Зависимости построены для дебитов скважин 6; 15 и 22 м3/сут.
Наиболее близким к оптимальной подаче сепаратора является график, соответствующий дебиту 15 м3/сут. Наиболее выгодно относительно рабочей области характеристики сепаратора располагается график, соответствующий дебиту скважины в 22 м3/сут. Вся область, лежащая в интервале 0,5–4,5 с, располагается в рабочей области сепаратора мехпримесей. Это значит, что более 80 % времени такта всасывания сепаратор работает в самых благоприятных условиях, в своей рабочей области, вблизи оптимального режима.
Исходя из проведенного анализа, можно заключить, что рассматриваемая конструкция сепаратора с рабочей областью 20–70 м3/сут в условиях эксплуатации в составе СШНУ наиболее эффективна при дебите скважины 22 м3/сут.
ВЫВОДЫ
Таким образом, можно сделать вывод, что для эффективной работы сепаратора механических примесей в составе СШНУ дебит скважины должен быть меньше, чем оптимальный расход сепаратора при его работе в составе УЭЦН. При этом пиковое значение расхода не должно выходить за верхний предел рабочей области сепаратора более чем на 30 %, благодаря чему бльшая часть продолжительности такта всасывания насоса будет располагаться в рабочей области сепаратора, и, как следствие, эффективность применения сепаратора механических примесей будет наибольшей.
Разработка и эксплуатация месторождений
Авторы:
Е.С. Юшин, e-mail: EvgeniyYushin@mail.ru Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Ухтинский государственный технический университет» (Ухта, Россия).
Литература:
-
Быков И.Ю., Попов А.А. Гидрогенераторы давления для интенсификации добычи нефти: Учеб. пособие. М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2011. 246 с.
-
Бурьян Ю.А., Сорокин В.Н. Гидроимпульсная имплозионная обработка призабойной зоны пласта вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин // Время колтюбинга. 2015. № 3 (053). С. 34–38.
-
Кожин С.Н., Ульянов С.С., Козлов С.А. и др. Испытание технологий повышения производительности скважин в АО «Самаранефтегаз» // Инженерная практика. 2016. № 7. С. 94–100.
-
Кузик Л.В., Кузик В.Л., Герасин А.С., Щиголев М.Ю. Гидроимпульсное воздействие на призабойную зону пласта для интенсификации работы скважин // Нефть. Газ. Новации. 2016. № 4. С. 53–59.
HTML
На сегодняшний день доля трудноизвлекаемых запасов углеводородов на территории РФ достигла 65 % от общего объема разведанных ресурсов. Прирост запасов нефти и газа возможен в случае увеличения коэффициента извлечения нефти или за счет начала разработки новых месторождений. В то же время тенденция к смещению приоритетов в сторону освоения трудноизвлекаемых запасов требует применения новых технологий, к числу которых относятся методы, направленные на повышение проницаемости пород призабойной зоны. Они подразделяются на химические (кислотные, некислотные), физические (механические, волновые, тепловые), биологические и комбинированные (комплексные). Разнообразие методов объясняется селективностью воздействий на пласт. К примеру, известно, что химическая обработка скважин эффективна в слабопроницаемых карбонатных коллекторах, механическая – в плотных породах, а механическая с использованием тепла применяется для разжижения высоковязких нефтей или для ускорения химических реакций и т. д. Несомненной перспективностью обладают комбинированные технологии интенсификации притока пластовой среды, как правило, на основе комплекса физических и химических методов, например виброволновая обработка с кислотным раствором, термокислотная обработка, гидрокислотный разрыв пласта и др.
Анализ промысловых данных месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции за 1956–1985 гг.
В целях выявления успешности применения различных методов интенсификации притока пластовой продукции на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции проанализируем промысловые данные периода наиболее интенсивного развития нефтедобычи (1956–1985 гг.) в Республике Коми (табл. 1).
Из таблицы видно, что за 29 лет проведено 3006 обработок нефтяных скважин, из которых успешными оказались 1434, или 48 % от общего числа операций. За счет их реализации получено дополнительно 1,67 млн т нефти, что составляет 1,165 тыс. т в среднем на одну операцию воздействия. Среднегодовая дополнительная добыча нефти в результате применения этих методов интенсификации составила 57,6 тыс. т.
Очевидно, что успешность операций не достигла и половины от общего числа обработок, что свидетельствует о наличии существенного резерва потенциальных возможностей наращивания отборов нефти за счет интенсификации воздействия на пласт.
Из табл. 1 видно также, что наиболее результативными операциями воздействия в период до 1980-х гг. были гидро-разрыв пласта (1998 т/усп. опер.), пенокислотная (3100 т/усп. опер.) и кислотная (1225 т/усп. опер.) обработки призабойной зоны.
Умеренную результативность показали методы имплозионного (945 т/усп. опер.) и термогазохимического (905 т/усп. опер.) воздействия, а также гидропескоструйная перфорация (789 т/усп. опер.). Менее результативными оказались методы обработки скважин с помощью поверхностно-активных веществ (320 т/усп. опер.), растворителей (226 т/усп. опер.), прокачки горячей нефти (109 т/усп. опер.) и электропрогрева (62 т/усп. опер.).
Следует признать, что в 1980–1985 гг. результативность подавляющего большинства анализируемых методов снизилась, за исключением кислотных обработок скважин, результативность которых возросла с 1225 до 1301 т/усп. опер., и термогазохимимического воздействия (увеличение с 905 до 1277 т/усп. опер.). Хорошие количественные показатели достигнуты при дренировании призабойной зоны с помощью комплекта испытательных инструментов (1112 т/усп. опер.), но успешность этих обработок составляла лишь около трети от их общего числа, и массового развития метод не получил.
В тот же период первые попытки использования гидрогенератора давления, оказывающего интегральный имплозионный эффект, указывали на неоспоримую перспективность метода: абсолютный прирост добычи нефти по результатам испытаний составил 4289 т/усп. опер., что оказалось выше результативности пенокислотных обработок на 153,7 %, кислотных обработок – на 329,7 %, термогазохимического воздействия – на 335,9 %, гидроразрыва пласта – на 818,5 %. По сравнению с менее результативными методами воздействия (гидропескоструйная перфорация, обработка скважин поверхностно-активными веществами и растворителями, электропрогрев и др.) эффективность применения гидрогенератора давления выше в десятки раз [1].
Перспективные методы повышения нефтеотдачи
В настоящее время в регионе применяются и более современные методы повышения нефтеотдачи – газовые (воздействие углеводородным газом, диоксидом углерода, азотом, дымовыми газами, водогазовое и парогазовые воздействия).
Как показал анализ результатов эффективности методов повышения нефтеотдачи скважин, в особенности с терригенными коллекторами, в условиях месторождений Республики Коми наиболее перспективны методы, позволяющие создавать в призабойной зоне пласта искусственные трещины (гидравлический разрыв пласта, термогазохимическое воздействие).
Однако универсальных технологий обработки призабойных зон скважин не существует, их выбор определяется литолого-стратиграфическими и геолого-тектоническими особенностями строения нефтегазовых залежей, а также принятой технологией разработки месторождений и культурой вскрытия продуктивных пластов.
Как показывает практика, целесообразно применять к проблеме комплексный подход, при котором для каждого месторождения постепенно формируется свой набор способов наиболее результативного воздействия на призабойную зону.
Рассмотренные способы хотя и эффективны, но являются сложными, трудоемкими, дорогостоящими и не всегда безопасными. Требуемыми качествами обладают ударно-депрессионные методы воздействия, реализуемые с помощью гидрогенераторов давления. В связи с этим наибольший практический интерес представляет метод имплозии как наиболее простой, технологичный, сравнительно недорогой, доступный и обеспечивающий при правильно выбранных конструктивных параметрах имплозионных устройств и соответствующих технологий воздействия на призабойную зону пласта образование трещин без закачки закрепляющих материалов.
Так, авторами [2] показано, что имплозионное устройство многократного действия с автоколебательным гидроприводом для вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин позволило при локальном гидроразрыве пласта на Самотлорском месторождении после четырех обработок в 2007–2008 гг. получить средний прирост дебита по нефти 4 т/сут (табл. 2).
Применение скважинной гидроимпульсной установки для многократного воздействия на призабойную зону пласта методом имплозии с созданием депрессии или репрессии в АО «Самаранефтегаз» в 2013 г. на пяти скважинах (табл. 3) [3] позволило получить прирост продукции 5,9 тыс. т, а с 2014 г. при тиражировании технологии на 25 скважин – более 25 тыс. т.
