Территория Нефтегаз № 10 2016

За 40 с лишним лет работы в нефтегазовой отрасли компания «Нефтепромавтоматика» не только не потерялась в условиях рынка, а напротив, нарастила производственный и технологический потенциал, став одним из прекрасных образцов развития в нашей стране импортозамещения, основанного на собственных, оригинальных технологиях. О том, как удалось добиться такого результата, и о планах развития компании рассказал заместитель генерального директора по производству ООО «Нефтепромавтоматика» Николай КОЗЕМАСЛОВ. 

– ООО «Нефтепромавтоматика» – более 40 лет. Каковы основные вехи ее становления и развития, ее философия?
– Действительно, у компании очень богатая история. Она была образована в 1975 г. как пусконаладочное предприятие в системе трубопроводного транспорта Государственного комитета СССР по обеспечению нефтепродуктами.
Сегодня наша компания работает по всей территории России, а также в странах СНГ, в частности в Казахстане, выполняет проектирование объектов нефтехимпереработки, транспорта и хранения газа, нефти, нефтепродуктов и нефтехимии; выполняет строительно-монтажные работы и пусконаладку систем автоматизации, электроснабжения, теплоэнергетики, комплексных систем безопасности, структурированных кабельных сетей; гарантийное и постгарантийное обслуживание; проводит высоковольтные испытания (имеется собственная электролаборатория до 10 кВ). Философия нашей компании – это уважение к людям как внутри своей компании, так и при общении с нашими партнерами и заказчиками. Ведь бизнес строится прежде всего на взаимоотношениях с людьми и на хорошей репутации.

– Какие системы и приборы вы предлагаете вашим заказчикам?
– Мы предлагаем средства автоматизации технологических процессов в нефтяной и нефтеперерабатывающей отрасли: контроллеры, табло, мониторы. Есть оборудование, предназначенное для эксплуатации во взрывоопасных средах. И все это наше собственное производство.
Также мы предлагаем автоматизированную систему слива/налива нефти, нефтехимии и нефтепродуктов в автомобильные и железнодорожные цистерны – АСУ «Нефтепромналив».

– Расскажите, пожалуйста, подробнее об АСУ «Нефтепромналив», ее конкурентных преимуществах.
– Это полностью наша разработка. Работа над АСУ началась много лет назад с разработки подобной системы под DOS. Сейчас это программный продукт для автоматизации «под ключ» нефтебазы, склада ГСМ, участков слива/налива добычи, транспортировки нефти, НПЗ.
АСУ включает безоператорный отпуск продукта, контроль и учет движения нефтепродуктов. Главное преимущество применения системы заключается в строгом учете продуктов, АСУ делает невозможным незадокументированный отпуск. Кроме этого, «Нефтепромналив» интегрируется с автоматизированными системами управления высокого уровня, например АИС ТПС, «Парус», 1С.
Еще одним преимуществом системы является ее гибкость: по просьбе заказчика возможна поставка блоками для автоматизации отдельных участков, например насосной станции или участка отпуска нефтепродуктов. Надежность системы высока за счет многолетней отладки и доводки, интуитивный интерфейс очень удобен, и конечно, важно выгодное соотношение цены и качества.

– За долгие годы работы компания наверняка наладила устойчивые партнерские отношения с многими представителями нефтегазовой отрасли. Не могли бы вы перечислить хотя бы часть из них?
– Примеров таких не один десяток. Наше ПО используется на объектах «Роснефти», «Транснефти», «Татнефти», «Башнефти», ЛУКОЙЛа, «Газпром нефти», в ряде компаний в Казахстане.
В «Транснефти», например, на ЛПДС «Транснефть-Урал» используют нашу систему «СОИ Баланс», с помощью которой решается задача учета нефтепродукта по резервуарным паркам и определяется количество нефтепродукта, откачанное в магистральные нефтепродуктопроводы.
Буквально в сентябре этого года состоялся очередной запуск системы нижнего налива в Ногинске с использованием нашей автоматики и программного обеспечения.
Мы постоянно расширяем круг партнеров и заказчиков. Все заказчики, кто один раз работали с нами, возвращаются снова. Что касается отзывов, то несколько десятков благодарственных писем читатели могут увидеть на нашем сайте в разделе «Отзывы». По этим отзывам можно даже историю компании восстановить!
Партнеры часто нас благодарят: за четкое следование нормативам, за качество исполнения работ.

– Есть ли у вашей компании перспективные разработки новых систем, которые скоро появятся на рынке?
– Наши инженеры, как говорится, «на острие прогресса», постоянно работают над новыми проектами. Недавно предложили к выпуску новый современный программируемый контроллер БРИГ для использования в составе автоматизированных систем в нефте- и газодобывающей и других областях промышленности. Этот контроллер может работать, в том числе, во взрывоопасной зоне.
Также спроектировали и готовим к поставке заказчикам новинку – монитор налива для обеспечения безопасного налива нефтепродуктов в автоцистерны, оборудованные системой контроля перелива, также во взрывозащищенном исполнении.
Еще одно наше новое перспективное направление – разработка контроллера для стендеров: сливно-наливных устройств для производства погрузочно-разгрузочных операций для морских или речных танкеров. Сейчас в России это оборудование не производится.
В мае этого года свои новинки мы представляли на выставке «Газ. Нефть. Технологии» в Уфе. Увидели большой интерес со стороны заказчиков и потребителей.
Особый интерес вызвала автоматизированная система нижнего налива нефтехимии и нефтепродуктов. Надо сказать, что нижний налив в нашей стране пока мало используется. 
И заказчики оценили, что этот способ загрузки является более экономичным по сравнению с верхним наливом, так как позволяет сократить время налива за счет одновременного заполнения всех секций цистерны. Кроме того, это более экологичная и безопасная для персонала технология.
Все наши новинки импортозамещающие, и все они являются результатом развития собственного производства.

Платы и контроллеры производства ООО "Нефтепромавтоматика"

Сборка контроллера

Цифровой манометр МО-05 производства российской компании ООО «Гидрогазкомплект» относится к эталонным приборам, не имеющим аналогов среди зарубежных образцов, и сам начинает порождать аналоги. Его основное назначение – точное измерение избыточного давления жидкости и газов, а также давления-разряжения.

Манометр МО-05 может измерять давление-разряжение от –0,1 до 60 МПа и имеет до шести поддиапазонов. Выпускаемые модели манометра МО-05 могут иметь пределы допускаемой основной приведенной погрешности 0,025; 0,05; 0,1; 0,15; 0,25 и 0,4 %, перекрывая все потребности потребителей по точности и цене.

Показания давления отображаются на светодиодной матрице с различной интенсивностью свечения (выбирается пользователем). Единицы измерения и поддиапазоны также подсвечиваются светодиодами. Автономное питание манометра от трех литиевых батареек формата АА позволяет использовать его для выездных работ. Для работы в стационарных условиях манометр МО-05 можно подключить к порту USB ПК для получения информации на экране монитора. Программное обеспечение, автоматизирующее проведение поверки стрелочных манометров с печатью протоколов, находится на сайте www.gidrogaz.ru в свободном доступе. Программа позволяет одновременно поверять до шести манометров, расположенных на одном источнике давления. При подключении ПК к манометру МО-05 последний отключает питание от батареек и подключается к питанию от ПК.

На лицевой стороне манометра имеется окно с инфракрасным портом, предназначенным для возможной корректировки верхнего предела поддиапазона. Таким образом неизбежное влияние уходов (долговременная стабильность приборов) можно скомпенсировать. Корректировка диапазонов проводится квалифицированным персоналом с использованием отдельно поставляемого пульта и нарушением пломбы производителя. ООО «Гидрогазкомплект» выпускает широкую гамму переносных и стационарных прессов для поверки и калибровки приборов давления. Все прессы имеют уплотнение стандартными резиновыми кольцами и легко заменяются при необходимости.

Для проведения метрологических работ на выезде создан переносной многодиапазонный измерительный комплекс «ПОИСК-600».

Часто при проведении поверок необходимо поверить манометры на одинаковое давление. Для решения данной проблемы выпускается коллектор серии КС.

Вся продукция, выпускаемая нашим предприятием, может изготавливаться в кислородном исполнении.

Повышение эффективности и безопасности поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа, а также экологическая безопасность в морских акваториях представляют большой научно-практический интерес [1–7].

Геологическую и экономическую эффективность каждого из циклов морских геологоразведочных работ на нефть и газ можно рассмотреть в виде принципиальной схемы процесса изучения и освоения углеводородных ресурсов на морских акваториях, которая представляется в образе минерально-сырьевого «коромысла» [19], одно плечо которого соответствует циклу воспроизводства ресурсов, а другое – циклу его потребления (рис. 1).

Эта схема иллюстрирует необходимость поддержания баланса между потреблением невозобновляемого вида сырья (т. е. объемом его извлечения из недр и списания, или «погашения» запасов) и воспроизводством в результате геологоразведочных работ, уравновешивающим извлеченное сырье не только по приращенному объему, но и по качеству (т. е. по эксплуатационным характеристикам и рентабельности разработки новых месторождений). Такая необходимость является условием поддержания минерально-сырьевой, а вслед за ней – энергетической и экономической безопасности, определяющих возможность устойчивого развития как отдельно взятой нефтегазодобывающей компании, так и целого государства.

Цикл работ, показанный на схеме (рис. 1),
является преимущественно циклом капитальных затрат с отложенным экономическим эффектом. В фактическом (реальном) материальном и финансовом выражении этот эффект может быть получен только при условии открытия месторождения, расчета стоимости его запасов в недрах и подтверждения этой стоимости государственным (национальным) или международным аудитом запасов. До наступления этой фазы может быть оценен либо геологический эффект (т. е. объем выполненных работ, получение новой ценной геологической информации, прирост прогнозных ресурсов в объемах, оцениваемых по категории D), либо условный экономический эффект.

Для повышения эффективности и безопасности поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа на морских акваториях предприятия добычного цикла стремятся сосредоточить свои интересы преимущественно в районах наименьших геологических рисков [10, 11], где в той или иной степени исследованы основные черты геологического строения, доказана принципиальная нефтегазоносность разреза, установлены перспективные комплексы и вероятные ловушки углеводородов и, по возможности, сделаны первые коммерческие открытия.

В числе рисков, сопутствующих морским геологоразведочным работам на нефть и газ, одними из основных являются геологические риски, основу которых составляет подтверждаемость ресурсной базы, т. е. соответствие результатов геологоразведочных работ по объему и качеству запасов выявленного месторождения оценкам, которые были даны перспективной площади (району, области, провинции) до начала бурения. Различия имеются как по степени изученности площади акваторий геофизическими методами, т. е. по плотности сети геофизических наблюдений, так и по глубине изученного геофизикой и бурением разреза. В одной и той же акватории нередко соседствуют районы, и очень хорошо изученные по площади и по разрезу, и изученные весьма слабо, с различной плотностью наблюдений по верхней и нижней частям разреза.

Подтверждаемость оценки ресурсного потенциала напрямую зависит от правильности выбора геологической модели перспективного района, участка или площади. Правильность модели, в свою очередь, зависит от полноты и качества используемой для ее построения геологической информации, которые определяются состоянием изученности участка и прилегающих районов, и от правильности истолкования этой информации. Недостаток какого-либо звена исходной информации неизбежно ведет к построению ущербной, низкокачественной геологической модели (района, участка или площади), ошибкам в прогнозе потенциала района и, соответственно, низкой эффективности поисков, разведки и разработки месторождений. Большое значение для оценки рисков имеет и разбуренность акваторий поисково-оценочными скважинами.

Повышению эффективности и безопасности поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа на акватории на любом из этапов нефтегазопоисковых работ способствует создание цифровой бассейновой модели (или модели генерационно-аккумуляционных углеводородных систем – ГАУС), представляющей собой рабочую гипотезу, в рамках которой весь комплекс накопленной геологической информации систематизирован и анализируется с единых методологических позиций. Это позволяет осуществлять наиболее качественный прогноз нефтегазоносности, соответствующий каждому из этапов исследований, и по мере получения новых данных уточнять модель, а вместе с ней и прогноз нефтегазоносности [12–16]. С учетом необходимости применения методов и технологий бассейнового моделирования современный эффективный геологоразведочный процесс должен представлять собой технологический цикл, включающий несколько циклов (рис. 2).

По мере накопления достаточного количества геологической информации появляется возможность не только уточнить бассейновую модель, но также разработать модель или ряд моделей входящих в его состав ГАУС. Это, в свою очередь, позволяет перейти от качественного к количественному (на уровне ресурсов) прогнозу нефтегазоносности и задуматься об экономической целесообразности дальнейшего изучения региона. Для этого создается предварительный проект разработки возможной залежи (месторождения) и выполняется оценка экономической эффективности освоения с учетом геологических рисков. Повышение эффективности возможно за счет уменьшения затрат на разработку (например, на основе применения новых технологий), а также за счет снижения геологических рисков, что достигается за счет дополнительных объемов геологоразведочных работ для решения специальных задач.

Основу современного технологического цикла составляют два базовых элемента (цифровая модель бассейна и ГАУС и геологоразведочные работы) и два ключевых, к которым относятся оценка рисков, позволяющая обоснованно оптимизировать затраты и увеличивать эффективность геологоразведочных работ, и связанная с ней оценка экономической эффективности геологоразведочного проекта. Экономический аспект особенно актуален в современных условиях с существенным удорожанием всех стадий геологоразведочного процесса, которое обусловлено переходом к изучению и освоению морских месторождений и выходом во все более глубоководные провинции, а также на месторождения, залегающие на больших глубинах и во все более сложных горно-геологических условиях.

Таким образом, численный вариант бассейнового моделирования – это еще один эффективный современный инструмент в руках геолога, позволяющий обобщать и анализировать на предмет непротиворечивости большие объемы разнообразной геологической информации, формировать сбалансированные комплексные геологические и нефтегазогеологические модели локального осадочного бассейна (или его части), проверять отдельные гипотезы, касающиеся его строения и развития, на соответствие общей геологической модели, тем самым повышая эффективность и безопасность поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа на акваториях [12–16].

Одним из полезных источников информации о неглубоко расположенных разнообразных неоднородных объектах в верхней части разреза (ВЧР, отложения на глубинах до 500–700 м от дна) являются временные и глубинные динамические разрезы отраженных волн, построенные при обработке стандартных материалов методом общей глубинной точки (МОГТ), отработанных по системам региональных и локальных профилей при нефтегазопоисковых исследованиях. Дополнительная полезная информация может быть получена при обработке записей преломленных волн, регистрируемых в первых вступлениях при сейсмопрофилировании МОГТ [8]. Надежность выделения неоднородных объектов зависит от частоты возбуждаемых колебаний, характеристик сейсмокос (в основном – от шага между каналами) и графа обработки, ориентированного, главным образом, на выделение целевых нефтегазоносных горизонтов на глубинах свыше 1,5–
2,0 км. Нередко за счет жесткого применения процедуры мьютинга важная информация о ВЧР может быть полностью утеряна или низкая кратность прослеживания верхних горизонтов не позволит провести анализ скоростей и надежную интерпретацию результирующих разрезов.

Наиболее сильное влияние на регистрируемые сейсмические волновые поля оказывают газонасыщенные отложения и сформировавшиеся залежи свободного газа (газовые карманы – от англ. gas pockets) и газогидратов, газонасыщенные каналы грязевых вулканов [4–7, 9, 17, 20 и др.]. При этом на материалах сейсмических исследований в ВЧР часто прослеживаются субвертикальные разрывы сейсмических отражающих горизонтов, соответствующие каналам миграции газа (газовые трубы – от англ. gas pipes, gas chimneys), уходящим на большие глубины. Эти каналы нередко имеют выход на дне в виде локальных впадин – воронок, называемых в зарубежной научной литературе покмарками (pockmarks) [20].

По данным высокоразрешающей сейсморазведки, эхолотов и другого гидроакустического оборудования в водной толще часто наблюдаются выходящие из донных отложений потоки газа – газовые факелы, или сипы (gas flares/seeps), регистрируемые во многих морях Мирового океана
(В.И. Богоявленский, 2015). На акваториях арктических морей и на прилегающей суше на многих участках, в том числе на крупных площадях свыше 1 х 1 км, наблюдается мощная дегазация [2–8, 17, 20, 21 и др.]. В зимнее время в районах дегазации можно наблюдать вмерзшие в лед пузыри газа, незамерзающие полыньи и пропарины, диаметр которых может достигать нескольких километров, что нередко наблюдается из космоса на озере Байкал. Исследования в Охотском море доказали усиление интенсивности выходов газа при землетрясениях, связанное с повышением проницаемости субвертикальных трещин и с возможными изменениями термобарических условий, приводящими к диссипации (разложению) залежей газогидрата [9, 17]. При этом разжижаются грунты, нарушаются их прочностные и экранирующие свойства, высвобождаются большие объемы газа из залежей газогидратов и из залежей свободного газа, покрышкой для которых являлись газогидратоносные толщи.

Неглубокие залежи газа часто вносят значительные искажения в регистрируемые волновые поля, что обусловлено большими коэффициентами отражения от кровли газовых залежей, сильным эффектом поглощения проходящих волн и снижением пластовых скоростей в газонасыщенных толщах. При этом формируются «яркие пятна» и «зоны тени» (значительное ослабление или отсутствие регулярных осей синфазности), а также искажаются формы нижележащих отражающих горизонтов, на которых за счет временных задержек формируются псевдопрогибы. Бывали ситуации, когда неучет локальных скоростных неоднородностей при глубинных преобразованиях (миграции) приводил к искаженному построению моделей месторождений и даже к занижению его запасов.

Кроме ухудшения качества материалов газонасыщенные объекты в ВЧР представляют высокую опасность для производства буровых работ. Газовые карманы обычно характеризуются аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД), особенно при наличии глубинных разломов, обеспечивающих их гидродинамическую связь с глубокими горизонтами. Это подтверждается многочисленными выбросами газа во всем Мировом океане и в Арктике при бурении в районах многолетнемерзлых пород, что многократно приводило к аварийным и катастрофическим ситуациям с гибелью персонала и буровых установок (БУ). Самые распространенные аварии и катастрофы на морских промыслах (44,7 % случаев) связаны именно с фонтанированием углеводородов, чаще всего газообразных (Den Norske Veritas, 2011). Бльшая часть выбросов (57 %) завершается возгоранием. По данным MMS (Minerals Management Service), в 1980–2006 гг. в мире произошло более 500 выбросов газа и углеводородных смесей, включая 165 в США. Значительная их часть обусловлена газовыми карманами с АВПД. В 1981 г. в результате выброса газа и газирования воды при бурении скважины с бурового судна (БС) Petromar-5 в Южно-Китайском море БС перевернулось и затонуло. В 1983 г. из-за выброса газа с глубины 511 м на Ракушечной площади в Каспийском море затонула БУ «60 лет Азербайджана». В 1985 г. в Норвежском море в 1985 г. в процессе бурения скважины БУ West Vanguard на площади Mikkel произошли мощный выброс и воспламенение газа из неглубокой (300 м) залежи в песчанике, сильно повредившие БУ. В 1995 г. при бурении с БС «Бавенит» (АМИГЭ) инженерно-геологической скважины на подводном гидролакколите в Печорском море произошел выброс газа, создавший серьезную аварийную ситуацию. В мае 2015 г.
при бурении инженерной скважины на Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении с глубины около 90 м произошли выброс и возгорание газа, повредившие БУ. Более подробная информация о выбросах газа приведена в работах [2–5, 7].

