Территория Нефтегаз № 8 2006

Требования к современным промышленным установкам растут с каждым днем. Нефтегазовая промышленность не является исключением, и несмотря на консервативность, характерную для данного производства, современные требования, предъявляемые к технологии буровых работ и надежности бурового оборудования, заставляют внедрять новые, современные технологии. Как следствие, растет потребность в более совершенном, современном, надежном, высокотехнологичном оборудовании.

Рисунок 1                                                              Рисунок 2

Буровое оборудование, вновь вводимое в эксплуатацию, производители стремятся оснастить современными технологиями и создать максимально комфортные и безопасные условия для работы обсуживающего персонала. Немаловажным фактором в современном производстве является так­же энергосбережение и ресурсосбережение. Энергосберегающая функция в основном связана с применением частотно-регулируемых приводов, а обеспечение безопасности и удобства в обслуживании достигается за счет применения современных средств автоматизации.

Оценивая уровень бурового оборудования, выпускаемого отечественными заводами, к сожалению, приходится констатировать, что оно в настоящее время по ряду параметров (долговечности, надежности, удобству эксплуатации и т. д.) отстает от лучших зарубежных образцов.

Кроме того, говоря о нефтегазовой промышленности в России, стоит сказать, что в настоящее время более 80% находящегося в эксплуатации оборудования, является морально устаревшим, до сих пор использующим расточительные способы регулирования с помощью дросселей, задвижек и тормозных муфт, «рассеивая полезную энергию в воздухе». Это особенно относится к буровым установкам.

Буровые установки являются основным и наиболее сложным звеном в ТП нефтедобычи и обладают наиболее сложными технологическими требованиями.

Современные буровые установки оснащаются регулируемыми электроприводами главных технологических механизмов. Регулируемые приводы способствуют повышению надежности механизмов за счет упрощения кинематических систем передач, обеспечения плавности пуска и ограничения моментов нагрузки механизмов; позволяют резко повысить производительность буровой установки, что имеет большое экономическое значение. Высокий технико-экономический эффект достигается также за счет увеличения КПД, облегчения монтажа и транспортировки, улучшения условий труда персонала.

Рисунок 3

Наиболее полно технологическим требованиям буровых работ отвечает электропривод с большой глубиной регулирования. Поэтому современную буровую установку невозможно представить без регулируемого электропривода.

В настоящее время в России основную часть буровых установок составляют установки с электроприводом главных механизмов, выполненных по системе «тиристорный преобразователь — двигатель постоянного тока». Глубокое регулирование скорости в таких приводах обеспечивается за счет изменения напряжения, приложенного к якорю двигателя, и изменением тока в обмотке возбуждения двигателя.

Однако использование приводов постоянного тока влечет за собой массу проблем. Одним из наиболее неприятных факторов при работе тиристорных преобразователей является искажение ими питающей сети.

Специфика работы тиристорного преобразователя такова, что для получения нужного напряжения (ниже номинального), тиристорный преобразователь использует часть синусоиды питающего напряжения (рис. 1).

Включаясь в нужные моменты времени, преобразователь проводит ток только в определенной части синусоиды, снижая тем самым напряжение, которое подается на двигатель. Таким образом, тиристорный преобразователь потребляет из сети ток несинусоидальной формы. Это приводит к тому, что питающая сеть искажается и насыщается помехами. Кроме того, учитывая, что зачастую буровые установки находятся на значительном расстоянии от источника электроэнергии, то есть имеют протяженную линию электропередачи, а мощности основных механизмов буровой установки весьма значительны, броски тока в моменты коммутации тиристоров преобразователя постоянного тока вызывают провалы напряжения, что вызывает сбои в системе электроснабжения. С уменьшением скорости привода эти неприятные явления усиливаются, а при установке нескольких тиристорных преобразователей возрастают многократно. Все эти факты приводят к тому, что в работе буровых установок возникают частые сбои, что приводит к значительным материальным затратам.

Также стоит сказать, что при использовании двигателей постоянного тока в качестве приводов главных механизмов возникают трудности, связанные с наличием у двигателей постоянного тока щеточно-коллекторного узла, который нуждается в частом обслуживании. Наличие коллектора делает привод постоянного тока менее надежным и безопасным.

Для компенсации реактивной мощности, потребляемой из сети тиристорным преобразователем, необходимо предусмотреть на буровой установке фильтрокомпенсирующие устройства, которые являются весьма громоздкими и дорогостоящими.

Благодаря современным достижениям в области преобразователей частоты переменного тока, в последнее время активно ведутся работы по замене устаревших систем «тиристорный преобразователь — двигатель постоянного тока» на главных приводах буровых установок на более совершенные и надежные системы «преобразователь частоты — асинхронный двигатель с короткозамкнутым ротором». Напри­мер, современные преобразователи частоты, выпускаемые мировым лидером в производстве электроприводов, компанией АВВ1 (Швейцария), достигают мощностей 4300 кВт, являются высокотехнологичными, имеют высокую степень надежности и, как правило, не превосходят по цене тиристорные преобразователи постоянного тока.

По сравнению с электроприводами постоянного тока электропривод переменного тока имеет следующие преимущества:

• надежность, простота, более дешевый двигатель, не требующий постоянного обслуживания (нет коллекторного узла), что позволяет значительно снизить затраты на эксплуатацию двигателей;

• меньшая, чем в тиристорных преобразователях, относительная величина генерируемых в сеть гармоник;

• высокая электрическая надежность;

• цена комплекта «преобразователь частоты — асинхронный двигатель» сопоставима со стоимостью «тиристорный преобразователь — двигатель постоянного тока».

Как и для преобразователей постоянного тока, для блочных конструкций преобразователей частоты характерен высокий уровень эргономики и ремонтопригодности, а также малое время восстановительных работ (ремонт производится в основном путем замены блоков), что является весьма существенным в связи с эксплуатацией буровых установок вдали от ремонтных баз. Также важным достоинством является унификация схем электроприводов, конструкции элементов, функциональных узлов и блоков регулирования преобразователей.

Наиболее перспективными для буровых установок, на наш взгляд, являются многодвигательные электроприводы переменного тока. Данный привод характеризуется наличием выпрямителя, работающего на общие шины постоянного тока, от которых через инверторы запитываются главные приводы буровой установки. Данная система электропривода является очень гибкой и многофункциональной. Конфигурация системы зависит от числа приводов и типа применяемого выпрямителя.

При установке в качестве источника питания преобразователя частоты с неуправляемым выпрямителем (на входе) из питающей сети начинают потребляться пики тока (рис. 2). Это приводит к тем же проблемам, что и в преобразователях постоянного тока, хотя и в гораздо меньшей степени: сеть насыщается помехами, а в моменты появления пиков тока напряжение сети «проседает», что может вызвать сбой в работе электропривода. В значительной степени уменьшить это негативное явление позволяет включение неуправляемого выпрямителя по двенадцатипульсной схеме выпрямления.

В буровых установках, вводимых в эксплуатацию в настоящее время, чаще всего применяют частотные электроприводы с неуправляемым, 12-пульсным выпрямителем, поскольку эта схема зарекомендовала себя как наиболее надежная и удобная в эксплуатации. Схемы с 6-пульсной схемой выпрямления применяются в основном на буровых установках, которые запитываются от индивидуальных дизель-генераторных установок.

В последнее время появилось новое перспективное направление в области преобразовательной техники, основанное на применении рекуперативных приводов, оснащенных IGBT - модулями. В таких приводах имеются два преобразователя с модулями IGBT: один на стороне блока питания, другой на стороне двигателя.

Помимо того, что в таких приводах появляется возможность рекуперации в сеть избыточной энергии, управляемый выпрямитель на IGBT-транзисторах позволяет избавиться от недостатка, свойственного тиристорным преобразователям и преобразователям частоты с неуправляемым выпрямителем, то есть позволяет избавиться от пиков тока, потребляемого из сети и потреблять из сети ток синусоидальной формы. Кроме того, IGBT выпрямитель обладает очень высокой, по сравнению с тиристорными преобразователями, устойчивостью к просадкам питающей сети, позволяя не снижать производительности при просадках напряжения.

На рис. 3 представлены экспериментальные осциллограммы тока и напряжения, которые потребляет из сети преобразователь частоты с выпрямителем на IGBT-транзисторах.

Активный выпрямитель (на IGBT- транзисторах), наряду с применяемой в приводах производства АВВ технологией высокоскоростного, прямого регулирования момента (технология DTC), гарантирует стабильную работу привода в тяжелых условиях. Суммируя вышесказанное, отметим следующие достоинства подобных преобразователей частоты: устойчивая работа при возникновении помех в напряжении сети; низкие сетевые гармоники; очень быстрая и равномерная реакция при переходе из двигательного режима к режиму рекуперативного торможения и наоборот; экономия энергии за счет отдачи избыточной энергии в сеть; коэффициент мощности при работе преобразователя с активным выпрямителем почти достигает единицы, поэтому компенсация реактивной мощности не требуется; лучшая устойчивость к просадкам питающей сети.

Применение преобразователя с рекуперативным выпрямителем позволяет применять лебедку в качестве регулятора подачи долота. Поэтому можно не использовать отдельный регулятор и значительно упростить кинематику буровой лебедки.

Таким образом, электропривод переменного тока с преобразователями частоты, имеющими в качестве выпрямителя на входе рекуперативный выпрямитель на IGBT-транзисторах, позволяет избавиться от многих проблем, возникающих в тиристорных приводах постоянного тока и преобразователях частоты с неуправляемым выпрямителем на входе. Преобразователи частоты с выпрямителем на IGBT-транзисторах являются весьма перспективным решением как с экономической точки зрения, так и с точки зрения надежности электропривода.

АВВ — лидер в производстве силового оборудования высокого, среднего и низкого напряжения; продуктов и технологий для автоматизации производственных и технологических процессов. АВВ — одна из крупнейших в мире технологических компаний, офисы АВВ находятся в более чем 100 странах мира. Штаб квартира в Цюрихе, Швейцария. Группа АББ была образована в 1988 г. слиянием шведской ASEA и швейцарской BBC Brown Boveri. История ASEA началась в 1883 г., а BBC была создана в 1891 г. В 2003 г. подписано соглашение о партнерстве АВВ и НТЦ «Приводная техника» (г. Челябинск), предлагающего полный комплекс инжиниринговых услуг в области систем автоматизированного электропривода и автоматизации промышленных установок, продаж и сервисного обслуживания оборудования электропривода и низковольтной аппаратуры производства компании АВВ.

E-mail: enver.shulgin@ru.abb.com

www.abb.ru/ibs

Наша компания в 2006 году подписала соглашение о партнерстве с известной американской компанией GE.

Для нашей компании это означает начало сотрудничества с GE по следующим направлениям: диспетчеризация подстанций 550/330/220/110/10 кВ (GE Energy Service) и релейная защита высоковольтных подстанций (110 кВ и выше) — (GE Multilin), мониторинг силовых трансформаторов, вибромониторинг турбоагрегатов (Bentley Nevada), газовое направление (Nuovo Pignone), ГТУ последнего поколения (LMS 100 с КПД в простом цикле 45 % и мощностью 100 МВт) и продол­жение сотрудниче­ства с компанией Schnei­der Electric в об­ластях: электрооборудование 10/6/,4 кВ и промышленная автоматизация.

Для наших Заказчиков это означает, что список решений, предлагаемых РС Автоматизация, пополнился, а качество услуг осталось на традиционно высоком уровне и включает в себя полный комплекс работ.

В данной статье мы предлагаем вашему вниманию передвижную Систему мониторинга силовых трансформатров FARADAY™ Transformer Nursing Unit® (TNU®).

Всем известно, что трансформаторы являются дорогостоящими изделиями, от которых зависит работоспособность электрических подстанций. Перечень неисправностей, которые могут возникнуть достаточно велик, и только своевременная полномасштабная диагностика способна выявить те или иные отклонения от нормы и предот­вратить выход из строя оборудования.

FARADAY™ (TNU®) представляет собой динамическую, адаптивную, диалоговую, интеллектуальную, объединяющую систему для контроля и управления работой трансформатора, которая позволяет определить и наглядно продемонстрировать причины аварий.

Система позволяет осуществить сбор от 32 цифровых входов, 16 аналоговых входов (DC), 18 аналоговых входов (AC) и 8 цифровых выходов с реле на 10А.

Вышеперечисленные данные не просто собираются и архивируются, а с помощью математических моделей проходят аналитическую обработку в результате чего, на выходе системы получаем информацию, удобную для отслеживания основных показателей состояния трансформатора и принятия своевременных решений по его обслуживанию.

FARADAY ™ TNU ® имеет развитые коммуникационные возможности и может быть встроена в существующие ин­формационные системы предприятий:

1. 2 последовательных  порта RS232/485

2. 2 последовательных  коммуникационных порта  с устройствами IED или 2 10Base-FL

3. SCADA протоколы для сетевых решений (LAN): IEC® 870-5-104, DNP 3.0, и UCA 2.0

4. SCADA протоколы для подключения по последовательному порту: IEC® 870-5-101, DNP 3.0, Modbus, Spabus, и еще свыше 200 других протоколов

Одна из функций FARADAY™ (TNU®) — это оперативная аналитическая работа, эквивалентная лабораторному исследованию масла.

Поскольку FARADAY™ (TNU®) яв­ляется мобильной установкой, то она может быть использована спе­циалистами для оценки любого критического трансформатора.

В состав FARADAY™ (TNU®) входит масляный клапан, устанавливаемый на трансформаторе предназначен для контроля и управления циркуляцией масла от трансформатора к FARADAY™ TNU® и возвратом его в трансформатор.

FARADAY™ TNU® сертифицирован для применения в Российской Федерации, а рабочий диапазон температур установки FARADAY™ TNU® от –40 до  +55 0C позволяет использовать ее практически в любом регионе.

В группу компаний «RS Group», зарегистрированную в информационной системе ГАЗПРОМа «Газпром­энерго­ин­форм», входят следующие компании:

РС Автоматизация — г. Москва

РС Безопасность — г. Москва

РС Техсервис — г. Москва

РС Техсервис — г. Кострома

РС Электрогаз — г. Москва

РС Электротехника — г. Москва

РС Электротехника — г. Липецк

РС Автоматизация — г. Липецк

РС Электрик — г. Сургут

РС Электрик — г. Новосибирск

РС Электро — г. Новосибирск

РС Восток — г. Иркутск

РС Электросистемы — г. Москва

РС Логистика — г. Москва

РС Татэлектро — г. Казань

РС Промэлек — г. Челябинск

121357, Россия, Москва

Верейская ул., д. 29, офис 43

Д/ц «Верейская–Плаза»

Тел.: +7 (495) 589-24-14

Факс: +7 (495) 589-24-13

Роман Ненюков

E-mail: nenukov@rsys.ru

www.rsautomation.ru

Параметры, измеряемые системой для проведения аналитических расчетов

В связи с тем, что в настоящее время в России более 50 % механизированного фонда нефтяных скважин эксплуатируется установками скважинных штанговых насосов (УСШН), задача повышения надежности и эффективности их работы приобретает особую актуальность. Одним из путей решения этой задачи является повышение уровня автоматизированного контроля и управления на базе современных средств микропроцессорной техники.

Решить эту задачу в 2004 г. взялось НПО «Мир» совместно со специалистами ОАО «ТНК-Нягань», которые разработали «Технические условия» на создание интеллектуальной станции управления УСШН. По замыслам разработчиков «Технических условий», применение новой станции управления УСШН на нефтепромыслах ОАО «ТНК-Нягань» должно позволить решить следующие задачи:

• снизить затраты эксплуатационных служб — за счет дистанционного управления и контроля технологических параметров, дистанционной диагностики;

• снизить вероятность отказов технологического оборудования и возникновения аварий — за счет автоматических противоаварийных защит, автоматической диагностики и оперативной сигнализации о возникших отклонениях;

• снизить затраты электроэнергии — за счет автоматического контроля балансировки станка-качалки и оперативной сигнализации о возникших отклонениях;

• повысить дебит — за счет автоматического поддержания наиболее продуктивного динамического уровня, с контролем наполнения насоса и откачанного состояния скважины.

Основные требования, предъявляемые к новой станции в «Технических условиях», заключались в следующем:

• повышенная надежность станции (использование в качестве коммутационного аппарата тиристорного коммутатора или преобразователя частоты (в качестве опции), применение современной надежной элементной базы);

• простота и удобство проведения работ при монтаже и обслуживании, а также высокая ремонтопригодность станции (блочно-модульное исполнение оборудования, разбиение шкафа на два отсека – силовой и контроллерный, отдельные клеммные отсеки для подключения силовых и сигнальных кабелей, встроенная система самодиагностики);

• широкие функциональные возможности, сочетающиеся с гибкостью и простотой их дальнейшего наращивания (современный модульный программируемый контроллер);

• развитая функция противоаварийных защит (большое число защит, возможность настройки и ввода уставок индивидуально для каждой защиты);

• простой, наглядный и информативный интерфейс оператора (светодиодные индикаторы, встроенный пульт оператора с дисплеем);

• развитые коммуникационные возможности, позволяющие легко интегрировать станцию в состав любой системы кустовой телемеханики или АСУТП нефтепромысла (стандартные коммуникационные интерфейсы и протоколы обмена).

Новая станция управления УСШН типа «МИР ИСУ-07» была разработана НПО «Мир» в 2005 г. В процессе разработки были выполнены не только все требования из «Технических условий», но и реализованы дополнительные меры по обеспечению высокой отказоустойчивости станции (станция остается работоспособной даже при отказе отдельных элементов). Успешному решению поставленной задачи способствовал более чем 15-летний опыт НПО «Мир» в области разработки и внедрения различного оборудования (контроллеры, станции управления и др.), а также имеющиеся наработки, полученные в ходе ранее проведенных НИР.