По другим сведениям [4], за счет применения гидроимпульсной скважинной установки репрессионного действия в АО «Самаранефтегаз» в 2014–2015 гг. достигнуто увеличение притока в среднем на 200–300 %, среднеарифметический прирост по дебиту нефти в этом случае составил 7,6–7,8 т/сут, соответственно.
Кроме того, из числа комплексных технологических решений можно выделить термобароимплозионный способ и волновой метод в сочетании с депрессионно-репрессионным воздействием.
Таким образом, по-прежнему актуально проведение исследований, связанных с повышением нефтеотдачи методами ударно-депрессионного воздействия на призабойную зону пласта, в том числе направленных на развитие технических средств (скважинных гидрогенераторов давления) для повышения нефтеотдачи добывающих и приемистости нагнетательных скважин.
Таблица 1. Результативность применения методов воздействия на призабойную зону нефтяных скважин на месторождениях Республики Коми
Table 1. Efficiency of the bottomhole zone treatment technologies at the oil fields of the Komi Republic
Метод обработки Treatment technology |
Годы применения Proceccing period |
Количество обработок Number of treatments |
Количество успешных скважино-операций, % Number of successful well operations, % |
Дополнительная добыча нефти, т Incremental oil production, tonnes |
||
Всего от внедрения метода Total as a result of the use of technology |
В том числе: Including: |
|||||
На 1 скважино-операцию Per one well operation |
На 1 успешную операцию Per one successful well operation |
|||||
Гидроразрыв пласта Hydraulic fracture |
1957–1983 |
306 |
200 (65,4) |
399 608 |
1306 |
1998 |
1980–1985 |
11 |
5 (45,5) |
2619 |
238 |
524 |
|
Пенокислотная обработка Foam-acid formation treatment |
1976–1985 |
167 |
114 (68,3) |
353 437 |
2116 |
3100 |
1980–1985 |
142 |
95 (66,9) |
265 190 |
1867 |
2791 |
|
Кислотная обработка (солянокислотная, глинокислотная, термокислотная) Acid formation treatment (hydrochloric acid, mud acid, thermal acid) |
1956–1985 |
986 |
459 (46,6) |
562 333 |
570 |
1225 |
1980–1985 |
509 |
235 (46,2) |
305 781 |
601 |
1301 |
|
Термогазохимическое воздействие (аккумулятор давления скважинный, горючеокислительная смесь, пороховой гидрогенератор давления бескорпусной) Thermal-gas-chemical formation treatment (downhole pressure accumulator, combustible oxidizing mixture, frameless powder hydraulic pressure generator) |
1971–1985 |
405 |
215 (53,1) |
194 500 |
480 |
905 |
1980–1985 |
122 |
77 (63,1) |
98 372 |
806 |
1277 |
|
Дренирование призабойной зоны с помощью комплекта испытательных инструментов Bottomhole zone drain with a set of test tools |
1980–1985 |
97 |
36 (37,1) |
40 032 |
412 |
1112 |
Имплозия, в том числе с применением гидрогенератора давления Implosion, include using hydraulic pressure generator |
1966–1985 |
138 |
63 (45,7) |
58 596 |
425 |
945 |
1980–1985 |
24 |
11 (46,0) |
47 183 |
1966 |
4289 |
|
Гидропескоструйная перфорация Hydrosand-blast perforation |
1963–1983 |
42 |
16 (38,1) |
12 625 |
301 |
789 |
1980–1985 |
6 |
1 (16,7) |
225 |
38 |
225 |
|
Обработка скважин поверхностно-активными веществами Well treatment with surfactants |
1981–1984 |
16 |
6 (37,5) |
1920 |
120 |
320 |
Обработка скважин растворителями Well treatment with solvents |
1971–1985 |
287 |
135 (47,0) |
30 503 |
106 |
226 |
1980–1985 |
80 |
45 (56,3) |
5769 |
72 |
128 |
|
Прокачка горячей нефти и паропрогрев Well hot oil treatment and steam heating |
1966–1985 |
394 |
111 (28,2) |
12 076 |
31 |
109 |
1980–1985 |
220 |
69 (31,4) |
5792 |
26 |
84 |
|
Электропрогрев Electric heating |
1967–1970 |
168 |
80 (47,6) |
4949 |
29 |
62 |
Всего Total |
1956–1985 |
3006 |
1434 (47,7) |
1 670 579 |
556 |
1165 |
Таблица 2. Режимы работы скважин до и после гидроимпульсной обработки пласта на Самотлорском месторождении
Table 2. Wells’ operating modes before and after hydroimpulse treatment of the formation at the Samotlor field
Скважина Well |
Куст Well cluster |
Режим до обработки Mode before stimulation |
Режим после обработки Mode after stimulation |
Прирост Qн, т/сут Incremental Qн, tonnes per day |
Прирост Qж, м3/сут Incremental Qж, m3 per day |
||||
Qн, т/сут Qн, tonnes per day |
Qж, м3/сут Qж, m3 per day |
% |
Qн, т/сут Qн, tonnes per day |
Qж, м3/сут Qж, m3 per day |
% |
||||
33 398 |
1766Б 1766B |
1,7 |
3,3 |
38 |
3,0 |
5,5 |
44 |
1,3 |
2,2 |
13 775 |
2172 |
7,7 |
16,0 |
43 |
13,1 |
23,5 |
34 |
5,4 |
7,5 |
37 500 |
1740 |
4,5 |
5,9 |
10 |
9,0 |
11,8 |
10 |
4,5 |
5,9 |
10 719 |
1009 |
0,0 |
0,0 |
0 |
5,0 |
6,0 |
1 |
5,0 |
6,0 |
Средние значения Average values |
3,5 |
6,3 |
23 |
7,5 |
11,7 |
22,4 |
4,0 |
5,4 |
Таблица 3. Результаты применения гидроимпульсного воздействия в АО «Самаранефтегаз»
Table 3. Results of the hydropulsive impact held at Samaraneftegas JSC
Месторождение/площадь Field/area |
Прирост дебита нефти, т/сут Incremental oil rate, tonnes per day |
Обошинское Oboshinskoe |
5,7 |
Покровская Pokrovskaya |
6,7 |
Якушкинская Yakushkinskaya |
5,2 |
Путиловское Putilovskoe |
11,9 |
Горбуновское Gorbunovskoe |
5,6 |
Транспорт и хранение нефти и газа
HTML
Открытый прямой контакт с потребителями позволяет ООО «Сорбонафт» выпускать продукцию, отвечающую возрастающим требованиям заказчика, подходящую для применения в различных условиях. Наше предприятие имеет собственную производственную базу с полным циклом производства, начиная от переработки сырья и заканчивая выпуском готовой продукции.
Продукция предприятия – это сорбенты торговых марок «Сорбонафт» и «Биосорбонафт»:
• ПВ – для почвы и твердых поверхностей;
• ВД – универсальный;
• МФ – для труднодоступных участков;
• ВС – векторный сорбент направленного действия, работает в толще воды и донных отложениях.
Сорбент «Сорбонафт» эффективен при любых погодных условиях и отрицательных температурах.
«Биосорбонафт» марок ПВ, ВД, МФ, ВС – это биосорбенты на основе «Сорбонафта», которые могут применяться для сбора и биоразложения сырой нефти, растительных и смазочных масел, легких и тяжелых фракций нефтепродуктов. Эффективны как для сбора тонких пленок, так и для очистки массивных нефтяных загрязнений.
Отличительными особенностями использования сорбентов и биосорбентов торговой марки «Сорбонафт» являются:
• способность осуществлять биодеструкцию сорбированных нефтепродуктов до нетоксичных соединений;
• возможность утилизации загрязнений на месте применения;
• сохранение сорбционной способности под снегом и восстановление биодеструктивной активности после зимнего периода;
• экологическая безопасность (изготавливается из торфа);
• поглотительная способность по нефти – 4–7 г/г;
• гидрофобность;
• высокая плавучесть – 10–30 сут;
• неограниченный срок консервации нефти в объеме сорбента;
• отсутствие необходимости проведения дорогостоящих мероприятий по ликвидации аварийных разливов нефти;
• более низкая стоимость по сравнению с аналогами.
Продукция имеет соответствующие сертификаты и разрешения. В планах компании – разработка новых видов сорбентов и биосорбентов для работы в специфических условиях.
Наши ключевые заказчики: ПАО «Транснефть», ПАО «Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», РЖД, нефтяные компании республик Коми, Саха (Якутия), ХМАО-Югры, подразделения РАО «ЕЭС», управлений по делам гражданской обороны и чрезвычайным ситуациям и многие другие.
Президент холдинга А.Н. Козьминых:
Уважаемые коллеги!