В целях выявления неоднородностей и опасных объектов в придонных отложениях на шельфе Норвегии и ряда других стран проводятся планомерные целенаправленные детальные исследования ВЧР и рельефа дна с применением высокоразрешающей сейсморазведки, гидролокаторов бокового обзора и другого оборудования. Аналогичные исследования в России носят эпизодический характер и в основном выполняются на отдельных площадях, подготавливаемых к глубокому бурению или вдоль трасс проектируемых подводных трубопроводов.

Один из активно исследуемых нами регионов – Охотское море, особенно его мелководная часть, прилегающая к восточному шельфу о. Сахалин и являющаяся самым развитым морским нефтегазодобывающим регионом России. Здесь ведется нефтегазодобыча на 8 морских месторождениях (около половины разрабатываемых месторождений шельфа России) и проводятся нефтегазопоисковые работы на 23 лицензионных участках. Экстремально сложные природно-климатические условия Охотского моря позволяют его отнести к субарктическим. Ледовое покрытие существует от 110–120 суток на юге до 260 суток на севере моря, а его толщина меняется в диапазоне 40–160 см. Дополнительные сложности возникают из-за высокой сейсмической активности и многочисленных неоднородностей в ВЧР, многие из которых можно выявить на архивных материалах МОГТ. Чередование в ВЧР пластов слабосцементированных песчаников и глин плиоцена (помырская и дерюгинская свиты), наличие разломной тектоники и сейсмическая активность региона способствуют вертикальной миграции газа и формированию небольших залежей газа.

Перечисленные выше неоднородности в ВЧР Охотского моря отображаются на материалах многих сейсмопрофилей МОГТ, отработанных в 1998–2009 гг.
ОАО «ДМНГ» после переобработки исходных записей в 2014 г. в ходе выполнения госконтракта РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина с Федеральным агентством по недропользованию (Роснедра). В общей сложности были переобработаны сейсмозаписи по 33 региональным профилям МОГТ общей протяженностью 4249 пог. км, положение которых показано на рис. 3 (линии серого цвета).

На рис. 4 приведен фрагмент временного разреза 0898331, отработанного в 1998 г. на северном шельфе Хабаровского края. На нем в ВЧР на центральном и краевых участках выделяется несколько аномальных объектов (неоднородностей), интерпретируемых нами по ряду характерных признаков как газовые карманы. За счет значительного газонасыщения центрального (1) участка длиной около 4 км (трассы ОГТ 7590-8230, время – 700–1100 мс) антиклинальное поднятие на времени 1400 мс и ниже приобретает вид синклинали. При этом значительно ухудшается качество прослеживания отражающих горизонтов. Ухудшение качества прослеживания осей синфазности наблюдается и в районах краевых поднятий (2 и 3) (в районах трасс ОГТ 6770 и 8910). На всех трех участках прорывы глубинного газа в ВЧР привели к образованию не одной, а нескольких разноуровенных залежей на времени от 250–450 до 1200 мс,
что примерно соответствует диапазону глубин 50–1200 м от дна, глубина которого составляет около 150 м. На 3-м участке с пикетами 8900–8950 на времени около 800 мс задержки из-за прохождения нескольких залежей газа привели к формированию ярко выраженной локальной синклинали. Очевидно, что наличие таких неоднородностей повышает требования к детализации скоростного анализа, что существенно усложняет обработку материалов. На ряде разрезов МОГТ в Охотском море нередко наблюдаются протяженные пологие оси синфазности, секущие и интерферирующие с сейсмическими границами от разнородных пластов. Анализ каротажных материалов ряда скважин («Магаданская-1», «Магаданская-2» и др.) позволил идентифицировать такие оси синфазности как соответствующие границам резких изменений физических свойств кремнисто-терригенных толщ за счет катагенетических преобразований (переход аморфного опала в опал-кристобалит и др.) [18].

При анализе зон потенциального газонасыщения в ВЧР неоднородности, предположительно связанные с газовыми карманами, каталогизировались с тремя критериями достоверности (вероятности): 1 – однозначные, 2 – весьма вероятные, 3 – возможные. Однозначными признавались неоднородности с серией характерных признаков: ярко выраженными осями синфазности отраженных волн («яркие пятна»); обращенной формой отраженной волны, являющейся признаком наличия пласта с пониженной скоростью; характерными локальными искажениями временных разрезов, выраженными в появлении осей синфазности, изогнутых вниз; ухудшением прослеживания сейсмических горизонтов ниже неоднородности в ВЧР («зоны тени»).

На рис. 5 приведен фрагмент временного разреза 0898103 на Магаданском шельфе в традиционном представлении положительных и отрицательных фаз сигналов (красный и синий цвета) и в цветовой кодировке амплитуд отрицательных фаз, выполненных в программе SeiSee, что позволяет усилить надежность восприятия «ярких пятен» и инвертирования отраженных волн. Выделяемая на рис. 5 неоднородность в строении ВЧР протяженностью около 500 м несет все перечисленные выше признаки, характерные для газовых карманов (категория 1). Причем эффекты настолько ярко выражены и многоступенчаты, что можно с уверенностью говорить о наличии не одного, а нескольких (предположительно 3–4) газовых карманов на 440–600 мс. Применение высокоразрешающей сейсморазведки (ВРС) позволило бы более однозначно определить число газовых карманов.

В ходе исследований неоднородностей в ВЧР на ряде наиболее значимых участков временных разрезов производился расчет амплитудно-частотных спектров (АЧС) отраженных волн для анализа их спектральных составляющих. На рис. 6а
представлен фрагмент временного разреза по профилю 0898103, расположенному на Магаданском шельфе к северу от впадины ТИНРО. На разрезе выделяется аномальный объект в ВЧР на времени около 800 мс протяженностью 1060 м. Характер изменений формы и амплитуды осей синфазности типа «яркое пятно» и другие признаки позволяют говорить о наличии двух соседствующих по вертикали газовых карманов (категория 1), создающих существенную аномалию пластовых скоростей, которая приводит к прогибанию осей синфазности нижележащих горизонтов. На рис. 6б и 6в приведены результаты сопоставлений нормированных по максимальному значению АЧС, рассчитанных в четырех окнах: по всему фрагменту разреза (красный цвет) и в трех локальных окнах в зоне и ниже неоднородности (300–900 мс – зеленый цвет, 900–1500 мс – голубой цвет), а также левее неоднородности (900–1500 мс – черный цвет). Визуальный анализ АЧС позволяет сделать вывод о значительной потере высокочастотных составляющих спектра сейсмических волн при прохождении через газонасыщенные объекты. При этом максимумы АЧС смещаются в область низких частот (20 Гц вместо 30–37 Гц).

При общей длине проанализированных сейсмопрофилей МОГТ 4249 км выявлено 218 локальных неоднородных объектов, что составляет в среднем один объект на 20 км (рис. 3 – красный цвет). При трехступенчатом вероятностном ранжировании этих объектов (категории: 1 – однозначные, 2 – весьма вероятные и 3 – возможные) признано, что однозначными газовыми карманами являются 162 (74,3 %), весьма вероятными – 38 (17,4 %) и возможными –
18 (8,3 %). Наибольшее количество объектов расположено на севере Охотского моря – на Магаданском шельфе и во впадине ТИНРО (глубина воды – свыше 600 м). В значительно меньшей степени они выделяются во впадине Дерюгина и в южной части Западно-Камчатского шельфа. По нашему мнению, это, возможно, связано с более низким качеством анализируемых материалов в этих районах.

Созданная база данных (ГИС) по 218 выявленным залежам газа в ВЧР позволяет провести статистический анализ их горизонтальных размеров и глубины залегания. Размеры анализируемых неоднородностей изменялись от 50–70 м (около 10 трасс ОГТ) до 7600 м. Результаты ранжирования с шагом 500 м приведены на рис. 7а. При этом выявлено, что чаще всего встречаются небольшие залежи размером 1000–1500 м (24,3 %), 500–1000 м (22,5 %) и 100–500 м (19,7 %). Около 42,2 % залежей имеют размеры менее 1 км, 80,3 % – менее 2 км и 97,6 % – менее 4 км. Всего одна залежь (0,5 %) имеет размеры более 5,5 км (7,52 км). Средний размер залежей составляет 1370 м.

В большинстве случаев (около 92,7 %) существуют две и более газовые залежи, расположенные на разных глубинах, однако за счет низких частот, регистрируемых при стандартных работах МОГТ (около 10–75 Гц, рис. 6), трудно точно определить их количество и глубины залегания. В связи с этим собранная информация была подвергнута анализу по глубине залегания кровли верхней залежи с шагом в 100 м, результаты чего приведены на рис. 7б. Почти две трети верхних залежей газа (64,3 %) расположены на глубинах до 400 м от дна, при этом максимальное количество (23,9 %) сосредоточено в интервале глубин 200–300 м, а средняя глубина составила 345 м. В итоге получилось, что выявленные газовые карманы встречаются в среднем через каждые 19,5 км (по трем градациям достоверности) или 21,2 км (по двум градациям).

Кроме проанализированных 4249 км региональных профилей МОГТ ярко выраженные неоднородности в ВЧР, связанные с газовыми карманами, выделяются на ряде других профилей МОГТ, отработанных в других частях Охотского моря, включая Сахалинский шельф. Существуют они и на Киринском лицензионном участке, активное освоение которого ведется ПАО «Газпром». Здесь при анализе около 3 тыс. пог. км сейсмопрофилей МОГТ нами выявлено 13 аномальных объектов в ВЧР, соответствующих газовым залежам
(рис. 3 – красные точки около о. Сахалин). Одна из них расположена на Киринском месторождении, где при бурении скважины в 2013 г. произошел мощный выброс газа, помешавший своевременной реализации планов проведения геологоразведочных работ.

В дополнение к многочисленным газовым карманам на ряде участков региональных профилей МОГТ во впадинах Дерюгина и ТИНРО (рис. 3 – 1 и 2), а также в районе о. Парамушир (рис. 3 – 3)
были выделены оси синфазности на 100–150 мс глубже дна, отождествляемые нами с зонами распространения газовых гидратов, показанными на рис. 3
белым цветом. Присутствие газогидратных залежей прогнозируется по материалам сейсморазведки МОГТ, на которых выделяются высокоамплитудные отражающие горизонты BSR (Bottom Simulating Reflector) от подошвы газогидратов, под которой обычно находится свободный газ [5, 9, 10, 14 и др.]. Граница BSR визуально субпараллельна дну, при этом отраженный сигнал имеет инвертированную форму, что происходит при отражениях от пластов с меньшей скоростью. На рис. 8 приведен фрагмент временного разреза МОГТ 0514021 в районе впадины ТИНРО в двух формах цветовой кодировки изображения сейсмотрасс (аналогично рис. 7), на котором, по нашему мнению, отчетливо видна характерная граница BSR. В ходе экспедиций Тихоокеанского океанологического института им. В. И. Ильичева Дальневосточного отделения Российской академии наук наличие газогидратных залежей доказано во впадине Дерюгина, в районе о. Парамушир и на ряде других площадей [17 и др.]. В левой части разреза 0514021 наблюдаются два углубления в рельефе дна, являющиеся, видимо, покмарками, ниже которых в осадочных отложениях прослеживаются газовые трубы – каналы подтока глубинного газа.

Заключение

Повышение эффективности и безопасности поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа, оценка ресурсного потенциала в морских акваториях зависят от правильности выбора геологической модели перспективного района, участка или площади. Правильность модели, в свою очередь, зависит от полноты и качества используемой для ее построения геологической информации, которые определяются состоянием изученности участка и прилегающих районов, и от правильности истолкования этой информации. На любом из этапов нефтегазопоисковых работ необходимо создание цифровой бассейновой модели (или модели ГАУС), представляющей собой рабочую гипотезу, в рамках которой весь комплекс накопленной геологической информации систематизирован и анализируется с единых методологических позиций.

В целях повышения безопасности впервые выполнен большой объем интерпретации архивных материалов МОГТ (более 7 тыс. пог. км) для выявления и комплексного анализа газонасыщенных объектов в верхней части разреза Охотского моря. Доказан высокий уровень газонасыщенности терригенных отложений плиоцена, представляющих опасность для проведения буровых работ. Полученные результаты однозначно свидетельствуют о возможности извлечения важной дополнительной геолого-геофизической информации о неоднородностях в строении верхней части разреза из архивных сейсмических материалов МОГТ и необходимости активизации комплексных исследований с развитием геоинформационных систем для повышения безопасности поиска, разведки и разработки месторождений на море и суше.

Длительная геодинамическая эволюция Индокитайского полуострова и Зондского шельфа на протяжении мезозойского времени привела к оформлению Индосинийской эпимезозойской платформы Юго-Восточной Азии. К подобным платформам также относятся Верхояно-Колымская и Дальневосточная области России, образующие в совокупности своеобразный пояс мезозоид, протянувшийся по восточной окраине Азиатского материка с севера на юг в субмеридиональном направлении на расстоянии около 8 тыс. км.

Мезозоиды, как правило, характеризуются горным рельефом и повышенной тектонической активностью, что объясняется их близким расположением к современным активным зонам земной коры: спрединговым окраинным морям, зонам субдукций, т. е. к активным границам литосферных плит. В пределах мезозоид на суше практически не встречаются области, где мезозойский фундамент перекрывается типичным платформенным осадочным чехлом. По этой причине мезозоиды рассматриваются обычно как сравнительно молодые горноскладчатые области, не представляющие большого интереса в нефтегазоносном отношении.

Если же трактовать мезозоиды как эпимезозойские платформы, где есть области выхода фундамента на дневную поверхность, а есть области, где фундамент погружен и перекрыт чехлом (т. е. плиты), то перспективы их нефтегазоносности существенно возрастают. Такие молодые платформы можно рассматривать в качестве перспективных нефтегазоносных регионов, в пределах которых есть все основания ожидать открытия новых нефтегазоносных провинций и областей. С этой позиции переквалификация мезозоид из горноскладчатых областей в платформы имеет не только теоретическое, но и большое практическое значение.

Анализ имеющихся геолого-геофизических и геоморфологических данных, а также геодинамические реконструкции как раз и позволяют выделить в пределах исследуемого региона Индосинийскую эпимезозойскую платформу, тектоническим центром которой является Индосинийский древний блок земной коры, выраженный в географическом отношении Индокитайским полуостровом (рис. 1).

По аналогии с древними платформами области выхода на поверхность фундамента следует рассматривать как щиты. В нашем случае это Таиландский щит, с учетом того, что территориально его бльшая часть является принадлежностью Таиланда. Возраст щита главным образом относится к архей-протерозою, однако по периферии он оправлен молодыми мезозойскими гранитоидными комплексами, образующими в рельефе системы невысоких гор.

С северо-востока, юга и юго-запада Таиландский щит окружен осадочными бассейнами, которые в настоящее время являются шельфовыми зонами. Совокупность осадочных бассейнов, окружающих Таиландский щит, предлагается рассматривать как Вьетнамскую эпимезозойскую плиту, бльшая часть которой находится в территориальных водах Вьетнама. Фундамент плиты сложен преимущественно гранитоидными породами мелового возраста, однако в его составе могут быть и более древние фрагменты коры, в частности доломитизированные известняки позднего девона на северном шельфе Вьетнама (Шонгхонгский прогиб).

Тектоническая архитектура Вьетнамской плиты определяется системами сдвигов и раздвигов (pull-apart), над которым закладывались и развивались рифтогенные прогибы (рис. 2). Подчеркнем, что процессы рифтогенеза, столь характерные для шельфа Вьетнама, носили пассивный характер и связаны с развитием сдвиговых дислокаций. Как правило, бортовые зоны прогибов осложнены листрическими сбросами, по которым происходили оседание и оползание тектонических блоков.

К рифтогенным прогибам, выделяемым в пределах Вьетнамской плиты, отнесены Ханойский, Шонгхонгский, Кыулонгский, Южно-Коншонский, Меконгский, Паттани и Малайский прогибы (рис. 2).

Для молодых, активных в геодинамическом отношении структур земной коры определяющим условием их современного строения и развития является тектонофизическое поле, которое обусловливается геодинамическими напряжениями в данном регионе. Формирование адекватной тектонофизической модели способствует правильному пониманию геологического строения и нефтегазоносности регионов, что имеет большое практическое значение. Вьетнамская эпимезозойская плита является как раз таким регионом, где тектонофизические напряжения предопределяют современное геологическое строение и особенности нефтегазонакопления.

Традиционно считается, что геологическое строение и развитие шельфа Вьетнама протекало под доминирующим влиянием рифтогенных процессов. Заложение основных прогибов вьетнамского шельфа (Шонгхонгского, Кыулонгского, Южно-Коншонского) явилось результатом проявления растягивающих тектонических напряжений. Следствием этого являлось характерное строение бортовых частей прогибов, состоящих из горстообразных приподнятых блоков и разделяющих их грабенообразных прогибов.

Рифтогенная модель геологического строения шельфа Вьетнама является доминирующей, но не имеющей убедительного объяснения. В частности, непонятно, что же явилось причиной возникновения столь большого числа рифтогенных прогибов в исследуемом регионе, каковы причины появления самих рифтов. По нашим данным, нет доказательств процессов их расширения.

Изучение геодинамической эволюции и геодинамических напряжений, господствовавших на Зондском шельфе в меловой, палеогеновый и неоген-четвертичный периоды, показывает, что преобладающим видом напряжений было напряжение сжатия, а не растяжения.

Системой сбросов сдвигового типа Шонгхонгский прогиб разделен на три основные зоны, вытянутые в северо-западном направлении (с востока на запад): Северо-Восточный борт, Центральная впадина (депоцентр) и Юго-Западный борт (рис. 3).

Юго-Западный борт включает моноклиналь Тханьнгхе, горстообразное поднятие Ки Ань, грабен Ань Ву, впадину Хуэ и горстообразное поднятие Дананг.