Станция предназначена для управления, противоаварийных защит, контроля и диагностики УСШН с асинхронным электродвигателем мощностью до 55 кВт. Принципиальным отличием новой станции от известных аналогов является возможность установки в нее как тиристорного коммутатора, так и преобразователя частоты непосредственно в процессе эксплуатации (операция замены занимает несколько минут). Базовое исполнение станции комплектуется тиристорным коммутатором и имеет существенно более низкую цену, чем исполнение с преобразователем частоты. При этом преобразователь частоты должен устанавливаться в станцию только в случае необходимости точной регулировки производительности УСШН при выводе скважины на режим или на сложных скважинах с нестабильным притоком жидкости из пласта. Таким образом, возможна комплектация нескольких станций в базовом исполнении одним преобразователем частоты, что существенно сокращает общие затраты на закупку оборудования.

Опытная эксплуатация и промысловые испытания но­вой станции проходили в период с марта 2005 г. по июль 2006 г. на кустовых площадках №43 и №94 ЦДНГ-4 ОАО «ТНК-Нягань». На первом этапе испытывалось базовое исполнение станции (с тиристорным коммутатором), а на втором этапе — исполнение с преобразователем частоты. Станция была включена в состав действующей системы кустовой телемеханики «Телескоп+». Информацион­ный обмен между станцией и кустовым контроллером «ТК-1616» осуществлялся по интерфейсу RS-485 в соответствии с протоколом ModBus RTU. В процессе испытаний к станции были подключены стационарный динамограф «СДА-10» и стационарный эхолот «Микон-811». Общее количество контролируемых станцией параметров составляло порядка 110 шт., в том числе ваттметрграмма и динамограмма, на базе которых выполнялась автоматическая диагностика неисправностей.

За время проведения опытной эксплуатации отказов оборудования зафиксировано не было. В своем заключении комиссия, проводившая испытания, отметила соответствие станции требованиям «Технических условий» и рекомендовала ее к внедрению на нефтепромыслы ОАО «ТНК-Нягань».

ООО НПО «Мир»

Россия, 644105, г. Омск, ул. Успешная, 51

Тел./факс: +7 (3812) 61-91-73, 61-83-72

e-mail: urz@mir-omsk.ru

www.mir-omsk.ru

На современном этапе остро стоит вопрос модернизации предприятий нефтегазового профиля с целью повышения эффективности и оптимизации работы промышленного оборудования и основных технологических процессов, в том числе снижения энергопотребления. Инструментом этого может служить комплексная автоматизация и оптимизация производства, организация сквозного обмена данными и отчетности в рамках корпоративной информационной сети производственных подразделений предприятия.

Именно автоматизация наиболее доступное, а иногда и единственное средство быстрого повышения эффективности производства, снижения себестоимости и повышения качества продукции. На основе компьютерного анализа больших потоков информации в контурах управления и отображения протекающих процессов в виде «виртуальных» мнемосхем, оптимизации управления промышленных объектов предоставляется возможность оперативного переконфигурирования производства и оптимизации технологических процессов и промышленного оборудования в ходе его работы без остановки самого производства.

Рис.1. Общая структура информационно-управляющей системы с внешними подсистемами

На протяжении 3-х последних лет в журнале «Территория нефтегаз» (№10/2003, №9/2004, №10/2005) ([1], [2], [3]) и «Oil Gas Chemistry» (№1/2004) ([4]) было опубликовано подробное описание ряда решений этой проблемы, полученные в «Лаборатории автоматизированных систем (АС)» (http://www.actech.ru) и внедренные на предприятиях нефтедобычи, нефтепереработки и транспортировки газа.

На сегодняшний день, анализируя и обобщая накопленный опыт в «Лаборатории автоматизированных систем (АС)» разработана комплексная система автоматизации и оптимизации производства, организация сквозного обмена данными и отчетности в рамках корпоративной информационной сети производственных подразделений предприятия нефтегазового профиля, на основе единой автоматизированной системы мониторинга промышленного оборудования и основных технологических процессов и оперативно-диспетчерского управления.

Для оптимизации производства в контур управления промышленных процессов предприятий включается модуль адаптивного прогнозирующего управления систем промышленной автоматизации. Методы и средства адаптивного прогнозирующего управления разработаны фирмой Sitre Telecom (http://www.sitre.es), в том числе, уникальный по своему алгоритму функционирования, запатентованный модуль ПИД регулирования, распространяемый под торговой маркой «SCAP», принадлежащей «Sitre Telecom».

Включение таких модулей в контур управления промышленных процессов предприятий с высоким энергопотреблением позволяет добиться экономии энергии до 8%.

Ведущий российский разработчик систем промышленной и лабораторной автоматизации – «Лаборатория автоматизированных систем (АС)» - Москва, РФ и европейский холдинг «Sitre Telecom» - Мадрид, Испания, известный в мире своими работами в области крупных систем интеграции и оптимизации промышленных процессов и комплексов, в том числе в следующих областях: водные ресурсы, цементная промышленность и строительные растворы, управление и организация дорожного движения, туннели, электроэнергетика, нефтегазовая отрасль, в 2006 года подписали договор о сотрудничестве (см. стр 21).

Одним из основных направлений, открытых альянсом двух фирм, в рамках заключенного договора о сотрудничестве, является комплексная и локальная (направленная в первую очередь на оптимизацию и экономию потребления ресурсов) автоматизация в различных отраслях промышленности.

Обе фирмы характеризуются наличием не только большого опыта разработки и внедрения самых разнообразных систем автоматизации в различных отраслях промышленности, но и рядом собственных решений и «ноу-хау», закрепленных каждой стороной многочисленными патентами. Совместное их использование для обеспечения нужд конкретных заказчиков, как на российском, так и на мировом рынке, позволяет говорить о революционно новом уровне решения задач автоматизации самых разнообразных промышленных процессов.

Задачи модернизации  нефтегазовой отрасли

Резкий рост на сегодняшний момент потребностей в объемах и качестве углеводородных видах топлива ставит перед отечественными производителями не только вопросы непосредственного повышения качества и увеличения объемов выпуска этого продукта, но и модернизации предприятий, снижения потребления энергоресурсов и вредных выбросов.

Модернизация предприятий нефтегазовой отрасли сегодня — задача чрезвычайно актуальная. Поскольку, в результате этого, предприятия смогут не только снизить себестоимость продукции, но и существенно повысить ее качество. Главная задача при производстве качественного топлива — получение сырьевой смеси постоянного состава. Перерабатываемое сырье отличается не только составом, но и физико-техническими свойствами. Для каждого вида сырья должен быть выбран такой способ подготовки, который обеспечивал производство с минимальными энергетическими затратами.

Главная задача модернизации это:

• повышение качества продукции (получение сырьевой смеси постоянного состава),

• снижение себестоимости (снижение затрат в первую очередь за счет экономии энергопотребления),

• обеспечение безопасности производства (контроль за возникновением взрыво- и пожароопасных ситуаций),

• защита окружающей среды (контроль выбросов в атмосферу с целью соблюдения установленных предельных значений).

Одним из инструментов для такой модернизации служит новая концепция автоматизации, которая, базируясь непосредственно на процессах и технологиях производства и с учетом перечисленных выше особенностей, предназначена для реализации следующих задач:

• повышение эффективности производства;

• повышение управляемости и прозрачности производственных процессов;

• отслеживание текущего состояния (по­стоянно проводящийся мониторинг);

• контроль за выполнением решений на каждой стадии производственного процесса;

• корректировка ситуации в соответствии с принятым решением;

• оптимизация технологических процессов и производства в целом.

В случае исходно низкого уровня автоматизации может быть применена комплексная модернизация систем управления техпроцессом. При такой модернизации полностью заменяются системы управления, что в определённых случаях оказывается наиболее выгодным и экономически эффективным решением.

Для решения этих задач, необходимо создать многоцелевую информационно-управляющую систему широкого назначения, охватывающую все подразделения предприятия и объединяющую их в единую, постоянно функционирующую систему (см. рис.1).

Основные исходные данные о технологических и производственных процессах должны поступать в реальном времени непосредственно с измерительных комплексов, в состав которых входят устройства отбора и подготовки пробы, системы диагностики оборудования и системы сбора, обработки и представления данных.

Т.к. качество производимого топлива определяется постоянством состава сырья и его физико-техническими свойствами, то информационно-управляющая система должна обеспечивать измерение соответствующих параметров (влажность, температура, давление и т.п.) и содержать алгоритмы оперативного управления технологическими процессами с минимальными энергетическими затратами.

Кроме того, такая система управления позволяет получать достоверную производственную информацию обо всех стадиях производства.

Первым шагом на пути к созданию многоцелевой информационной системы предприятия является интеграция данных со всех систем автоматизации технологических процессов, которые, как правило, уже имеются в подразделениях предприятия, причем появление их в разные годы на базе разнообразных платформ создает дополнительные сложности по их совместимости.

Опыт внедрения интегрированных систем контроля, оптимизации и организации сквозной отчетности и представления данных производственных процессов предлагаемые «Лаборато­ри­ей автоматизированных систем (АС)» и «Sitre Telecom» на промышленных предприятиях в ряде стран показал их высокую эффективность. Предлагае­мые решения обеспечивают сквозную автоматизацию и оптимизацию на всех этапах технологического процесса, надежность всех операций, повышение качества выпускаемой продукции, соблюдения экологических требований.

Для наиболее энергоёмких этапов производства имеются готовые решения, которые могут быть адаптированы к различным условиям внедрения и конкретным требованиям заказчика. Они могут быть использованы как самостоятельно, так и в составе комплексной системы автоматизации технологиче­ского процесса.

Цели и задачи единой  системы автоматизации

Основной целью при разработке единой системы автоматизации и организации отчетности производства является решение следующих задач:

• сбор и хранение информации о соответствующих объектах контроля и управления;

• простая интеграция ранее созданных систем автоматизации, базирующихся на различных платформах разных производителей в единую, централизованно управляемую систему;

• воспроизведение информации в форме итоговых сообщений и сводок, отражающих текущее состояние объектов;

• многоплановое воспроизведение информации для экспертов по прогнозированию и планированию с целью предварительного моделирования и анализа объектов и процессов;

• обновление запоминаемых данных, автоматизацию процессов управления и архивирования.

Предлагаемое решение формируется на основе современных программных и технических средств и технологий, которые обеспечивают сбор, обработку, передачу, хранение и визуализацию данных в реальном масштабе времени. Используемое программное обеспечение позволяет решить задачу интеграции различных информационных подсистем в единую информационную централизованную систему контроля и управления предприятием.

В качестве программной базы выбранного решения служат следующие программные продукты:

• SCADA-система InTouch (Wonder­ware);

I• ndustrialSQL Server (Wonderware);

S• uiteVoyager (Wonderware);

и• нструментальные средства для разработки коммуникационных серверов (FactorySoft Toolkit);

• система «SCAP» (модуль ПИД регулирования на основе алгоритма адаптивного предикативного управления), («Sitre Telecom»).

База данных реального времени является информационным ядром разрабатываемой системы.

Функции и уровни  автоматизированных систем управления и оперативно-диспетчерского контроля

Уровень 1 – системы  локальной автоматизации

Данный уровень включает системы автоматизации, регулирования и оптимизации технологических процессов (системы управления процессами, в том числе, программируемые логические контроллеры и распределенные системы управления), системы технических и коммерческих измерений потребления энергии, вспомогательные системы процессов автоматизации, телеметрические системы основных промышленных модулей, системы сбора технологических данных с ручным вводом и т.д.

Прикладное программное обеспечение этого уровня запрашивает технологические данные от производственных цехов и участков, обеспечивая местные архивы и передавая данные на сервер технологических данных через различные каналы связи.

Уровень 2 – база данных  реального времени (БДРВ) — технологический сервер

БДРВ предназначена для сбора и хранения технологических данных и выполняет следующие задачи:

• сбор и архивирование технологических данных, а также автоматические расчеты технических характеристик и производительности оборудования и отделов в общей базе технологический данных в реальном масштабе времени;

• поддержка тенденций развития, основных плановых показателей работы, централизованное управление и диспетчерский контроль производством и технологическими процессами;

• ведение оперативного электронного журнала диспетчера;

• обеспечение визуализации условий производства;

подготовка оперативных сводок и месячных эксплуатационных рапортов, распределение отчетов между отдельными подразделениями и т.д.;

• оптимизация производства и повышение эффективности, OEE (общая эффективность эксплуатации оборудования);

• обмен данными со смежными БД предприятия (например, с БД предприятия, БД паспортных данных и т.д.).

Уровень 3 –  предоставление данных

На данном уровне обеспечивается предоставление всех видов информации, получаемой и обрабатываемой на втором уровне:

• АРМ операторов технологических процессов и диспетчеров;

• АРМ технологов и экспертов;

• АРМ руководителей подразделений.

Уровень 4 –  технологический web-портал

На данном уровне обеспечивается доступ к технологическим данным через Интернет с широким использованием web‑технологий (тонкие клиенты), при этом можно получать максимально подробные данные (вплоть до экранов АРМ оператора) при минимальных требованиях к клиентскому оборудованию и программному обеспечению. АРМы руководителей также могут быть реализованы на этом уровне.

Интеграция различных информационных уровней управления предприятием по­зволяет решить следующий набор задач:

сохранение данных в реальном времени о технологических процессах, поступающих от различных технологических участков/цехов/ станций;

визуализация производственного процесса, обеспечивающая количественные параметры для всех основных стадий технологического процесса;

поддержка интернет-решений для основного и вспомогательных технологических производств.

Основные результаты работ

Внедрение комплексной автоматизации на предприятиях обеспечивает:

• энергосбережение;

• повышение производительности технологических линий;

• повышение качества продукции;

• минимизация времени перестройки на другой вид продукции;

• отслеживание в реальном времени и определение эффективности технологических процессов;

• ведение архива технологических параметров;

• отображение параметров на АРМ диспетчеров и технологов, как в реальном масштабе времени, так и архивных;

• многоплановое воспроизведение информации для экспертов по прогнозированию и планированию с целью предварительного моделирования и анализа объектов и процессов;

• удаленный доступ к архивным и текущим данным на базе web-технологий.

Научно-технический уровень разработки соответствует мировому и обеспечивает полную автоматизацию процессов загрузки, выгрузки и регенерации катализатора.

Особенностью данной разработки является то, что контроллер, на котором реализована программа управления, – это контроллер противоаварийной защиты, и набора его стандартных средств не достаточно для реализации логики функциональных последовательностей, на основе которых разрабатываются системы управления периодическими процессами. Реализация управления процессами загрузки, выгрузки и регенерации катализатора с использованием только стандартных библиотек представляет собой довольно сложную задачу, требующую достаточно большого числа рутинных операций, что в свою очередь приводит к большему количеству ошибок со стороны программиста.

Поэтому с целью упрощения и унификации написания логики управления процессом регенерации разработаны логические последовательности.

Внедрение системы управления процессом загрузки, выгрузки и регенерации катализатора позволило:

• проводить процессы загрузки, выгрузки и регенерации катализатора на установке — соответственно сохранение постоянной достаточно высокой активности катализатора;

• избежать лишних затрат на регенерацию катализатора, т.к. процесс ведется непосредственно на площадке, катализатор не вывозится для регенерации в сторонние организации;

• снизить до минимума влияние человеческого фактора и вероятность ошибок, снизить трудозатраты;

• осуществить оперативный доступ к информации о ходе процессов загрузки, выгрузки и регенерации катализатора в режиме реального времени;

• выявлять критические ситуации, извещать о них, быстро принимать решения по их устранению;

• повысить уровень квалификации работников с учётом применения новых средств автоматизации.

Система внедрена и сдана в промышленную эксплуатацию. Все поставленные задачи, цели и необходимые условия при создании данной системы выполнены. Разработку можно использовать для автоматического и автоматизированного управления процессами загрузки, выгрузки и регенерации катализатора.

(Продолжение. Начало в номере № 6)

Структура информации по эксплуатации скважин

Нефтегазодобывающая организация (НГДО), принимающая на баланс эксплуатационную скважину, принимает на баланс и всю технологическую информацию по строительству и испытанию скважины, структура которой была рассмотрена выше. Данная информация необходима для определения режима эксплуатации скважины и ее влияния на другие скважины на данной площади. Множество скважин на площади составляют единую гидродинамическую систему эксплуатации месторождения, параметры которой изменяются во времени. Также меняется число вводимых и выводимых скважин в эксплуатацию и из эксплуатации в пространстве. Структура показывает характеристики (режимы) эксплуатационной скважины в организации при использовании оборудования во времени .В фигурных скобках показана матрица параметров объекта эксплуатации размерностью по строкам равным времени и по столбцам, равным числу параметров эксплуатации.

объект эксплуатации продуктивного пласта; Q-дебит скважины; гидродинамика эксплуатируемой скважины (давление в трубах, затрубье и т.д.); компонентный состав добываемой жидкости: плотность, процент воды, процент нефти, процент газа, плотность воды, плотность нефти, процент других примесей; компоновка НКТ, низа оборудования, тип насоса, глубина установки насоса, глубина компоновки; режим эксплуатации оборудования (ШГН, ЭЦН, компрессоров); T – температура извлекаемой жидкости на поверхности; статус скважины: добывающая, нагнетательная, в ремонте (КРС, ПРС, ПНП); дебит эксплуатационной скважины или дебит нагнетания. Структура кванта информации действий по эксплуатации скважины в виде (6) инвариантна для всей нефтегазовой отрасли и отражает структуру ежедневной информации по каждой скважине.

Сумма единичных квантов W3 составляет суммарный квант добычи эксплуатационного фонда скважин , эксплуатируемых в пространстве и времени.