Примите искренние сердечные поздравления с Днем работников нефтяной и газовой промышленности! Желаем успехов в развитии, процветания, здоровья и счастья. Будем рады дальнейшему плодотворному сотрудничеству!
ООО «Сорбонафт»
610046, РФ, г. Киров,
ул. Загородная, д. 5
Тел.: +7 (8332) 38-59-44, 38-24-10
e-mail: p-t@m-b.ru,
Авторы:
Р.А. Капаев, e-mail: KapaevRA@ak.transneft.ru; ПАО «Транснефть» (Москва, Россия),
Д.Р. Вафин, e-mail: VafinDR@niitnn.transneft.ru; ООО «НИИ Транснефть» (Москва, Россия).
З.З. Шарафутдинов, e-mail: SharafutdinovZZ@niitnn.transneft.ru; ООО «НИИ Транснефть» (Москва, Россия).
Д.А. Шаталов, e-mail: ShatalovDA@niitnn.transneft.ru ООО «НИИ Транснефть» (Москва, Россия).
Литература:
-
Vafin D.R., Shatalov D.A., Sharafutdinov Z.Z. Geomechanical Modelling of Construction Conditions for Trunk Pipeline Underwater Crossings // Pipeline Science and Technology. 2017. Vol. 1. No. 1. P. 65–79.
-
Лисин Ю.В., Сапсай А.Н., Шарафутдинов З.З. Эффективность применения расширителей при строительстве подводных переходов методом наклонно-направленного бурения // Экспозиция Нефть Газ. 2017. № 6 (59). С. 32–37.
-
Шарафутдинов З.З. и др. Строительство переходов магистральных трубопроводов через естественные и искусственные препятствия. Новосибирск: Наука, 2013. 337 с.
-
Вафин Д.Р., Комаров А.И., Шаталов Д.А., Земляной А.А. Управление устойчивостью несцементированных грунтов при строительстве подводных переходов магистральных трубопроводов методом наклонно-направленного бурения // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 5 (25). С. 64–71.
-
Попов А.Н., Могучев А.И., Попов М.А. Согласование шкал твердости горных пород в категориях с показателями их механических свойств // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2009. № 2. С. 18–23.
-
Попов А.Н., Спивак А.И., Акбулатов Т.О. и др. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. 509 с.
-
Попов А.Н., Трушкин Б.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин. Учебно-методическое пособие. Уфа: УГНТУ, 2005. 19 с.
-
Цытович Н.А. Механика грунтов. М.: Госстройиздат, 1963. 636 с.
-
Капаев Р.А. Формирование ствола скважины на границе инженерно-геологических элементов при строительстве трубопроводов методом ННБ // Экспозиция Нефть Газ. 2018. № 1 (61). С. 56–59.
HTML
Успешность строительства переходов трубопроводов через естественные и искусственные преграды методом наклонно-направленного бурения зависит от эффективности работы применяемого бурового оборудования. Главным фактором, влияющим на успех строительства, является качество скважины, подготовленной к протаскиванию дюкера. Качество скважины, в свою очередь, во многом зависит от эффективности применяемых расширителей. Это связано с наличием в разрезе ствола скважины сочетания интервалов, представленных устойчивыми глинистыми и неустойчивыми несцементированными грунтами. Чем быстрее будет построен ствол скважины, тем больше вероятность сохранения грунтов в устойчивом состоянии. Увеличение сроков строительства создает предпосылки к разрушению стенок скважины и возникновению различных осложнений в процессе бурения [1–4].
Правильный подбор породоразрушающего инструмента позволяет повысить эффективность буровых работ, снизить риски возникновения аварийных ситуаций, увеличить скорость строительства и в конечном счете приводит к финансовому успеху. Таким образом, подбор необходимого типа расширителей и оценка их эффективности являются сложными инженерно-техническими задачами, которые каждое предприятие решает самостоятельно. Зачастую вид используемого инструмента зависит от субъективного выбора инженерно-технического персонала строительной организации.
Цель, поставленная авторами данной статьи: определить параметры вооружения и конструкции расширителей, необходимые для расширения пилотного ствола скважины в разных литологических условиях, встречаемых в створе перехода трубопровода. Предварительный поиск методик подбора оптимального вооружения расширителей и их конструкции применительно к горно-геологическим условиям строительства переходов не привел к положительным результатам. На сегодняшний день авторам статьи не известны публикации в открытой печати и специальной литературе, посвященные данной проблеме, а многочисленные сведения рекламной направленности носят коммерческий характер и не позволяют сделать необходимый выбор оборудования с учетом условий его эксплуатации.
Производимые в России и за рубежом расширители классифицируются упрощенно, без пояснений и описания технических характеристик, особенностей их применения. В основном документация на расширители подразделяет оборудование на предназначенное «для мягких грунтов», «для средних грунтов», «для твердых грунтов». Пас-порт на расширитель содержит минимальный набор сведений. Например, паспорт на ример-расширитель 800 мм, резьба 6–5/8 FH, фирмы Robbins HDD содержит следующие сведения: «Расширитель предназначен для разрушения породы и увеличения диаметра скважины. Рабочими элементами являются боковые грани, усиленные твердосплавными резцами. На передней части имеет резьбу PIN для подсоединения к буровой штанге, на задней части имеет технологическое крепление в виде пластины с отверстием для крепления инструмента (в зависимости от требований технологического процесса). Расширитель изготовлен в соответствии со стандартом API SPEC 5DP и отвечает требованиям, предъявляемым к оборудованию, используемому в технологии горизонтально-направленного бурения. Основные технические данные: диаметр тела – 800 мм; резьбовые соединения – 6–5/8 FH; сталь – S-135, высадка – IEU. Указания по эксплуатации: момент свинчивания резьбовых соединений трубы не должен превышать максимально допустимых значений 95 кН/м. Запрещается транспортировка волоком, сбрасывание, удары друг о друга и о металлические предметы. При транспортировке необходимо принять меры для надежной фиксации».
Как видим из данного примера, производители оборудования предоставляют минимальное количество технической информации. Причина заключается в отсутствии технических требований к информации, которую необходимо предоставлять с оборудованием. Производители тем самым снимают с себя ответственность за возможные осложнения при строительстве, которые могут нанести ощутимый финансовый урон подрядной организации и заказчику работ.
Рассмотрим более детально возможности по выработке требований к породоразрушающему инструменту, применяемому для расширения пилотной скважины при строительстве переходов трубопроводов.
Выбор типа вооружения расширителя
Поскольку методика выбора типа вооружения для расширителей применяемых типоразмеров отсутствует, считаем необходимым воспользоваться разработанной А.Н. Поповым и Б.Н. Трушкиным методикой выбора типа вооружения [5–7], суть которой заключается в следующем. Каждый вид типа вооружения для породоразрушающего инструмента имеет свою область рацио-нального использования. Эти области выражаются через твердость горных пород, выраженную в категориях. Характеристики областей приведены в табл. 1. В скобках представлены типы вооружения долот по коду Международной ассоциации буровых подрядчиков (МАБП) (code IADC).
Переход к показателю категорий твердости осуществляется исходя из самого показателя твердости породы по штампу или предела текучести породы по формулам:
H = 0,164.pш0,479, (1)
H = 0,305.p00,426, (2)
где H – твердость горной породы в категориях (при выборе долота предпоч-тение отдается твердости по штампу); pш – твердость породы по штампу, МПа; p0 – предел текучести породы, МПа.
Для наглядности выбора типа вооружения породоразрушающего инструмента по данным табл. 1 строятся номограммы, представленные на рис. 1. Ключ к использованию номограммы показан на рисунках пунктиром. Порядок работы с номограммой, приведенной на рисунке:
1) на оси абсцисс отложить расчетную величину и из полученной точки восстановить перпендикуляр до пересечения с наклонной прямой. Из точки пересечения провести вспомогательную горизонтальную прямую (штрихпунк-тирные линии);
2) на оси абсцисс отложить расчетную величину Hв и из полученной точки восстановить перпендикуляр (штриховая линия) до пересечения с вспомогательной горизонтальной линией. Из точки пересечения провести линии со стрелками до встречи с ближайшими отрезками областей применимости долот;
3) стрелками показаны перспективные типы породоразрушающего инструмента. Например, для неабразивных горных пород при Hв = Hв1 перспективными являются типы долот С и СТ (рис. 1а), при Hв = Hв2 – только тип СТ, при Hв = Hв3 – только тип Т, а при Hв = Hв4 нет типа долота 1-го класса для рассматриваемой горной породы, в этом случае перспективными будут долота 2-го класса (рис. 1б). Для рассматриваемого примера перспективным будет долото ТЗ или ТКЗ, а долото типа Т следует выбрать как запасное. Результатом выбора будут два и более конкурирующих типа вооружения долота.