Наряду с крупными горстообразными поднятиями в пределах Юго-Западного борта, как наиболее изученного, картируется ряд более мелких структур, которые можно рассматривать как антиклинальные складки, – это поднятия Бач Чи, Носорог, Белый Лев, Зебра, Жаворонок и др. На некоторых из них пробурены скважины. Возможно, эти структуры представляют собой складки облекания, ограниченные по склонам разрывными нарушениями. Характерной особенностью является высокая амплитуда складок (до 1,5 км) по докайнозойскому фундаменту с существенным сокращением амплитуды по кайнозойским отложениям.

Юго-западный борт Шонгхонгского прогиба системами сдвиговых дислокаций поделен на три тектонические ступени – I, II, III. C точки зрения нефтегазоносности наиболее благоприятна III тектоническая ступень. Она гипсометрически наиболее опущена.
К этой ступени приурочено два крупных поднятия – Дай Банг и Хай Ен.

Северо-Восточный борт Шонгхонгского прогиба состоит из моноклинали Хайфон-Халонг, горста Батьлонгви, одноименного поднятия, горста Читон (на юге прогиба) и ряда других моноклиналей и горстовидных поднятий в китайской части акватории. Структурное выражение их аналогично структурам Юго-Западного борта прогиба (рис. 3).

Сравнивая между собой бортовые зоны прогиба, следует отметить, что Северо-Восточный борт в настоящее время более погружен по сравнению с Юго-Западным бортом, перепад высот по кровле фундамента составляет до 3 км. Такая ситуация возникла в плиоцен-четвертичное время, когда Северо-Восточный борт испытал прогибание большей амплитуды. В настоящее время мощность плиоцен-четвертичных отложений на Северо-Восточном борте составляет более 3 км, а на Юго-Западном – около 0,5 км.

Тектонические нарушения сбросового типа на Северо-Восточном борте, как правило, затухают в миоцен-плиоценовых отложениях и выше по разрезу не прослеживаются, в то время как на Юго-Западном борте (кроме наиболее погруженной III ступени) эти нарушения рассекают весь осадочный чехол и выходят на дно моря, создавая сквозные каналы миграции для разгрузки подземных флюидов. Все это позволяет более высоко оценить перспективы нефтегазоносности Северо-Восточного борта Шонгхонгского прогиба по сравнению с его Юго-Западным бортом за счет наличия более благоприятных условий для сохранности залежей углеводородов.

Центральная часть прогиба Шонгхонг (депоцентр) наименее изучена (рис. 3).
Она характеризуется сравнительно редкой сетью сейсмических профилей и практически отсутствием скважин. В районе поднятий Бао Ванг, Бао Ден и Бао Чанг степень изученности существенно возрастает. Однако проведенные сейсмические исследования 2D выполнялись с использованием коротких сейсмических кос (2–3 км), а 3D –
с косами 4 км, что позволило более-менее достоверно изучить осадочный чехол только на глубину около 3 км, т. е. плиоцен-плейстоценовой комплекс. Пробуренные скважины глубиной в пределах 2 км также были нацелены на эти отложения.

В результате миоценовые образования, представляющие здесь наибольший интерес в нефтегазовом отношении, оказались практически не исследованы.

Тектоническое строение Центральной части Шонгхонгского прогиба в настоящее время представляется в виде моноклинально падающих пластов плиоцен-плейстоценового возраста. Вероятно, такой же структурно-тектонический облик имеют и миоценовые отложения.

Монотонную тектоническую картину депоцентра Шонгхонгского прогиба осложняют антиклиналеподобные структуры, выявленные в его центральной части (поднятия Бао Ванг, Бао Чанг, Бао Ден и др.), которые и являлись объектами геолого-разведочных работ на протяжении последних лет. Здесь были сконцентрированы сейсмические исследования 2D и 3D, пробурено
8 скважин, а в последние годы проведены электроразведочные работы на предмет прямых поисков залежей углеводородов. Несмотря на сравнительно высокую концентрацию геофизических и буровых работ на поднятиях Бао Ванг, Бао Чанг и Бао Ден, однозначного понимания их геологической природы до сих пор нет. В нашей интерпретации это погребенные вулканы, основная деятельность которых протекала в плиоцен-плейстоценовое время [1].

Важное значение для нефтегазоносности имеют коллекторские свойства продуктивных отложений. В пределах исследуемого региона промышленная нефтегазоносность связана с отложениями позднего палеозоя, олигоцена, миоцена и плиоцен-плейстоцена. Во всех случаях емкостное пространство осложняется трещиноватостью, возникшей в результате деятельности разломов сдвиг-раздвигового типа.

Отложения позднего палеозоя (верхний девон – нижний карбон), вскрытые скважиной VGP-112-PR-1X, были изучены методом рентгеновской томографии. Установлено, что карбонатные породы имеют межзерновые поры (до 10 мкм), которые могут быть связаны тончайшими каналами. Более важную роль в коллекторском потенциале этого комплекса играют трещины и каверны. Трещины направлены поперек напластования, имеют ширину до 0,5–1 мм, а каверны достигают в диаметре до
2 мм. Иногда пустоты, трещины и биологические формы заполнены пиритом, что снижает фильтрационно-емкостные свойства этих пород. В целом коллектор карбонатной толщи позднего палеозоя можно классифицировать как трещинно-каверново-поровый.

Олигоценовый комплекс характеризуется исключительно терригенными коллекторами. По каротажным данным, средние значения открытой пористости составляют 8 и 10 %. Породы крепкие, проницаемость коллекторов низкая. Коллекторы относятся к поровому типу. Не исключено развитие в них и систем трещин, которые могут повысить коллекторский потенциал этих отложений.

Миоценовый комплекс сложен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, среди которых встречаются карбонатные породы. Коллекторы могут быть представлены как терригенными породами (песчаниками), так и карбонатами.

Карбонатные коллекторы нижнего миоцена вскрыты в двух скважинах блока 112 (скв. 112-BT-1X-RDR и
скв. 112-НО-1X) суммарной мощностью 17–65 м. Отложения представлены известняками мелкозернистыми, содержащими фрагменты органических остатков. Пористость изменяется от 2,4 до 23,9 %, проницаемость – от
0,01 до 37 мД. Мощность колеблется от 23  до 70 м. По типу порового пространства коллекторы относятся к трещинно-каверново-поровым.

Терригенные коллекторы нижнего миоцена состоят из песчаников светло-серого цвета, мелко-среднезернистых, крепких. Цемент карбонатный, глинистый и мергельный. Мощность отдельных пластов песчаника колеблется в пределах 2–12 м. Значения открытой пористости составляют по скважине 112-ВТ-1Х-RDR – 7–14 %, а по скважине 112-AV-1Х изменяются от 24 до 30 %. Проницаемость определена в пределах 0,1–49 мД. Коллекторы относят к поровому типу.

Терригенные коллекторы среднего и верхнего миоцена представлены песчаниками и встречены во всех пробуренных в блоке 112 скважинах. Мощности отдельных пластов песчаника меняются в пределах 0,5–22 м, составляя в основном 2–6 м. Пористость коллекторов варьирует в интервале 12–24 %, проницаемость – в пределах 0,1–14 мД, в отдельных случаях достигает 140–172 мД. По типу порового пространства коллекторы традиционно относят к поровым.

Однако, по данным рентгеновской томографии, породы миоцен-плейстоцена разбиты трещинами. В ряде случаев они заполнены пиритом, что говорит о том, что системы трещин могли существовать в пластовых условиях и по ним происходила миграция флюида. По нашему мнению, существование таких трещин в миоцене (а далее будет показано, что они имеются и в плиоцен-плейстоценовых отложениях) является следствием активных проявлений сдвиговых деформаций по Центральному сдвигу Шонгхонгского прогиба, вдоль которого вытянуты разбуренные структуры Бао Ванг, Бао Ден и Бао Чанг. Поэтому тип коллектора в миоценовых отложениях, возможно, следует рассматривать как порово-трещинный. Это обстоятельство необходимо учитывать при дальнейшей разработке месторождений.

Плиоцен-плейстоценовый комплекс наиболее доступен для бурения в пределах исследуемого региона. Он представлен преимущественно глинами и аргиллитами, переслаивающимися с алевролитами. В ареале района работ предполагается развитие и песчаных пород. Потенциальными коллекторами в отложениях плиоцен-плейстоцена являются русловые песчаники, отложения конусов выноса и турбидитовые тела. Коллекторы относятся к поровому типу. Коллекторы такого типа содержат значительные залежи газа на структурах группы Ле Донг (акватория КНР). Значения открытой пористости по отложениям плейстоцена колеблются от 28 до 37,6 %, по отложениям плиоцена – от 23 до 33 %. Проницаемость – от 10,8 до 35,4 мД.

Данные рентгеновской томографии, полученные нами, также указывают на широкое развитие в плиоценовых отложениях систем трещин, иногда заполненных пиритом. Наличие трещин практически по всем осадочным комплексам повышает емкостные свойства отложений, но снижает их роль как возможных покрышек.

Разгрузка пластового флюида наиболее часто проявляется вдоль разломов Шонгтяи и Центрального, несмотря на то что отложения миоцена и плейстоцена представлены глинистыми образованиями. Этот эффект, по нашему мнению, достигается по причине наличия сопутствующей трещиноватости пород (даже глинистых) при сдвиг-раздвиговых усилиях.

Доказательством сквозной вертикальной разгрузки пластового флюида могут служить сейсмические профили, пересекающие разломы Шонгтяи и Центральный. В частности, на профиле, проведенном вкрест простирания структуры Бач Чи, четко фиксируется зона разгрузки, выраженная рассеиванием упругой сейсмической волны. Зона разгрузки прослеживается через весь осадочный чехол и выходит на поверхность морского дна. На другом профиле GT93-219, проходящем через структуру Дай Банг, разлом затухает в кровле позднемиоценовых отложений. До этого уровня прослеживается и область разгрузки, выраженная на сейсмическом профиле субвертикальной зоной рассеивания сейсмической упругой волны. Отсюда следует, что по мере удаления от главного сдвиг-раздвигового разлома Шонгтяи тектонические усилия ослабевают, и зона разгрузки уже не захватывает весь чехол и ограничивается лишь нижними секциями чехла.

Аналогичная ситуация сложилась и вдоль Центрального разлома сдвиг-раздвигового типа, к которому приурочены поднятия Бао Ванг, Бао Ден и Бао Чанг. На сейсмических профилях четко фиксируются зоны рассеивания упругой волны, которые мы отождествляем с зонами разгрузки пластовых флюидов (рис. 4). Зоны разгрузки проходят через все горизонты осадочного чехла и выходят на поверхность морского дна, что говорит о сквозной разгрузке, что отрицательным образом сказывается на сохранности залежей углеводородов.

В ряде случаев удается зафиксировать истечения углеводородного флюида на морскую поверхность. Известно, что подобное высачивание создает на поверхности моря тонкие пленки углеводородов, которые бывают незаметны для простого «глаза». Однако космические снимки способны фиксировать эти явления, поскольку углеводородная пленка образует так называемые слики, заметные с большого расстояния.

В частности, на космическом снимке, который захватывает зону Тонкинского залива, приуроченную к разлому Шонгтяи, видно скопление черных точек, вытянутых вдоль этого разлома. Это не что иное, как слики на поверхности воды, возникшие в результате разгрузки пластовых углеводородных флюидов на поверхность моря вдоль сдвиг-раздвигового разлома Шонгтяи.

Таким образом, по данным различных методов исследований устанавливается наличие зон сквозной разгрузки пластовых флюидов, приуроченных к разломным зонам. В случаях, когда разломы затухают в осадочном чехле, зона разгрузки не имеет сквозного характера.

Наличие сквозных зон разгрузки отрицательным образом сказывается на сохранности залежей нефти и газа и является негативным фактором процесса нефтегазонакопления в земной коре.

Следовательно, при определении степени перспективности в нефтегазовом отношении различных регионов необходимо учитывать не только созидательные, но и разрушающие факторы нефтегазонакопления. С этой точки зрения наиболее благоприятными для проведения дальнейших геологоразведочных работ являются антиклинальные поднятия Дай Банг и Хай Ен, расположенные на третьей тектонической ступени Юго-Западного борта Шонгхонгского прогиба.

Жесткие условия рыночной экономики и интенсификация методов, технических средств обеспечения безопасности транспорта газа в зонах природно-техногенных рисков диктуют необходимость перехода на передовые информационные технологии в данной области.

Методы и технологии контроля и прогнозирования геодинамических процессов, опасных для линейной части газопроводов (оползни, активные тектонические разломы (АТР), карст, провалы в шахты и пр.), либо безнадежно устарели (геодезия, бурение, марки, шурфы, инклинометры, пьезометры и др.), либо слабо развиты, что и обусловливает актуальность поиска новых методов организации объективного прогнозного геомониторинга.

Использование же для оценки состояния грунта только методов контроля НДС металла трубы (вставки ИВ-2, ультразвук, магнитометрия и др.) является некорректным, ибо все они фиксируют уже произошедшие события (провал, срез полок, резкое пучение), которые уже нарушили геометрию трубы, например так, как показано на рис. 1.

Это расчет влияния активизации разломов на магистральном газопроводе «Сила Сибири». В общей сложности таких разломов на трассе 13, из них более половины, по данным ООО «Газпром ВНИИГАЗ», – активные. Однако в проекте геомониторинга методов прогноза опасной геодинамики нет! В то же время внезапная активизация однозначно может привести к человеческим, экономическим и, главное, к репутационным потерям.

Можно задать вопрос, какая польза руководству ООО «Газпром трансгаз Чайковский» от данных традиционных методов и даже от космической съемки о том, что на МГ «Чусовой – Березники – Соликамск» внезапно образовался очередной провал (рис. 2). А если бы это произошло на газопроводе и там были бы люди?

Какая польза от геодезии, реперов и марок, которые, кстати, наблюдают всего 1–2 раза в год, если, например, на ПК31 газопровода «Дзуарикау – Цхинвал» полка уйдет мгновенно не на 1–2 м, как в марте 2016 г., а на 10 и более метров, как на Тайване (рис. 3)?

Приедем несколько цитат из официальных писем по данной тематике.

Первое письмо от ЗАО «Газпром инвест Юг» № 20/2-9408 от 24 октября 2013 г. на имя А.В. Мостового и С.В. Савченкова. Начало очень бодрое: «На трассе ЧБС необходима система оперативной оценки НДС грунтов для заблаговременного предупреждения активизации опасной геодинамики в целях принятия своевременных управляющих решений». А дальше пошла фантастика: «Автоматизированная система на базе ИВ-2 предназначена для контроля НДС трубы и прогнозирования ее состояния на потенциально опасных участках». Но ведь хорошо известно, что вставки ИВ-2 просто физически не могут прогнозировать изменения состояния грунтов, а значит, и НДС трубы, зависящее от НДС грунтов! И подтверждение этому – вторая цитата, из письма ООО «Газпром инвест» № 07/011-8456 от 6 апреля 2015 г.
на имя О.Е. Аксютина: «Применение ИВ-2 в качестве средств мониторинга и прогнозирования состояния трубопровода имеет существенные недостатки. Главный из них – определение подвижек грунта на последней стадии в момент, когда подвижка существенна и начинает действовать на трубу, что существенно уменьшает период времени для корректирующих действий».

Обратим внимание на то, как протекает любой опасный активный процесс геодинамики, например оползневый (рис. 4). 

Все два периода идет подготовка аварии, необратимых деформаций, когда под влиянием внешних воздействий (снеготаяние, вода, подрезка оползней полками) начинается процесс образования микротрещин на молекулярном уровне, изменение режима подземных вод (флюидов). Этот процесс подготовки может длиться днями, месяцами, годами. И он никак не проявляется ни в грунтах, ни на поверхности земли.

Много лет профессор Е.П. Емельянов, ученый с мировым именем, с помощью геодезии (в то время другого ничего не было) наблюдал за оползнями Одессы (рис. 5) и доказал, что геодезия беспомощна в плане прогнозирования катастроф. Как видим, три года реперы стояли без движения, а потом внезапно вместе с грунтами съехали на 5–10 и более метров!

Как сейчас проводятся такие наблюдения на некоторых объектах газотранспортной системы? Провели замеры, например, в период подготовки подвижек, отрапортовали, что все тихо, уехали домой, а оползень через 1–2 дня «поехал». Внезапно! И произошла катастрофа, погибли люди (рис. 6).

Когда говорят, что геодезия, георадар, оптоволокно, инклинометры, ультразвук, магнитометры, пьезометры, другие контактные методы могут прогнозировать активизацию оползней, провалов, просадок или пучения в АТР, – это настоящий фейк (fake), т. е. подлог или обман, хотя всем хорошо известно, что даже в наше непростое время на эти «прогнозные» способы выделяют финансы, и довольно большие!

Такую же неподъемную для этих методов картину можно видеть, например, и в районах залегания подземных пустот (газопровод «Чусовой – Березники – Соликамск», Ямал, карстовые районы). На рис. 7 показано развитие свода обрушения, которое зависит в первую очередь от воздействия подземных вод, климата. Обрушение слоев, повторимся, никоим образом не заметно на поверхности.

Как показал наш опыт работы на МГ «Чусовой – Березники – Соликамск», ни геодезия, ни техника, установленная на трубе, кроме радиоволнового метода, физически не может контролировать и прогнозировать развитие таких опасных полостей (рис. 8), активизации геодинамических процессов. И когда трещит свод, а на поверхности внезапно образуется воронка (рис. 9), уже поздно что-либо делать.

Радиоволновое диагностирование грунтов может и позволяет уверенно контролировать весь период подготовки, например, оползня. Покажем это на примере газопровода «Моздок – Казимагомед», ПК607, где стоят наши приборы (рис. 10). 11 сентября 2015 г. они отметили аварийную активизацию оползня (левая аномалия на графике),
о чем было предупреждено руководство объединения. Кстати, такие тревожные моменты можно фиксировать и газово-эманационным методом, что постоянно и делаем (рис. 11). А 14 декабря произошло то, что можно видеть на рис. 12. Следует отметить, что технология радиоволнового диагностирования грунтов околотрубного пространства (РВД) интересна своей доказуемостью и высокой достоверностью, ибо основана она на двух совершенно разных по физике методах – радиоволновом поле Земли и газово-эманационно-сейсмическом.

Сегодня можно с уверенностью утверждать, что уже является фактом устоявшееся мнение о несомненной пользе этой разработки в отрасли. Об этом говорит и награждение нашей многолетней работы совместно с Департаментом ПАО «Газпром», РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, ООО «Газпром трансгаз Чайковский» и ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» премией ПАО «Газпром» в области науки и техники за 2015 г.