В качестве единицы времени может быть выбран один час, и т.д. Наименования площадей и значения координат в (7) и (2), (3) одинаковы. Значения индексов в этих выражениях разные из-за возможного списания скважин в процессе бурения в результате аварии и не доходящих до эксплуатации. Выражение (7) показывает фонд эксплуатируемых скважин в организациях с состоянием по каждой скважине через единицу времени и суммарную добычу нефти или газа на дату Д. Число эксплуатируемых скважин в организации во времени не постоянно: определенное множество скважин входит в ремонт, задавливается с целью проведения ремонтов. Баланс добычи ремонтируемых скважин равен нулю, пластовое давление равно гидростатическому. Определенное число скважин выходит из добычи по причине списаний. Определенное число скважин вводится в эксплуатацию, как новые.

Актуальной задачей была и остается реализация задачи мониторинга разработки нефтяных и газовых месторождений и составляющих его скважин относительно проекта разработки. Допустим, месторождение оконтурено, и определенные службы приступают к его оценки запасов и разработке технологии эксплуатации.

Имеем фонд скважин по данному месторождению с соответствующей информацией по бурению, испытанию, пробной эксплуатацией в БД. Владелец данного месторождения объявляет тендер на подсчет запасов. Организация, победившая в тендере, получает доступ к БД данной площади, и по своим моделям производят подсчет запасов. Затем предлагают владельцу месторождения свои версии моделей определения и подсчета запасов нефти и газа. Владелец не тратит времени на подготовку информации по скважинам для подсчета запасов, так как она уже есть в БД. Информация по скважинам формируется в процессе ее жизни, в режиме реального времени от начала бурения, испытания, эксплуатации и т. д. Владелец месторождения платит разработчику за подсчет запасов и защиту запасов в комиссии по подсчетам запасов. Затем владелец данного месторождения объявляет тендер на разработку технологии эксплуатации данного месторождения. Выбранная модель подсчета запасов, утвержденная в комитете по подсчету запасов, программно утверждается. Расчетные данные по подсчетам запасов автоматически вводятся в БД по скважинам для данного месторождения, как проектные. Отчет по подсчетам запасов автоматически формируется в виде таблиц. В структуре БД предусматривается автоматический ввод проектной информации по подсчетам запасов по скважинам площади.

Число скважин, входящих в данную площадь складывается из фактически пробуренных скважин с промысловыми данными и виртуальными скважинами, оконтуривающих площадь и вычисляемых по геологической модели площади. Выражение (8) – это матрица с числом строк, равным числу скважин на площади и числом столбцов, равным числу рассматриваемых параметров по каждой скважине. Структура (8) инвариантна для всех площадей. Структура информации (8) на этапе проектирования разработки предшествует структуре (7).

Организация, победившая в тендере на разработку технологии эксплуатации месторождения, аналогично получает доступ к БД по данному месторождению. На основе информации БД по фонду фактических скважин, виртуальному числу скважин и проектному объему запасов данного месторождения формирует свои варианты разработки месторождения. Проектные решения формируются на множестве скважин, уже существующих в БД, с полученными проектными запасами по месторождению и по существующим скважинам. Программно формируется проект разработки месторождения и выводится в виде отчета. После утверждения технологии разработки, проектные данные разработки программно заносятся в данное месторождение и по скважинам автоматически. В этом случае, нет необходимости организации владельцу и организации проектировщика готовить специально данные по скважинам для формирования технологии разработки.

Проектные данные автоматически заносятся в фонд эксплуатационных скважин в БД.

Владелец данного месторождения начинает разработку месторождения с конкретной даты. Ежесуточно с каждой скважины поступает управляющая информация по параметрам добычи или по параметрам эксплуатации скважин в БД. В этом случае, контроль за разработкой месторождения – это чисто техническая задача.

Невязка показывает отклонение проектных показателей от фактических по каждой скважине рассматриваемого месторождения на дату Д. Анализ невязки по месторождению может служить поводом к лишению лицензии на разработку месторождения, для данной организации, со стороны комитета по недропользованию. Либо покажет несоответствие принятой нормы разработки и требующей перепроектирования технологии разработки месторождения.

Данный мониторинг производится ежедневно, в этом его сила. В конце месяца подводятся итоги эксплуатации по месторождению и составляющих его скважин. Формирование итогов ежемесячной эксплуатации, соответствия проекту разработки осуществляется программно. Субъективный фактор исключается. Анализ фактической разработки всех месторождений проектным разработкам не требуют больших затрат как по времени, так и по стоимости.

Рассмотренный алгоритм контроля за разработкой месторождения основан на управляющей квантовой информации по всем циклам существования скважины, инвариантной относительно организаций, осуществляющих бурение, испытание, эксплуатацию скважин. В этом случае математические модели по подсчету запасов, разработки месторождений накладываются автоматически на эксплуатационный фонд скважин по месторождению и полученные результаты используются для аналитических исследований по идентификации математических моделей фактическим промысловым результатам.

Рассмотренная простота использования информации по скважине в течение времени ее существования, требует качественно новой организации сбора, управления и хранения информации по разработке месторождений, в основе которой лежат рассмотренные структуры информации. Требуется качественно новое программное обеспечение вместо электронных таблиц, существующих сейчас и требующих громадного количества персонала для сопровождения информации по эксплуатации скважин. Существующее качество информации по скважинам, возможные ошибки при сопровождении информации по эксплуатации месторождений невозможно обнаружить и исправить. Только ежедневная структурированная информация, рассмотренная выше, позволяет автоматически исправлять ошибки, даже в первичной информации, идущей с промыслов.

Структура информации  по ремонту скважин (КРС, ПРС, ПНП)

Добывающая или нагнетательная скважина периодически выходит из фонда эксплуатации и входит в фонд ремонтируемых скважин. Период ремонта исключается из времени эксплуатации и добычи скважин. После ремонта скважина вновь эксплуатируется с измененными режимами эксплуатации, дебитом, пластовыми характеристиками. Межремонт­ный период работы скважин, частота проведения ремонтных работ, виды проведенных ремонтов, виды проведенных интенсификаций в скважинах при повышении нефтеотдачи пластов (ПНП), необходимы для управления эксплуатацией скважин.

Анализ информации суточных сводок по ремонту скважин в Поволжье, Западной Сибири показывает их текстовый характер, что говорит о следующем:

1. Формирование суточных сводок на всех уровнях носит субъективный характер

2. Различие информации в суточных сводках, суточных рапортах мастеров, актах выполненных работ по ремонту скважин

3. Отсутствие БД по ремонту скважин, а следовательно, невозможность оперативного анализа межремонтного периода работы скважин, частоты проведения ремонтов, причины их вызывающие. Следствие этого - отсутствие управления ремонтными работами скважин, планирования затрат, числа бригад по ремонту. Под управлением ремонтными работами понимается модель управления ремонтами, определяемая управляющими параметрами, которыми возможно управлять (воздействовать) для достижения оптимального значения целевой функции. В качестве целевой функции может выступать величина межремонтного периода, оптимальная добыча из фонда эксплуатационных скважин во времени. Квант информации действий по ремонту скважин в виде структуры рапортов мастеров или актов выполненных работ являются управляющими параметрами в модели управления ремонтными работами только в случае, если данные параметры являются структурой БД. В этом случае, анализ БД или составляющих параметров ремонтных работ во времени и по скважинам может являться управляющим вектором ремонтных работ и эксплуатации фонда добывающих скважин. Текстовая информация не может являться способом управления ремонтными работами. Управление ремонтными работами на основе текстовой информации сводок – это субъективное управление, не поддающееся количественной оценке качества управления ремонтными работами. Количественная оценка – это анализ всего эксплуатационного фонда скважин, насчитывающего тысячи скважин во времени их эксплуатации по составляющим структурным управляющим параметрам.

Баланс проводимых работ на скважине: наименование работ и нормативное время проведения, регламентированные по нормативному справочнику работ; вид ремонтных работ, регламентированный по классификационному справочнику видов ремонтов; компоновка инструмента в скважине и применяемая при ремонте, компоновка инструмента в скважине автоматически берется из БД по эксплуатации данной скважине при формировании суточного рапорта мастера по ремонту, компоновка при ремонте из справочника инструментов; тип, реологические параметры, количество жидкости глушения; объект эксплуатации, прн проведения ремонтных работ; - структура объектов перфорации: интервалы объектов испытания и перфорации берутся из БД эксплуатируемой скважины автоматически; – оборудование при ремонте, справочник оборудования; Q – дебит скважины после пуска ее в эксплуатацию; структура вектора по испытанию продуктивных пластов и вывода скважины на режим по структуре (4). Выражение в фигурных скобках – это матрица параметров по ремонтрируемой скважине с числом строк, равным числу дней ремонта и числом столбцов, равным числу параметров при ремонте скважины.

Структура кванта действий по ремонту (13) – это структура суточного рапорта, содержащего нормативный перечень проводимых работ на скважине, применяемое справочное оборудование и инструмент. Данная структура производственной информации инвариантна относительно организаций, ремонтирующих скважины. В совокупности структуры (2), (4), (5), (13) определяют управляющие параметры при строительстве, испытании, эксплуатации и ремонте скважин, которые взаимозависимы друг от друга. Сумма единичных квантов W4 составляет глобальный квант информации V4 по всему фонду ремонтируемых скважин из всего фонда эксплуатационных скважин во всех добывающих организаций на данный момент времени.

Выражение показывает наименования организаций, осуществляющих ремонт скважин из действующего фонда эксплуатационных скважин на данный момент времени с параметрами ремонта по каждой ремонтируемой скважине, индекс под фигурными скобками показывает информацию по каждой ремонтируемой скважине на текущую календарную дату. Выражение в фигурных скобках – это матрица параметров по ремонтируемым скважинам. Число строк в матрице для каждой скважины из к3 равно числу дней ремонта. Число столбцов равно числу параметров ремонтируемой скважины из к3. Число строк для скважины в (14) может увеличиваться по мере числа вхождений ее в ремонт. История эксплуатации скважины - это развитие двух информационных структур вида (7) и (14) во времени.

Структура информации  по экономическим затратам и доходам

На каждом из рассмотренных периодов состояний скважин на балансах различных организаций на нее расходуются определенные затраты, на приобретение определенных благ для ее функционирования: бурение, испытание, эксплуатация, ремонт. В процессе эксплуатации скважина дает продукцию, реализация которой приносит эксплуатирующей организации доходы. Добывающая организация расходует доходы на ремонт скважин, на строительство новых скважин для компенсации ушедших из эксплуатации скважин. Структура затрат и доходов находятся во взаимозависимости.

Выражения затрат и доходов (16-21) по скважинам соответствуют реальному времени и состоянию конкретной скважины при строительстве, испытанию, эксплуатации и ремонту. Наименования и объемы работ определяются состоянием скважины и величиной изменения состояния скважины или объемом проделанной работы в организации по конкретной скважине за месяц (квартал) и соответствующей стоимости работ . Для каждой из составляющих затрат в (16-21): наименования, объемы, величины затрат соответствуют технологии бурения, испытания, эксплуатации и ремонту скважин. Важно, что это единая инвариантная экономическая структура (структура счета-фактуры) в экономике. Следовательно, данная структура может служить основой для определения фактических норм расхода материалов и затрат при проводке, испытании, эксплуатации, ремонте скважин.

Подставляя рассмотренные структуры информации (2-7, 13-21) в (1) получим единую систему (ЕС) по технологической, технической, экономической информации по нефтегазовой отрасли с ее взаимозависимостями.

Систему уравнений (22) можно записать в виде балансовых уравнений «затраты-выпуск» В.Леонтьева и применить сценарный подход к развития различных направлений в нефтегазодобывающей отрасли. Для Восточной Сибири данный подход позволил бы оптимально вести объем строительства и испытания скважин, используя всю информацию по технологии строительства и испытания скважин. Для оптимального объема фонда эксплуатационных скважин создать необходимое количество ремонтных бригад по эксплуатации скважин без простоев.

Скважина в процессе строительства, эксплуатации, ремонта переходит с баланса на баланс различных организаций. Информация по скважинам остается в организациях или, в лучшем случае, в бумажном виде передается из организации в организацию. Общей структуры информации ни у одной из организаций, временно владеющей скважиной нет, что не позволяет качественно эксплуатировать скважину. Организация общей БД по скважине на всем протяжении ее эксплуатации, по рассмотренным структурам квантов информации действий, дает пользователям возможность системно сопровождать скважину во времени и пространстве.

Рассмотренные структуры информации от источников образования информации по электронной почте могут поступать в центр формирования единой информации БД, реплицироваться с текущей информацией по скважине и быть доступной всеми пользователями в Восточной Сибири. Опытная эксплуатация по технологии строительства скважин позволяет говорить о реальной возможности организации БД для Восточной Сибири. Спектр решаемых задач для общих пользователей на основе рассмотренной базы данных:

1. Выбрать конструкции скважин для площади, конкретной скважины.

2. Выбрать применяемые буровые растворы для площади, конкретной скважины.

3. Вывести характеристики пробуренных скважин по площадям, скважинам: глубины бурения, время бурения, коммерческие скорости, стоимости бурения.

4. Вывести технологии бурения по долблениям, с характеристиками долблений по площадям, скважинам.

5. Баланс календарного бурения по скважинам: бурение, испытание, ремонт.

6. Осложнения и характеристики с видами работ по их ликвидации и балансом времени на их ликвидацию.

7. Виды применяемых испытаний, интенсификаций и результаты испытаний по площадям, скважинам.

8. Интервалы объектов испытаний по площадям.

9. Характеристики продуктивных объектов испытаний: методы освоения, интенсификации.

10. Характеристики добывающих скважин во времени по площадям, отдельным скважинам.

11. Время межремонтных периодов испытаний скважин, частота проведения ремонтов.

Спектр прикладных задач, на основе рассмотренной структуры БД, достаточно большой. Приведенный перечень прикладных задач показывает необходимость создания такой БД для Восточной Сибири.

Заключение

1. Рассмотренные инвариантные структуры квантов информации для различных этапов жизни скважины - это необходимое условие для создания единой многопользовательской БД для Восточной Сибири.

2. Достаточным условием организации многопользовательской БД является понимание необходимости рассмотренной единой системы в решении стоящих практических задач и согласие руководителей, ведущих нефтегазопоисковые работы в Восточной Сибири.

3. С сокращением числа нефтяников всех профилей и наметившаяся тенденция

увеличения инвестиций в нефтегазопоисковые работы Восточной Сибири, с целью практической добычи и реализации нефти и газа, создание унифицированной БД по технологии пробуренных и бурящихся скважин, технологий испытания, добычи, ремонта скважин, основанных на рассмотренных структурах информации, приобретает актуальное значение.

Более 40 лет Орский машиностроительный завод производил продукцию для военно-промышленного комплекса (ВПК), за это время был накоплен уникальный опыт и технологии. В результате конверсии в начале 90-х предприятие полностью перешло к освоению и выпуску гражданской продукции.

В настоящее время ОАО «Орский машиностроительный завод» — практически единственный в России и самый крупный в СНГ завод по производству приварных буровых замков для бурильных труб. Основной продукцией предприятия также являются газовые баллоны высокого давления для природного газа, гидроцилиндры. Кроме этого, на заводе выпускают и другие изделия для нефтегазового комплекса — втулки, штока, клапаны для буровых насосов, муфты для обсадных и насосно-компрессорных труб и различные переводники для бурильных колонн. В связи с освоением нефтяниками и газовиками бурения сверхглубоких и особенно наклонных и горизонтальных скважин к замковым соединениям предъ­являются жесткие требования. Для обеспечения данных требований специалисты завода ведут выбор поставщиков металла, способных выпускать удовлетворяющую по качеству сталь. При заказе металла дополнительно оговариваются требования по снижению вредных примесей (сера, фосфор, азот), необходимость контроля макро-структуры, задаются ограничения по содержанию неметаллических включений (оксиды, силикаты, сульфиды).

Данная работа позволяет изготавливать буровые замки, удовлетворяющие требования заказчика.

Помимо этого, организации, эксплуатирующие бурильные трубы в комплекте с буровыми замками в условиях Крайнего Севера и на месторождениях, где добываемое углеводородное сырье имеет большое содержание сероводорода и CО₂, поднимают вопрос повышения износостойкости замковых соединений и боковых поверхностей замков, хладостойкости и стойкости к сероводородному растрескиванию. Для удовлетворения требований заказчика заводом разработаны программы, направленные на изготовление и поставку буровых замков с повышенными эксплутационными свойствами.

На предприятии разработана и применяется система индивидуального подхода к каждому потребителю, которая включает в себя применение более гибких условий по ценовой политике, срокам оплаты, изготовления и доставки продукции.

На заводе первоочередное внимание уделяется качеству, постоянно ведутся работы, преследующие одну цель: каждый вид продукции должен соответствовать лучшим зарубежным образцам. В 2003 году ОАО «ОМЗ» прошло сертификацию системы качества по международному стандарту ISO 9001-2000 и API Q и тогда же стало первым в Российской Федерации предприятием, сертифицированным Американским нефтяным институтом на право производства бурзамков по международному стандарту качества API Spec 7. В 2005 году представители Американского института нефти провели инспекционный контроль заводской системы качества и подтвердили ее соответствие всем международным требованиям.

В 2004 году ОАО «ОМЗ» получило сертификат французской организации «Бюро Веритас-Русь», удостоверяющий соответствие изготовляемых газовых баллонов положениям международного стандарта ISO 11439. Газовые баллоны изготавливаются из высокопрочной легированной стали с применением дополнительного упрочнения посредством термической обработки. Таким образом, Орский машзавод получил карт-бланш на право выхода со своей продукцией на мировой рынок.