При проведении инженерно-геологических изысканий для строительства переходов трубопроводов методом наклонно-направленного бурения не принято проводить изучение физико-механических свойств грунтов по таким показателям, как pш и p0. Физико-механические свойства грунтов определяют по методам [7] на основании теории прочности Мора – Кулона, в соответствии с которой предел текучести материала зависит от среднего нормального напряжения. Для грунтов данная зависимость имеет вид:
s = C + tg.ср, (3)
где С – величина удельного сцепления горной породы (грунта), Па; – угол внутреннего трения; ср – среднее нормальное напряжение с учетом пластового давления (эффективное напряжение), Па.
Величины С и tg определяются в ходе лабораторных испытаний физико-механических свойств грунтов с помощью стабилометра. Подобная информация [5, 6] может быть получена и при испытаниях на одноосное сжатие и вдавливание штампа:
. (4)
При вдавливании штампа возникает следующая зависимость:
s = K1.pш, ср = K2.pш, (5)
где K1 и K2 – коэффициенты пропорциональности, зависящие от коэффициента Пуассона:
K1 = 0,346 – 0,109.µ, (6)
K2 = 0,509 – 0,020.µ. (7)
При испытаниях на одноосное сжатие и вдавливание штампа принимают p = 0, тогда для определения tg на основании уравнения 5 получают систему, решение которой относительно tg дает
. (8)
Обработка этих зависимостей и их сопоставление с показателями категорий представлены на рис. 2. Из результатов обработки следует, что для всех основных типов грунтов, проходимых при строительстве переходов методом наклонно-направленного бурения, будет достаточно вооружения, необходимого для прохождения пород типа М (мягких). Авторы статьи сопоставили данный вывод с практическими результатами по скорости строительства скважин подводных переходов.
Оценка скорости строительства осуществлялась по показателю объемной скорости строительства, т. е. по объему проходимого грунта в процессе бурения. Данный показатель использовался, поскольку при строительстве переходов применялась технология как одноэтапного, так и многоэтапного расширения. Показатель объемной скорости строительства позволил нивелировать различия в технологиях. Обобщенные сведения приведены в табл. 2, из которой очевидно, что даже незначительное увеличение физико-механических свойств грунтов приводит к двукратному и более снижению показателя объемной скорости строительства. Появление в объеме грунта абразивного высокопрочного гравийного наполнителя способствует уже 3–4-кратному снижению скорости строительства. Подобная зависимость может свидетельствовать о том, что основная проблема в возможности реализации высокой скорости расширения состоит не столько в типе вооружения породоразрушающего инструмента, сколько в его конструкции применительно к диаметру скважины.
Конструктивные требования к вооружению на расширителях
Был проведен анализ возможности управления конструктивными возможностями расположения вооружения на расширителях.
Одним из показателей, характеризующих эффективность работы породоразрушающего инструмента, является механическая скорость бурения [6]:
, (9)
где ND – мощность, реализуемая на забое, Вт; AV – удельная энергоемкость разрушения горной породы, Дж/м2; Fз – площадь забоя скважины, м2.
Для повышения эффективности разрушения горной породы конструкция долота должна быть такой, чтобы при реализуемой мощности на инструменте и конкретной площади забоя обеспечивалась наименьшая удельная энергоемкость разрушения горной по-роды. Таким образом, конструкция породоразрушающего инструмента становится чрезвычайно важным фактором для предъявления требований к расширителям, применяющимся в строительстве переходов трубопроводов. Это обусловлено тем, что расширители могут иметь диаметр до 1800 мм. Значимыми элементами, отвечающими за разрушение горной породы, являются количество элементов вооружения, их расстановка по площади инструмента и частота вращения долота. Это отражается на перекрытии площади забоя разрушающими элементами, их одновременной эффективной работе и времени контакта разрушающего элемента с забоем скважины (рис. 3). Поскольку горная порода обладает определенной прочностью, увеличение времени контакта разрушающего элемента с породой приводит к возрастанию динамических нагрузок на породоразрушающий инструмент и его элементы. Динамические нагрузки обусловливают интенсивный износ и разрушение рабочих элементов расширителей и могут привести к усталостному разрушению бурильных труб.
Для передачи статических и динамических нагрузок требуется, чтобы долота обладали необходимой прочностью, что обеспечивается выбором соответствующих конструкционных материалов и режима термохимической обработки, а также конструкцией долот. Проходка на долото при заданной механической скорости пропорциональна долговечности долота. Долговечность долот и их элементов зависит от совершенства конструкций, качества изготовления, условий и режима отработки, прочности, в том числе усталостной, ударной вязкости, коррозионной стойкости и износостойкости инструментальных материалов. Износостойкость зависит от твердости изнашиваемых поверхностей. Твердость регулируется составом материала, режимом термохимической обработки.
Работа породоразрушающего инструмента сопровождается разогревом поверхностей износа, поэтому важна теплостойкость материала – его способность сохранять твердость при нагреве. Кроме того, конструкция инструмента и конструкционный материал должны отвечать требованиям интенсивного охлаждения и отвода тепла из областей его регенерации. Важный резерв повышения долговечности шарошечных долот – совершенствование конструкции системы герметизации и смазки опор.
Оптимальное количество разрушающих элементов для расширителей зависит от диаметра расширителя и может составлять 20–50. Это положение выводится из времени активного контакта С разрушающего элемента с горной породой [6]:
, (10)
m = e.z, (11)
где m – число элементов, поражающих породу на инструменте; z – число поражающих секторов; е – число элементов, поражающих породу в одном секторе; nД – частота вращения породоразрушающего инструмента, с–1; D – диаметр породоразрушающего инструмента, мм; d – размер поражающего сектора, мм.
Следовательно, для успешного разрушения породы на забое необходимо увеличивать размер секторов, оснащенных разрушающими элементами, и количество самих разрушающих элементов. В практической деятельности это находит отражение, например, в увеличении размера шарошек на расширителе (рис. 4) или их количества (рис. 5, 6). При увеличении диаметра расширителя требуется увеличить и количество разрушающих элементов. Нарушение этих условий приведет к снижению скорости бурения, повышению вероятности возникновения технологических осложнений в процессе строительства вплоть до создания аварийных ситуаций.
Требования к геометрии конструкции расширителя и компоновке бурильной колонны
При выборе оптимального расширителя необходимо принимать во внимание:
1) геометрические параметры расширителя;
2) физико-механические свойства проходимых грунтов;
3) наличие инженерно-геологических границ и их характеристика;
4) метод расширения (последовательное ступенчатое увеличение диаметра скважины или расширение до необходимого диаметра за одну проходку породаразрушающего инструмента).
Геометрические параметры расширителей представлены на рис. 7. Из этого минимально необходимого набора основных параметров можно определить другие необходимые данные, такие как конусность тыльных и фронтальных переходных диаметров и др.
Наружный диаметр соединительной муфты D1, совпадает с внешними диамет-рами муфтовой части бурильных труб. Этот параметр критичен при выполнении первого этапа расширения после формирования пилотного ствола скважины. Недопустимо использовать расширитель с диаметром присоединительной муфты больше диаметра долота, которым пробурена пилотная скважина.
Диаметр центрирующей части расширителя-центратора D2 важен при по-этапном расширении пилотного ствола. Диаметры предыдущего расширения и центратора в идеале должны быть одинаковы. Для уменьшения сил сопротивления допускается использование центратора диаметром меньшим, чем диаметр предыдущего расширения.
Приведенный на рис. 7 расширитель имеет классический вид для поэтапного расширения пилотной скважины и скомпонован с центратором в жестком сочленении. При этом производители выпускают расширители без центрирующей части. В таком случае в составе компоновки буровой колонны необходимо использовать отдельно установленный центратор. Выполнение расширения без центраторов приводит к нарушению проектного профиля скважины, и сечение расширенной скважины приобретает яйцеобразную форму, как показано на рис. 8, 9.
На рис. 8, в частности, представлено последовательное изменение сечения расширенной скважины при 6-этапном расширении с применением расширителей диаметров 600, 800, 1000, 1200, 1400 и 1600 мм. Ось скважины при каж-дом последующем этапе расширения смещается вниз по профилю на расстояние, определяемое формулой:
, (12)
где dn – диаметр n-этапа расширения, мм; ds – диаметр буровой трубы, мм.
Суммарное смещение оси скважины S определяется по формуле:
. (13)
Cмещение оси скважины к концу 6-го этапа расширения без использования центраторов составит 2080 мм. В табл. 3 показано последовательное смещение оси скважины при разных этапах расширения.