Иными словами, технология радиоволнового диагностирования грунтов легализована и должна, по нашему мнению, занять должное место среди комплекса методов и способов геомониторинга, контроля технического состояния блока «труба – грунт», обеспечения безопасности нефтегазопроводов. Ведь безопасность линейной части МГ на потенциально опасных участках зависит не только от состояния трубы, но также и от состояния грунтов околотрубного пространства, что, к сожалению, не учтено в документах по техническому состоянию и целостности газопроводов.

На наш взгляд, в корректном прогнозном геомониторинге кроме радиоволнового могут быть использованы методы аэрокосмические и оптоволоконные.

В настоящее время при поддержке Департамента ПАО «Газпром», РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина начата работа по созданию и разработке принципиально нового типа прогнозного геомониторинга, при котором радиоволновые приборы будут устанавливаться на беспилотные летательные аппараты. 

В случае успеха можно будет проводить прогнозный геомониторинг в горах, в лесах, на болотах, в других недоступных местах, ведь радиоволновое поле Земли есть везде.

В принципе, такие аэрокомплексы уже есть за рубежом. Наш аэрокомплекс (АРК) может иметь такой любой вид. Но, главное, у нас есть очень важное отличие от зарубежных АРК: это оригинальный способ обработки данных, и он уже запатентован.

Доверительное прогнозирование моментов аварийных активизаций опасных геодинамических процессов в скрытой их фазе позволяет своевременно предпринять и реализовать управляющие решения, резко снизить природно-техногенные риски, повысить безопасность эксплуатации ЛЧ МГ на потенциально опасных участках.

Эксплуатация технически сложных и опасных объектов всегда сопряжена с необходимостью проведения технического контроля, обслуживания и ремонта. Сокращение временных затрат на проведение регламентных работ, создание аппаратуры и объективных методик контроля состояния объектов является актуальной задачей с точки зрения как безопасной эксплуатации объектов, так и требований сокращения времени простоя. Не стоит забывать и об угрозах для экологии [1, 2].

Увеличение числа аварий является следствием критического износа оборудования, нарушений технологических и производственных процессов, наличия человеческого фактора в процессе эксплуатации, обслуживания и ремонта. Неразрушающий контроль и диагностика (НКиД) позволяют решить эти проблемы, а автоматизация процессов контроля – исключить человеческий фактор.

Ужесточение норм качества промышленной продукции и надежности объектов требуют постоянного совершенствования методов и средств неразрушающего контроля. В мире существуют четыре основных направления развития НКиД [3]:

• интеллектуализация методов и средств НКиД;

• разработка единой системы контроля качества технических объектов и окружающей среды;

• совершенствование диагностических технологий;

• организационное обеспечение НКиД на международном уровне.

Темпы роста мировой промышленности не должны идти вразрез с качеством продукции. Например, суммарные мировые объемы производства черной металлургии (чугунов, ферросплавов и сталей) в 2014 г. превысили 3 млрд т, что в 2 раза больше по сравнению с 2006 г.
Трубы, рельсы, металлоконструкции, корпуса судов, валы и прочие детали машиностроения обязательно должны подвергаться диагностированию. Однако в неразрушающем контроле продукции черной металлургии есть ряд принципиальных сложностей, например:

1) ржавчина, затрудняющая визуальный контроль и требующая дополнительной подготовки поверхности объекта. При ультразвуковом контроле ржавчина может являться причиной плохого акустического контакта. Наличие ржавчины на поверхности затрудняет также проведение капиллярного контроля;

2) нанесенные на поверхность лакокрасочные покрытия (ЛКП). При борьбе с коррозией изделия часто покрывают ЛКП, что создает большие трудности для проведения НКиД. Чаще всего при проведении диагностирования объекта ЛКП полностью снимается, а затем наносится заново. Такая процедура требует дополнительных затрат – как временных, так и финансовых;

3) высокая шероховатость и плохое состояние контролируемой поверхности в целом. Эта особенность свойственна большой части трубной продукции,
а также несущим металлоконструкциям, бывшим в эксплуатации.

Для решения перечисленных проблем все чаще используется вихретоковый метод контроля (ВК). Применение данного метода хорошо зарекомендовало себя в таких отраслях промышленности, как железнодорожный транспорт, авиационная промышленность, атомная энергетика и др. Лакокрасочные и другие виды покрытия, ржавчина, следы машинного масла и грязи, маркировка деталей не являются помехой в проведении ВК, поскольку электромагнитное поле не искажается при прохождении диэлектрических покрытий. Эта же особенность метода позволяет проводить контроль без непосредственного контакта объекта и преобразователя. Возможность проведения контроля на высоких скоростях открывает большие возможности по автоматизации.

В современных зарубежных и отечественных стандартах и методиках по диагностированию бурового оборудования также появляются упоминания о возможности проведения вихретокового контроля (ГОСТ Р 54383-2011 [4] или API Spec 5DP [5]). В готовящемся проекте стандарта по диагностическому обслуживанию объектов добычи газа СТО Газпром упоминание о возможности и необходимости проведения вихретокового контроля просматривается уже более очевидно. В проекте этого стандарта имеются определенные условия и требования, касающиеся именно вихретокового контроля. Разработан и готовится к введению ГОСТ Р ИСО 10893-2,
определяющий условия проведения вихретокового контроля стальных бесшовных и сварных труб, а также критерии браковки. В стандарте DS-1 (т. 3) [6] есть описание процедуры проведения электромагнитного контроля (EMI) тела трубы. В свою очередь, вихретоковый контроль является одной из разновидностей электромагнитного контроля.

Но, несмотря на то что вихретоковый метод упоминается в указанных выше стандартах, никакой конкретики и грамотной инструкции по проведению именно вихретокового контроля элементов бурильных труб в данных документах нет. 

Вихретоковый метод контроля

В простейшем случае вихретоковым преобразователем может являться виток провода с протекающим по нему переменным током. В случае когда виток находится над металлическим объектом, магнитный поток (первичное ЭМ-поле, поле возбуждения), пронизывающий этот виток, будет создавать в объекте вихревые токи, противоположные по направлению току, протекающему в витке в текущий момент времени. Вихревые токи, в свою очередь, тоже будут создавать свое электромагнитное поле (вторичное ЭМ-поле, поле вихревых токов), которое будет ослаблять поле возбуждения, так как направлено оно в противоположную сторону (рис. 1).
Именно по результатам взаимодействия ЭМ-полей судят о состоянии объекта контроля. Например, трещина в объекте контроля под витком с током приводит к разрыву контура вихревых токов и, соответственно, вызывает ослабление поля вихревых токов. В результате воздействие на поле возбуждения изменяется, что отражается на сигнале.

Один виток с током создает очень слабое поле возбуждения, поэтому в вихретоковых преобразователях (ВТП) используют индуктивные катушки, число витков в которых может варьировать от нескольких единиц до нескольких тысяч в зависимости от назначения преобразователя. Помимо этого катушки для ВТП часто мотают на магнитопроводах (обычно на ферритовых стержнях), что позволяет локализовать ЭМ-поле в зоне магнитопровода, увеличив тем самым абсолютную чувствительность и обеспечив точечное воздействие преобразователя на объект контроля.

В зависимости от задач неразрушающего контроля и особенностей аппаратуры выбирают преобразователи определенного типа [3].

Наибольшее распространение и популярность получили преобразователи накладного типа, поскольку они позволяют проводить контроль локально при одностороннем доступе к объекту. Преобразователи накладного типа дают высокую чувствительность к микродефектам. Чувствительность преобразователя к микродефектам тем выше, чем меньше радиус обмотки катушки. Такие преобразователи обычно собирают в корпус, напоминающий по форме шариковую ручку или фломастер, поэтому их еще называют преобразователями карандашного типа. Их достоинствами являются:

• простота изготовления и низкая стоимость;

• локальность контроля, сопоставимая с диаметром катушки ВТП;

• высокая чувствительность к дефектам;

• высокая универсальность.

При диагностировании бурильных труб особое внимание уделяется контролю резьбовых замковых соединений на наличие трещин, которые очень часто возникают при эксплуатации и приводят к авариям. Особое внимание при контроле следует уделять первым 5–6 виткам со стороны большего основания конуса –
именно этот участок резьбы нагружен больше всего. Особенность развития трещин в резьбе замковых соединений заключается в том, что они образуются во впадинах резьбы [7, 8], поэтому правильнее всего контролировать именно впадину. Это позволит выявить трещину на ранних стадиях развития. Применение датчика на ферритовом магнитопроводе диаметром 1 мм обеспечит локальность контроля именно впадины резьбы и минимизирует изменение сигнала на участках сбега.

Что касается чувствительности, то она сравнима с чувствительностью магнитопорошковой (МПД) и капиллярной (ПВК) дефектоскопии. Можно выявлять трещины глубиной от 0,2–0,4 мм и протяженностью 2–4 мм. Искусственные дефекты резьбовых соединений, которые прописаны в стандарте РД-41-01-89 [9] в части ультразвукового контроля, будут выявляться со значительным запасом усиления. В отличие от МПД и ПВК при проведении ВК не требуется такая тщательная подготовка поверхности объекта контроля. Допускается наличие на поверхности резьбы слоя масла и других диэлектрических веществ, не препятствующих прохождению преобразователя.

Особый интерес представляет возможность контроля резьбы муфты. В случае с ПВК или МПД внутренняя резьба муфты является очень сложным объектом контроля как с точки зрения подготовки поверхности, так и с точки зрения проведения контроля и оценки его результатов. Для проведения вихретокового контроля резьбы муфты существуют специальные устройства, позволяющие однозначно позиционировать преобразователь в витке и проводить контроль путем вкручивания устройства по резьбе. Аналогичные сканирующие устройства существуют и для ниппельной части замкового соединения
(рис. 2). Данные устройства подключаются к дефектоскопу, на экране которого отображается информация о ходе контроля, и по его результатам можно сразу сформировать протокол.

Тем не менее одно из достоинств обычных ВТП, содержащих один датчик, формирует основной их недостаток.
В случае необходимости контроля больших поверхностей (например, тела бурильной трубы) применение данных преобразователей нецелесообразно. Ввиду локальности контроля требуется последовательное сканирование детали с шагом, не превышающим диаметр катушки преобразователя. Кроме того, часто в нормативных документах предписывают проводить контроль, перемещая преобразователь в двух взаимно перпендикулярных траекториях, чтобы обеспечить выявление трещин любой ориентации. При этом скорость ручного контроля, как правило, не превышает 50–100 мм/с. Все эти условия приводят к огромным временным затратам на ВК больших деталей, поэтому на практике при ручном контроле таких деталей шаг сканирования и скорость часто не соблюдаются. Таким образом, два основных недостатка ручного вихретокового контроля датчиками карандашного типа – низкая производительность и человеческий фактор.

В последнее десятилетие на рынке стали появляться многоканальные вихретоковые сканеры иностранного производства [10, 11], которые весьма компактны, но при этом позволяют контролировать сразу большую плоскость. Большинство этих сканеров основано на принципе объединения нескольких катушек ВТП в один корпус, поэтому их еще называют матричными.

Применение матричных сканеров позволяет значительно увеличить производительность контроля, но ограничивается жесткостью исполнения рабочей поверхности (поверхности контроля). Датчики, как правило, жестко закреплены друг относительно друга, поэтому сканеры изготавливаются под объект определенной формы и не являются универсальными. Тем не менее в рамках одного предприятия, как правило, осуществляется контроль деталей фиксированной формы. Например, при контроле труб необходимо использовать сканеры контроля труб определенных диаметров.

Многоканальные сканеры вихретокового контроля российского производства

С 2006 по 2010 г. специалистами компаний «Алтек» (Санкт-Петербург) и «Интрон» (Москва) проводились работы по созданию многоканальных сканеров вихретокового контроля. Плодом сотрудничества двух компаний стало создание сканеров, превосходящих импортные по ряду характеристик. Принятые технические решения позволили создать гибкую платформу, на базе которой можно разрабатывать сканеры для контроля деталей с очень сложным профилем. В табл. 1 приведены некоторые характеристики данных сканеров.

Разработанные сканеры состоят из двух основных блоков: блока цифровой обработки сигналов (ЦОС) и блока вихретоковых преобразователей. Структурная схема сканера представлена на рис. 3.

Блок ЦОС отвечает за связь сканера с дефектоскопом, генерацию сигналов, съем и фильтрацию данных с измерительных обмоток ВТП, анализ зазора, передачу данных в дефектоскоп. Использование интерфейса RS-485 позволяет подключать последовательно до 256 сканеров в одну цепь, что расширяет возможность создания сложных диагностических комплексов вихретокового контроля. Блок ЦОС обеспечивает 32 канала вихретокового контроля для одного сканера. Реализован интерфейс USB, позволяющий подключать сканер непосредственно к компьютеру или дефектоскопу Peleng УД3-307ВД.

Передача данных в цифровом виде позволяет добиться минимальной длины аналогового тракта и минимизировать само оборудование. Так, например, в импортных многоканальных сканерах вихретокового контроля вся электронная часть размещена в центральном блоке дефектоскопа, а из сканера выходит очень толстый кабель (объединяющий провода от всех ВТП), что крайне не-
удобно при контроле. Кроме того, аналоговый тракт гораздо сильнее подвержен влиянию помех, чем цифровой. В описываемой отечественной разработке из сканера выходит цифровой сигнал, что позволяет добиться высокой помехозащищенности и передавать данные по кабелю всего из четырех или шести жил (в зависимости от используемого интерфейса).

Блок ВТП условно можно разбить на равные по длине зоны, в каждой из которых располагается группа преобразователей, выполняющих свои функции. В рамках одной зоны располагаются два дефектоскопических дифференциальных ВТП и один абсолютный ВТП, выполняющий роль датчика зазора. Еще один дифференциальный датчик обеспечивает перекрытие между зонами, а также перекрывает зону нулевой видимости датчика продольных дефектов (рис. 3).

Известно, что датчики дифференциального типа чувствительны к дефектам определенной ориентации. Поэтому при разработке закладывалось требование обнаружения продольных и поперечных дефектов. В соответствии с этим условием внутри одной зоны располагаются датчики как продольных, так и поперечных дефектов (рис. 4).

Дифференциальная связь двух ВТП взаимно перпендикулярна, что гарантирует обнаружение дефектов любой ориентации с высокой чувствительностью, свойственной датчикам дифференциального типа. Абсолютные преобразователи предназначены для отслеживания зазора (т. е. являются датчиками зазора). Датчики зазора распределены равномерно по всей длине сканера, что позволяет контролировать перекосы сканера и изменения геометрии объекта непосредственно во время проведения контроля. Сигнал с датчика зазора поступает на вход микроконтроллера, где происходит оценка текущего зазора путем сравнения с опорным сигналом. В случае если зазор изменился относительно начального или калибровочного значений, происходит автоматическая корректировка усиления.

Поскольку в одной зоне располагаются 4 ВТП, а блок ЦОС рассчитан на 32 датчика, то в одном сканере реализуется до 8 зон контроля. Размер зоны контроля определяется характеристиками выявляемых дефектов. Чем меньше размеры дефектов, тем меньше должен быть сам преобразователь. Так, например, при выявлении трещин протяженностью более 5 мм размер зоны контроля составит 20 мм (квадратная зона со сторонами 20 мм). Для такой зоны эквивалентный диаметр измерительной обмотки будет равен 10 мм. За счет использования дифференциальных ВТП удается обнаруживать дефекты, протяженность которых в 2 раза меньше размера измерительной обмотки. Таким образом, имея 8 зон по 20 мм, можно получить 160 мм сплошного контроля на дефекты любой ориентации протяженностью от 5 мм. Соответственно, при контроле объекта на наличие трещин протяженностью от 10 мм протяженность линии сплошного контроля одного сканера возрастает до 320 мм (табл. 2).

Разработка нашла применение и в диагностировании бурильного оборудования. Были разработаны и опробованы в полевых условиях многоканальные сканеры вихретокового контроля поверхности тел бурильных труб (рис. 5). Тело бурильной трубы (вместе с зонами клинового захвата) контролируется данными устройствами от высаженного конца до высаженного конца на наличие продольных и поперечных трещин.

Сканеры выполнены с учетом возможности одностороннего доступа к трубе и позволяют за один проход проверить от 25 до 50 % поверхности трубы (в зависимости от диаметра трубы и типа сканера). При этом рабочая скорость контроля составляет 50 см/с. Труба целиком с перекрытием зон контроля проверяется за 2–3 минуты, при этом чувствительность контроля сопоставима с чувствительностью магнитопорошкового метода. Тщательной подготовки поверхности тела трубы не требуется, нужно только устранить массивные куски грязи, которые могут препятствовать прохождению сканера физически.

Эксплуатационные испытания многоканальных сканеров на нескольких заводах продемонстрировали возможность уверенного выявления таких дефектов проката, как плена, закаты, неметаллические включения, термические трещины.

Заключение

Вихретоковый метод неразрушающего контроля обладает высоким потенциалом для развития и внедрения в процедуру диагностирования бурильных труб. Применение многоканальных устройств вихретокового контроля позволяет добиться высокой производительности в поиске трещин тела трубы, а устройства для сканирования резьбы позволяют значительно упростить поиск усталостных трещин и сэкономить время на контроль.

Разработана и утверждена ООО «ВНИИТнефтетрубы» методика проведения вихретокового контроля бурильных труб с учетом требований отечественных и зарубежных стандартов, относящихся к диагностированию бурильных труб. Учитывались и требования стандартов, находящихся на данный момент в разработке. В данную методику включены как сканеры контроля резьбы, так и многоканальные сканеры для контроля тела трубы.

На сегодняшний день получены хорошие результаты применения многоканальных сканеров вихретокового контроля в таких отраслях, как железнодорожный транспорт и металлопрокатное производство.

Таблица 1. Технические характеристики многоканальных сканеров вихретокового контроля

Table 1. Technical characteristics of multi-channel eddy current scanners

Таблица 2. Длина линии сплошного контроля сканера и минимальный размер обнаруживаемого дефекта

Table 2. Length of the scanner continuous test line and the minimum size of a detectable defect

Несмотря на то что, на первый взгляд, микропротечки не приносят ощутимых убытков, своевременно устраняя их, можно с минимальными затратами навсегда покончить с прогрессирующей эрозией и, как следствие, исключить «вырезку под замену» спустя 5–10 лет неконтролируемого разрушения.

Данную информацию наглядно подтверждает график, полученный на основе многолетних наблюдений и сбора результатов проведения вторичной герметизации ЗРА на различных объектах ПАО «Газпром». Он наглядно доказывает необходимость раннего обнаружения дефектов на уровне микропротечек, которые устранимы практически на 

100 %. Вероятность восстановления герметичности в остальных группах протечек видна из следующего графика.