Тел.: (3537) 29-00-69

Факс: (3537) 29-00-60

e-mail: export@ormash.ru

reklama@ormash.orgus.ru

www.ormash.ru

Проникнутая духом отраслевого единства, элегантная и в высшей степени искренняя атмосфера Торжественной церемонии, прошедшей во Дворце приемов Дипломатического корпуса МИД РФ действительно прошла на элитарном уровне. Открыли Церемонию Президент РХТУ им. Д.И. Менделеева, Вице-президент Российского Союза Химиков академик Саркисов П.Д. и Руководитель Оргкомитета Премии Юрченко П.Г. их теплые слова в адрес Лауреатов и гостей Церемонии определили дальнейший настрой праздника. Каждый кто поднимался на сцену в этот день, считал своим долгом выразить признательность коллегам и предложить какие-либо перспективы взаимодействия. Примечательно к примеру, было выступление Генерального представителя в России Европейского технологического инвестиционного центра (ЕТИРК) Вадима Раппопорта, который прямо заявил о готовности крупных западных инвесторов идти в российские регионы и вкладываться в развитие промышленности. Химпром, как базовая отрасль, интересует многих. Необходимость внимательного отношения к безопасности производств отрасли и готовность к участию в ее обеспечении выразил с трибуны Премии Заместитель Генерального директора компании ГУТА-СТРАХОВАНИЕ Павел Башнин. Со своей стороны Лауреаты с большой ответственностью восприняли факт своего причисления к элите российского химпрома, отмечая что публичное признание значимости пройденного предприятиями пути имеет большое значение и для руководителей и для коллективов, как определенная вершина, взятая совместными усилиями. В списке Лауреатов – действительно достойные организации: Мощнейшее предприятие ОАО «Метафракс» с номинацией «Образец устойчивого лидерства на европейском рынке метанола»; Горнохимический гигант ОАО «Сильвинит» с номинацией «За образцовую корпоративную культуру и высокую социальную ответственность градообразующего предприятия»; Представитель лакокрасочной промышленности ООО «Гам­ма» с номинацией «За образцовую реализацию стратегии развития в условиях жесткой конкуренции»; Управляющая компания нового типа ОАО «Башкирская химия» с номинацией «За эффективное управление и интеграцию химических предприятий»; Градообразующее предприятие ОАО «Саянскхимпласт» с номинацией «За успешную реализацию стратегии модернизации производства и расширения номенклатуры выпускаемой продукции»; Крупнейшее агрохимическое объединение ОАО «МХК «ЕвроХим» с номинацией «За уникальное разнообразие выпускаемой агрохимической продукции, соответствующей международным стандартам качества»; Один из пионеров российского производства синтетических каучуков ЗАО «Каучук» с номинацией «Российский лидер производства синтетических каучуков общего назначения»; Уникальное по специфике производства и динамике развития ЗАО «Щелково-Агрохим» с номинацией «За разработку конкурентоспособных отечественных препаратов и средств защиты растений»; развернувшее в России уникальное производство, подразделение Концерна Bayer , Bayer Health Care с номинацией «За активное распространение в России высоких технологий и средств защиты здоровья и охраны окружающей среды»; Демонстрирующее высочайшую динамику развития ООО «РОНЕКС» (представляющее в России интересы концерна NEXEN TIRE CORP.) с номинацией «За разработку и внедрение современных методов продвижения продукции шинной промышленности в условиях жесткой конкуренции.». Кроме того, по рекомендации трудового коллектива, в персональной номинации «За личный вклад в развитие химической промышленности России» звания Лауреат Почетной отраслевой премии «ЭЛИТА РОССИЙСКОГО ХИМПРОМА» удостоен Главный инженер ОАО «Сильвинит» Сабиров Ростям Хазиевич, а в персональной номинации «За разработку и внедрение уникальной модели сбыта продукции на фармацевтическом рынке России», звание Лауреата присвоено Генеральному директору компании ONYX farm госпоже Елене Шмидт.

«…Элитарным, подход к делу может считаться тогда, когда перед промышленностью ставятся цели, при достижении которых в выигрыше остаются не только конкретные лица, но и все государство в целом…», - сказал в своем выступлении на открытии Торжест­венной Церемонии руководитель Организационного комитета Премии «ЭЛИТА РОССИЙСКОГО ХИМПРОМА» Юрченко Платон Георгиевич, — «… Самыми строгими цензорами своей деятельности являются сами руководители предприятий. Для химической отрасли, которая имеет единую научную и образовательную базу, где все тонко сбалансировано и взаимосвязано, не столько важна реклама предприятий, сколько ценно признание того, что руководство проводит в жизнь верную — созидательную политику, производственную стратегию, которая поднимает российский химпром на высоту, достойную реального потенциала российской химии».

Особую благодарность Оргкомитет премии выразил Официальным спонсорам Церемонии компании «ГУТА-СТРАХОВАНИЕ» и Торговой марке «РУССКИЙ БРИЛЛИАНТ» — Официальному поставщику Кремля.

Со своей стороны, редакция журнала «Территория НЕФТЕГАЗ» приняла решение о постоянной поддержке Почетной отраслевой премии «ЭЛИТА РОССИЙСКОГО ХИМПРОМА», считая данное мероприятие необходимым элементом отраслевого информационного пространства.

Начиная с 1992 года, международная выставка «Нефтегаз» с успехом проводится один раз в два года, при этом с 2004 г. — под патронатом Торгово-промышленной палаты РФ. За последние 10 лет объем выставочной площади и количество экспонентов выросли более чем в 2 раза и составили соответственно 21 715 м² и 944 экспонента в 2006 г.

За высокий вклад в развитие отрасли и высокий уровень организации «Нефтегаз» одобрен Всемирной ассоциацией выставочной индустрии (UFI) и отмечен Знаком Международного Союза выставок и ярмарок (МСВЯ).

Международная выставка «Нефтегаз-2006» — крупнейшая за все время проведения подобных мероприятий.

В ней приняли участие представители нефтегазовой отрасли из 35 стран мира. Национальными экспозициями были представлены фирмы Великобритании, Германии, Италии, Китая, Нидерландов, Норвегии, России, США, Финляндии, Франции, Японии.

Свои экспонаты на выставке продемонстрировали такие гиганты мировой нефтегазовой промышленности, как E.ON RUHRGAS AG, VNG-VERBUNDNETZ GAS, WINGAS GmbH (Германия), CHINA PETROLEUM TECHNOLOGY & DEVELOPMENT CORPORATION (Китай), R&B INDUSTRIAL SUPPLY COMPANY (США), GAS DE FRANCE (Франция), JOGMEC JAPАN OIL, GAS AND METALS NATIONAL CORPORATION (Япония), STATOIL (Норвегия) и др.

Отечественных лидеров отрасли представляли более 50% экспонентов, среди которых — ОАО «Газпром», ОАО НК «Роснефть», «Зарубежнефть», «Лукойл», Пермский моторостроительный комплекс, ОАО «Татнефть», ОАО «Транснефть АК», Трубная металлургическая компания, ТНК-ВР и многие другие.

Впервые проводился салон «ЭКОЛОГИЯ, ПОЖАРНАЯ И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ТЭК».

Регулярное участие в выставке крупных нефтегазовых концернов США, Великобритании, Германии, Австрии, Финляндии, Канады и многих других стран, а также ведущих российских компаний свидетельствует о ее высоком престиже и международном признании.

«Нефтегаз-2006» представил последние достижения российских и зарубежных производителей в области нефтегазодобычи и переработки углеводородов, получения продуктов нефтехимии, а также новейшее оборудование и технологии, применяемые в нефтяной и газовой промышленности. Помимо нефтегазового комплекса в сферу интересов выставки все больше включаются смежные отрасли, связанные с его обслуживанием. Выставка стала центром презентации перспективных проектов нефтегазодобычи и переработки, обсуждения насущных проблем отрасли.

Важным дополнением и составляющей частью выставки «Нефтегаз-2006» явился 4-й Российский Нефтегазовый Конгресс, который концентрированно отразил процессы, происходящие в российском топливно-энергетическом комплексе. В его работе приняли участие более 400 представителей нефтегазовой индустрии и сопутствующих сфер из 30 стран мира, включая США, Японию, Великобританию, Францию, Норвегию и, конечно, Россию.

На пленарных заседаниях Конгресса рассматривались значимые для отечественного нефтегазового комплекса темы. Обсуждались, в частности, тенденции и перспективы развития российского нефтегазового сектора; инвестиционная привлекательность и новые возможности для инвесторов в российском нефтегазовом комплексе; освоение шельфовых нефтегазовых месторождений; развитие газовой индустрии; проекты по сжиженному природному газу; устойчивое развитие в области разведки и добычи нефти в России; стратегия развития транспортировки нефти и газа, а также другие вопросы. С докладами по тематике Конгресса выступили руководители отраслевых министерств и ведомств России, различных стран Европы, США, представители ОПЕК, Всемирной торговой организации. Опытом своей работы поделились руководители ведущих нефтяных, газовых и инвестиционных компаний — таких, как Роснефть, ТНК-ВР, Shell, Statoil, Norsk Hydro, Chevron Corporation, ConocoPhillips, Газ­пром, Gas de France, E.ON Ruhrgas, Транснефть, Каспийский трубопроводный консорциум, Стройтрансгаз и другие.

В рамках программы мероприятий меж­дународной выставки «Нетфгаз-2006» состоялись специализированные семинары по проблемам стандартизации, интеллектуальным приборам, насосному оборудованию, разработкам систем автоматизации «под ключ», новым решениям информационной безопасности SCADA-систем, правовым аспектам нефтегазоснабжения и многие другие. Ассоциация «Деловой совета ЕврАзЭС» провела бизнес-встречу по проблемам развития взаимовыгодного сотрудниче­ства в топливно-энергетических комплексах государств-членов ЕврАзЭС.

Общее количество посещений выставки «Нефтегаз-2006» составило 32 тыс., большую часть посетителей, естественно, представляли специалисты нефтегазовой отрасли.

11-я международная выставка «НЕФТЕГАЗ-2006» и прошедший параллельно с ней 4-й Российский Нефтегазовый Конгресс стали крупномасштабным событием для топливно-энергетического комплекса России.

Из представленной в табл. 1 информации следует, что наибольший потенциал экономии углеводородного сырья имеется в магистральном транспорте газа и на порядок превышает другие направления.

Приоритетным направлением повышения экономичности транспорта газа является разработка энергосберегающих технологий. Цель данной работы - разработка энергоэффективных режимов транспорта газа на КС Шаран ООО “Баштрансгаз”.

КС «Шаран» расположена на западной границе трехниточного коридора магистральных газопроводов (МГ) Уренгой - Челябинск - Петровск - Ново - псков. КС «Шаран» состоит из трех цехов КС-6 с агрегатами ГПА-12, 16 «Урал», КС-19 и КС-19а с агрегатами ГПА-10 «Волна», обеспечивающими компримирование газа. КС-6 и КС-19а оснащены полнонапорными центробежными нагнетателями (ЦН), на КС-19 установлены неполнонапорные нагнетатели природного газа, спроектированные для работы в конкретных условиях по одной и той же технологической схеме в две ступени. Технологическая обвязка КС позволяет объединять цеха путем открытия входных и выходных перемычек, перераспределяя тем самым газ между МГ.

В условиях работы МГ с расходом ниже проектных значений был переведен режим эксплуатации КС-19 на технологически подобный режим – работу в одну ступень.

При апробации предлагаемого метода рассматривались фактические зависимости расхода топливного газа от общей подачи газа через КС «Шаран», при работе КС-19 в две ступени и после перехода на технологически подобный режим, при этом КС-19 работала в одну ступень (на основании данных учета расхода топливного газа по станциям). Из анализа результатов следует, что проведенная процедура оптимизации позволила существенно сократить потребление топливного газа на нужды КС. Изменение подачи газа за исследуемый период обусловлено технологическим режимом работы МГ. На соседних станциях загрузка дополнительных ГПА не производилась.

В качестве количественной характеристики оценки эффективности работы КС использовалась величина отношения расхода топливного газа к количеству транспортируемого газа qтг. Из результатов следует, что при работе по стандартной технологической схеме КС средний qтг составил 0,0033 м³/м³, после перехода по КС-19 на работу в одну ступень получили qтг=0,0027 м³/м³, таким образом отношение расхода топливного газа к количеству транспортируемого газа в целом по КС «Шаран» сократилось на 18 %. Высокие величины рабочих давлений позволили перейти на работу по схеме КС-6 (2*1), КС-19 (3*1) при этом станции были объединены межцеховыми перемычками, цех КС-19а был остановлен, а МГ «Уренгой - Новопсков» выделен и пущен на «проход». При анализе эффективности данного режима работы учитывался только компримируемый объем газа. При таком режиме получили отношение расхода топливного газа к количеству транспортируемого газа qтг =0,0018 м³/м³, т.е. экономия по сравнению с стандартным режимом составила 45%. Из анализа зависимостей эффективной мощности и эффективного к.п.д. по КС в целом следует, что при переходе на новый режим работы КС снижается эффективная мощность КС, необходимая для обеспечения требуемого объема транспорта газа, при этом к.п.д. КС остается относительно стабильным на уровне 20%.

Выше проведенный анализ охватывает небольшой промежуток времени 109 суток, а расход газа по МГ изменяется в течение года, поэтому представляет интерес возможность работы КС-19 в одну ступень в течение года.

Анализ режимов работы МГ может быть произведен на основе обработки данных за большой период эксплуатации. Ретроспективный анализ данных за 1996 - 2005 гг. показал, что максимальный расход обеспечивался в январе 1997 г. и составил 8620 млн. м³/мес., наиболее низкой загрузка газопроводов была в 2000 г., максимальная подача в январе 2000 г. составила 7610 млн. м³/мес.

В целом за временной период с 1996 г. по 2005 г., максимальная загрузка МГ снизилась на 780 млн. м³/мес. (на 9 %). Снижение подачи газа сопровождается снижением сезонной неравномерности работы газопроводов. Однако, наблюдается увеличение суточной и месячной неравномерности работы МГ. Тем не менее, сезонные колебания остались существенными и значительно превышают суточные и месячные колебания подачи газа. Выделение сезонной волны можно выполнить на основе построения аналитической модели проявления сезонных колебаний.

При исследовании процесса подачи газа по МГ в течение года в качестве аналитической формулы динамики процесса использовался ряд Фурье. В результате было получено, что уравнение Фурье позволяет получить достоверный прогноз на четыре года 1997-2000 гг.( дисперсия адекватности составила 360,1…459,5 млн.м³/мес.) В последующие годы уровень дисперсии адекватности существенно увеличивается до 638,9…1181,1 млн.м³/мес., что является показателем снижения временной периодичности работы газопровода в 2001-2005 гг. Поэтому уравнение Фурье уже не может использоваться для описания режима подачи газа по газопроводу.

Такая низкая достоверность прогноза на 2001-2003 гг. обусловлена увеличением случайной составляющей подачи газа по газопроводу в течение года. Если принять, что подача газа по газопроводу является случайной функцией, тогда можно использовать характеристику стационарной случайной функции –спектральную плотность.

Экспериментально установлено, что максимальная подача газа через КС «Шаран» при работе КС-19 в одну ступень возможна в объеме 8122 млн.м³/мес.Таким образом, практически всегда имеется возможность работы КС-19 «Шаран» в одну ступень.

Анализ загрузки по мощности КС для трех рассматриваемых случаев:

для первого случая, при стандартной схеме работы - N/N0=0,52, для второго случая при работе КС-19 в одну ступень загрузка КС - N/N0=0,59, для случая при работе КС-6 (2*1), КС-19 по схеме (3*1) и КС-19а на «проход» получается увеличение загрузки КС до N/N0=0,65, что подтверждает эффективность проделанных процедур по обеспечению рационального режима работы КС «Шаран».

Неотъемлемой частью КС на магистральных газопроводах являются аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа. Расчет показывает, что при работе по стандартной схеме в целом по КС годовое потребление АВО электроэнергии составит 4163 МВт·ч, а при работе по энергоэффективной схеме 1457 МВт·ч. Таким образом, годовая экономия электроэнергии составит 2706 МВт·ч за счет работы КС на экономичном режиме.

При эксплуатации МГ наблюдается негативное воздействие на окружающую среду со стороны технологического оборудования КС, обусловленное выбросами продуктов сгорания углеводородного сырья, которые принято называть парниковыми газами. Существует несколько путей снижения выбросов парниковых газов. Наиболее эффективным направлением является широкое внедрение в газовой промышленности энергосберегающих технологий. При работе на энергоэффективном режиме расход топливного газа снижается на 250 тыс. м³/сут. или 91250 тыс. м³/год. От сгорания такого объема метана углекислого газа образуется 91250·1,96 = 178,85 тыс. тонн. При цене порядка 5 $ за тонну СО₂ денежный потенциал составит 894,25 тыс. долларов в год.

Таблица 1. Потенциал энергосбережения в ОАО «Газпром» на уровне 2005 г. (тыс. т. у. т./ год)

Между тем, существующая нормативная база не дает однозначного ответа на вопрос: а каким же требованиям должен отвечать счетчик газа и узел учета?

Как сделать выбор рядовому потребителю, который не может себя обезопасить ведомственными эксплуатационными испытаниями и экспертизами?

Оптимальный вариант — сделать ставку на современные средства измерений «классической» схемы: мембранные, ротационные, турбинные счетчики и комплексы газа. Эти приборы учета десятилетиями проходили апробацию и зарекомендовали себя как исключительно надежные средства измерений. Преобладающему большинству специалистов метрологов, проектантов и монтажников хорошо известны все плюсы и минусы их эксплуатации, ремонта и поверки.

Среди производителей счетчиков, работающих на рынке свыше 10 лет, и доказавших соответствие качества продукции современным требованиям в можно выделить группу компаний «Сигнал».

«Сигнал» начинал с мембранных бытовых счетчиков газа СГБ, которые и по сегодняшний день значатся в товарной линейке компании и имеют повышенный спрос. Первым продуктом для промышленных потребителей были приборы, основанные на измерении переменного перепада давления на сужающем устройстве — ДМГ, МИР-Г и УПГ. Сейчас на смену им пришли турбинные счетчики и комплексы СТГ, КИ-СТГ, а также корректор объема газа БК.