Формулу 13 также можно использовать для прогнозирования смещения трубопровода в случае несовпадения диамет-ров центрирующей части расширите-ля D2 и рабочего диаметра предыдущего расширителя D3. В этом случае вместо диаметра буровой трубы ds необходимо подставить диаметр центратора D2.
Длина L1 корпуса расширителя по основному диаметру и длина L2 центрирующей части расширителя важны при проведении расширения в сложных гео-логических условиях, в особенности при наличии литологических границ при переходах от мягких грунтов к твердым. Поведение расширителя и изменение траектории скважины описаны в [9]. На рис. 10 показано прохождение расширителем литологических границ. Мощность твердых грунтов составляет H2. Из рисунка видно, что касание породоразрушающего элемента расширителя с литологической границей происходит в точке f. Точка касания при каждом последующем этапе расширения смещается. В данном случае точка касания предыдущего этапа расширения k сместилась в точку f. Для вычисления этих точек необходимо знать геометрические параметры расширителя и залегания разбуриваемых пород.
При поступательном движении расширителя в изображенной на рис. 10 компоновке произойдет скольжение расширителя по литологической границе от точки f к точке k, что приведет к нарушению траектории ствола скважины. Для предотвращения такого смещения необходимо использовать дополнительный центратор, который необходимо установить перед расширителем. Длина центратора должна быть подобрана таким образом, чтобы исключить скольжение компоновки по границе. В случае, изображенном на рис. 10, компоновка инструмента требует применения центратора, имеющего диаметр предыдущего этапа расширения. Расстояние установки дополнительного центратора зависит от мощности H2 проходимого пропластка грунта, угла наклона скважины и угла наклона литологической границы в точке контакта. При обеспечении жесткого со-единения дополнительного центратора и расширителя исключается возможность скольжения расширителя по литологической границе от точки f к точке k и обеспечивается прохождение границы без образования «горба» на входе расширителя в твердые грунты. Удлинение центрирующей части расширителя L2 в рассмотренном случае экономически не эффективно.
Операторам буровой установки необходимо знать точки встречи расширителя с литологическими границами и геомет-рические параметры расширителя для предотвращения возможных аварий и управления тягово-толкающими усилиями и крутящим моментом на шпинделе буровой установки. Ключевые точки контактов и расстояния до этих точек должны отражаться в технологической карте каждого из этапов расширения скважины.
Работа разрушающих элементов при их недостаточном количестве будет сопровождаться периодическими ударами при касании отдельных породоразрушающих элементов расширителя разрушаемой поверхности. Конструкцию расширителя, местоположение породоразрушающих элементов и углы установки режущих, дробящих, дробяще-скалывающих элементов необходимо выбирать исходя из особенностей геологического строения разреза на траектории скважины, опираясь на результаты исследований физико-механических свойств грунтов проходимых пород.
Выводы
Форма и размеры расширителей, размещение породоразрушающих элементов на теле расширителя, выбор типов породоразрушающих элементов, применяемых при строительстве трубопроводов методом наклонно-направленного бурения, имеют большое значение для успешного строительства перехода. Поэтому большое значение приобретает фактор изученности геологического разреза, в том числе с точки зрения структурных особенностей залегания разбуриваемых пород и наличия неоднородностей на различных интервалах траектории ствола скважины.
Отсутствие ключевых параметров для выбора породоразрушающего инструмента, характеризующих вооружение и конструкцию расширителей для разных литологических условий и методик подбора оптимального вооружения расширителей, их конструкции применительно к горно-геологическим условиям строительства переходов в значительной степени осложняет этот процесс. Анализ результатов строительства переходов методом наклонно-направленного бурения показывает, что для всех основных типов грунтов, проходимых в разрезе формируемых скважин, достаточно применения расширителей с вооружением, необходимым для прохождения пород типа М (мягкие). Однако результаты оценки объемной скорости строительства, т. е. объема проходимого грунта в процессе бурения, указывают на то, что незначительное увеличение физико-механических свойств грунтов приводит к значительному снижению анализируемого показателя, а появление в объеме грунта абразивного высокопрочного гравийного наполнителя способствует 3–4-кратному падению скорости строительства. Подобная зависимость позволяет утверждать, что возможность реализации высоких скоростей расширения зависит не столько от типа вооружения породоразрушающего инструмента, сколько от конструкции расширителя применительно к диаметру скважины.
Поэтому в конструкции расширителей для успешного разрушения породы на забое необходимо увеличивать размер секторов, оснащенных разрушающими элементами, и количество самих разрушающих элементов. Нарушение этих условий приводит к снижению скорости бурения, повышению вероятности возникновения технологических осложнений в процессе строительства переходов вплоть до создания аварийных ситуаций.
Выполнение расширения без использования центраторов в компоновке инструмента приводит к нарушению проектного профиля скважины. В этом случае сечение расширенной скважины приобретает яйцеобразную форму, что также может привести к осложнениям при протаскивании трубопровода в построенную скважину.
Таблица 1. Области применимости долот по твердости горных пород
Table 1. Applications of bits depending on hardness of rocks
Долота 1-го класса 1st class bit |
Долота 2-го класса 2nd class bit |
||||
Тип Type |
Нв |
Тип Type |
Нв |
||
М (11, 12) |
2,4 |
4,4 |
МЗ (51) |
3,2 |
4,9 |
МС (13) |
3,0 |
5,5 |
МСЗ (53) |
4,5 |
7,7 |
С (21) |
3,7 |
6,2 |
СЗ (54) |
4,2 |
7,6 |
СТ (23) |
4,5 |
7,7 |
ТЗ, ТКЗ (62, 63) |
6,2 |
9,3 |
Т (31) |
5,6 |
7,9 |
К (74) |
7,3 |
10,2 |
Таблица 2. Результаты строительства переходов, сооруженных методом наклонно-направленного бурения в различных горно-геологических условиях
Table 2. Construction results of crossings made by directional drilling effected by different geological factors
Категория сложности Degree of complexity |
Инженерно-геологические условия строительства Geological conditions for construction |
Объемная скорость строительства, м3/ст.-мес Bulk velocity of construction, m3/rig-month |
1 (очень легкая) 1 (very light-textured) |
Торф и растительный слой; Peat and top soil; |
Более 600 Over 600 |
пылеватый и мелкий песок; sandy silt and fine sand; |
||
супесь текучая, пластичная loamy sand, fluid, soft |
||
2 (легкая) 2 (light-textured) |
Песок средней крупности, крупный; Medium sand, coarse sand; |
400–600 |
супесь твердая; hard sandy loam; |
||
суглинки (текучие, текучепластичные и др.) loamy soil (fluid, very soft and others) |
||
3 (средняя) 3 (medium) |
Гравелистый песок; Gravel sand; |
200–400 |
глина (текучая, текучепластичная и др.); clay (fluid, very soft, and others); |
||
песчаные и глинистые грунты с примесью гравия, гальки до 25 %; sandy and clay soils impure with gravel, pebbles up to 25 %; |
||
гравийно-галечниковый грунт с песчаным (более 40 %), глинистым (более 30 %) заполнителем и мощностью по стволу скважины до 100 м; gravel-pebble soil with sandy (over 40%), clay (over 30%) fill and borehole thickness of up to 100 m; |
||
полускальные грунты (1–5 МПа) half-rocks (1–5 MPa) |
||
4 (сложная) 4 (complex) |
Песчаные и глинистые грунты с примесью гравия, гальки до 50 %; Sandy and clay soils impure with gravel and pebbles up to 50 %; |
100–200 |
гравийно-галечниковые грунты с песчаным (более 40 %), глинистым (более 30 %) заполнителем с мощностью по стволу скважины более 100 м; gravel-pebble soil with sandy (over 40 %), clay (over 30 %) fill and borehole thickness of over 100 m; |
||
включения валунов (не более 400 мм) до 5 % от общей массы грунта; inclusion of boulders (max 400 mm) up to 5 % of total soil mass; |
||
малопрочные скальные грунты (5–15 МПа); low-strength rocks (5–15 MPa); |
||
разновысотность входа и выхода бурового инструмента из скважины более 20 м; uneven-height of entry and exit of drilling tool from the hole – over 20 m; |
||
наличие карстовых полостей не более 2 м occurrence of caverns – max 2 m |
||
5 (очень сложная) 5 (highly complex) |
Гравийно-галечниковые грунты с песчаным (менее 40 %), глинистым (менее 30 %) заполнителем; Gravel-pebble soil with sandy (below 40%), clay (below 30%) fill; |
Менее 100 Below 100 |
включения валунов (не более 400 мм) до 20 % от общей массы грунта; Inclusion of boulders (max. 400 mm) up to 20 % of total soil mass; |
||
скальные грунты средней прочности (15–50 МПа); rocks of medium strength (15–50 MPa); |
||
наличие карстовых полостей более 2 м; occurrence of caverns – over 2 m; |
||
чередование грунтов, различающихся по сложности до 2 кат. alternation of soils different in complexity up to 2 cat. |
Таблица 3. Последовательное смещение оси скважины при расширении без использования центраторов
Table 3. Successive displacement of hole axis in reaming using no centralizers
Диаметр расширителя, мм Hole Opener diameter, mm |
Диаметр бурильной трубы, мм Drilling pipe diameter, mm |
Смещение оси скважины при этапе расширения Sn, мм Displacement of hole axis in reaming stage Sn, mm |
Накопленное смещение S, мм Accumulative displacement S, mm |
600 |
168 |
216 |
0 |
800 |
168 |
316 |
216 |
1000 |
168 |
416 |
532 |
1200 |
168 |
516 |
948 |
1400 |
168 |
616 |
1464 |
1600 |
168 |
716 |
2080 |
Авторы:
С.З. Имаев, генеральный директор ООО «АЭРОГАЗ»
HTML
Заказчиком проекта выступила частная газодобывающая компания ООО «Газнефтесервис» Группы VolgaGas. Реализация данного проекта позволяет заказчику менее чем за год окупить вложения в проект за счет производства трех видов продукции: товарного газа, стабильного газового конденсата и пропан-бутана технического (ПБТ). Производительность УКПГ составляет 40 000 нм3/ч по товарному газу и 4 т/ч по ПБТ.