Таким образом, для увеличения срока службы газовой ЗРА на действующих МГ и КС необходимо периодически проводить приборную диагностику всей запорно-регулирующей арматуры на предмет ее герметичности и устранять все выявленные протечки газа посредством проведения вторичной герметизации до нулевых показаний контролирующих приборов (ТА-3, ТА-4, АДК-1.1). Краны с неустранимыми протечками (традиционно меняющиеся на новые) при наличии приборов подвергаются регулировке конечного положения шара по минимальным приборным показаниям уровня перетока газа. После этого до 15 % кранов остаются в строю, так как исключаются случаи вырезки исправной, но не отрегулированной ЗРА («перезакрытые»; «недозакрытые»; краны, в которых при регулировке конечного положения шара участки его поверхности, поврежденные эрозией, исключаются из контакта с мягким уплотнением).

При этом с помощью ТА-3, ТА-4 и АДК-1.1 можно грубо оценивать объем газа, протекающего через негерметичный затвор. Для измерения объема газа, безвозвратно теряемого через так называемые технологические «свечи», в НТЦ «Искатель» разработан измерительный прибор ИСУ-2 (Госреестр СИ № 58626-14), который состоит из быстросъемного измерителя, устанавливаемого в срез свечей (Ду 50 – Ду 400), и пульта оператора, получающего и отображающего информацию об объеме утечек от измерителей по радиоканалу.

Почти все металлоконструкции эксплуатируются в естественных природных средах. Магистральные и промысловые трубопроводы, водоводы работают в сложных условиях, что приводит к утонению стенок из-за образования зон питтинговой коррозии. Эксплуатируемые металлические мосты также подвергаются питтинговой коррозии, степень которой зависит главным образом от способов защиты и текущего содержания сооружений.

Коррозионные повреждения, уменьшая площадь сечения элементов, снижают их нагрузочную способность и могут явиться причиной аварий.

Скорость развития коррозии зависит от химического состава металла, его обработки и защиты, разновидности агрессивной среды, влажности, температуры, напряженного состояния и др. Главным фактором возникновения и развития коррозии является увлажнение поверхности металла.

Для предотвращения последствий коррозионных процессов необходим регулярный контроль остаточной толщины Т стенок объектов. Для выявления питтинговых повреждений преимущественно применяют методы неразрушающего контроля.

Одним из основных для измерения Т является ультразвуковой вид неразрушающего контроля (УЗК). Однако у УЗ-контроля есть свои недостатки. Использование пьезоэлектрических преобразователей требует подготовки поверхности для ввода ультразвука в металл (снятия покрытия) и обеспечения шероховатости поверхности не ниже пятого класса. Для обеспечения акустического контакта на контролируемый участок изделия предварительно наносят контактные жидкости, такие как вода, масло, клейстер. При контроле вертикальных или сильно наклоненных поверхностей необходимо применять густые контактные жидкости с целью предотвращения их быстрого стекания.

Для контроля изделий с внешним диаметром менее 200 мм необходимо использовать притертые преобразователи, которые в таком виде непригодны для контроля изделий с плоскими поверхностями.

Как правило, ультразвуковая толщинометрия не может дать ответ на вопрос о реальных размерах дефекта, лишь о его отражательной способности в направлении приемника. Эти величины коррелируют, но не для всех типов дефектов. Кроме того, некоторые дефекты практически невозможно выявить с использованием ультразвуковых методов в силу их характера, формы или расположения в объекте контроля.

Практически невозможно производить достоверный ультразвуковой контроль металлов с крупнозернистой структурой из-за большого рассеяния и сильного затухания ультразвука.

Рассмотрим возможность проведения контроля стенок металлических изделий без контакта преобразователя с металлом стенки изделия, особенности их применения и основные сравнительные технические характеристики.

Бесконтактное выявление питтинговой коррозии и мест утонения стенки могут обеспечивать электромагнитно-акустический (ЭМА) метод, метод рассеяния (вытеснения) магнитного потока Magnetic Flux Leakage и вихретоковый метод измерения полей переменного тока Alternating Current Field Measurement (ACFM). Рассмотрим достоинства и недостатки этих методов применительно к рассматриваемой задаче, условиям применения и достоверности получаемой информации.

Электромагнитно-акустический (ЭМА) метод

Действие электромагнитно-акустических преобразователей (ЭМА) основано на электродинамическом и магнито-
упругом взаимодействиях. Импульсные акустические колебания возбуждаются и принимаются бесконтактным способом. За счет магнитоупругого взаимодействия происходит взаимное притяжение и отталкивание ферромагнитного материала и индукционной катушки, в которой генерируется мощный импульс тока. Электродинамическое взаимодействие возникает в токопроводящих материалах. Переменное магнитное поле возбуждает в металлической стенке объекта контроля (ОК) вихревые токи. На элемент объема ОК, в котором течет вихревой ток, действует пондеромоторная сила F, направление которой показано стрелками на рис. 1. Под действием переменной силы F элемент объема совершает колебания. В результате по нормали к поверхности распространяется ультразвуковая поперечная волна, упругие смещения которой лежат в плоскости, параллельной поверхности. Пондеромоторная сила пропорциональна произведению силы переменного тока J и магнитной индукции B. Поэтому и амплитуда упругих смещений также пропорциональна произведению JB [1].

Основные преимущества ЭМА-технологии возбуждения и приема ультразвуковых колебаний при измерении остаточной толщины стенок изделий:

• нет необходимости использования контактной жидкости, как в классических пьезоэлектрических преобразователях;

• возможность проведения измерения сквозь неметаллические покрытия толщиной до 4 мм;

• обеспечение надежного и достоверного контроля объектов с загрязненной поверхностью;

• контроль объектов при большой скорости перемещения преобразователя;

• обеспечение контроля объектов экстремальной кривизны;

• контроль объектов в условиях, имеющих низкую и экстремально низкую температуру без каких-либо ограничений.

К недостаткам метода следует отнести: сравнительно низкую чувствительность и помехозащищенность; относительную сложность оборудования.

ЭМА-метод существенно расширяет возможности ультразвукового контроля при высоких и низких температурах, шероховатой и загрязненной поверхности объектов, а также в случаях, когда контактные жидкости применять недопустимо [2]. При этом возможен сплошной сканирующий контроль с построением В-сканов поверхности (рис. 2).

Метод рассеяния (вытеснения) магнитного потока Magnetic Flux Leakage

Magnetic Flux Leakage (MFL) Technology – технология магнитного вида неразрушающего контроля, использующая, в соответствии с ГОСТ 24450-80, метод эффекта Холла для анализа магнитного поля рассеяния дефекта. Физический принцип метода заключается в следующем: намагничивающая система, состоящая из магнитов и магнитопровода, создает магнитный поток в объекте контроля (основной поток), при этом величина магнитной индукции такова, что расположенный в области намагничивающей системы материал объекта контроля находится в состоянии, близком к магнитному насыщению [3].

В результате локального изменения сечения материала появляется дополнительный поток рассеяния над поверхностью объекта контроля, который регистрируется интегральным преобразователем, расположенным симметрично между полюсами магнитной системы, при сканировании поверхности стенки ОК [4] (рис. 3).

Основные преимущества этого метода заключаются в том, что он позволяет обнаруживать питтинговые повреждения материала с лицевой стороны под покрытием или с внешней стороны стенки изделия (трубы, листа или сечению каната) при наличии достаточного зазора между преобразователем и ОК (до нескольких мм) и обеспечивает высокую производительность контроля. Еще одним важным преимуществом является возможность оценки глубины и размеров обнаруженных дефектов [4]. При этом существенно, что процесс обнаружения дефектов и оценки их параметров по результатам обработки данных, полученных в ходе измерения, хорошо поддается автоматизации (рис. 4).

При использовании данного метода следует учитывать, что сканирование имеет три этапа: ускорение, движение с постоянной скоростью и торможение. При расположении твердотельного чувствительного элемента перпендикулярно поверхности объекта контроля (анализе тангенциальной составляющей Нх напряженности потока рассеяния) магнитное поле вихревых токов не влияет на результаты контроля. При расположении твердотельного чувствительного элемента параллельно поверхности объекта контроля (анализе нормальной составляющей Hz напряженности потока рассеяния) магнитное поле вихревых токов влияет на результаты контроля и может вызвать погрешность измерения.

Изменение μст при сканировании будет приводить к плавному изменению Hx и Нz. Для подавления влияния Hх(μст) и Hz(μст) следует применять цифровой фильтр низких частот. Применение дифференциального включения преобразователей Холла обеспечивает эффект подавления рассматриваемых мешающих параметров [5].

Также мешающими параметрами при контроле с использованием технологии MFL являются шероховатость, волнистость (локальная неровность, сопоставимая с базой колес) и их вариация по поверхности объекта контроля.

Метод измерения полей переменного тока Alternating Current Field Measurement (ACFM)

Метод ACFM позволяет с высокой степенью достоверности выявлять и контролировать параметры плоскостных дефектов в поверхностном и подповерхностном слоях металла стенок ОК.

Протяженная обмотка WB с переменным током возбуждает непосредственно под собой в электропроводящем полупространстве однородное электромагнитное поле, где в соответствии с принципом зеркального отображения вихревой ток будет практически линеен (рис. 5а). При нахождении обмотки над линейным дефектом (например, ручейкового коррозионного повреждения), направление которого совпадает с осью обмотки, произойдет искажение картины вихревых токов (рис. 5б) и картины результирующего магнитного поля [5].

В качестве информативного параметра преобразователя принято использовать амплитуды составляющих (проекций) Вz и Вх вектора магнитной индукции.

В отсутствие дефекта линейный вихревой ток протекает в направлении оси Y, а магнитное поле однородно и направлено по оси X.

В случае наличия дефекта на поверхности объекта контроля наблюдается «разрыв» линий электрического поля. Напряженность электрического поля уменьшается в центре дефекта и увеличивается вблизи его краев. Вихревой ток будет огибать дефект по краям. Вследствие этого при перемещении точки наблюдения вдоль дефекта к его середине наблюдается уменьшение составляющей Вх. Это уменьшение пропорционально глубине дефекта, а минимальное значение Вх соответствует максимальной глубине дефекта [5, 6].

Основными преимуществами метода являются:

• возможность инспекции без предварительной очистки поверхности объекта;

• простота работы и установки прибора;

• возможность вычисления глубины линейного дефекта;

• падение напряжения воздействующего поля по мере удаления зонда от объекта очень незначительно, поэтому отклонения в показаниях прибора сводятся к минимуму;

• данная технология не требует калибровки для измерения размеров линейных дефектов [6].

Основным недостатком метода является то, что многократные дефекты уменьшают способность оценить глубину дефекта.

Однако на данный момент этот метод применяется только за рубежом для решения ограниченного ряда задач. Это объясняется, в том числе, и недостаточной проработкой методической и нормативно-технической базы. В частности, отсутствуют стандарты на сам метод ACFM и средства его метрологического обеспечения.

Каждый из перечисленных выше методов имеет свои достоинства и недостатки. Однако, чтобы обеспечить возможность проведения сплошного контроля остаточной толщины стенки ОК, что не достигается в настоящее время при использовании только УЗ-толщинометрии, применяемой практически повсеместно и регламентируемой нормативной документацией, необходимо использовать сплошной контроль, а не выборочный, который обеспечит гарантированное выявление коррозионных повреждений. Рассмотрим основные особенности описанных выше методов, приведенные в табл. 1, на основании которой в зависимости от особенностей применения можно выбрать оптимальный метод, а с использованием табл. 2–4 – конкретное оборудование.

Проведенные исследования позволяют сделать вывод том, что с использованием ЭМА-преобразователей оптимально проводить локальный оперативный контроль остаточной толщины стенок изделия в районе сварных швов. На основе преобразователей, реализующих технологию MFL, следует разрабатывать системы для контроля больших площадей с высокой производительностью, а с использованием метода ACFM следует выполнять поиск коррозионных трещин малой площади или большой протяженности.

 Таблица 1. Сравнительные характеристики ЭМА-, MFL- и ACFM-методов диагностики

Table 1. Comparative characteristics of EMA-, MFL- and ACFM-methods of diagnostics

Таблица 2. Электромагнитно-акустический (ЭМА) метод

Table 2. Electromagnetic-acoustic (EMA) method

Таблица 3. Метод рассеяния (вытеснения) магнитного потока (MFL)

Table 3. Magnetic flux leakage (expulsion) (MFL)

Таблица 4. Метод измерения полей переменного тока (ACFM)

Table 4. Method of AC fields measurement (AC FM)

В 2016 г. YXLON завершает обновление серии SMART. Линейка аппаратов дополнилась панорамными SMART EVO 200P и SMART EVO 300P, в том числе в исполнении для кроулера, а также SMART EVO серии W с водяным охлаждением.

Обладая всеми преимуществами, реализованными в модельном ряду SMART EVO, панорамные аппараты SMART EVO 200P и SMART EVO 300P идеально подходят для контроля кольцевых сварных швов. Угол излучения составляет 38 х 360°, а максимальная мощность составляет 750 Вт, что позволяет получить качественные снимки шва по всей длине.

Наиболее актуальной задачей данной серии является контроль трубопроводов. Для достижения наибольшей эффективности аппараты могут использоваться совместно с кроулерами. Комплект для кроулера включает компактный преобразователь, работающий в диапазоне 90–150 DC, OEM-плату, протокол RS232 и пакет технической документации. Управление SMART EVO осуществляется через OEM-плату по интерфейсу RS232 и позволяет получить доступ ко всем функциям аппарата, включая диагностику, настройку и мониторинг. Разогрев трубки автоматически регулируется пультом управления. Система энергосбережения, реализованная в SMART EVO, позволяет повысить автономность кроулера за счет минимизации расхода его батареи.

Для применения портативных рентгеновских аппаратов в условиях интенсивной работы 24/7 с длительной экспозицией при максимальной мощности специально разработана линейка
SMART EVO с водяным охлаждением, получившая индекс W. Несмотря на уникальную систему воздушного охлаждения EVO в условиях отсутствия приточного воздуха, повышенной температуры и интенсивности требуется дополнительное охлаждение аппарата. YXLON использует уникальную гибридную схему, в которой стандартное воздушное дополняется водяным охлаждением катода. Водяное охлаждение происходит по замкнутому контуру в охладителе и не требует дополнительного подвода и очистки воды. Управление охладителем с температурным датчиком и датчиком протока осуществляется посредством стандартного для серии пульта CONTROL EVO.

YXLON Copenhagen A/S официально завершил обновление всего модельного ряда переносных рентгеновских аппаратов. SMART EVO стали мощнее, прочнее, устойчивее к температуре и агрессивной окружающей среде, получили высокий класс защищенности от воды и пыли. Пульт управления
CONTRO EVO получил цветной экран, интуитивный интерфейс на русском языке. Повысились производительность и эффективность аппаратов. Неизменными остались их качество и надежность.

Взаимодействие фторсодержащих кислотных составов с минералами породы терригенных коллекторов сопряжено с протеканием интенсивных процессов осадкообразования, что способствует закупориванию пор, значительно ухудшая фильтрационно-емкостные свойства пласта [1].

При рассмотрении взаимодействия плавиковой кислоты с алюмосиликатами зачастую выделяют первичные, вторичные и третичные реакции, представленные схемами (1–3), соответственно [2–5].

,                (1)

,      (2)

,        (3)

где M-Al-Si – алюмосиликат, M⁺ – катион металла.

В результате протекания данных реакций образуются фтористые соединения кремния и алюминия, гидратированные формы кремнезема, которые являются мало- и нерастворимыми соединениями, способными выпадать в осадок. При этом процессы осаждения продуктов реакций зависят от кислотности среды, значительно ускоряясь при повышении рН растворов по мере нейтрализации кислот.

Величина ущерба, наносимого продуктивности или приемистости скважин, в значительной степени зависит от интенсивности осадкообразования, которая может быть оценена в лабораторных условиях. Однако обзор литературных данных указывает на невысокую степень проработанности данного вопроса, что, вероятно, объясняется трудоемкостью методов и необходимостью проведения нескольких серий параллельных экспериментов для получения достоверных результатов [1].

Так, в работе [6] представлена методика прямой оценки осадкообразования путем выделения осадков из отработанных растворов кислот нейтрализацией щелочью, причем для проведения анализа используют измельченные образцы кернового материала.

Несмотря на то что данный подход не моделирует в достаточной степени промысловых условий проведения кислотных обработок, а именно – процесса нейтрализации рабочих растворов кислотных композиций, он может быть рассмотрен в качестве способа определения потенциальных осадкообразующих свойств кислотных составов.

Развитие данного метода оценки осадкообразования представлено в работе [7] в виде комплексной программы исследований, включающей три последовательных раздела:

• оценка вторичных осадков при взаимодействии раствора кислотного состава с образцом дезинтегрированного керна в свободном объеме;

• физическое моделирование кислотной обработки на моделях фильтрации в условиях, приближенных к пластовым;

• литолого-минералогическая характеристика образцов кернов до и после проведения фильтрационных экспериментов.

При проведении фильтрационных экспериментов, моделирующих кислотную обработку, можно провести косвенную оценку осадкообразования, фиксируя изменения фильтрационно-емкостных свойств образцов керна – моделей фильтрации. Однако однозначному определению образования осадков при физическом моделировании кислотных обработок препятствуют миграция освободившихся зерен породы, адсорбция поверхностно-активных веществ, набухание глинистых минералов. Наряду с этим фильтрационные эксперименты являются весьма длительными по времени и трудозатратными видами работ.

Литолого-минералогические исследования кернового материала, безусловно, могут предоставить ценную информацию о процессах осадкообразования. Тем не менее использование данных методов анализа не исключает определенных трудностей при количественной оценке осаждения продуктов реакций и идентификации соединений в структуре осадков.

По всей видимости, сложность химизма протекающих реакций и отсутствие надежной методической базы обусловливают недостаточность литературных данных в области исследований осадкообразования при взаимодействии фторсодержащих кислотных составов с породой терригенных коллекторов.

Целью данной работы являлось изучение процессов образования осадков путем нейтрализации растворов кислот после обработки кернового материала терригенного пласта.

Экспериментальная часть

В работе использовался измельченный керновый материал терригенного коллектора следующего минералогического состава (% масс.): кварц – 60, полевые шпаты – 32, глинистые минералы – 5, слюды – 3, пирит – следы. В качестве кислотных составов исследованы системы NH₄F/HCl и HF/HCl, содержащие эквивалентные количества фтора.

Для определения минералогического состава породы и идентификации структуры осадков использовали порошковый рентгеновский дифрактометр Thermo Scientific ARL X’TRA (источник излучения – рентгеновская трубка с медным анодом). Дифрактограммы регистрировали в интервале углов от 4 до 60° 2. Качественный и количественный рентгенофазовый анализ проводили с помощью программ Crystallographica Search-Match и Siroquant, соответственно. Степень кристалличности рассчитывали по полученным дифрактограммам с использованием программного пакета Crystallinity.