Турбинный счетчик СТГ 50-100

В январе 2004 года «Сигнал» улучшил качество своей продукции за счет технологии и комплектующих мирового концерна «Актарис» (Actaris), с которым был заключен долгосрочный договор. Эта фирма имеет огромный опыт разработки и внедрения технологий учета природного газа по всему миру. Ее история берет начало в 1872 году. Сегодня на российском рынке средств измерения расхода газа компании «Сигнал» и «Актарис» идут рука об руку, продвигая современные технологии и реализуя совместные проекты.

Один из совместных реализованных проектов — производство счетчиков СТГ (название Актариса — TZ/Fluxi). Изюминкой прибора стало сохранение всех достоинств высокотехнологичного немецкого оборудования при условии значительного снижения себестоимости и продажной цены.

Данные счетчики имеют ряд существенных достоинств, а именно: расширенный диапазон измеряемых расходов — до 1:30, пониженная чувствительность к возмущениям потока и чистоте газа, обусловленная «свежими» конструктивными решениями (подшипники на «вечной» консистентной смазке, усиленный турбинный блок).

Размерный ряд счетчиков «СТГ» удобен и выгоден тем, что в них применятся принцип: «больший расход на меньшем условном проходе».

По желанию заказчика счетчики оснащаются: комплектом монтажных деталей, в составе которого ответные фланцы, шпильки, гайки и прокладки, соответствующие требованиям ПР 50.2.019-96 и ТУ на изделие; вентильной системой с выходом на стандартные датчики давления; гильзами под термодатчики; дополнительным низкочастотным датчиком.

Технологии, пришедшие на «Сигнал» с Запада, гармонично уживаются с собственными разработками. В частности, на базе турбинных счетчиков «СТГ» разработаны и сертифицированы комплексы для измерения количества газа «КИ-СТГ», включающие кроме корректора газа собственной разработки «БК», приборы компании «Актарис» (SEVC-D (Corus)) и «Вымпел» («Гипер­Флоу 3Пм»). Комплексы прошли обкатку в более чем двадцати регионах России (в частности в Москве, Мос­ков­ской, Воронежской, Смоленской и Ленинградской областях). Комплексы «КИ-СТГ» оставляют потребителю возможность выбора дополнительного оборудования и имеют привлекательное соотношение цена/качество.

Комплекс для измерения количества газа КИ-СТГ-Б-80/160-4А

«Сигнал» также выпускает блок коррекции газа по давлению и температуре «БК», имеющий взрывозащищенное исполнение, автономное питание, энергонезависимую память. В настоящее время ведется совместная работа с НПФ «Турботрон» (Ростов-на-Дону) по встраиванию блока коррекции БК в хорошо знакомую потребителям систему телеметрии «СТЕЛ». Между тем, есть и собственные наработки по созданию систем АСКУГ, в частности для дистанционной передачи данных по телефонным коммутируемым линиям и GSM-каналам. Собственное программное обеспечение позволяет в реальном времени производить последовательный опрос до 20 блоков коррекции БК, при этом настройка удаленного доступа и управление работой корректора предельно просты.

Блоком коррекции «БК» могут комплектоваться узлы учета, ранее содержащие лишь механический счетчик газа с низкочастотным выходом, о чем свидетельствует положительный опыт Смоленского региона. Динамический диапазон датчиков давления, входящих в состав «БК» расширен до соотношения 1:10.

Блок коррекции газа БК-6А

В конце осени потребители смогут приобретать обновленные блоки коррекции «БК-10А». Таким образом, единственная позиция номенклатуры блока охватит весь диапазон давлений в сетях промышленных потребителей.

Потребности потребителей в оборудовании для коммерческого учета газа удовлетворяются комплексно: на все типоразмеры счетчиков предлагаются фильтры тонкой очистки 50-100 мкм, а также оборудование для систем телеметрии и телемеханики.

Бытовое направление газовой расходометрии развивается не менее динамично. Осваивается производство счетчика SN G6 по лицензии компании Актарис. Его потребители получат в начале следующего года. Выпускается счетчик «G4L» с кредитной картой и электронной коррекцией по температуре, осуществляющий контроль за сигнализаторами загазованности. Счетчик имеет управляемый ограничительный клапан, прерывающий расход газа в случае окончания кредита, превышения допустимого расхода либо обнаружения утечек газа.

Счетчик с кредитной картой СГБ G4L

Ведется интенсивная разработка новых бытовых счетчиков как с механической, так и с электронной температурной коррекцией.

Кроме того, группа компаний «Сигнал» производит разнообразное шкафное оборудование с узлом учета газа. ШУУРГ, БУУРГ, ГРУ и ПГБ «Сигнала» широко известны во всех газифицированных регионах России своим качеством и надежностью.

Таким образом, в сфере газовой расходометрии выстраивается новая продуктовая концепция «Сигнала», объединяющая собственные разработки с продукцией дружественной компании, а, главное, позволяющая комплексно удовлетворять нужды потребителей по решению проблем учета газа. Есть еще ряд обстоятельств, которые убеждают в выгоде работы с «Сигналом». «Сиг­нал» ведет грамотную ценовую политику, стремясь к снижению затрат потребителя, будь то оплата с отсрочкой платежа либо в лизинг, либо транспортные расходы, техническая поддержка. Допол­ни­тельные удобства заключаются в наличии у предприятия мощной ресурсной базы, складов в Москве и контрактации в регионах с газовыми компаниями, проектными и монтажными организациями, поставщиками сопутствующего оборудования.

«Сигнал» создает новый уровень взаимодействия с потребителями. В партнерских отношениях упор делается на взаимное доверие, равноправие сторон, дол­госрочность, индивидуальность и прочность отношений. В этих условиях поставщик несет ответственность не только за оборудование собственного производства, но за все оборудование, которое он поставляет, включая техническую поддержку и гарантийные обязательства. Более того, за выгодное решение первоначальной проблемы и удовлетворение своего потребителя-партнера.

413119, Саратовская обл., г. Энгельс-19

Тел.: (8453) 55-02-90

Факс: (8453) 75-17-09

eposignal.ru

Сегодня, в силу многолетнего интенсивного освоения территорий, интерес к которым обусловлен наличием тех или иных полезных ископаемых, данная задача из городской черты перекочевала в «чистое поле». Особенно это характерно для нефтегазовых регионов. Здесь за годы освоения и эксплуатации месторождений, когда-то девственные территории в своих недрах скрывают замысловатую, многоэтажную сеть различных промышленных коммуникаций, как действующих, так и давно заброшенных. Эта непростая задача локализации местоположения, картирования и документирования этого многослойного лабиринта подземных продуктопроводов легла на плечи маркшнейдерско-геологического обеспечения. Этой статьей мы попытаемся немного облегчить решение этой задачи хотя бы в рамках ориентации в широком ассортименте предлагаемых аппаратурных средств и технологий так называемого трассопоискового оборудования.

Среди большого многообразия оборудования для локализации пространственного положения подземных коммуникаций можно выделить основные типы аппаратуры, реализующие следующие физические методы:

• магнитные;

• радиоволновые;

• электромагнитные.

Как правило, выбор соответствующей аппаратуры определяется типом решаемой задачи. Для определения конкретного типа и даже марки аппаратуры необходимо учитывать условия ее применения. При проведении работ в городских условиях или на крупных промышленных объектах с большим скоплением подземных коммуникаций решающую роль играют помехоустойчивость и пространственная избирательность выбранной аппаратуры. На практике часто возникают сложные случаи, приводящие к неоднозначной интерпретации полученных результатов. Для уменьшения вероятности ложного определения положения подземных коммуникаций используют сочетания аппаратуры, реализующей различные физические методы. Это не всегда экономически оправдано. Поэтому производители данного типа аппаратуры часто идут по пути повышения потребительских свойств за счет реализации в одном приборе нескольких различных методов.

Существует несколько наиболее широко распространенных методов локации подземных коммуникаций:

1. Сканирующие радары (георадары).

2. Инфракрасная термография.

3. Акустическая локация.

4. Электромагнитная локация.

Более подробно остановимся на методе электромагнитной локации. Это универсальный метод локации и трассировки подземных коммуникаций. Достоинством этого метода является возможность получения «из под земли» большого объема информации, которая недоступна при использовании любой другой технологии. Этот метод имеет следующие отличительные характеристики:

1. Поиск с поверхности земли и определение наличия подземных коммуникаций;

2. Трассировка и идентификация определенных линий;

3. Измерение глубины залегания коммуникации непосредственно с поверхности земли;

4. Портативность оборудования;

5. Небольшой вес оборудования и возможность эффективного использования даже неопытным оператором (при выполнении большинства операций);

6. Возможность использования оборудования на всех типах грунта и даже под водой;

7. Небольшая стоимость оборудования и его отдельных компонентов для реализации данного метода.

В основу метода положена электромагнитная индукция. Локаторы определяют не положение труб и кабелей, а детектируют магнитное поле вокруг коммуникации, созданное переменным током, протекающим по ней. Наличие магнитного поля вокруг коммуникации с током и позволяет определять ее положение. В то время как возможна изоляция от электрического тока, невозможно изолироваться от магнитного поля. Изоляция коммуникации или присутствие различных типов грунта не изменяет вида поля. Переменный ток создает детектируемое магнитное поле или «сигнал». Он не только вызывает появление поля, но также и приводит к его реверсивным изменениям с осциллирующей частотой, что и обеспечивает возможность эффективной локации, используя электромагнитную индукцию.

Начнем с того, что все известные на сегодняшний день трассоискатели, как отечественного, так и зарубежного производства, функционируют по одному принципу — электромагнитной индукции. Все они реагируют на электрический ток, протекающий по коммуникации. Есть ток — работаем в пассивном режиме (без генератора), нет тока — создаем его с помощью генератора. Таким образом, можно прийти к выводу, что любым трассоискателем можно работать и добиваться равных результатов. Однако на практике все выходит гораздо сложнее, и малейшие особенности прибора позволяют значительно выигрывать в конечном результате.

Наиболее эффективны приборы, позволяющие работать как в активном режиме, так и в пассивном, что предопределяет наличие у приемника 2–3 активных частот и промышленных частот 50 и 100 Гц. В настоящее время этими возможностями обладают приборы серии FM 9800 производства фирмы Seba dinatronic (Германия), RD400 Radio­detection (Великобритания), PL-960(920) FUJI TECOM inc., (Япония) зарубежного производства и серии «Успех АТГ» фирмы «Техно–АС» (г. Коломна), серии КП фирмы АНГСТРЕМ–ИП (г. Ярославль), серии «Абрис» фирмы «АКА-ГЕО»  (г. Москва), «Поиск 210Д» «Связь­при­бор», серии «ТДИ» «Эрстед» и др.

Трассоискатели, как правило, обладают высокоизбирательным гетеродинным приемником, что обеспечивает высокую помехоустойчивость и чувствительность, дает возможность работать в условиях сильных внешних помех, при слабом уровне сигнала (глубина обнаружения коммуникации — до 6 метров) и повышает шансы на успех в насыщенных коммуникациями районах. Вообще, последняя проблема сейчас имеет очень большое значение, т. к. в грунте иногда твориться нечто не­вообразимое: десятки лет коммуникации укладывались в землю, а схемы отсутствуют, и теперь, когда возникает необходимость, очень сложно копнуть, не задев при этом чьи-либо «интересы».

Распутывать такие клубки — большое искусство. Удобнее всего это делать «на слух», опираясь на тональность сигнала приемника. Настоящий профессионал может с уверенностью отличить сетевой трубопровод от газового, а уж отличить силовой кабель от трубопровода не представляет никаких проблем. Именно этого «слухового» преимущества, когда по тональности звукового сигнала можно пройти по «своей» линии, исключив при этом «чужие», мы лишаемся, используя трассоискатели с микропроцессорной обработкой сигнала.

Вдобавок в Вашем распоряжении 2–3 рабочие частоты генератора для «активной» трассировки и возможность индуктивной наводки с помощью передающей антенны при невозможности непосредственного подключения к коммуникации. Импортные приборы для этих целей используют высокие частоты 10 кГц и выше.

Основной недостаток метода электромагнитной локации заключается в том, что с ее помощью не может быть проведена трассировка пластиковых труб.

Для решения этой сложнейшей задачи применим только акустический метод локации, основанный на прослушивании с поверхности земли акустическим датчиком сигнала, создаваемого генератором звуковых импульсов в трубопроводе. Таким образом, для решения всего комплекса задач по локализации подземных коммуникаций в состав комплекта должен входить генератор звуковых импульсов. В настоящее время единственный отечественный такой прибор разработан и производится фирмой «ТЕХНО-АС» (г. Коломна). Зарубежный аналог RSP-3 (Seba dinatronic, Германия).

Наличие акустического датчика у приборов серии «Успех АТГ», «Успех ТПТ» кроме трассировки трубопроводов из любых материалов, позволяет решать задачи по поиску мест разгерметизации трубопроводов и мест повреждения кабельных линий как индукционным, так и акустическим методом. Кроме того, наличие в комплекте датчика шаговых напряжений (ДШН) позволяет проводить поиск места понижения сопротивления изоляции внешних покровов коммуникаций, а также поиск места повреждения кабеля емкостным методом.

Таким образом, для решения задач, стоящих перед службами, эксплуатирующими подземные коммуникации:

• Локализация и проведение трассировки подземных коммуникаций;

• Контроля изоляции внешних покровов коммуникаций;

• Поиска несанкционированных врезок в трубопроводы;

• Поиска мест разгерметизации трубопроводов;

• Поиска мест повреждения силовых кабельных линий;

• Контроля состояния ЭХЗ,

наиболее подходят комплексные приборы. В состав таких приборов входят приемник (с наличием режимов работы на активных частотах и пассивных частотах 50, 100 Гц и «ШП»); генератор (2–3 активные частоты); набор датчиков (акустический, электромагнитный, емкостной (ДШН) и др.).

Источники гамма-излучения

Закрытые источники гамма-излучения Селен-75, Иридий-192, Кобальт-60 имеют безопасную конструкцию и широко используются для контроля качества металлов и сварных соединений.

Гамма-дефектоскопы

Гамма-дефектоскопы предназначены для радиографического контроля металлов и сварных соединений с применением источников ионизирующих излучений на основе радионуклида Селен-75, Иридий-192 и Кобальт-60, а так же для транспортирования этих источников с максимальной активностью до 120 Ки (4,44 ТБк).

Возможность панорамного и фронтального просвечивания изделий, относительно небольшие габариты и вес радиационной головки, возможность перемещения источника в ампулопроводе на значительные расстояния делают эти дефектоскопы исключительно удобными для работы в полевых, труднодоступных и затесненных условиях. Радиационные головки дефектоскопов соответствуют требованиям российских и международных стандартов и правил МАГАТЭ и сертифицированы по типу B(U). Современная система блокировки источника и урановый блок защиты обеспечивают высокую безопасность эксплуатации дефектоскопов. Применение высокоактивного острофокусного источника ионизирующего излучения на основе радионуклида Селен-75, не имеющего альтернативы на мировом рынке, позволяет обеспечить надежность радиографического контроля на уровне, приближающемся к уровню рентгеновского контроля в наиболее «ходовом» диапазоне контролируемых толщин металлов.

Транспортно-перезарядные контейнеры гамма- дефектоскопов

Транспортно-перезарядные контейнеры предназначены для зарядки (перезарядки) радиационной головки дефектоскопа источниками излучения непосредственно в производственных помещениях и полевых условиях без применения специальных средств защиты, а так же для хранения и транспортирования закрытых источников ионизирующих излучений на основе радионуклидов Селен-75, Иридий-192 и Кобальт-60. Контейнеры сертифицированы на соответствие требованиям российских и международных стандартов.

Транспортные контейнеры

Транспортные контейнеры предназначены для хранения и транспортирования закрытых источников ионизирующих излучений и радионуклидных препаратов, относящихся к РВОВ.

ЗАО «Энергомонтаж Интернэшнл» планирует начать разработку отечественных кроулеров для панорамного просвечивания сварных швов трубопро­водов в диапазоне диаметров от 100– 150 мм до 1420 мм и организовать производство новых унифицированных дефектоскопов для работы с источниками Иридий-192 и Селен-75.

ЗАО «Энергомонтаж Интернэшнл»

107078, г. Москва, Красноворотский проезд, д. 3, стр. 1

Тел.: (495) 262-1493, 262-3673, 262-2844

Факс: (495) 262-2754

e-mail: jscemi@msk.tsi.ru

www.em-int.ru

Источники Se-75, основные параметры

Источники Ir-192, основные параметры

Источники Co-60, основные параметры

Главные направления использования эпоксидных материалов — защита от коррозии и электроизоляция. Покрытия отличаются высокой адгезией, механической прочностью и химической стойкостью. Они влагостойки (водопоглощение при 80 °С за 24 часа — 2–8 %), стойки к щелочам, смазочным маслам, жидкому топливу, сырой нефти. Эпоксидные покрытия хорошо защищают изделия от коррозии в воде, почве и атмосфере различных климатических зон.

Для получения электроизоляционной и антикоррозионной защиты металлических изделий рекомендуется (порошковая эпоксидная краска) П-ЭП-7140. Согласно результатам исследования покрытия на электрическую прочность испытательного центра электрических машин и бытовых электрических приборов ОАО «Ярославский электромашиностроительный завод» покрытие на основе данной краски, нанесенное на предварительно очищенную поверхность, при толщине 350-500 мкм выдерживает пробивное напряжение переменного тока 10 кВ.

На ЯЗПК разработана эпоксидная порошковая краска П-ЭП-7120 У, которая используется для окраски резервуаров и однослойного покрытия труб.

П-ЭП-7120 У — это краска ускоренного отверждения, которая обладает высокой химической стойкостью и отличными механическими свойствами.

Также были разработаны эпоксидные порошковые покрытия для защиты внутренней поверхности трубопроводов и эпоксидный праймер для трехслойной внешней изоляции труб от воздействия атмосферных условий.