В рамках данного проекта было реализовано решение, позволившее снизить капитальные затраты на строительство практически в два раза – с 700 до 380 млн руб. Такого результата удалось достичь за счет разработки уникальной технологической схемы, позволяющей отказаться от шаблонных проектов, основанных на использовании дорогостоящих адсорбционных/абсорбционных систем осушки газа и компрессорного оборудования для утилизации низконапорных газов, стоимость которых составляет 40–50 % от капитальных вложений и 50–60 % от последующих эксплуатационных расходов всего завода.
УКПГ Добринского месторождения базируется на процессе низкотемпературной сепарации, реализованном с помощью специально разработанного компанией «АЭРОГАЗ» компактного блока эжекции и сепарации. Данный блок позволяет утилизировать газы выветривания блока стабилизации газового конденсата. За счет тщательно продуманной компоновки блоков стабилизации и фракционирования удается получить дополнительный энергетический выигрыш, необходимый для обеспечения нужных температур в блоке низкотемпературной сепарации как в зимний, так и в летний период эксплуатации.
ООО «АЭРОГАЗ» специализируется на технологических процессах для УКПГ с использованием компактных эжекторно-сепарационных систем и разрабатывает высокоэффективные технологические схемы транспортировки, подготовки и переработки газа с низкой стоимостью реализации и владения.
Продукция «АЭРОГАЗ» предназначена для решения таких задач, как:
• увеличение глубины переработки газа и выработки товарных продуктов (газовый конденсат, широкая фракция легких углеводородов, ПБТ, пропан-бутан автомобильный и другие товарные продукты);
• увеличение производительности УКПГ по входному газу;
• понижение точки росы по воде и углеводородам;
• утилизация попутного нефтяного газа;
• отказ от первой ступени компримирования;
• эффективное использование низконапорных газов (факельных, выветривания и пр.);
• предотвращение уноса капельной жидкости после сепараторов и колонн;
• увеличение пропускной способности и качества очистки сепарационного оборудования;
• оптимизация бескомпрессорной перекачки газа в подземных хранилищах;
• бескомпрессорное повышение газоотдачи низконапорных газовых, газоконденсатных и обводненных скважин;
• бескомпрессорное увеличение пропускной способности существующих систем сбора и транспорта газа;
• точное измерение количества добываемой нефти на нефтяных скважинах с высоким газовым фактором и др.
Разработка блоков эжекции и сепарации осуществляется ООО «АЭРОГАЗ» при грантовой поддержке Фонда «Сколково».
ООО «АЭРОГАЗ»
143026, РФ, г. Москва,
Большой б-р, д. 42, стр. 1,
Инновационный центр «Сколково», пом. 338
Тел./факс: +7 (499) 653-93-90
e-mail: info@aerogas.ru
Энергетика
Авторы:
HTML
Сопротивление изоляции – один из главнейших параметров, отвечающих за безопасность эксплуатации кабелей и проводов, ведь в ходе эксплуатации силовые и осветительные кабели всегда подвержены различным воздействиям. Постоянно присутствует взаимовлияние жил внутри кабеля, их тепловое и электрическое взаимодействие. Эти и другие факторы в процессе эксплуатации объекта приводят к постепенному старению и разрушению материала изоляции, что может привести к самым плачевным последствиям.
Профилактические измерения сопротивления изоляции в соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) или Правилами технической эксплуатации электроустановок (ПТЭЭП) должны проводиться периодически, в зависимости от назначения объекта.
Учитывая положения п. 1.8.40 ПУЭ, для силовых кабелей, цепей вторичной коммутации и осветительных электропроводок напряжением до 1000 В установлена норма сопротивления изоляции не менее 0,5 МОм для каждой жилы между фазными проводами и между фазным и нулевым проводом и проводом защитного заземления.
Процесс измерения сопротивления изоляции проводки в осветительных сетях весьма трудоемок. Для подготовки проведения измерений необходимо отсоединить от сети все осветительные приборы и только после этого провес-ти измерения. Временне затраты на отсоединение и подключение светильников очень трудно спрогнозировать. Длительность этого процесса зависит от количества оборудования, графика работы, труднодоступности размещения осветительных приборов, человеческого фактора и т. д. Соответственно, на время проведения подготовительных и послеизмерительных мероприятий работа персонала и эксплуатация объекта прекращаются.
В целях сокращения времени прове-дения комплекса измерений сопротивления изоляции проводки в осветительных системах ООО «Атон» предлагает к использованию «Систему дистанционного отключения нагрузки» («Систему ДОН»).
«Система ДОН» представляет собой индивидуальный для каждого осветительного прибора блок управления, который срабатывает при подаче в питающую сеть импульсов напряжения определенной формы. Блок управления изолирует электрическую часть светильника от питающей электропроводки на время, достаточное для проведения измерений сопротивления изоляции. Для приведения системы в действие обслуживающий персонал отключает автомат, питающий группу светильников, оборудованных «Системой ДОН», и кратковременно подает на данную группу импульсы напряжения определенной формы, что приводит к разрыву электрических контактов на «входе» светильника. Длительность размыкания контактов регулируется в настройках блока управления и может составлять 2–5 мин. Этого времени достаточно для подключения к линии измерительного прибора и проведения замеров сопротивления изоляции. По истечении этого времени контакты блока автоматически замкнутся, и осветительные приборы будут работать в нормальном режиме.
Применение системы «ДОН» позволяет минимизировать потери от вынужденных перерывов в работе объекта, снизить трудоемкость связанных с измерением мероприятий и проводить измерения сопротивления электропроводки в полном объеме согласно ПТЭЭП.
ООО «Атон» готовит к запуску в серийное производство линейку осветительных приборов, в стандартную комплектацию которых будет входить блок управления «ДОН».
ООО «Атон»
603124, РФ, г. Нижний Новгород,
ул. Вязниковская, д. 2а, оф. 32
Тел.: +7 (831) 411-51-20,
8-800-707-55-39
E-mail: real@aton-svet.ru
Энергия
Авторы:
Д.Н. Левитский, e-mail: levitskiy.d@gubkin.ru; Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
В.А. Онучак, e-mail: lexett@mail.ru; Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Московский государственный институт международных отношений (университет) Министерства иностранных дел Российской Федерации» (Москва, Россия).
А.С. Кузнечиков, e-mail: kas@gubkin.ru; Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
К.А. Пиканов, e-maill: pikanov.k@gubkin.ru Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Литература:
-
Федеральный закон от 23.11.2009 № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» [Электронный источник]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_93978/ (дата обращения: 07.08.2018).
-
Отчет ПАО «ЛУКОЙЛ» о деятельности в области устойчивого развития за 2017 г. [Электронный источник]. Режим доступа: https://csr2017.lukoil.ru/climate-change/energy-efficiency (дата обращения: 07.08.2018).
-
Годовой отчет ПАО «Роснефть» за 2017 г. [Электронный источник]. Режим доступа: https://www.rosneft.ru/docs/report/2017/ru/sustainability/energy-efficiency.html (дата обращения: 07.08.2018).