ИК-спектры осадков снимали с помощью инфракрасного Фурье-спектрометра Thermo Scientific Nicolet iS10 с приставкой однократного нарушенного полного внутреннего отражения Smart iTR (кристалл ZnSe). Спектральный диапазон съемки составлял 4000…650 см-1.

Кислотную обработку кернового материала проводили при 80 °С в течение 1; 4 и 8 часов. По истечении времени реакции кислоту отфильтровывали. Далее порцию отработанной кислоты нейтрализовывали до значений рН в диапазоне 3–7. Повышение рН осуществляли путем добавления к прореагировавшим кислотным составам раствора щелочи в соответствии с методическими подходами, описанными в работах [6, 7].
Полученный осадок переносили на бумажный фильтр, промывали дистиллированной водой, сушили до постоянной массы. Массовую долю осадка определяли путем расчета отношения массы полученного осадка к исходной навеске породы с учетом объема порции кислоты, взятой для анализа.

Обсуждение результатов

Массовые доли полученных осадков в зависимости от концентрации реагентов, продолжительности обработки и рН растворов на примере составов NH₄F/HCl представлены в таблице.

Было обнаружено, что интенсивность осадкообразования в значительной степени зависит от концентрации фторсодержащего реагента и степени нейтрализации растворов кислот. Наряду с этим время обработки породы влияет на данный процесс в несколько меньшей степени, что обусловлено низкими скоростями реакций алюмосиликатов с фторсодержащими кислотными составами.

В структуре осадка методом рентгенофазового анализа идентифицированы малладрит (гексафторсиликат натрия) Na₂[SiF₆] и криолит (гекса-фторалюминат натрия) Na₃[AlF₆]. Для оценки количественного содержания указанных фаз были рассчитаны отношения интенсивностей некоторых рефлексов гексафторалюмината и гексафторсиликата натрия. В случае Na₃[AlF₆] был выбран рефлекс при двойном угле рассеяния 2θ, равном 22,9°, а для Na₂[SiF₆] – при 2θ = 26,8°. Данные рефлексы характеризуются высокой интенсивностью и не перекрываются рефлексами второй фазы. Расчет указанного отношения (рис. 1) свидетельствует о значительном снижении содержания Na₂[SiF₆] и одновременном увеличении концентрации Na₃[AlF₆] в структуре осадка.

Присутствие кристаллической фазы Na₂[SiF₆], по всей видимости, обусловлено осаждением гексафторсиликатанионов (4), образовавшихся при растворении алюмосиликатов, под действием гидроксида натрия [8]: 

                (4) 

Последующее уменьшение содержания гексафторсиликата натрия в структуре осадка по мере повышения рН раствора (5) объясняется его гидролитической неустойчивостью [9]:

               (5)

По данным рентгенофазового анализа, при рН = 7 фаза Na₂[SiF₆] в составе осадка полностью исчезает.

Согласно полученным результатам при повышении рН кислотных составов происходит существенное снижение степени кристалличности осадка (рис. 2), что, вероятно, обусловлено интенсивным осаждением гидратированных форм кремнезема, имеющих аморфную структуру.

Для подтверждения результатов рентгенофазового анализа и идентификации соединений аморфной фазы образцы осадков были изучены с помощью ИК-спектроскопии НПВО.

Характеристические максимумы на ИК-спектрах поглощения осадков (рис. 3) были соотнесены с поглощением связей Si-O и Si-F [10–12].

Расчет отношений интенсивностей поглощения связей Si-O и Si-F при повышении степени нейтрализации кислотных составов свидетельствует об увеличении содержания гидратированных форм кремнезема и одновременном снижении количества гексафторсиликата натрия (рис. 4), подтверждая протекание разложения Na₂[SiF₆] с образованием SiO₂⋅nH₂O.

В то же время результаты ИК-спектроскопии указывают на присутствие анионов [SiF₆]^2- в структуре всех исследованных осадков. Отсутствие Na₂[SiF₆] при рН = 7, по данным рентгенофазового анализа, может быть объяснено образованием гидратированных форм кремнезема на поверхности кристаллов гексафторсиликата натрия в ходе реакции гидролиза [13], что приводит к «рентгеноаморфности» фазы Na₂[SiF₆] и затрудняет ее идентификацию с помощью рентгеновской дифракции.

В случае системы HF/HCl были получены аналогичные результаты и закономерности, что и для кислотного состава NH₄F/HCl.

Выводы

1. Количество образующегося осадка при нейтрализации кислотных составов после обработки породы терригенного коллектора значительно зависит от концентрации фторсодержащего реагента и рН раствора. Продолжительность воздействия влияет на процесс осадкообразования в несколько меньшей степени, что обусловлено низкими скоростями реакций алюмосиликатов с фторсодержащими кислотными составами.

2. По мере нейтрализации кислотных составов наблюдается осаждение гексафторсиликата и гексафторалюмината натрия, а также гидролиз гексафторсиликата с образованием аморфной фазы гидратированных форм кремнезема.

Массовые доли осадков, полученных при повышении рН кислотных составов

Mass fractions of deposits obtained by increasing the pH of acidic compounds

Спектр продукции

ООО «Спецавтоматикасервис» выпускает комплекты металлических и железобетонных опор для ВЛ 6–20 кВ.

Комплекты металлических (стальных) опор предназначены для сооружения опор воздушных линий электропередач напряжением 6–20 кВ на базе стальных многогранных стоек и стоек переменного сечения для крепления защищенных изоляцией проводов типа СИП-3 и SAX, неизолированных алюминиевых и сталеалюминиевых проводов типа А и АС, подвесок волоконно-оптического кабеля.

Как показывает практика, комплекты металлических опор производства ООО «Спецавтоматикасервис» используются в сложнейших климатических условиях – от районов многолетней мерзлоты до районов с субтропическим климатом, в местах с высокими ветровыми нагрузками, на всех типах грунтов, включая болотистые, песчаные, скалистые, тяжелые суглинки и вязкие, а также в районах с сейсмической активностью до 9 баллов включительно.

Комплекты железобетонных опор для воздушных линий электропередачи на железобетонных стойках разработаны с целью увеличения надежности и долговечности ВЛ и их использования в районах с сейсмической активностью до 9 баллов включительно.

Выпускаемые нами вибрированные железобетонные стойки С112, СВ115.1, СВ105.1 по ТУ, разработанным ООО «Спецавтоматикасервис», – единственные в России вибрированные железобетонные стойки, соответствующие по толщине защитного слоя бетона (не менее 35 мм) требованиям СП 63.13330.2012 «Бетонные и железобетонные конструкции. Основные положения», СП 28.13330.2012 «Защита строительных конструкций от коррозии», что позволяет продлить срок службы ж/б стоек без нанесения дополнительной антикоррозийной защиты.

Помимо этого применение комплектов железобетонных опор позволяет снизить в 5–10 раз вероятность отказа ВЛЭП при ветровых перегрузках и значительно сократить эксплуатационные расходы в тяжелых климатических условиях.

Компактно, экономично, эффективно

Комплекты опор для ВЛ 6–20 кВ производства ООО «Спецавтоматикасервис» включают в себя необходимые стойки, металлоконструкции, изоляторы, полный набор линейной арматуры, крепежные изделия, соответствующие выбранному типу опоры. Такая комплектация исключает возможность ошибки при проектировании по сравнению с комплектованием опор ВЛЭП «россыпью». В итоге это обеспечивает значительную экономию средств за счет исключения затрат на допоставку необходимых комплектующих, недостача которых будет выявлена в процессе монтажа линии. Комплекты опор представляют собой компактно уложенные наборы, поэтому клиентам ООО «Спецавтоматикасервис» удается значительно снижать расходы на транспортировку и хранение, что особенно важно при строительстве линий вдоль трасс газопроводов, когда работа ведется в сложных природных условиях, в сезонном режиме и в отсутствие качественных дорог.

Преимущество комплектов опор, выпускаемых ООО «Спецавтоматикасервис», – это еще и возможность совместной подвески проводов и волоконно-оптического кабеля, который применяется для широкого спектра услуг, в том числе для контроля и оперативного управления средствами электрохимической защиты, а также возможность размещения на опорах дополнительного оборудования (разъединителей, муфт, устройства ответвления) различных производителей.

Качество на 100 %

Предприятие «Спецавтоматикасервис» располагает собственной производственно-технической базой и полигоном для испытаний изготавливаемой продукции. В настоящее время производительность компании составляет 40 тыс. комплектов опор в год.

На комплектах опор, созданных ООО «Спецавтоматикасервис», построены ВЛ 10 кВ на сухопутной части территории Российской Федерации на таких магистральных газопроводах, как «Южный поток», «Северный поток», «Ямал – Европа», «Ухта – Торжок», «Сахалин – Хабаровск – Владивосток», «ВОЛ связи в рамках проекта «Единство» (Норильский Никель) в г. Норильск», и др.

За последние пять лет в адрес компании «Спецавтоматикасервис» не поступало ни одной рекламации и претензии по качеству выпускаемой продукции. 

Высокое качество комплектов опор предприятия основывается на нескольких факторах:

• продукция проходит весь производственный цикл в заводских условиях;

• организован 100%-ный лабораторный контроль на каждом этапе производства;

• используются современное технологическое оборудование и передовые технологии;

• гарантирован 100%-ный выходной технический контроль выпускаемой продукции;

• на аттестованных испытательных полигонах проводятся регулярные испытания на ветровые нагрузки, сейсмичность и прочностные испытания;

• предусмотрены 100%-ные контрольные сборки комплектов опор на совместимость комплектующих изделий.

Оставаясь верным своим профессиональным принципам, ответственно выполняя все поступающие заказы, ООО «Спецавтоматикасервис» не останавливается в развитии, ведет деятельность по разработке новых видов продукции и занимается совершенствованием имеющихся.

Залежи СВН шешминского горизонта уфимского яруса в Татарстане были открыты в 70-х гг. ХХ в. путем разбуривания территории западного склона Южно-Татарского свода структурными и разведочными скважинами и значились как полезные ископаемые природных битумов. В 2007–2008 гг. запасы большинства залежей нефти шешминского горизонта поставлены на государственный баланс в качестве запасов сверхвязкой нефти.

Уфимский ярус представлен отложениями шешминского горизонта, который подразделяется на две пачки: песчано-глинистую и песчаную. Песчаная пачка, к которой приурочены месторождения тяжелых нефтей, представлена песчаниками и песками полимиктовыми, мелко- и среднезернистыми, косослоистыми, хорошо отсортированными. Песчаники различной степени сцементированности – от рыхлых, слабо сцементированных до плотных. Рыхлые песчаники преобладают в верхней части и отдельными прослоями прослеживаются в нижней части песчаной пачки. В нефтенасыщенной зоне цементирующим материалом служит сверхвязкая нефть. В нижней части пачки преобладают песчаники известковистые, кальцитизированные, участками пиритизированные.

Пористость песчаников высокая, на рассматриваемых залежах в среднем составляет 30–31 %. Нефть песчаной пачки шешминского горизонта уфимского яруса по проведенным исследованиям характеризуется как битуминозная, сверхвязкая. Вязкость нефти рассматриваемых поднятий составляет 15506–56336,9 мПа.с (табл. 1).

Особенностью залежей СВН является наличие внутри них маломощных водонасыщенных пропластков, что может приводить к осложнениям в процессе эксплуатации. Нижней границей для залежей не всегда является водонефтяной контакт. На некоторых участках подошвой залежи служат плотные, малопроницаемые, кальцитизированные песчаники или коллектор с пониженным нефтенасыщением (рис. 1).

История разработки залежей СВН термическими методами в Татарстане связана с разработкой Мордово-Кармальского нефтяного месторождения и Ашальчинского поднятия Ашальчинского нефтяного месторождения.

На Мордово-Кармальском месторождении преимущественно использовалась технология внутрипластового горения. Залежь сверхвязкой нефти шешминского горизонта Мордово-Кармальского поднятия за 1978–1990 гг. была полностью разбурена вертикальными скважинами по обращенной семиточечной системе с расстоянием между скважинами 100 м. Добыча осуществлялась двумя методами: с помощью внутрипластового горения и закачки теплоносителя. Удельный расход воздуха на 1 т добытой нефти составил 3,7 тыс. м³, теплоносителя – 6,5 т.

Также на месторождении были испытаны технологии паровоздушного, парогазового воздействия, и в связи с низкой эффективностью по техническим и технологическим причинам данные технологии не получили распространения.

В 1999 г. впервые были пробурены две ГС по технологии парогравитационного дренирования на северном куполе Мордово-Кармальского поднятия. При этом над горизонтальным стволом добывающей скважины выше на 2–4 м пробурен горизонтальный ствол нагнетательной скважины со смещением влево на 6–8 м. Длина горизонтального участка стволов составила в среднем 120–130 м. Ввиду отсутствия гидродинамической связи между стволами эксплуатация добывающей скважины производилась путем пароциклической обработки. Паронефтяное отношение (ПНО) имело высокое значение, далее стабилизировалось на низком уровне. Однако с 2008 г. ПНО стало повышаться и в 2009 г. достигло величины 12,5 т/т. В связи с этим с 2010 г. разработка опытного участка не ведется. Накопленный удельный расход пара составил 4,9 т на 1 т добытой нефти, максимальный суточный дебит нефти не превышал 6 т/сут. Относительно небольшая эффективность технологии связана с тем, что по техническим причинам горизонтальные стволы были пробурены не строго друг над другом, а со смещением, а также имели небольшую длину.

Масштабное применение ГС по технологии парогравитационного дренирования и пароциклической обработки было начато с 2006 г. на залежи СВН Ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения.

В период опытно-промышленной разработки (ОПР) на Ашальчинском поднятии было испытано несколько технологий:

• добыча из вертикальных скважин, пробуренных по треугольной сетке с расстоянием 100 м, осуществлялась с закачкой пара по семиточечной системе и парогаза – по девятиточечной системе;

• эксплуатация парными ГС с выходом забоя на поверхность. Скважины пробурены параллельно одна под другой через 5 м, закачка пара ведется в верхнюю скважину, добыча нефти – из нижней скважины;

• эксплуатация парными ГС, как и в предыдущем случае, но без выхода забоя на поверхность;

• эксплуатация одиночных ГС с применением технологии пароциклической обработки по схеме «закачка пара – остановка на период термокапиллярной пропитки – добыча нефти».

Технологии с закачкой пара, парогаза в вертикальные скважины в период с 1989 по 2002 г. не имели эффекта. Получены небольшие значения среднегодовых дебитов по нефти 0,3–2,2 т/сут.
В связи с этим с 2006 г. начато испытание описанной выше технологии парогравитационного дренирования. С целью предварительного прогрева пласта для создания гидродинамической связи между скважинами в первые месяцы ведется закачка пара во все скважины: добывающие и нагнетательные парогравитационные, пароциклические. На Ашальчинском поднятии предварительная закачка пара на новых добывающих парогравитационных скважинах в среднем велась 2 месяца, потом скважины останавливались и переводились под добычу нефти.

Все парогравитационные добывающие скважины в начальный период добычи начинают работать с высокой обводненностью (на уровне 70,8–99,7 %) и основная часть скважин (65 %) – с небольшими начальными среднемесячными дебитами по нефти (0,1–4,0 т/сут), далее обводненность продукции снижается и дебит по нефти увеличивается. На постоянную добычу нефти скважины выходят после 1–2 лет эксплуатации при постоянной закачке пара, а иногда даже при уменьшении объемов закачиваемого пара. Это связано с тем, что камера закачиваемого пара от ствола нагнетательной скважины увеличивается в течение данного периода, далее достигает кровли пласта, создавая условия для максимально возможного притока разогретой нефти к добывающей скважине, расположенной ниже нагнетательной.

На рис. 2 показана динамика среднегодовых дебитов добывающих скважин на Ашальчинском поднятии. На поднятии пробурены 41 парогравитационная, 23 пароциклические скважины. Использование технологии парогравитационного дренирования позволяет достичь дебитов нефти добывающих скважин выше 20 т/сут. Технологическая эффективность пароциклических скважин намного ниже, среднегодовые дебиты нефти скважин, находящихся в эксплуатации более года, составили 1,6–9,5 т/сут, в среднем – 5,1 т/сут.

Одними из условий эффективной добычи СВН с применением закачки пара являются достижение и поддержание оптимального ПНО. На Ашальчинском поднятии текущее значение ПНО составляет 3,5 т/т (рис. 2). В связи с постоянной закачкой пара попутно с нефтью отбирается часть конденсированного в пласте пара, поэтому для месторождений СВН в течение всего периода разработки характерна высокая обводненность продукции скважин.

Опыт разработки Ашальчинского месторождения СВН и его результаты использованы при проектировании опытно-промышленной разработки четырех залежей СВН Чумачкинского, Кармалинского, Северо-Кармалинского месторождений, расположенных поблизости от Ашальчинского месторождения в юго-восточном направлении.

Авторами рассчитан вариант разработки данных залежей СВН с использованием гидродинамических моделей, предусматривающий разбуривание, по аналогии с Ашальчинским месторождением, парными парогравитационными скважинами в зоне с нефтенасыщенной толщиной более 10 м и пароциклическими скважинами – в зоне с меньшей нефтенасыщенной толщиной (но не менее 5 м). Расстояние между скважинами по горизонтали – 100 м.

На рис. 3 представлено распределение температуры на разрезе залежи Кармалинского поднятия на разные периоды разработки по результатам гидродинамического моделирования. На рисунке четко прослеживается постепенный прогрев пласта.

Средняя нефтенасыщенная толщина по залежи Кармалинского месторождения выше, чем на других двух месторождениях, и основной фонд добывающих скважин на месторождении составляют технологически более эффективные парогравитационные скважины в количестве 43 шт., а также 8 пароциклических (рис. 4). Соответственно, как видно из табл. 2, максимальный среднегодовой дебит по нефти по залежи Кармалинского месторождения выше, чем по другим месторождениям, удельный расход пара на 1 т добытой нефти ниже.

Показатели разработки месторождений СВН зависят от многих факторов, в том числе от неоднородности пласта, средней нефтенасыщенной толщины залежи, а также от распространения зон с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м, для вовлечения в разработку которых используются пароциклические скважины, характеризующиеся относительно невысокими дебитами по нефти и зачастую более высоким значением ПНО. Для повышения эффективности пароциклических скважин необходимо дальнейшее совершенствование технологии пароциклического воздействия в условиях месторождений СВН данного региона.