П-ЭП-7120 У-Н — эпоксидная краска ускоренного отверждения  рекомендуется для получения защитных покрытий на различных металлических поверхностях, в том числе для изоляции внутренних поверхностей трубопроводов. Рецептура данной краски включает ряд добавок, придающих гладкость поверхности.

Внутреннее защитное покрытие наносится в заводских условиях путем наплавления эпоксидной порошковой композиции на внутреннюю поверхность труб и трубной арматуры.

За счет отличного розлива краски внутреннее эпоксидное покрытие противостоит обрастанию внутренней части трубопроводов, уменьшает гидравлическое сопротивление и увеличивает их пропускную способность.

К перспективным направлениям в области заводской изоляции труб следует отнести эпоксидные однослойные и двухслойные покрытия для подземных и подводных труборпроводов при температуре транспортируемых продуктов до + 80–110 °С.

В настоящее время практически завершена разработка теплостойкой эпоксидной краски П-ЭП-7150, покрытие на основе которой выдерживает кратковременное воздействие (до 8 ч) высоких температур (до 1000С) и прямой/обратный удар — 90 и 80 см соответственно после кипячения в дистиллированной воде в течение 1000 часов.

Важным направлением в работе ЯЗПК является создание эпоксидного праймера для трехслойной изоляции труб:

Трехслойное полиэтиленовое покрытие является эффективным наружным антикоррозионным покрытием. Оно состоит из трех слоев изоляционных материалов:

• эпоксидный праймер

• адгезив

• полиэтилен

нанесенных на предварительно очищенные и нагретые до заданной температуры трубы методом напыления и экструзии, прочно связанных между собой и образующих единое защитное покрытие.

Эпоксидный слой на основе П-ЭП-0130 обеспечивает повышенную адгезию покрытия к стали, водостойкость и стойкость покрытия к катодному отслаиванию.

Полимерный адгезионный слой является вторым, промежуточным слоем в конструкции трехслойного покрытия. Его функции состоят в обеспечении сцепления (адгезии) между полиэтиленовым наружным слоем и внутренним эпоксидным слоем.

Наружная полиэтиленовая оболочка имеет низкую влагокислородопроницаемость, выполняет функции «диффузного барьера»  и обеспечивает покрытию высокую механическую и ударную прочность.

Сочетание всех трех слоев покрытия делает трехслойное полиэтиленовое  покрытие одним из наиболее эффективных наружных защитных покрытий трубопроводов (до 40–50 лет).

В ООО «Институт ВНИИСТ» были проведены испытания наружного трехслойного полиэтиленового покрытия труб производства ОАО «Выксунский металлургический завод» на основе отечественных и импортных изоляционных материалов на соответствие требованиям ТУ 14-3Р-67-2003 и ОТТ 04.00-27.22.00-КТН-005-1-03.

Для нанесения трехслойного покрытия использовалась следующая система изоляционных материалов:

• порошковый эпоксидный праймер П-ЭП-0130 производства ООО «ЯЗПК»;

• композиция адгезива «Fusabond E MB 158 D» фирмы «Du Pont», Канада;

• композиция полиэтилена средней плотности «Tipelin PS 380-30/302» производства «TVK», Венгрия.

В результате испытаний трехслойного полиэтиленового покрытия труб производства ОАО «Выксунский металлургический завод», полученного на поточной технологии линии наружной изоляции труб с диаметром до 1220 мм было установлено, что покрытие, нанесенное на трубы после их обработки отвечает требованиям ТУ 14-3Р-67-2003 «Трубы стальные электросварные диаметром до 1420 мм с наружным антикоррозионным полиэтиленовым покрытием для строительства магистральных нефтепроводов» и «Общим техническим требованиям на заводское полиэтиленовое покрытие труб» ОАО «АК «Транснефть» ОТТ 04.00-27.22.00-КТН-005-1-03, предъявляемым к покрытиям:

• нормального исполнения с температурой транспортируемых продуктов до плюс 60 °С;

• нормального исполнения с повышенной морозостойкостью — для строительства трубопроводов в условиях Крайнего Севера;

• специального исполнения — для строительства участков трубопроводов методами «закрытой прокладки».

ООО «ЯЗПК» использует для производства своей продукции только высококачественное сырье от ведущих мировых производителей, таких как «DOW», «BASF», «Hexion».

В настоящее время  Ярославский завод порошковых красок — это:

• аккредитованный испытательный центр, оснащенный на передовом уровне и мощная лаборатория, которая ведет постоянную научно-исследовательскую работу, а также строгий контроль поступающего сырья и выпускаемой продукции;

• новое импортное современное оборудование и высококачественное сырье;

• служба технической поддержки, которая оказывает любую помощь при оптимизации технологического процесса нанесения порошковых красок и адаптации нашей продукции к существующему у потребителя оборудованию.

ООО «Ярославский завод  порошковых красок»

150044, г. Ярославль,

ул. Полушкина Роща, 16

Тел./факс: (4852) 32-18-44, 73-37-78, 25-39-95

e-mail: sales@yazpk.ru

www.yazpk.ru

Предотвращение аварий линейной части магистральных трубопроводов (МТ) по причине коррозионных разрушений возможно при достоверном прогнозе развития каждого коррозионного дефекта (КД). До появления приборов внутритрубной диагностики (ВТД) эта задача была практически не выполнима. Методы ВТД предоставили возможность определять местоположение КД и отслеживать изменение его геометрии во времени. Проблема прогноза состоит в корректном использовании результатов ВТД с непременным учетом случайного характера коррозионного процесса и ошибок применяемого метода контроля (погрешностей приборов, качества интерпретации при анализе данных ВТД и т. д.).

До настоящего времени все еще встречается «прогноз» глубины коррозионного дефекта (Н_i(t)), основанный на линейной зависимости глубины от времени. При этом скорость коррозии для i-го КД рассчитывается по данным двух последних инспекций ВТД, выполненных приборами одинакового типа:

, (1)

где H_{2, i} и H_{1, i} — значения глубины КД, обнаруженные при последней (ВТД-2) и предпоследней (ВТД-1) инспекциях;

∆Т = t² – t₁ — интервал времени между инспекциями ВТД-2 и ВТД-1;

V_{корр, i} — скорость коррозии (постоянная на интервале ∆Т).

На основании рассчитанной скорости «прогнозируемая» глубина дефекта (НП, i) определяется по формуле линейной зависимости НП, i от tП:

H_{П, i} = H_{2, i} + V_{корр, i} · t_П (2)

где t_П — интервал времени от даты проведения ВТД-2 до даты прогноза.

Рассчитанное по формуле (2) значение НП, i по сути не является прогнозом, так как Н_{П, i} (при заданном t_П) является случайной величиной и характеризуется не числом, а распределением. Прогноз случайной величины определяется доверительным интервалом, в пределах которого с заданной вероятностью «р» находится ее значение:

Н_{П, i} ± k · S      (3)

где S — стандартное отклонение величины HП, i,

k — коэффициент, зависящий от выбранного значения доверительной вероятности р [1].

Учет случайной ошибки метода ВТД при прогнозе глубины (скорости) коррозионного дефекта с использованием линейной зависимости (2) рассмотрен в работе [2]. В ней приведен порядок расчета доверительного интервала при прогнозе глубины коррозионного дефекта, показаны ограничения в применении формул (1) и (2) в зависимости от точности метода ВТД, интервала времени ∆Т и времени прогноза t_П.

Рассмотрим, как интерпретируются данные ВТД на примере конкретного дефекта. Длительность эксплуатации трубопровода (трубной секции) на момент проведения ВТД и значение глубины обнаруженного при этом КД приведены в таблице 1. Сведения в таблице 1 — иллюстративны, но основаны на реальных измерениях.

Результат применения зависимостей (1) и (2) без учета случайной ошибки метода ВТД показан на рисунке 1. Как видно, расчет с использованием зависимостей (1) и (2) на 40-й год эксплуатации по данным ВТД-1 и ВТД-2 дает значение Н_{П, i}, равное 2,4 мм. Если использовать данные ВТД-2 и ВТД-3, то расчет дает значение глубины КД, равное 9,6 мм! Вывод, который следует из этого — для дефекта резко возросла скорость коррозии и через 2,5 года глубина дефекта достигнет 50 % от толщины стенки трубы.

Прогноз с использованием зависимостей (1) и (2), но при учете случайной ошибки метода ВТД, приведен на рисунке 2. Прогноз представлен доверительными интервалами в зависимости от его срока.

На рисунке 2 показаны доверительные интервалы прогноза, рассчитанные по данным ВТД-1 и ВТД-2 для 31,5, 36 и 40 лет эксплуатации МТ. Из него следует, что при учете только случайной ошибки метода ВТД прогноз глубины КД на 40 год эксплуатации с доверительной вероятностью р = 0,95 заключен в пределах 1,3÷3,5 мм. Прогноз по данным ВТД-2 и ВТД-3 исключается, так как изложенный в [2] анализ его ошибки в этом случае дает следующие результаты: при ∆Т = 0,5 года, t_П = 9 лет (соответствует 40 году эксплуатации) и ошибке метода ВТД равной ±0,5мм, ошибка метода прогноза составляет ±8,56 мм! При таком большом значении ошибки прогноз теряет смысл. Следовательно, использовать данные ВТД-2 и ВТД-3 для прогноза с применением линейных зависимостей бесполезно.

Как отмечено выше, расчет скорости коррозии или глубины КД , основанный на использовании линейных зависимостей — это, по сути, не прогноз¹. И даже учет случайной ошибки метода ВТД, позволяющий прогнозировать глубину КД, может при определенных условиях оказаться бесполезным. Отмеченные недостатки прогноза, основанного на использовании линейной зависимости, особенно значимы при наличии данных только двух инспекций ВТД².

Отмеченные недостатки устранены в методике прогноза, изложенной в работе [3]. Она основана на максимальном использовании доступной информации о коррозионных дефектах и условиях их развития и отличается нелинейным описанием кинетики развития скорости коррозии и глубины КД во времени. Для описания зависимости H = H(t) использована модифицированная экспонента [4], учитывающая затухающий характер процесса коррозии:

(4)

где h_{0, i} — асимптота (мм);

α — коэффициент затухания (1/год);

t — время эксплуатации трубопровода (год);

Т_i — «время задержки» — интервал времени от укладки трубы в грунт до возникновения КД (год).

Скорость коррозии V_корр в этом случае находят как:

 (5)

Доверительный интервал в этой методике рассчитывается по (3), где вместо S необходимо подставить S_R, т.е. стандартное отклонение относительно регрессии.

Далее прогноз, основанный на использовании уравнения (2), условно назовем линейным, а по уравнению (4) — нелинейным.

Результат применения нелинейного прогноза применительно к рассматриваемому дефекту показан на рисунке 3, где представлены линия тренда и доверительный интервал прогноз на 40 год эксплуатации (сплошная линия). Для сравнения там же показан доверительный интервал линейного прогноза (пунктирная линия).

Как видно из рисунка, доверительный интервал нелинейного прогноза (±0,37) значительно меньше доверительного интервала линейного прогноза (±1,09), следовательно, нелинейный прогноз эффективней. Кроме того, в нелинейном прогнозе после каждой новой инспекции ВТД проводится коррекция прогноза с учетом результатов всех предыдущих наблюдений глубины дефекта. Результат такой корректировки показан на рисунке 4.

Рассмотренные примеры объясняют принципиальные недостатки линейного прогноза по двум точкам наблюдений (ВТД) и преимущества нелинейного прогноза. Это подтверждается имеющейся статистикой наблюдений. На рисунках 5 и 6 представлены корреляционные поля «Прогноз –Наблюдение» для одних и тех же коррозионных дефектов, построенные по результатам нелинейного и линейного прогноза. Наблюдения в этом случае — это данные ВТД-3. Так как интервал времени между ВТД-2 и ВТД-3 равен 0,5 года, то и прогноз рассчитан на этот срок.

Необходимо отметить, что при соблюдении ограничений и при прогнозе на непродолжительное время (1–2 года) линейный и нелинейного прогнозы могут давать сопоставимые результаты, но по мере увеличения срока прогноза преимущество нелинейного метода будет возрастать.

Из рисунков видно, что степень линейной зависимости наблюдений и прогноза, оцениваемая по коэффициенту корреляции R, существенно выше у нелинейного прогноза (R=0,82 > R=0,64). Кроме того, если прогноз и наблюдения линейно связанны, т.е.:

 (5),

то в случае идеального совпадения прогноза и наблюдения коэффициент α = 0, а β = 1, т. е. H = H_П. Приведенные на рисунках коэффициенты уравнений линий тренда нелинейного прогноза (α =1,0772 и β =0,0557) ближе к идеальным, чем линейного (α =0,8058 и β =0,4336).

Ключевым элементом нелинейного прогноза является группировка (кластеризация) наблюдений ВТД по данным проектной и эксплуатационной документации МТ, без проведения дополнительных обследований. Однако, как показано на приведенном ниже примере, в ряде случаев кластеризацию можно провести, используя только данные ВТД без привлечения какой либо иной информации о коррозионной ситуации.

Объектом прогноза явились КД, обнаруженные на участке МТ протяженностью 5,6 км. Информация по обследуемому участку содержала сведения о дате ввода МТ в эксплуатацию, диаметре трубы и результатах трех инспекций ВТД, проведенных в 1999, 2004 и 2005 гг. В связи с отсутствием информации об условиях эксплуатации и данных предпроектных изысканий, кластеризацию провели по формальному признаку – «распределению» глубин КД по длине рассматриваемого участка. Применив стандартную методику кластерного анализа («Метод К-средних»), получили четкое разделение участка МТ на два участка (кластера). Первый 0÷2,1 км и второй 2,4÷5,6 км. Подтверждением объективности такого разделения явился результат дисперсионного анализа, на основании которого выявлено статистически значимое различие в коррозионных повреждениях двух выделенных участков, как по количеству, так и по глубине обнаруженных КД. Так как срок эксплуатации обоих участков одинаков, то кинетика коррозионного процесса для них различна. Это подтверждается характеристическими кривыми участков (кластеров) 1 и 2, представленными на рисунке 7.

Опыт применения ВТД показал, что внутритрубные приборы различных типов не всегда фиксируют одни и те же КД, а иногда пропускают («не видят») некоторые повреждения. И если точность замеров ни как не отражается на основных положениях методики прогноза, то пропуски реально существующих коррозионных дефектов при проведении ВТД искажают прогноз, так как прогнозировать изменение размеров скрытых дефектов невозможно.

Более достоверные результаты прогноза могут быть получены путем сопоставительного анализа данных дефектоскопов разного типа [5, 6] при условии одинаковой интерпретации результатов ВТД. Это гарантирует получение наиболее полного объема необходимой информации для объективной оценки состояния контролируемого участка МТ.

Выводы

Применение линейных зависимостей для прогноза глубины КД по данным двух инспекций ВТД без учета вероятностного характера коррозионного процесса и ошибки измерения не рационально. Это в ряде случаев может привести к грубым ошибкам «прогноза» — необоснованно завышенным («катастрофическим») или к заниженным величинам глубин коррозионных дефектов.

Методы прогноза глубины коррозионного дефекта, основанные на линейных зависимостях, могут применяться на весьма ограниченные интервалы времени прогноза (практически 1–2 года).

Предложенный метод нелинейного прогноза максимально использует имеющую информацию и обладает большей точностью и эффективностью, чем применяемый в настоящее время линейный метод прогноза.

Показано, что в ряде случаев кластеризацию можно проводить только на основании данных ВТД, без привлечения информации о коррозионной ситуации.

Качество прогноза может быть повышено при сопоставительном анализе данных дефектоскопов разного типа.

Примечания

1 — Рассчитанные значения скорости и глубины КД это даже не средние значения, как иногда ошибочно считают. Подтверждением тому являются отрицательные скорости коррозии, получаемые при расчетах с использованием линейной зависимости.

2 — Ситуация, когда группы дефектов обнаружены лишь при двух ВТД, будет всегда сохраняться, так как при проведении очередной инспекции ВТД обычно обнаруживаются новые коррозионные дефекты.

Таблица 1. Длительность эксплуатации трубопровода и величина глубины коррозионного дефекта, измеренная ультразвуковым прибором WM

Практически все предприятия нефтедобывающей отрасли при эксплуатации скважин сталкиваются с проблемой «запарафинивания» напорно-компрессорных труб (НКТ), что в свою очередь, является причиной снижения дебита скважины. Нефть, охлаждаясь до 40–50 °С на глубине 500–600 метров, способствует процессу осаждения парафинов на стенках напорно-компрессорных труб (НКТ), вследствие чего ходит сужение отверстия сечения трубы. Производительность скважины падает, снижаются объемы добычи. Для борьбы с данным явлением применяются различные методы: от механических, химических, ультразвуковых, в том числе и тепловых (в частности, закачка в скважину горячей воды или нефти, опускание в полость НКТ различных конструкций теплогреющего кабеля).

Но даже при всем разнообразии существующих в настоящее время способов борьбы с проблемой, выбрать оптимальный вариант бывает весьма непросто. Различные способы против «запарафинивания» либо сложны в технологическом исполнении и малоэффективны, либо слишком дороги, либо в совокупности имеют место те и другие недостатки.

С этой целью специалисты Завода Сибирского Технологического Машиностроения и нефтедобывающей отрасли, изучив проблему совместно, разработали устройство, которое позволяет нагревать нефть прямо в НКТ. Устройство постоянно находится внутри скважины и не препятствует технологическому процессу добычи нефти. В зависимости от требуемых условий нефть нагревается до 80–90 °С, что позволяет не только предотвратить «запарафинивание», но и делает нефть менее вязкой, дополнительно увеличивая отдачу скважины на 10–20 %.

Данная конструкция индукционного устройства для нагрева НКТ создана на основе собственной уникальной технологии, которая лежит в основе всей выпускаемой продукции Завода Сибирского Технологического Машиностроения — технологии индукционного нагрева. На сегодняшний день индукционные технологии отлично зарекомендовали себя в решении задач нагрева нефти, а также автономного отопления и горячего водоснабжения.