-
ГОСТ Р 57576–2017 (ИСО 50002:2014). Системы энергетического менеджмента. Аудит энергетический. Требования и руководство по применению [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200146502 (дата обращения: 07.08.2018).
-
Eccles R.G., Ioannou I., Serafeim G. The Impact of a Corporate Culture of Sustainability on Corporate Behavior and Performance // Harvard Business School Working Paper. 2012 [Электронный источник]. Режим доступа: http://cgt.columbia.edu/wp-content/uploads/2013/12/Corporate_culture_of_Sustainability.pdf (дата обращения: 07.08.2018).
-
ГОСТ Р ИСО 50001–2012. Системы энергетического менеджмента. Требования и руководство по применению [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200096140 (дата обращения: 07.08.2018).
-
ISO 14001:2004. Системы экологического менеджмента. Требования и руководство по применению [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://alljur.ru/images/assets/items/110/original/NOTES_ISO_14001-2004.PDF (дата обращения: 07.08.2018).
-
ISO 14004:2004. Системы экологического менеджмента. Общее руководство по принципам, системам и методам обеспечения функционирования [Электронный источник]. Режим доступа: http://www.klubok.net/Downloads-index-req-viewdownloaddetails-lid-146.html (дата обращения: 07.08.2018).
-
Левитский Д.Н. 15 лет по пути развития Газпрома // Газовая промышленность. 2013. № 8. С. 10–11.
-
Левитский Д.Н., Шухно В.И., Кузнечиков А.С. СТО Газпром серии 9000: корпоративный подход к менеджменту качества // Нефть, газ и бизнес. 2012. № 1–2. C. 7–11.
-
ISO 50001:2011. Системы энергетического менеджмента. Требования и руководства по их применению [Электронный источник]. Режим доступа: http://certin.org/wp-content/uploads/2016/10/ISO-Стандарт-50001-Обычный.pdf (дата обращения: 07.08.2018).
-
Левитский Д.Н., Пиканов К.А. Процессный подход при построении управленческой структуры газотранспортного общества // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2017. № 3–4. С. 31–33.
-
Онучак В.А. Показатели оценки охраны окружающей среды нефтедобывающими компаниями // Конкурентоспособность в глобальном мире: экономика, наука, технологии. 2016. № 4. С. 74–81.
HTML
Задачи повышения энергоэффективности предприятия и организации нефтегазового комплекса решают, руководствуясь как национальной нормативно-правовой базой, так и международным опытом энергетического менеджмента.
К национальным регламентирующим документам относится, в частности, обновленный в 2017 г. Федеральный закон от 23.11.2009 № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» [1]. В ст. 4 Закона прописаны такие базовые принципы государственного регулирования в сфере использования энергетических ресурсов, как:
• эффективное и рациональное использование энергетических ресурсов;
• поддержка и стимулирование энергосбережения и повышение энергетической эффективности;
• системность и комплексность проведения мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности;
• планирование энергосбережения и повышения энергетической эффективности;
• использование энергетических ресурсов с учетом ресурсных, производственно-технологических, экологических и социальных условий.
Системный подход к управлению организацией может существенно повысить эффективность предприятия в целом. Так, к примеру, если при закупке оборудования определяющим критерием станет дисконтированная стоимость с учетом энергопотребления, может быть закуплено более дорогое, но и более энергоэффективное оборудование, и в конце периода его эксплуатации организация значительно выиграет за счет снижения издержек на энергопотребление.
Выгода в результате внедрения системного подхода к управлению энергоэффективностью предприятия очевидна. Так, финансовая экономия ПАО «ЛУКОЙЛ» в 2017 г. в результате внедрения программы энергосбережения составила 1185 млн руб. [2], ПАО «Роснефть» сэкономило около 1195 т у. т. [3] и т. д.
Минимальный набор требований, необходимых для выявления возможностей повышения энергоэффективности организаций, представлен в стандарте [4]. С его помощью проводится энергетический аудит, представляющий сбор информации, ее анализ и определение путей снижения энергетических потерь. Стандарт определяет также принципы энергетического аудита, требования к его проведению и результатам энергетического обследования.
Внедрение системы энергетического менеджмента дает организации такие результаты, как:
• повышение энергетической результативности и энергетической эффективности;
• снижение затрат;
• снижение энергоемкости;
• энергосбережение и ресурсосбережение;
• снижение вредного воздействия на окружающую среду, в том числе уменьшение выбросов парниковых газов.
Особое значение при энергетическом аудите приобретает унификация представления отчетных данных, а следовательно, стандартизация представления отчетности.
Основными целями внедрения единого электронного формата отчетности являются:
1) устранение избыточности и дублирования отчетных данных путем построения единой системы сбора и обработки отчетности на основе международных стандартов финансовой отчетности;
2) повышение достоверности и качества отчетных данных путем унификации и автоматизации процессов;
3) повышение прозрачности и открытости финансовой информации для всех участников рынка;
4) унификация форматов межведомственного и международного электронного обмена данными.
При этом, согласно исследованию Гарвардской школы бизнеса, в котором в 1993–2010 гг. приняли участие 675 компаний, показатель эффективности при использовании социальной ответственности составлял 54,1 % против 16,2 % в компаниях без социальных программ. Кроме того, ежегодный рост объема продаж достигал 16,2 против 8,1 %, а показатель ROE (возврат средств на капитал) был выше в 1,5–2,0 раза [5].
В целом в системе соблюдения стандартов конкретной организацией можно выделить три уровня:
• первый – потребители в приоритете выделяют требования к безопасности продукции и услуг. Для достижения цели Общество применяет методы технического регулирования, обязательные для организаций;
• второй – внимание потребителей смещается с безопасности на качество производимых продукции и услуг. Это достигается при помощи стандартов, которые организации соблюдают на добровольной основе. При этом достигаются более высокие показатели не только качества, но и безопасности;
• третий – система управления организацией. Правильно построенная система позволяет организациям выпускать продукцию должного качества, отвечать требованиям безопасности, постоянно совершенствоваться и решать вопросы социальной ответственности по отношению ко всем заинтересованным сторонам. Вследствие этого совершенствуются также нормы и стандарты, предъявляемые к системе управления организацией.
СИСТЕМА СТАНДАРТОВ
Активное внедрение информационных технологий, математических моделей и методов в процесс решения проблем качества и конкурентоспособности отражает перспективную тенденцию развития этой области знаний. Информационная поддержка расчетов увеличивает скорость получения прогнозных оценок производительности.
Количество российских и принятых в России международных стандартов по управлению достаточно велико. Это, в частности, системы стандартов менеджмента качества, экологического менеджмента, менеджмента охраны здоровья и безопасности труда, энергетического менеджмента, социальной ответственности, менеджмента рисков. Требования ряда стандартов совпадают, как, к примеру, одинаковые структурные элементы международных стандартов ISO и OHSAS, другие нормативные документы имеют значительные расхождения. Основная сложность состоит в том, чтобы объединить различные системы менеджмента в единую систему управления организацией, что дает бльшую согласованность действий внутри организации и ощутимую финансовую выгоду. Трудность заключается в том, чтобы получить запланированный эффект от внедрения стандарта в систему менеджмента организации и оценить соотношение выгоды к затратам. Таким образом, при выборе стандартов для внедрения в практику конкретной организации необходимо проанализировать ее особенности, требования стандартов, затраты на внедрение, возможную эффективность и с учетом полученных результатов выбрать наилучший вариант.
Создание системы энергетического менеджмента начинается с разработки политики организации в области энергоэффективности и определения целей организации. В Российской Федерации основополагающим стандартом в области создания систем энергетического менеджмента является ГОСТ Р ИСО 50001–2012 «Системы энергетического менеджмента. Требования и руководство по применению» [6], в котором содержатся основные требования к разработке единой системы непрерывного повышения энергоэффективности предприятия в соответствии с принятой политикой организации, прописано распределение полномочий и ответственности, закреплены реальные операторы процессов.
Важной составляющей современной системы управления организацией является система экологического менеджмента, отражающая современный подход к учету воздействий на окружающую среду при планировании и осуществлении деятельности.
Общепризнанной основой для построения системы экологического менедж-мента является стандарт ISO 14001 «Системы экологического менеджмента. Требования и руководство по применению» [7], который содержит требования, позволяющие организации разработать и внедрить экологическую политику и цели, учитывающие законодательные требования и информацию о значимых экологических аспектах. Его дополняет стандарт ISO 14004:2004 «Системы экологического менеджмента. Общее руководство по принципам, системам и методам обеспечения функционирования» [8]. В нем перечислены элементы системы экологического менеджмента и приведены практические рекомендации (примеры) по разработке, внедрению, поддержанию функционирования и по улучшению системы экологического менеджмента.