На примере Кармалинского поднятия по результатам моделирования разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием технологии парогравитационного дренирования парными ГС и пароциклической обработки одиночных ГС (рис. 4) можно выделить несколько периодов:

1) период прогрева пласта, характеризующийся повышенным значением ПНО и высокой обводненностью скважин;

2) период стабильной добычи и стабильной закачки (значение ПНО, как и обводненности добываемой продукции, держится на одном уровне);

3) период падающей добычи нефти, увеличения обводненности добываемой продукции.

Выводы

1. Все парогравитационные добывающие скважины в начальный период добычи начинают работать с высокой обводненностью и с небольшими начальными среднемесячными дебитами по нефти, далее обводненность продукции снижается и дебит по нефти увеличивается.

2. С расширением паровой камеры начинаются рост и стабилизация добычи нефти из добывающей скважины.

3. Для стабильной добычи нефти важно достижение и поддержание оптимального ПНО, что осложняется ухудшением геолого-физических условий новых залежей СВН.

4. Показатели разработки месторождений СВН зависят от многих факторов, в том числе от неоднородности пласта, средней нефтенасыщенной толщины залежи, а также от распространения зон с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м,
для вовлечения в разработку которых используются пароциклические скважины, характеризующиеся относительно невысокими дебитами по нефти и зачастую более высоким значением ПНО. Для повышения эффективности пароциклических скважин необходимо дальнейшее совершенствование технологии пароциклического воздействия в условиях месторождений СВН данного региона.

Таблица 1. Сравнение геолого-физических характеристик рассматриваемых залежей

Table 1. Comparison of the geological and physical characteristics of the deposits under consideration

Таблица 2. Прогнозные технологические показатели разработки по месторождениям

Table 2. Forecast reservoir performance

Сварочные аппараты X350 VRD RU обладают всеми качествами, которые необходимы для осуществления работ как внутри, так и за пределами теплой мастерской: компактностью, небольшой массой (всего 18,6 кг), защитой от падения с высоты до 60 см, защитой от водяных брызг, экранизацией от пыли и проникновения посторонних предметов. Долгому сроку службы способствует прочная стальная опорная пластина в основании.

Неприхотливость – крайне важное качество любого сварочного аппарата, однако аппараты X350 VRD RU отличаются еще и безупречным качеством сварки. Их эффективную работу гарантирует инновационная запатентованная технология MICOR.

Аппарат X350 VRD RU обеспечивает сварку электродами любых типов покрытий, включая сварку целлюлозными электродами нисходящего шва на сварочных токах до 350 А (60 % ПВ при 280 А).

Высокая стабильность горения дуги аппарата характерна и при работе от генератора, и с протяженным сетевым кабелем (длиной до 200 м), и при значительных сетевых колебаниях напряжения (+25/–40 %). Сварочные источники Х350 VRD RU имеют класс защиты IP 34S, рассчитаны на работу при низких отрицательных температурах (до –40 0С), снабжены функцией снижения напряжения холостого хода (12 В), снабжены морозостойким сетевым кабелем, пультами дистанционного управления с морозоустойчивыми кабелями, а также функцией автоматической смены полярности PST (опция). Возможна импульсная сварка штучными электродами (функция Up) для упрощения техники сварки вертикальных швов.

Качество сварочных аппаратов Х350 VRD RU подтверждается Свидетельством об аттестации НАКС по РД 03-614-03, согласно которому они допущены к выполнению сварочных работ на всех опасных производственных объектах, успешной аттестацией ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и успешной аттестацией ООО «НИИ Транснефть».

Инженерные расчеты как инструмент исследования процесса образования ЗКН

Для ускорения процесса исследования и сокращения затрат в современном мире используют специальные программы и программные пакеты для проведения инженерных расчетов. Одним из таких пакетов является программный продукт ANSYS.

Программный пакет ANSYS – это система конечно-элементного (КЭ) анализа, которая является одним из мировых лидеров в области инжиниринга с использованием КЭ-моделирования. На сегодняшний день программный продукт ANSYS представляет собой многоцелевой пакет проектирования и анализа, подходящий для решения задач практически во всех областях современной науки и техники. Данный программный комплекс широко и успешно применяется для решения линейных и нелинейных, стационарных и переходных задач механики деформируемого твердого тела, жидкости и газа, теплопередачи и теплообмена, электродинамики, акустики, а также механики связанных полей. Обладая такой обширной базой, программный продукт ANSYS с легкостью справляется с междисциплинарными задачами. Как раз одной из таких задач является исследование процесса образования ЗКН в процессе сварки магистральных трубопроводов.

Программный продукт ANSYS включает различные модули. Один из них – ANSYS Workbench – представляет собой среду интеграции и унификации модулей программного комплекса ANSYS. Workbench удобен в обращении, а также имеет дружественный и интуитивно понятный интерфейс, облегчающий процесс моделирования задач.

Анализ аварий и инцидентов на трубопроводном транспорте показывает, что основными источниками повреждений при эксплуатации магистральных газопроводов являются локальные зоны напряжений – локальная коррозия, трещины по принципу коррозионного растрескивания под напряжением [1]. Исходя из вышесказанного, можно сделать вывод, что для исследования процесса образования внутренних напряжений в процессе сварки магистральных трубопроводов одним из наиболее эффективных инструментов КЭ-анализа является программный продукт ANSYS Workbench [2].

Методика эксперимента

В нашем случае КЭ-моделирование магистрального газопровода осуществляется уже после проведения физических экспериментов в целях детального изучения картины напряженного состояния сварных соединений магистральных газопроводов.

Для КЭ-моделирования процесса сварки магистральных газопроводов выбран фрагмент трубы диаметром 1420 мм и толщиной стенки 22 мм, включающий сварной шов. Габаритные размеры фрагмента – 250 х 200 мм. Физические и геометрические параметры виртуальной модели соответствуют и реальным значениям. Для создания 3D-модели фрагмента трубопровода использовался специализированный программный продукт «КОМПАС 3D». Также смоделирована разделка кромок трубопровода с корневым и заполняющим швами под автоматическую сварку комплексом CRC-Evans (рис. 1 и 2) [3].

Для обеспечения скорости сварки 375 мм/мин разбиваем 3D-модель сварного шва на 32 равных сегмента [3]. В таком случае получаем, что каждый сегмент будет нагреваться 1 секунду. Чтобы обеспечить удобство закрепления модели фрагмента трубопровода, по углам сделаны небольшие выточки, которые не скажутся на результате анализа, так как находятся на достаточном удалении от сварного шва (рис. 2).

КЭ-моделирование данной задачи в программном продукте ANSYS Workbench начинается с задания свойств материала в разделе проекта Engineering Data. По умолчанию в ANSYS Workbench автоматически задаются свойства материала среднестатистической конструкционной стали. В нашем случае материал трубопровода – сталь 09ГСФ. Соответственно, предел текучести данного материала равен 353 МПа, предел прочности – 510 МПа, а относительное удлинение –
20 % [4]. Для определения остаточных внутренних напряжений с учетом пластичности материала по вышеприведенным значениям свойств материала строится билинейная диаграмма деформирования.

В разделе проекта Design Modeler производится импорт 3D-модели нашего фрагмента трубопровода. Затем все элементы 3D-модели «склеиваются» между собой.

КЭ-моделирование процесса сварки состоит из двух последовательных анализов: Transient Thermal и Static Structural.

Transient Thermal – переходный тепловой анализ. На данном этапе к элементам сварного шва прикладывалась плотность мощности энергии, соответствующая энергии, выделяемой в процессе сварки. Все элементы нагреваются последовательно, причем сначала моделируется процесс сварки корневого шва, а затем – заполняющего. Каждый элемент сварного шва нагревался в течение 1 секунды, после чего тепловое воздействие снималось и накладывалось на следующий элемент. Плотность мощности энергии, прикладываемой к элементам сварного шва, рассчитывается по формуле:

,

где 0,24 – тепловой эквивалент; η_и – эффективный КПД процесса нагрева металла сварочной дугой; U_д – напряжение сварочной дуги, В; I_д– сварочный ток, А; V – объем нагреваемого материала, м³ [5].

Для автоматической дуговой сварки в нашем случае имеем следующие значения составляющих формулы: η_и = 0,8; U_д = 35 В; I_д = 500 А [6]. Поскольку моделируется непосредственный нагрев шва, то в формулу подставляются значения объема элементов: V_к = 1,36.10^-8 м³ – для элементов корневого шва, V_з = 4,89.10^-7 м³ – для элементов заполняющего шва. Значения объемов элементов определяются посредством инструментов программного продукта «КОМПАС 3D». Соответственно, плотность мощности тепловой энергии для корневого шва равна 

W_к = 2,47.1011 Вт/м³, для заполняющего W_з = 6,87.1011 Вт/м³. Процесс сварки сопровождается охлаждением поверхностей посредством конвекции. В данном случае осуществляется сварка в среде защитных газов. Коэффициент конвекции при обдувке газом берем 2,1 [7].

Сетка КЭ строится автоматически со средним размером элементов, при этом сварной шов и околошовная зона разбиваются на упорядоченные элементы с максимальным размером 0,5 мм (рис. 3).

Процесс решения разбивается на 66 шагов, каждый шаг состоит из 5 подшагов. При этом на 64 первых шагах продолжительностью по 1 секунде производится нагрев, а все оставшееся время занимает охлаждение посредством конвекции. Весь процесс занимает 6 минут.

В результате расчета переходного теплового анализа получаем распределение температурных полей для каждого интервала времени (рис. 4). Изолинии температур не превышают 1530 °С, при том что температура плавления стали приблизительно равна 1450–1500 °С.

Полученные температурные поля импортируются в раздел Static Structural – статический прочностной анализ. Для улучшения сходимости решения разбивка на КЭ, время анализа и шаги задаются такими же, как и в тепловом переходном анализе. Выбор количества подшагов задается автоматически.

Закрепление модели жесткое по всему периметру на протяжении 64 секунд, что соответствует состоянию магистрального трубопровода до вырезания из него фрагмента. Далее жесткое закрепление снимается и прикладывается ограничение перемещения одной грани по оси X и одной – по Y. Проточки, сделанные на модели, закрепляются по оси Z. Таким образом, моделируется закрепление фрагмента трубопровода на универсальной испытательной машине.

На последнем шаге решения моделируется исследование на универсальной испытательной машине. К фрагменту газопровода прикладывается сила, распределенная по площади квадратной формы 20 х 20 мм и направленная от центра трубопровода. Прикладываемая сила возрастает линейно в течение 1 секунды до значения 200 кН. Сила прикладывается в области околошовной зоны, как и при эксперименте на универсальной испытательной машине [1].

Результаты моделирования

В итоге статического прочностного анализа получаем изолинии эквивалентных напряжений по теории напряженности Мизеса. Поскольку напряжения по Мизесу носят эквивалентный характер, их нельзя разделить на напряжения растяжения или сжатия.

Предел прочности стали 09ГСФ равен 510 МПа. При превышении данного значения начинается критическое разрушение металла и образование трещины с последующим ее ростом.

На рис. 5 представлены изолинии напряжений по Мизесу в момент времени t = 600 с. Это время соответствует состоянию фрагмента магистрального газопровода, остывшего и вырезанного из трубопровода.

Таким образом, напряжения по Мизесу в фрагменте трубопровода, обусловленные тепловым воздействием, не превосходят предела прочности материала газопровода. Из рисунка видно, что максимальные значения имеют напряжения в околошовной зоне.
К тому же эти напряжения расположены на поверхности трубопровода. Часто магистральные трубопроводы прокладывают в агрессивных средах. Поэтому повышенные значения напряжений способствуют преждевременному выходу трубопровода из строя за счет увеличения скорости разрушения металла посредством коррозии.

На рис. 6 представлены изолинии напряжений по Мизесу для фрагмента трубопровода под нагрузкой на универсальной испытательной машине. Изолинии показаны для времени t = 600,63 с. На этом значении времени напряжения по Мизесу превысили предел прочности. Следовательно, в этот момент на физической модели произошло бы разрушение материала и образовалась трещина. Превышение предела прочности произошло в околошовной зоне в зоне действия наконечника универсальной испытательной машины, как и образование трещины при испытании реального фрагмента магистрального трубопровода [1].

Сила давления универсальной испытательной машины прикладывается линейно на протяжении 1 секунды, поэтому можно определить силу, при которой произошло разрушение в материале, т. е. образование дефекта. Таким дефектом является продольная трещина в околошовной зоне: 

F = 0,63⋅200 = 126 кН.

При проведении эксперимента на реальном фрагменте трубопровода трещина появилась при 120 кН [1].

Относительная погрешность результатов, полученных с помощью программного продукта ANSYS Workbench, составила 5 %. Это обусловлено тем, что при математическом моделировании берутся идеальные условия. На практике же существует неоднородность структуры и свойств металла, а также другие случайные факторы.

Выводы

При разработке КЭ-модели процесса сварки магистральных трубопроводов получена картина изолиний напряжений для сварного шва и околошовной зоны. Анализ расположения изолиний показал, что наиболее опасные участки концентрации напряжений располагаются в околошовной зоне. Расчет КЭ-моделирования приложения силы к околошовной зоне показал образование трещины на поверхности материала при достижении значения F = 126 кН. Расчетная величина силы, приводящей к разрушению металла трубопровода, больше фактической на 6 кН. Наиболее высокая величина напряжений в околошовной зоне наблюдается вблизи сварного шва, что может привести к образованию дефектов при нагрузке.

Общая протяженность магистральных газопроводов большого диаметра, эксплуатируемых ПАО «Газпром», составляет свыше 160 тыс. км, причем более 40 % из них составляют газопроводы, проложенные и эксплуатируемые в сложных природно-климатических и грунтово-геологических условиях Крайнего Севера, Западной Сибири, регионах Дальнего Востока, а также в морских акваториях. К природно-климатическим особенностям указанных регионов относятся экстремально низкие температуры, процессы сезонного промерзания и растепления окружающего трубопровод грунта, наличие участков многолетней мерзлоты, морозное пучение грунта, постоянное и сезонное обводнение территории и другие осложняющие факторы. Специфические трудности возникают при строительстве морских газопроводов, особенно в северных акваториях. В таких условиях необходимо привлечение дополнительных технических, организационных и финансовых ресурсов для обеспечения требуемых темпов строительства морских объектов в условиях короткой навигации.

С технической точки зрения, сварные соединения относятся к наиболее ответственным элементам магистральных газопроводов. Оценка их работоспособности является одним из определяющих факторов в обеспечении надежной и безопасной эксплуатации и представляет собой актуальную научно-техническую проблему.

В рассматриваемой работе поставлена и решена задача научного обоснования, разработки и внедрения модернизированной системы обеспечения надежности сварных соединений, применение которой обеспечивает надежность и безопасность сварных соединений при одновременном исключении неоправданных затрат на отбраковку и ремонт при строительстве и эксплуатации объектов транспорта углеводородов.

Само понятие «система обеспечения надежности сварных соединений» объединяет комплекс методологических, научно-технических и организационных решений, направленных на формирование принципиально новых и существенно модернизированных подходов к выполнению сварочных работ и неразрушающему контролю сварных соединений.

На рис. 1 показана связь между исходными проблемами, принципиально возможными направлениями их решения и совокупностью конкретных методов, реализованных в рамках указанных направлений. В работе на основе новой методологии и современных технологий неразрушающего контроля разработаны и внедрены нормативно-методические, технические и организационные решения, обеспечивающие существенную экономию при строительстве и техническом обслуживании объектов магистральных газопроводов. Положительный технический и экономический результат достигается за счет исключения необоснованной отбраковки и ремонта, а также сокращения сроков выполнения работ при одновременном полном соблюдении требований к прочности и надежности сварных соединений.

Основные факторы, определяющие новизну методологических, научно-технических и организационных решений, приведены на рис. 2. Новизна идеи обусловлена: разработкой универсальной иерархической структуры расчетных моделей и критериев прочности сварных соединений с дефектами, адаптированной к составу исходных данных о свойствах материалов, системе неразрушающего контроля и данным о нагрузках и воздействиях; выполнением анализа на основе результатов расширенных лабораторных, стендовых и натурных испытаний, проведенных в целях определения фактических физико-механических свойств основного металла и металла сварных соединений.

На рис. 3 показаны основные этапы работы, выполненные в 2004–2015 гг.,
включающие разработку основных методологических и технологических решений. Нормативное закрепление предложенных подходов было последовательно выполнено в [1] и [2].

Одним из оснований для выполнения рассматриваемой работы послужили проблемы, проявившиеся в 2008 г. после начала строительства морского перехода через Байдарацкую губу первой нитки СМГ «Бованенково – Ухта». В условиях ограниченной по срокам навигации на ремонт сварных соединений было затрачено в общей сложности около 15 суток. Причина этого проста: при плановом режиме работы сварка и контроль сварного стыка на трубоукладочном судне занимают около 15 минут, в то время как для ремонта сварного соединения с учетом особенностей технологии требуется 3–4 часа.

Близкие, по сути, проблемы имели место и на сухопутных участках, на которых по результатам неразрушающего контроля на основе действующих на тот момент норм ежегодно браковалось 10–20 %, а в ряде случаев – до 100 % сварных соединений, уже эксплуатируемых от 5 до 40 и более лет.

Проведенный авторами работы анализ показал, что значительный объем отбраковки сварных соединений на этапах строительства был вызван применением избыточно жестких норм оценки опасности дефектов в кольцевых сварных соединениях. На тот момент применение максимально жестких норм рассматривалось как один из вариантов компенсации недостаточной полноты и достоверности данных о свойствах основного металла и металла сварных соединений, данных о нагрузках на сварное соединение и ограниченных технических возможностей средств неразрушающего контроля. При определении норм допустимой дефектности в нефтегазовой отрасли были использованы наиболее неблагоприятные и чрезвычайно редко реализуемые сочетания минимальных значений прочностных и ресурсных характеристик металла сварных соединений и наиболее высокие значения нагрузок и воздействий.

В основу разработки была положена принципиально новая концепция многоуровневой системы оценки работоспособности кольцевых сварных соединений. Новая система имеет ряд коренных отличий от применяемых ранее подходов. Основное и самое результативное отличие состоит в том, что на каждом из трех предусмотренных системой уровней требования к допустимым размерам дефектов сформированы с учетом технических возможностей средств диагностики, физико-механических свойств металла, комплексного анализа напряженно-деформированного состояния сварных соединений. Тем самым обеспечена адаптация норм оценки качества к реальным условиям эксплуатации объектов транспорта углеводородов [3–6].