Новая индукционная установка подогрева скважин предназначена для предупреждения образования парафиногидратных отложений в насосно-компрессорных трубах (НКТ) эксплуатационных скважин, путем подвода индукционным методом дополнительной тепловой мощности, необходимой для компенсации тепловых потерь нефти при ее добыче фонтанным или механизированным способами.

Установка представляет собой специальный глубинный электромагнитный индуктор с наземным пультом управления нагревом. Для защиты от окружающей среды индуктор помещен термобаромаслостойкий стальной корпус с уплотнительными узлами, обеспечивающими необходимую защиту.

Новое нагревательное оборудование обладает следующими техническими характеристиками:

напряжение, В.............................380

число фаз......................................3

частота, Гц.................................... 50

длина, мм .................................8080

диаметр по корпусу, мм................114

конструктивный диаметр с учетом питающего кабеля ЭЦН, мм............137

Подогрев жидкости при дебите

20 м³/сутки................................660С

30 м³/сутки................................440С

60 м³/сутки...............................220С.

Миссия Завода Сибирского Технологического Машиностроения вот уже на протяжении десяти лет заключается в преобразовании научного потенциала России на благо каждого из нас.

Мы создаем технологии уверенности.

Актуальность проблемы

Смена традиционного базового набора процессов НПЗ назрела

В предыдущих публикациях [1,2] нами была обоснована объективная необходимость для России в поиске новой технологической линейки процессов, обеспечивающей эффективное решение задач отрасли по углублению переработки нефти и повышению качества моторных топлив. Вполне очевидна также экономическая целесообразность и техническая осуществимость создания НПЗ III-го уровня глубины переработки на основе процессов, интегрирующих в себе технологические переделы, взаимоувязанные по материальным и тепловым потокам.

Этот подход широко используется в мировой практике, построено более ста установок Shell - Bulk CDU, интегрирующих первичную перегонку нефти еще с тремя процессами, что позволило сэкономить 50% материальных ресурсов при строительстве и значительно снизить эксплуатационные затраты [3]. Ранее нами также приводился аналогичный пример возможной интегрированной схемы топливного НПЗ [2].

Тем не менее, в России и СНГ, при модернизации НПЗ на углубление переработки нефти, определилась тенденция дополнения существующего набора установок традиционными процессами висбрекинга и замедленного коксования. Решение, хотя и недостаточно эффективное, и закрепляющее технологическую отсталость отечественной нефтепереработки по отношению к западным НПЗ, но понятное. «На мировом рынке технологий имеются десятки отработанных решений, Запад так работает уже 30-40 лет, состав установок, имеющихся на НПЗ, требует использования для модернизации совершенно определенного набора процессов (см., например, рис.1 [4]), и т.п.» – эти аргументы для нынешних российских менеджеров, планирующих минимум бизнес-рисков, перевешивают негативные стороны такого решения. Тема модернизации крупнотоннажных НПЗ требует более подробного обсуждения, и будет рассмотрена в последующих публикациях.

При создании же новых заводов, как больших, так и малотоннажных, основным аргументом для инвестора, по нашему мнению, должен стать минимум расходов для создания производства максимального (или заданного) уровня глубины переработки, обеспечение гибкости по сырью и товарному ассортименту и возможности развития предприятия в будущем, его адаптации к меняющейся рыночной ситуации. При этом использование современных подходов особенно эффективно: на 50-70% экономятся капвложения, вдвое уменьшаются эксплуатационные расходы и пр. Особенно это актуально для «малотоннажек», рентабельность которых не может быть обеспечена решениями, применимыми для крупных НПЗ.

Ниже, после анализа недостатков классической схемы нефтепереработки, рассматриваются некоторые варианты построения интегрированных схемы НПЗ, основанных на российских разработках [5,6]. Основное внимание в статье уделяется базовому технологическому переделу НПЗ, обеспечивающему максимальную глубину переработки нефти.

Недостатки классической схемы переработки нефти

Мазуты должны быть выведены из состава товарной продукции НПЗ

Классические схемы переработки нефти, по которым построены все российские НПЗ, включают на базовом переделе первичную атмосферную перегонку нефти и вакуумную перегонку первичного мазута. Выраба­ты­ваемые продукты: атмосферные и вакуумные газойли, полугудроны и гудроны, служат сырьем для вторичных термических и каталитических процессов (рис.2). Первичная переработка нефти по этой схеме дает до 47-50% бензино-дизельных фракций; переработка по топливно-масляной схеме – до 70%; производство нефтяного кокса увеличивает глубину отбора светлых до 85-90%.

Особо следует остановиться на одном из полупродуктов - остатке атмосферной перегонки нефти – прямогонном мазуте. Его переработка осуществляется, в основном, путем вакуумной перегонки до гудрона (полугудрона) с отбором вакуумного газойля или масляных фракций. Если извлеченные вакуумные газойли являются востребованным сырьем вторичных термических и термокаталитических процессов, то остаточный гудрон – достаточно проблемное сырье для переработки вторичными процессами. А между тем, в классической схеме процессинг гудрона – единственный путь углубления переработки нефти. Поэтому мощности по переработке гудрона в нашей стране постоянно наращиваются. А ведь гудрон, в связи с его агрегативной нестабильностью, с технологической точки зрения – самое проблемное сырье на НПЗ.

Среди вторичных процессов переработки гудрона можно отметить термический крекинг, висбрекинг, получение битумов окислением, процессы замедленного коксования и деасфальтизации, каталитические процессы. Какой из процессов представляется наиболее приемлемым для нашей страны, для создания НПЗ III-го уровня глубины переработки?

На западе в последние десятилетия были разработаны и построены в большом количестве термокаталитические процессы глубокой переработки нефтяных остатков – гидрокрекинг, газификации остатков и пр. Эти процессы крайне дороги – капитальные затраты составляют от 250 до 500 и выше долларов США на годовую тонну перерабатываемого сырья. Эффективность использования в России таких производств в настоящее время весьма спорна.

Россия, наращивая в 60-90-е годы прошлого столетия объемы добычи и первичной переработки нефти, пропустила момент, когда следовало провести обновление мощностей вторичной переработки, и вошла в новый век с набором устаревших технологий и физически изношенным оборудованием. Сейчас, когда потребность в перевооружении отрасли стала жизненно необходимой, российские НПЗ обратили внимание на … самый дешевый и самый устаревший технологический процесс переработки гудрона – висбрекинг.

Основным продуктом висбрекинга гудрона является нефтяной остаток, отвечающий требованиям на топочные мазуты марки 100, но выход светлых нефтепродуктов при этом минимален (имеется также вариант висбрекинга для получения неокисленных битумов путем вакуумирования смеси остатка висбрекинга и вакуумного газойля). Технологический эффект процесса один - перевод гудрона в менее вязкое состояние. И вторичные мазуты продолжают производиться в избыточном объеме, хотя имеется множество аргументов против этого.

При термическом крекинге гудрона с получением некоторого количества дистиллятных фракций и крекинг-остатка, весьма значима негативная проблема закоксовывания оборудования и процесс сейчас практически не используется.

При получении битумов окислением гудронов, кроме экологических проблем, имеются слабые места в самой технологии окисления остаточных высокоплавких парафинов гудрона и утилизации черного соляра. Качественный битум можно получить лишь из гудронов, выработанных их низко парафинистых и ароматизированных нефтей.

Процессы замедленного коксования и деасфальтизации крекинг-остатков в свое время, 30-40 лет назад, в силу большой энергоемкости не получили широкого развития в России. Хотя это единственные процессы среди выше перечисленных, которые обеспечивают III-й уровень глубины переработки. Но применим ли путь повсеместного строительства таких установок для России? Мы считаем – нет.

Безусловно, в разных странах – разная ситуация, поэтому, например, в структуре топливно-энергетического баланса США, сложившейся в 60-70-е годы прошлого века, когда производимый на НПЗ нефтяной кокс служит основным топливом для выработки электроэнергии, этот подход представляется эффективным. Даже, несмотря на гигантские расходы на очистку дымовых газов от окислов серы, содержащейся в сжигаемом коксе.

Для России, с ее запасами природного газа, крупнотоннажное производство нефтяного кокса категорически противопоказано. Содержание серы в нем доходит до 5-6% - больше, чем в большинстве каменных углей. Каждая тонна сгоревшего нефтяного кокса - это в потенциале 150-200 кг серной кислоты! Можно представить себе экологические последствия…. Потребности в сернистом нефтяном коксе в России ограничены. Высокосернистый кокс никому не нужен, он дешев, как топливо – экологически проблемен, специализированных мощностей для его сжигания нет.

Заметим, что это не относится к производству специальных видов электродных и игольчатых нефтяных коксов для металлургической промышленности, производство которых в требуемых объемах, безусловно, необходимо.

Что же предлагают авторы? Наиболее эффективное решение - сократить производство топочных мазутов за счет внедрения новых схем глубокой переработки нефти, прямогонные мазуты направить на прямую переработку с максимальной выработкой бензино-дизельных, светлых продуктов. Мазут должен быть выведен из структуры топливного баланса страны в максимально возможной степени.

Необходимость в этом продиктована:

• требованиями защиты окружающей среды и снижения выбросов окислов серы. Каждая тонна не сожженного мазута - это несколько десятков килограммов окислов серы, не выброшенных в воздух. Альтернатива сжиганию сернистых топочных мазуто в России имеется – это перевод тепло- и электроэнергетики на газовое топливо;

• недостатком объемов выработки высококачественных битумов. При низком спросе на мазут в летний период и, одновременно, остром дефиците дорожных и строительных битумов, крайне необходимы эффективные технологии переработки мазутов до битумов;

• соотношением цен на светлые нефтепродукты и мазут, сложившееся в настоящее время. Перерабатывать мазут в России, как минимум, в 2-3 раза выгоднее, чем им топить или экспортировать его … для последующей глубокой переработки.

Исключение мазута из ассортимента товарной продукции НПЗ, по мнению авторов, является в настоящий момент самым перспективным направлением повышения эффективности отечественной нефтепереработки.

Задачи новых технологий

Интегрирование процессов АТ и мягкого висбрекинга мазута дает эффективный вариант базовой технологии современного НПЗ

Еще год назад авторы считали, что России не грозит повторение западного пути развития НПЗ при углублении переработки нефти и повышении качества продукции, поскольку традиционные процессы глубокой переработки нефтяных остатков и облагораживания светлых продуктов чрезвычайно дороги. Однако развитие ситуации показывает, что российские НПЗ один за другим публикуют в открытой печати информацию о намерениях реконструировать производство и, как правило, по традиционному пути АВТ-ККФ-ВБ-ТК-ЗК/БУ.

Строительство новых НПЗ не должно повторять капиталоемкий путь, ставший традиционным в прошлом веке. Наступило время новых высокоэффективных технологий. Нефтеперерабаты­вающей отрасли России необходимы новые, безостаточные схемы переработки, обеспечивающие наибольшую экономическую и технологическую эффективность за счет получения максимального выхода светлых нефтепродуктов и максимально возможной конверсии остаточных продуктов в востребованную на рынке товарную продукцию. Такие схемы, должны предусматривать также минимальное количество технологических переделов, и, соответственно, минимальную капиталоемкость.

Наиболее короткий и эффективный путь для этого – интегрированная переработка прямогонного мазута (отбираемого горячим непосредственно из куба атмосферной колонны) в товарные дистиллятные и остаточные потоки. При этом, естественно, должны быть исключены процессы вакуумной ректификации мазута, крекинга (термического или каталитического) полученного вакуумного газойля, висбрекинга гудронов и окисления гудронов до битума. В этот перечень «нежелательных процессов», возможно, следует включить процесс замедленного коксования, но по другим причинам, уже обсужденным выше.

Основы выполненной работы были заложены еще в 1976 г. на кафедре технологии нефти и газа Уфимского Нефтяного Института. Под руководством профессоров З.Н. Сюняева и Р.Н. Гимаева были разработаны теоретические основы глубокой переработки нефти до ценных остаточных продуктов - волокнообразующих пеков и электродных игольчатых коксов. Одной из заметных разработок выпускников кафедры, составивших основу коллектива разработчиков обсуждаемого процесса, стала технология получения остаточных битумов по безокислительному методу с применением кавитационно-акустического воздействия.

При использовании указанной технологии для переработки прямогонного мазута ее авторами были решены вопросы:

• разработки короткой одностадийной схемы переработки нефтяных остатков,

• получения максимального выхода светлых нефтепродуктов и отсутствия полупродуктов;

• обеспечения промбезопасности, безотходности и экологической чистоты технологии;

• обеспечения гибкости по видам перерабатываемого нефтяного сырья;

• возможности изменения ассортимента вырабатываемых продуктов без изменения аппаратурного оформления;

• минимальной капиталоемкости и высокой рентабельности переработки;

• адаптируемости технологии к решению различных задач нефтепереработки, как при создании новых, так и при модернизации существующих производственных мощностей;

• ассимилируемости производства к разнообразным местным условиям строительства.

Новый вариант давно известной и десятилетиями отработанной технологии получил название «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®», поскольку в его основе лежит мягкий термический крекинг, а на ряде стадий термолиза используются технологические методы («акустический катализ»), позволяющие дополнительно повысить эффективность разработанной технологии [7]. Поэтому в литературе иногда встречается также термин «термоакустический висбрекинг».

(Продолжение в следующем номере)

Таблица 1. Сравнение технико-экономических показателей процесса «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ^®» с процессами-налогами по материалам [3].

¹ – При модернизации действующих НПЗ 1,7-4,0 тыс.USD на 1 м³ суточной производительности

Цель разработки:

• Возможность контроля за вращением скребкового вала кристаллизатора, так как эксплуатация кристаллизатора без использования сальникового уплотнения на конце кристаллизатора исключает возможность контроля вращения скребкового вала, контроль может производиться только при выводе кристаллизатора в ремонт и его частичной разборке.

• Отход от использования сальниковых уплотнений как средства контроля за вращением скребкового вала, так как это связано с большими потерями дорогостоящего растворителя, сырья и ухудшения экологической обстановки на технологическом объекте.

• Улучшение качества выпускаемой продукции за счет снижения количества прогревов кристаллизаторов, что позволит понизить возможность получения неудовлетворительных анализов по температуре застывания депарафинированного масла.

• Переход от ремонта по графику ППР к ремонту по техническому состоянию позволит снизить затраты на ремонт кристаллизаторов, связанные с заменой скребковых валов (замена всех скребковых валов кристаллизатора в ценах января 2006 года на ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» составляла 900 тыс.руб.).

• Увеличение производительности установки депарафинизации за счет увеличения межремонтного пробега кристаллизаторов.

Для достижения поставленных целей предложено использовать магнитные датчики для контроля за вращением скребковых валов кристаллизаторов.

Модернизированный кристаллизатор в дополнение к типовому оснащению имеет съемные магнитные датчики вращения скребкового вала 1, установленные индивидуально в каждой трубе на скребковых валах 2 и прибором индикации вращения скребковых валов 3, состоящего из электромагнитной катушки и милливольтметра.

Принцип работы системы контроля основан на измерении электромагнитной индукции, возникающей в электромагнитной катушке при изменении положения магнитного датчика, в качестве прибора регистратора выступает милливольтметр.

Конструкция магнитного датчика вращения позволяет при проведении ремонтов кристаллизаторов производить их перенос на новый вал. Прибор индикации вращения скребковых валов может быть использован для диагностики вращения скребковых валов на группе кристаллизаторов. Изготовление датчиков индикации вращения возможно силами ремонтных подразделений завода, для чего закупаются лишь постоянные магниты (один магнит на один датчик).

Преимущества предлагаемого технического решения:

• Обеспечение непрерывного контроля за техническим состоянием скребковых валов кристаллизаторов.

• Возможность перейти от плановых ремонтов кристаллизаторов к ремонтам по техническому состоянию.

• Упрощение технического обслуживания кристаллизатора.

• При модернизации кристаллизаторов, оснащенных хвостовиками (ТУ 26-02-342-71), появляется возможность путем отказа от сальниковых уплотнений обеспечить более высокую герметичность кристаллизаторов и избежать утечек нефтепродукта через сальниковые уплотнения хвостовиков.

• Увеличение эффективность работы кристаллизаторов за счет своевременного выявления и восстановления поврежденных скребковых валов.

Анализ сравнения технико-экономических показателей предлагаемого решения с зарубежными аналогами показал, что:

По данным фирмы Exxon-Mobil (2005г.) за рубежом на скребковых кристаллизаторах применяются только метки привода вала для визуального определения вращения, то есть только при обрыве привода вала.

Диагностика состояния скребкового вала производится только при выводе кристаллизатора в ремонт и его разборке.

На данный момент на установке 39-30 (Производства компонентов масел, ООО «ЛУКОЙЛПермнефтеоргсинтез»), смонтированы датчики вращения на скребковых кристаллизаторах № 7 (КЭС-70) и № 5а (КАСК-90), на кристаллизаторе № 7, 1 шт. (в 2003 году), и на кристаллизаторе № 5а, 14 шт. (начало 2004 года).

На кристаллизаторе № 5а перед выводом в кап. ремонт в сентябре 2004 года производились замеры вращения валов, показавшие что все валы вращаются, что подтвердилось при его разборке (съем крышек на концах скребковых труб и пробное вращение валов приводом), пробный замер на кристаллизаторе № 7 так же показал вращение вала.

Перспективы развития данной научно-технической разработки является:

• Оснащение всех кристаллизаторов технологического объекта магнитными датчиками и устройствами контроля вращения скребкового вала.

• Автоматизация системы контроля вращения скребковых валов с выводом на пульт управления операторной.

• Использование системы контроля вращения скребковых валов на других нефтеперерабатывающих предприятиях.