Процесс управления в соответствии со стандартами ISO, регламентирующими системы менеджмента, осуществляется на основе принципа PDCA (англ. Plan – Do – Check – Act: планирование – реализация – проверка – корректировка).
Одним из примеров реализации такого подхода на практике является внедрение и совершенствование системы менеджмента качества в ПАО «Газпром». В целях обеспечения устойчивого развития Общество работает над поддержанием и постоянным улучшением системы менеджмента качества на основе процессного подхода и риск-ориентированного мышления, а также международных стандартов и современных практик [9, 10].
ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ СИСТЕМ ЭКОЛОГИЧЕСКОГО И ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО МЕНЕДЖМЕНТА
Рассмотрим опыт внедрения стандартов в области экологического и энергетического менеджмента на примере входящей в состав ПАО «Газпром» газотранспортной организации – ООО «Газпром трансгаз Самара». На сегодняшний день ООО «Газпром трансгаз Самара» эксплуатирует около 4500 км магистральных газопроводов, 17 компрессорных цехов, 145 газораспределительных объектов и транспортирует около 15 % объема добываемого в России природного газа. Из 18 филиалов ООО «Газпром трансгаз Самара» восемь обеспечивают транспортировку самого топлива, а 10 – сервисное обслуживание оборудования, снабжение, транспорт, связь, безопасность на объектах.
В числе особенностей газотранспортных организаций, а также организаций, специализирующихся в области транспортировки нефти и нефтепродуктов, отмечается прежде всего значительная удаленность филиалов и подразделений компании друг от друга. Эти филиалы и подразделения имеют обособленное руководство на местах, свои финансовые службы, расчетные счета, однако связаны общим управлением. Особенно важно то, что к их производственным объектам предъявляются жесткие требования в части защиты окружающей среды и безопасности производственной деятельности, по-этому соблюдение стандартов имеет для них первостепенное значение.
В 2011 г. ООО «Газпром трансгаз Самара» подтвердило соответствие своей деятельности требованиям международного стандарта ISO 50001:2011 «Система энергетического менеджмента» [11].
Сохранение природной среды и эффективное использование ресур-сов – один из приоритетов предприятия. В ООО «Газпром трансгаз Самара» внедрена и последовательно улучшается система управления воздействиями на окружающую среду. В целях повышения энергоэффективности процессов основных и вспомогательных производств в Обществе внедряется система управления энергоэффективностью и ресурсосбережением, интегрированная в существующую систему экологического менеджмента [12].
В 2009 г. система экологического менеджмента Общества признана соответствующей требованиям международного стандарта [7].
Компания реализует комплекс мероприятий, направленных на минимизацию техногенного воздействия, и совершенствует систему управления природо-охранной деятельностью.
Осознавая важность вопросов, связанных с охраной окружающей среды, в 2002 г. предприятие впервые определило экологическую политику, и на сегодняшний день реализация принципов действующей политики является одним из приоритетных направлений развития ООО «Газпром трансгаз Самара».
На предприятии действует программа энергосбережения и повышения энергоэффективности. Выполнение энерго-сберегающих мероприятий способствует экономии электроэнергии, снижению потребления воды, тепловой энергии и образования отходов.
В Обществе реализован ряд стратегических инициатив ПАО «Газпром», таких как:
• информационно-управляющая система предприятия;
• система менеджмента качества;
• торцевые газодинамические уплотнения;
• технологии управляемого взрыва;
• технология «Бережливое производство».
В 2017 г. Группа «Газпром» в целом заняла первое место в ежегодном рейтинге «Top 250 глобальных энергетических компаний» S&P Global Platts (S&P Global Platts Top 250 Global Energy Company Rankings). При составлении данного рейтинга, существующего с 2002 г., энергетические компании оцениваются по ряду финансовых показателей, таких как стоимость активов, выручка, прибыль, доход на инвестиции. В российской практике, к сожалению, качество и глубина нефинансовой корпоративной отчетности широко варьируют и не всегда соответствуют уровню, принятому в международной практике [13].
ВЫВОДЫ
В большинстве стандартов, регламентирующих внедрение и развитие систем управления, содержатся одинаковые структурные элементы, что позволяет сделать выборку с последующим их внедрением в единую систему управления организацией. При этом управление данными процессами на основе принципа PDCA приведет к совершенствованию всей системы в целом.
Улучшению процесса принятия решения в определенных областях способствуют требования и рекомендации следующих стандартов:
• ISO 9000 – в области менеджмента качества;
• ISO 14000 – в области экологического менеджмента;
• OHSAS 18000 – в области менеджмента охраны здоровья и безопасности труда;
• ISO 26000 – в области социальной ответственности;
• ISO 50000 – в области энергетического менеджмента.
Управление рисками и возможностями, основанное на положениях стандартов ISO 9000 и ISO 31000, поможет руководителям минимизировать негативное влияние неопределенностей.
Интегрированная система менеджмента позволит устранить дублирование требований и процедур, а также повысить эффект от каждой подсистемы в целом. Формирование единой системы документации интегрированной системы менеджмента позволяет установить общие подходы к планированию развития организации, оценке результативности и эффективности деятельности предприятий нефтедобывающего комплекса.
Юбилей
HTML
25 августа исполняется 65 лет со дня рождения Виктора Георгиевича Мартынова – профессора, ректора Российского государственного университета нефти и газа (Национального исследовательского университета) имени И.М. Губкина, члена-корреспондента Российской академии образования, члена Совета директоров ПАО «Газпром» и ПАО «НК «РуссНефть», доверенного лица Президента Российской Федерации В.В. Путина.
Виктор Мартынов родился 25 августа 1953 г. в Москве, в 1975 г. окончил с отличием Московский институт нефтехимической и газовой промышленности имени И.М. Губкина по специальности «горный инженер-геофизик». Получив диплом, два года работал в МИНХиГП имени И.М. Губкина в должностях стажера-исследователя и инженера. С 1997 по 1980 г. возглавлял отдел студенческой молодежи Октябрьского РК ВЛКСМ г. Москвы.
В 1981 г. В.Г. Мартынов защитил диссертацию, став кандидатом геолого-минералогических наук. Работал старшим научным сотрудником МИНХиГП имени И.М. Губкина, с 1988 г. руководил Цент- ральным межотраслевым институтом повышения квалификации руководящих работников и специалистов нефтегазовых отраслей промышленности по новым направлениям развития техники и технологии при МИНХиГП имени И.М. Губкина. В 1991 г. получил ученое звание доцента.
«Главными учителями в жизни я считаю родителей, – отмечает Виктор Георгиевич. – Помимо них я благодарен «за науку» Владимиру Николаевичу Виноградову, который был ректором Губкинского университета с 1961 по 1992 г. Еще один главный наставник, Валерий Макарович Добрынин, заведовал кафедрой геофизических исследований скважин и был моим научным руководителем».
С 1999 г. Виктор Георгиевич работал проректором и затем первым проректором РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. В 2004 г. получил ученую степень доктора экономических наук, в 2006 г. – ученое звание профессора. С 2008 г. по настоящее время В.Г. Мартынов является ректором РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Под его началом университет расширил горизонты международного и межведомственного сотрудничества, был включен Мировым нефтяным советом в список 16 лучших вузов мира, дающих специализированное образование, а также вошел в рейтинг лучших российских вузов по версии Forbes. За десятилетие работы Виктора Георгиевича ректором в университете созданы базовые кафедры основных предприятий российского ТЭК, в числе которых «Роснефть», «Газпром», «ЛУКОЙЛ», «Транснефть» и др. Недавно в стенах университета в сотрудничестве с компанией Uniper была открыта первая в России международная базовая кафедра.
«Временные проявления политической турбулентности не должны влиять на фундаментальные основы науки и образования, – считает Виктор Георгиевич. – Кризисы и санкции должны обходить стороной международные связи университетов, поскольку разрушить такие связи и совместные наработки легко, а восстановить трудно. Не только наш, но и любой университет мира не сможет развиваться изолированно. Необходимо общение, обмен опытом и идеями с зарубежными коллегами, участие в научных и образовательных проектах мирового масштаба».
Почетный работник газовой промышленности (2000), почетный работник ТЭК (2003), почетный работник высшего профессионального образования РФ (2003), почетный разведчик недр (2009), В.Г. Мартынов является автором более 210 научных и методических работ, входит в состав редколлегий ведущих научных журналов.
Редакция журнала «Территория «НЕФТЕГАЗ» и коллектив Губкинского университета поздравляют Виктора Георгиевича с 65-летием и желают ему научных и трудовых достижений, новых талантливых учеников, крепкого здоровья и семейного счастья.
← Назад к списку
- научные статьи.