В то же время опыт обеспечения пожарной безопасности крупномасштабных хранилищ нефти недостаточен для их широкого строительства в различных районах страны, в том числе и в областях с суровыми климатическими условиями. В связи с этим представляется необходимым детальный анализ риска пожаров и взрывов, на основе которого могут быть сформулированы адекватные противопожарные мероприятия. Актуальность оценки риска обусловлена и тем обстоятельством, что, по данным [2], пожары с горением по всей площади крупномасштабного резервуара вряд ли могут быть потушены существующей на сегодняшний день пожарной техникой. Максимальный резервуар, горение по всей поверхности которого было когда-либо потушено, имел диаметр 34,8 м[2].

В связи с этим настоящая работа посвящена оценке потенциального, индивидуального и социального пожарного риска для морского терминала отгрузки нефти с хранилищем суммарным объемом 300000 м³ и емкостью единичного резервуара с плавающей крышей 100000 м³. Результаты расчета сравниваются с критериями, установленными как российским стандартом [5], так и стандартами ведущих нефтяных компаний разных стран (анализ этого вопроса представлен в работах [6-9]).

Краткое описание  рассматриваемого объекта

Нефть поступает на терминал по магистральному трубопроводу диаметром 600 мм с расходом около 30000 м³ в сутки и подается в резервуары хранения. Загрузка танкеров осуществляется из резервуаров с помощью трех насосов, соединенных по параллельной схеме, по отгрузочному нефтепроводу диаметром 750 мм, проходящему под водой на территории акватории, с производительностью около 8000м³/час. Производится коммерческий учет нефти на узле учета, состоящего из трех измерительных линий с турбинным преобразователем. Параметры нефти контролируются на узле учета качества с дополнительным отбором проб, хранящихся в отдельном здании. Кроме основных технологических сооружений, на терминале имеются следующие здания и сооружения:

• емкости дренажных систем;

• коллекторы рециркуляции нефти;

• устройство запуска скребка;

• станция пенотушения;

• здание анализаторной;

• электрическая подстанция;

• здание склада образцов нефти.

При разгрузке танкеры располагаются на большом (более 500 м) расстоянии от терминала, поэтому в настоящем исследовании не рассматривается влияние пожара танкера на терминал и наоборот. Не рассматривается также влияние пожара на терминале на подводную часть отгрузочного нефтепровода. Предполагается, что в радиусе 3 км от терминала отсутствуют населенные пункты.

Методика расчета  и исходные данные

Как упомянуто выше, в работе рассчитывали значения потенциального, индивидуального и социального риска. Из-за того, что в различных литературных источниках и документах (см., например, [5, 11] даются различные определения упомянутых выше терминов, дадим определения, использованные в настоящем исследовании.

Потенциальный пожарный риск — годовая частота возникновения опасных факторов пожара в определенной точке пространства. Потенциальный риск не зависит от количества работающих на предприятии и их размещения по территории объекта, а определяется исключительно используемой технологией и надежностью применяемого оборудования. Потенциальный риск используется как критерий допустимости пожарной опасности для населения, для которого величины потенциального и индивидуального рисков принимаются равными.

Индивидуальный риск — частота поражения отдельного человека опасными факторами пожара. Индивидуальный риск в первую очередь должен использоваться как критерий допустимости пожарной опасности для работников той или иной профессии. Учитывает время пребывания той или иной категории работников в опасной зоне с высокими значениями потенциального риска.

Социальный риск — зависимость частоты возникновения событий, состоящих в поражении определенного числа людей, подвергшихся воздействию опасных факторов пожара, от числа этих людей. Характеризует масштаб пожарной опасности объекта. Социальный риск чаще всего оценивают по поражению не менее 10 человек.

Рис. 1. Типичное дерево событий при возникновении и развитии аварийной ситуации, связанной с разгерметизацией трубопровода с нефтью

Как показано в [7], методы количественной оценки риска, описанные в литературе, можно условно разбить на две основные группы: методы, основанные на анализе деревьев событий [12, 13], и методы, основанные на имитационном моделировании аварий [14, 15]. В настоящей работе использован метод оценки риска на основе анализа дерева событий, что и регламентируется стандартом [5] (см. рис. 1). Важным вопросом является правильный выбор методов расчета поражающих факторов аварий с пожарами и взрывами при различных сценариях их протекания (например, пожар пролива нефти в обваловании, пожар в кольцевом зазоре резервуара, диффузионное горение струи нефти, boilover — вскипания подтоварной воды с выбросом нефти из резервуара и т. п.). В работе [1] выделяются следующие основные сценарии пожаров на резервуарах с плавающей крышей:

1. пожар в кольцевом зазоре (может возникнуть вследствие потери целостности герметизирующего затвора между стенкой резервуара и плавающей крышей и воспламенения поступающих в окружающее пространство паров нефти).

2. Пожар пролива на поверхности плавающей крыши. Такой пожар может возникнуть при следующих событиях:

• разгерметизация поверхности плавающей крыши, образование и воспламенение пролива на ее поверхности;

• частичное затопление плавающей крыши с последующим воспламенением нефти над ее поверхностью;

• воспламенение паров нефти, поступающих через арматуру плавающей крыши.

3. Пожар на полной поверхности резервуара. Такой пожар может возникнуть при полном или частичном затоплении плавающей крыши.

4. Пожар в обваловании. Такой пожар может возникнуть при разгерметизации трубопроводов подачи или выдачи нефти.

5. Взрыв в понтоне или другом замкнутом пространстве. Взрыв может произойти при попадании паров нефти в отсеки понтона и их воспламенении, а также при переводе плавающей крыши в нижнее положение (установке ее на опоры) и проникновении воздуха в паровое пространство под крышей.

Обычно при оценке риска от хранилищ нефти и нефтепродуктов не учитывают аварии, связанные с квазимгновенным катастрофическим разрушением резервуара, образованием гидродинамической волны и переливом ее через обвалование (динамика такого рода аварий рассмотрена теоретически в работах [16, 17]). Это мотивируют тем, что такого рода аварии маловероятны. Однако масштаб этих инцидентов весьма значителен, что выдвигает необходимость количественной оценки их вклада в величину риска. В связи с этим указанная авария не исключается из рассмотрения.

Одним из наиболее важных этапов оценки риска является определение частот инициирующих аварию событий. При этом качество соответствующей статистической информации в значительной мере определяет достоверность полученных результатов оценки риска. На терминале предполагается размещение следующих основных видов пожароопасного технологического оборудования: резервуары хранения нефти с плавающей крышей, центробежные насосы перекачивания нефти и технологические трубопроводы. В настоящей работе частоты инициирующих событий заимствованы из [18,19]. Значения этих частот приведены ниже в табл. 1, 2 .

Опасными факторами, типичными для аварий с пожарами и взрывами на хранилище нефти, является:

• тепловое излучение при пожарах проливов и факельном горении;

• тепловое воздействие высокотемпературных продуктов сгорания паровоздушных смесей при возникновении пожара-вспышки;

• избыточное давление при сгорании паровоздушных смесей в помещениях;

• повышенная температура, наличие дыма и токсичных продуктов горения, пониженная концентрация кислорода (для пожаров в помещениях и зданиях).

Для оценки значений поражающих факторов аварий с пожарами и взрывами при различных сценариях их протекания в основном использованы методы, регламентированные стандартом [5]. При необходимости применялись также методы, изложенные в работах [20, 21]. Определенные особенности связаны с оценкой разлива нефти при квазимгновенном катастрофическом разрушении резервуара, которые смоделированы на основе данных [16, 17].

Результаты оценки риска и их обсуждение

Типичные результаты расчета размеров зон поражения при реализации представлены в табл. 3–5. Видно, наибольшие размеры зон поражения реализуется в случае пожара–вспышки. Данный вывод не является неожиданным, т. к. при возникновении пожара–вспышки высокотемпературное облако продуктов сгорания имеет радиус, более чем в 2 раза превышающий характерный размер пролива нефти. Интенсивность же теплового излучения от пожара пролива достаточно быстро уменьшается с расстоянием от границ пролива, в связи с чем радиус поражения оказывается меньше, чем в случае пожара-вспышки. Зоны поражения от факельного горения еще ниже.

В табл. 3 и 4 обращает на себя внимание относительно слабая зависимость площади пролива и массы паров в паровоздушном облаке от вида утечки. Связано это с тем обстоятельством, что в соответствии с [5] учитывали как выход продукта через аварийное отверстие в течение 300 с, так и массу вещества, содержащегося в аварийном участке трубопровода между двумя единицами запорной арматуры (т. е. предполагается, что продукт в течение 300 с — до закрытия запорной арматуры — истекает через аварийное отверстие, и далее вытекает все содержимое отсекаемого аварийного участка трубы). Под малой, средней и большой утечками понималось истечение продукта через аварийные отверстия эквивалентным диаметром 5,25 и 50 мм соответственно.

Для рассматриваемого объекта одним из важнейших является вопрос о воздействии пожара на поверхности одного из резервуаров на соседний резервуар для различных скоростей ветра. Приведем результаты оценки для наиболее опасного случая, когда ветер направлен от горящего резервуара к негорящему. Диаметр резервуара принят равным 33 м, а расстояние между стенками резервуаров - их диаметру. Удельная массовая скорость выгорания равнялась 0,06 кг/(м²·с), а среднеповерхностная интенсивность теплового излучения пламени 25 кВт/м² [5]. Методика расчета интенсивности теплового излучения от наклоненного цилиндрического пламени взята из [21]. Принимали, что горит вся поверхность жидкости в резервуаре. Оба резервуара имели высоту 18 м, а интенсивность теплового излучения определяли в верхней точке негорящего резервуара, ближайшей к очагу пожара. Результаты расчета представлены ниже в табл. 6. Для сравнения в скобках приведены данные, полученные с учетом увеличения горизонтального размера основания пламени.

Интересно сравнить полученные значения интенсивности теплового излучения с предельно допустимыми величинами. В документе [22] в качестве критической интенсивности теплового излучения для металлических конструкций рекомендуется принимать величину 25 кВт/м². В работе [23] в качестве критической температуры несмоченной жидкостью стенки резервуара принята величина 427 °С, при этом плотность падающего на указанные стенки резервуара теплового потока не должна превышать 13,5 кВт/м² в отсутствие ветра и 22 кВт/м² при скорости ветра 10 м/с. В работе [24] величину критической интенсивности рекомендуется принимать равной 20 кВт/м². Как видно из табл. 6, рассчитанные значения интенсивности теплового излучения близки к приведенным критическим величинам. Это говорит о потенциальной возможности распространения пожара от горящего резервуара к негорящему, и для предотвращения такого процесса следует предусмотреть необходимые защитные мероприятия (например, устройство системы водяного орошения стенок резервуара).

На рис. 2 представлены результаты оценки потенциального риска в виде контуров со значениями 10^–8 и 10^–6 год^–1, нанесенных на план объекта. Размеры контура риска со значением 10^–8 год^–1 обусловлены протяженностью зон поражения от аварий с реализацией сценария пожара–вспышки при полном разрушении надземного трубопровода отгрузки нефти и коллектора выдачи нефти из резервуаров. Размеры контура риска со значением 10^–6 год^–1 обусловлены протяженностью зон поражения от аварий с реализацией сценария пожара-вспышки при проливе нефти в обвалование при разгерметизации трубопроводов, проходящих внутри него. Контур риска, отвечающий величине 10^–8 год^–1, представлен без учета сценария аварии с переливом нефти. Учет указанного сценария приведет к тому, что этот контур будет иметь радиус около 6,8 км с центром в аварийном резервуаре. При этом контур риска со значением 10^–6 год^–1 практически не изменится в силу того, что частота пожара–вспышки при таком сценарии достаточно мала (для реализации такого события должна иметь место цепочка событий «квазимгновенное разрушение резервуара — перелив нефти через обвалование — безветренная погода — зажигание пролитой нефти»).

Сопоставление полученных контуров потенциального риска и зон поражения опасными факторами пожара с распределением населения, проживающего вблизи пожароопасного объекта, позволяет сделать вывод о том, что индивидуальный и социальный риски для населения не превышают предельно допустимые значения, регламентированные стандартом [5].

Результаты оценки потенциального риска для различных участков на территории терминала представлены в табл. 7. При этом для участка подстанции значения риска приведено для области вне здания, а для резервуарного парка — в районе обвалования.

Результаты оценки индивидуального риска для различных категорий персонала представлены в табл. 8.

Общая численность персонала объекта не превышает 6 человек, а согласно стандарту [5] социальный риск оценивается по поражению не менее 10 человек. В связи с этим для персонала величина социального риска близка к нулю.

В настоящее время предельно допустимые значения пожарного риска для персонала производственных объектов российскими нормативными документами не регламентируются. Поэтому сравнение рассчитанных значений целесообразно провести с величинами, предлагаемыми ведущими нефтяными компаниями. Анализ этих предложений проведен в работах [6,7], и сделаны следующие выводы относительно предельно допустимых значений риска для персонала.

Риск более 10^–4 год^–1 — зона недопустимого риска. В этой зоне необходимо проводить соответствующий комплекс мероприятий по его снижению.

Риск менее 10^–4 год^–1, но более 10^–6 год^–1 — зона жесткого контроля риска. В этой зоне риск считается допустимым только тогда, когда приняты меры, позволяющие снизить его настолько, насколько это практически целесообразно. При этом должны выполняться следующие требования: в зоне должно находиться ограниченное число людей в течение ограниченного отрезка времени; персонал объектов должен быть хорошо обучен и готов к действиям по локализации и ликвидации различных аварий и пожаров; должна быть отработана система оповещения об опасных ситуациях и пожаре.

Риск менее 10^–6 год^–1 — зона безусловно приемлемого риска. В этой зоне не требуется проведения дополнительных защитных мероприятий.

Вопрос о нормировании социального риска для персонала недостаточно ясен и должен быть решен после проведения дополнительных исследований.

Как видно из табл. 8, значения индивидуального риска для персонала объекта находятся в диапазоне 1,1·10^–6 ÷2,2·10^–5 год^–1, что соответствует зоне жесткого контроля риска. Обычно для объектов нефтегазового комплекса условия, сформулированные выше для этой зоны, выполняются, и поэтому можно сделать вывод о допустимости уровня пожарного риска рассматриваемого объекта как для персонала, так и для проживающего вблизи населения.

Таблица 1. Значение частот инициирующих аварию событий для некоторых единиц технологического оборудования

Таблица 2. Частоты утечек из технологических трубопроводов

Развитие производства тяжелой спецтехники (для нефтегазового комплекса, лесной промышленности) поставлено перед отделом развития продаж «Чайка-Сервис», как важное и перспективное. Если ранее мы делали двухрядки, вахты, гидроподъемники и БКМ, то сейчас мы сделали немало больших шагов в этом направление. 

Шаг первый. Ямал

Седельный тягач на базе КАМАЗ-63501 с КМУ Amco Veba 817 4S и бортовой КАМАЗ-53228 с КМУ Amco Veba 815 4S. Эти спецавтомобили были сданы заказчику весной 2005 года и успешно проработали суровую долгую зиму. 

Шаг второй. Соликамск

Кран-манипулятор Amco Veba на базе бортового «Урал-4320».

На базу автомобиля «Урал-4320» (колесная формула 6х6) была установлена краноманипуляторная установка Amco Veba 815 Т2S. Высокие эксплуатационные качества этого спецавтомобиля были отмечены не только заказчиком, но и специалистами ОАО «Авто­мобильный завод «Урал». 

Шаг третий. Кемерово

Седельный тягач КАМАЗ-44108 с КМУ Am­co Veba 815T-3S и п/п НЕФАЗ-9334-10-16.

Данная модель имеет уже гораздо большее отношение к нефтегазовой отрасли. Он предназначен для работы с полуприцепом НЕФАЗ-9334-10-16 (длина 12 метров). Погрузочно-разгрузочные работы можно проводить на расстоянии до 8 метров от оси крана. Такой кран-манипулятор наиболее актуален при ведении работ с трубами, длиномерными конструкциями. 

Шаг четвертый. Тюмень

Плитовоз на базе шасси КАМАЗ-6520.

Производственное объединение «Чай­ка-Сервис» совместно с ООО «РИАТ» разработали плитовоз на базе КАМАЗ-6520. Автомобиль предназначен для перевозки железобетонных плит общей массой до 18 тонн. 4 плиты (в расчете 1 плита – 4 тонны) грузятся на платформу тягача и еще 2 на прицеп. Изюминка автомобиля в том, что на заднем свесе тягача установлено КМУ Amco Veba 825 2S с грузовым моментом до 25 тонн на метр, позволяющее проводить погрузку-разгрузку плит, как на платформу тягача, так и на прицеп. Сцепка тягача и прицепа беззазорная. Автомобиль оснащен 360 сильным двигателем (стандарт Евро-2) и 16 ступенчатой коробкой передач. Топливные баки с системой комплексного подогрева топлива вмещают до 500 литров топлива.

Можно заметить, что большинство тяжелой спецтехники «Чайка-Сервис» напрямую связано с тематикой кранов-манипуляторов, а точнее, краноманипуляторных установок Amco Veba. Тому есть много причин, но основная – высокая надежность итальянских кранов, которые хорошо зарекомендовали себя в различных условиях. ПО «Чайка-Сервис» планомерно укрепляет партнерские отношения с ОАО «КАМАЗ», которые уже стали стартовой ступенью для развития «тяжелого» направления в нашем производстве. И, таким образом, на сегодняшний момент уже совершенно очевидно, что все проделанные шаги — только начальный этап. Мы начали заключать договора на техническое и сервисное обслуживание с предприятиями, аттестованными в Рос­стехнадзоре и вести другие работы, которые позволят нам и в дальнейшем успешно развивать это направление.

г. Нижний Новгород

Тел./факс: (8312) 74-17-77, 75-17-26

г. Москва

Тел./факс: (495) 730-40-63, 518-41-65

г. Краснодар

Тел./факс: (861) 236-95-35, 236-82-01

e-mail: info@chaika-service.ru

www.chaika-service.ru