На рис. 4 приведено сопоставление норм оценки качества кольцевых сварных соединений, разработанных на основе нового подхода [2], предусматривающего применение средств автоматизированного ультразвукового контроля, с нормами радиографического контроля, реализованными в [1]. Значения допустимых дефектов приведены для поверхностных (рис. 4а) и внутренних (рис. 4б) дефектов, соответственно, применительно к кольцевым сварным соединениям труб типоразмера
812,8 х 36,5 мм. Темные прямоугольники на графиках ограничивают области допустимых размеров дефектов в соответствии с требованиями [1]. Подробные комментарии к значениям допустимых размеров дефектов, определенным на основе разработанного подхода с использованием последовательно расширяемого состава исходных данных о свойствах металла сварных соединений и параметров дефектов при переходе от начального самого жесткого первого уровня оценки ко второму и третьему (экспертному) уровням, приведены на рис. 4б.

При разработке норм оценки качества подлежат учету технические возможности применяемых средств неразрушающего контроля в части выявления оценки условных размеров дефектов сварных соединений. Соответствующие «ужесточающие» поправки к допустимым размерам дефектов показаны пунктирными линиями.

На основе проведенных широкомасштабных научных исследований, лабораторных и натурных испытаний, комплекса технологических работ по применению новых средств неразрушающего контроля было выполнено расчетное обоснование и формирование новых норм оценки работоспособности кольцевых сварных соединений. Применение новых норм способствовало исключению необоснованной отбраковки и ремонта кольцевых сварных соединений при строительстве, выборочном и капитальном ремонте по всем основным объектам инфраструктуры транспорта газа при одновременном полном выполнении требований к надежности сварных соединений.

Результаты работы получили широкомасштабное внедрение при строительстве новых, реконструкции и ремонте действующих объектов транспорта газа ПАО «Газпром».

В 2008–2013 гг. отдельные элементы, а затем и система в целом были успешно применены в рамках реализации инвестиционных проектов морских газопроводов ПАО «Газпром»: для четырех ниток перехода через Байдарацкую губу
СМГ «Бованенково – Ухта», МГ «Джубга – Лазаревское – Сочи», морского перехода через пролив Невельского МГ «Сахалин – Хабаровск – Владивосток», морских газопроводов проекта «Обустройство Киринского месторождения».

Разработанная авторами система обеспечения надежности сварных соединений в полной мере применена в настоящее время при строительстве магистрального газопровода «Сила Сибири». В рамках этого проекта за счет внедрения новых подходов созданы важные дополнительные предпосылки для максимально эффективного применения современных высокопроизводительных автоматизированных сварочных комплексов и средств неразрушающего контроля, что способствовало повышению качества сварных соединений, выявлению и отбраковке дефектов, выполняемых в единой связке в режиме высокой производительности.

Как было отмечено выше, основная область применения полученных результатов – трубопроводный транспорт углеводородов. Однако разработанные и уже широко апробированные подходы могут быть применены к другим объектам, эксплуатируемым в нефтегазовой промышленности и топливно-энергетическом комплексе, в целях обеспечения надежности сварных соединений трубопроводов и технологического оборудования различного назначения.

Перспективы использования электродов и проволоки ООО «СЗСМ» для сварки трубопроводов

Главной задачей всего коллектива завода является обеспечение продаж высококачественных сварочных электродов и проволоки.

Особая черта предприятия – качество, надежность и экономичность выпускаемой продукции и максимальное удовлетворение потребностей потребителя, высокое качество обслуживания наших клиентов. Вот почему девиз нашего предприятия: «Все направлено на обеспечение продаж и их рост».

Область деятельности ООО «СЗСМ» – разработка и производство сварочных электродов для ручной дуговой сварки и наплавки различного назначения, сварочной проволоки. Предприятие имеет производственные площади, современное оборудование и квалифицированный персонал для выполнения комплекса необходимых работ по производству сварочных электродов и сварочной проволоки. Обладает ремонтной базой, имеет испытательную лабораторию.

В 2015 г. завод участвовал в программе по импортозамещению сварочных материалов для ОАО «АК «Транснефть» и ПАО «Газпром». После проведения квалификационных испытаний и получения положительных результатов в реестры ОАО «АК «Транснефть» и ПАО «Газпром» были внесены следующие материалы:

1. покрытые электроды для сварки кольцевых стыковых соединений труб класса прочности до К60 и К65:
• УОНИИ-13/55Р (тип Э50А, ГОСТ 9467-75, AWS A5.1 E7015-G, DIN EN ISO 2560-А Е 46 2-6 2 Н10) для сварки «НА ПОДЪЕМ» труб, СДТ, ТПА класса прочности до К60 вкл. (слои шва К, П) и до К54 вкл. (слои шва З,О);
• ОЗЛ-6 (тип Э-10Х25Н13Г2, ГОСТ 10052-75) для ремонта корпусов центробежных нагнетателей природного газа в условиях компрессорных станций;
• СЗСМ-01К (тип Э50А, ГОСТ 9467-75, AWS A5.1 E7018-G, DIN EN ISO 2560-А Е 46 4-6 2 Н5) для сварки «НА ПОДЪЕМ» труб, СДТ, ТПА (слои шва К, П) при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте промысловых и магистральных газопроводов из труб класса прочности свыше К54 до К60 вкл., для сварки всех слоев шва при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте промысловых и магистральных газопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, из труб категорий прочности до X52SS вкл.;
• СЗСМ-02 (тип Э50А, ГОСТ 9467-75, AWS A5.1 E7018-G, DIN EN ISO 2560-А Е 46 2-6 2 Н5) для сварки «НА ПОДЪЕМ» труб, СДТ, ТПА класса прочности до К54 вкл. (слои шва З, О), при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте промысловых и магистральных газопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, из труб категорий прочности до X52SS вкл.;
• СЗСМ-03 (тип Э60, ГОСТ 9467-75, AWS A5.1 E8018-G, DIN EN ISO 2560-А Е 50 4-6 2 Н5) для сварки «НА ПОДЪЕМ» труб, СДТ, ТПА (слои шва З, О) – при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте промысловых и магистральных газопроводов из труб класса прочности свыше К54 до К60 вкл;
2. проволока сплошного сечения для механизированной и автоматической сварки:
• ЕКАТЕРИНА 70S-6 (AWS A5.28, ER 80S-Ni1) для сварки теплоустойчивых и низколегированных высокопрочных сталей в среде защитных газов, аналог OK Autrod 13.09;
• Св-08ГА (ГОСТ 2246-70) в сочетании с керамическим флюсом марки UF-02M (производства ЧТПЗ) для сварки кольцевых стыковых соединений труб, СДТ и ТПА из сталей класса прочности до К54 вкл.;
• Св-10НМА (ГОСТ 2246-70) в сочетании с керамическим флюсом марки UF-02M (производства ЧТПЗ) – для сварки кольцевых стыковых соединений труб, СДТ и ТПА из сталей класса прочности свыше К54 до К60 вкл. при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте промысловых и магистральных газопроводов.

В настоящее время ПАО «Газпром» эксплуатирует крупнейшую в мире газотранспортную систему (ГТС), а именно более 170 тыс. км магистральных газопроводов. Для обеспечения надежности работы ГТС ежегодно выполняется ее капитальный ремонт. Кроме того, силами дочерних обществ выполняются ремонтно-восстановительные работы, при которых сваривается более 200 тыс. кольцевых сварных соединений.

С начала 2000-х гг. ПАО «Газпром» осуществляет реализацию масштабных инвестиционных проектов по строительству новых, в том числе уникальных магистральных газопроводов.

Главными документами, определяющими развитие сварочного производства ПАО «Газпром», являются целевые комплексные программы развития сварочного производства (ЦКП РСП). Сейчас действует 5-я программа, рассчитанная на 2015–2017 гг. Главным итогом реализации программ является разработка новых НД как по технологиям сварки для строительства, реконструкции и ремонта объектов Единой системы газоснабжения (ЕСГ) (магистральных и промысловых газопроводов), так и по контролю качества сварных соединений. За последние 10 лет была организована разработка в общей сложности 88 нормативных документов.

Кроме того, в настоящее время реализуется концепция совершенствования НД по сварке и неразрушающему контролю сварных соединений (НК СС), направленная на актуализацию НД, сокращение их количества и ранжирование по уровням.

Так, например, при разработке основополагающих (базовых) нормативных документов 1-го уровня (рис. 1) произойдет существенное сокращение количества НД за счет отмены действующих, а именно: СТО 136 отменит
13 действующих НД, СТО 083 – 2 НД, СТО 137 – 5 НД, «ВТ» перейдут в категорию СТО Газпром.

При этом в базовых актуализированных НД также найдут отражение ряд положений и требований, предусмотренных отдельными НД 3-го уровня – объектовыми инструкциями и техническими требованиями более позднего периода.

К сожалению, на федеральном уровне НД, определяющие требования к организации сварочно-монтажных работ, технологиям сварки, объемам, методам и нормам оценки качества СС при строительстве магистральных трубопроводов (МТ), главным образом были сформированы в 1970–1980 гг. и до 2012 г. не развивались. А с 2012 г. отмечается активное, но параллельное нормотворчество, которое не может не беспокоить, и вот почему!

Уже сегодня (точнее, в 2014 г. и с 1 июля 2015 г.) введены в действие 2 НД: ФНиП «Требования к производству сварочных работ на ОПО» (к которому, отмечу, вопросов нет – краткий лаконичный документ в 10 страницах) и СП 86.13330.2014 «Магистральные трубопроводы» (актуализированная редакция СНиП 111-42-80*), содержащий большой объем требований к сварочно-монтажным работам при строительстве МТ и НК СС. Общий объем СП составляет 199 страниц.

В этом году запланировано внесение двумя техническими комитетами – а именно ТК 465 «Строительство» и ТК 23 «Нефтяная и газовая промышленность» – двух НД: СП «Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Сварка и контроль ее выполнения» (111 страниц) и Межгосударственного стандарта «Система газоснабжения. Сварка. Технические требования» (45 страниц).

Таким образом, в 2016 г. запланированы утверждение и ввод еще двух НД, определяющих требования к выполнению сварочно-монтажных работ, технологиям сварки и НК СС при строительстве МТ. Но это еще не все! В 2012 г. введен в действие НД СТО НОСТРОЙ 2.10.64 «Сварочные работы», содержащий такие же требования в разделе 14.12 «Сварка магистральных и промысловых трубопроводов, включая врезку под давлением».

Указанные НД разработаны и внесены разными коллективами, они не ранжированы – все живут (будут жить) параллельной жизнью, насыщены излишними требованиями и подробностями, присущими отраслевым и объектовым НД, содержат однотипные требования. Разница – только в объеме и их «свежести» и актуальности.

При этом последние четыре НД, содержащие подобный перечень разрешенных технологий и способов сварки трубопроводов, не содержат технологии, в том числе за которыми будущее, – лазерную и гибридную лазерную сварку МТ, отсутствует там и комбинированная контактно-дуговая сварка и др. Зачем перечислять технологии в НД такого уровня – непонятно.

Поэтому после их ввода в действие возможны хаос, манипуляции недобросовестными пользователями и неразбериха, вплоть до остановки работ или недопуска новых технологий!

Поэтому предлагаю рассмотреть этот вопрос на отдельном расширенном совместном заседании ТК и авторских коллективов с целью принятия единого НД по сварке и НК СС МТ либо ранжирования и уточнения области распространения действующих НД. Не должно быть никакого параллелизма, только вертикальное иерархическое построение НД: межгосударственные, государственные, отраслевые НД. Чем выше статус НД, тем лаконичнее должны быть требования! ФНиП «Требования к производству сварочных работ на ОПО» – хороший тому пример.

Координатором по этому вопросу может выступить ТК или НАКС.

До последнего времени главным и единственным федеральным НД по производству строительно-монтажных работ при строительстве МГ являлся СНиП III-42-80* «Магистральные трубопроводы», содержащий требования по сварке и НК СС МТ. Несмотря на то что он переутверждался и переиздавался неоднократно, требования (на примере требований по НК СС) не менялись до 2014 г., что также плохо: последующие редакции лишь повторяли требования, сформулированные еще в 1980 г.

Кроме того, все редакции СНиП (до 2014 г.) не учитывали, в том числе, особенности технологии сварки в среде защитных газов и связанные с этим существенные изменения геометрии разделки кромок труб и, соответственно, необходимость изменения требований по объемам и методам НК СС.

И только в 2014 г. Минстроем РФ утверждена уже упомянутая новая версия СП 86-2014 (СНиП), которые существенно изменили требования к объемам и методам НК СС.

В соответствии с п. 9.11.9 СП 86-2014 (СНиП III-42-80*) с 1 июля 2015 г. объемы и методы неразрушающего контроля определяются в ОТК (по сути, заказчиком, т. е. отраслевыми НД), при этом обязательным является важное требование о выявлении всех недопустимых дефектов. В прежних редакциях были жестко указаны объемы НК СС, а основным методом НК был радиографический контроль!

В связи с этим важным представляется напомнить об изменениях за последние 15 лет технических параметров МГ, а также труб, соединительных деталей трубопроводов (СДТ) и, конечно же, требований к сварным соединениям, а именно: выросли требования к механическим параметрам, в том числе к классу прочности сталей, ударной вязкости, критериям трещиностойкости и т. д., увеличение рабочего давления в магистральных газопроводах (до 9,8 и 11,8 МПа) вызвало рост толщины стенок труб и СДТ.

Указанные изменения параметров МГ, а также необходимость получения требуемых свойств сварных соединений МГ потребовали внесения изменений в геометрические параметры разделки кромок труб и вызвали широкое применение технологий автоматической дуговой сварки, прежде всего одно- и двухсторонней многоваликовой сварки в смеси защитных газов (аргон + СО2) в узкую перетачиваемую разделку
(рис. 2) при строительстве новых инвестпроектов МГ.

Упомянутые технологии в настоящее время обеспечивают высокий темп строительства МГ, а реализуются с помощью высокопроизводительных комплексов с применением автоматической сварки и таких сварочных комплексов, как СRC-Evans AW (США).

Однако при применении этих способов (комплексов), несмотря на указанные достоинства, возможно появление характерных дефектов, а именно межваликового несплавления и несплавления по кромке (рис. 3).

Как уже отмечалось, основным методом неразрушающего контроля (согласно СНиП) долгие годы являлся радиографический контроль, что связано в первую очередь с тем, что до начала 2000-х гг. основными технологиями сварки труб являлись ручная дуговая сварка (РДС), автоматическая сварка на весу (АФ) и ряд других в заводскую стандартную (широкую) разделку кромок труб.

Если говорить о требованиях НД ПАО «Газпром» в этой части, то в 2006 г. был разработан нормативный документ по неразрушающему контролю качества сварных соединений промысловых и магистральных газопроводов ПАО «Газпром» – СТО Газпром 2-2.4-083-2006 «Инструкция по неразрушающим методам контроля качества сварных соединений при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов» (введен в действие в 2007 г.).

Впервые в СТО Газпром 2-2.4-083-2006:

• введены уровни качества, т. е. нормы оценки (допустимости дефектов) в зависимости от категорий и условий работы газопровода;

• разделены нормы по контролю качества сварных соединений строящихся газопроводов (т. е. новых стыков, выполненных при строительстве, реконструкции, капитальном ремонте) и нормы оценки старых сварных соединений при выполнении контроля качества сварных соединений при переизоляции газопроводов и проведении КК СС при диагностических работах;

• определены условия, при которых ультразвуковой контроль (УЗК) допускается в качестве основного физического метода контроля качества СС.

Однако уже после ввода в действие СТО 083 при реализации новых инвестиционных проектов магистральных газопроводов потребовалась разработка дополнительных нормативных документов, в том числе методик для выполнения работ по неразрушающему контролю качества сварных соединений. 

В частности, для реализации уникального проекта «Бованенково – Ухта» в 2008 г. были разработаны:

1. для сухопутной части:

• Инструкция по сварке МГ «Бованенково – Ухта» с рабочим давлением до 11,8 МПа. Части I и II. (Сварка и неразрушающий контроль качества сварных соединений).

Тогда же для строительства морского перехода МГ «Бованеково – Ухта» через Байдарацкую губу разработаны регламент, нормы и внедрен автоматический УЗК (АУЗК);

• технологический регламент автоматизированного ультразвукового контроля комплексом Rotoscan кольцевых стыковых сварных соединений труб;
  

• инженерная оценка критического состояния (ЕСА) или нормы оценки неповоротных кольцевых сварных соединений труб.

Следует отметить, что АУЗК был успешно применен и на последующих морских проектах, при этом применение АУЗК и даже механизированного УЗК (МУЗК) на сухопутных МГ оказалось более сложной задачей. Важнейшими этапами внедрения явились:

1. трассовые сравнительные тестовые испытания установки АУЗК Argovision (в апреле-мае 2013 г. после получения предложения от заказчика поступило предложение о переходе на АУЗК вместо радиографии) с одновременным 100%-м радиографическим контролем производителем работ на объекте «Южно-Европейский газопровод», участок «Писаревка – Анапа», км 0–223,1 в составе стройки «Расширение ЕСГ для обеспечения подачи газа в газопровод «Южный коридор».
   Результаты трассовых испытаний, организованных компаниями ООО «Стройгазмонтаж» и ООО «ТКС», показали, что только применение обоих методов позволяет обеспечить полное выявление недопустимых дефектов;

2. ввод с 1 января 2014 г. гл. 5 «Временных требований к организации сварочно-монтажных работ, применяемым технологиям сварки, неразрушающему контролю качества сварных соединений и оснащенности подрядных организаций при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте магистральных газопроводов ОАО «Газпром», которые уточнили объемы и методы контроля (во многом мы опирались на результаты указанных трассовых испытаний).
   ВТ также определили выбор оптимальных технологий сварки и рациональные методы НК в зависимости от характеристики (протяженности) МГ. Также впервые были определены требования к средствам НК СС. (Отмечу, что в настоящее время временные требования перерабатываются в СТО Газпром.);

3. исследования, выполненные за последние два года (2014–2015 гг.), показали также необходимость учета типа разделки кромок и применяемых способов сварки при назначении объемов и методов КК СС, т. е. учета возможности выявления всех недопустимых дефектов средствами НК СС, что уже включено в НД в части объемов и методов НК СС;

4. наконец, самыми важными явились шаги, сделанные нами в 2014 г. и направленные на внедрение МУЗК и АУЗК, а также цифровой радиографии, а именно: в соответствии со специально разработанной Программой квалификационных испытаний средств неразрушающего контроля и проверки методик проведения контроля качества кольцевых сварных соединений магистральных газопроводов на соответствие требованиям нормативных документов
   ОАО «Газпром» были проведены масштабные квалификационные испытания на специально подготовленных стендах с тремя контрольными сварными соединениями, сваренными пятью способами сварки, с заложенными искусственными дефектами.

Основной этап квалификационных испытаний заявленных средств НК был проведен на базе Опытно-экспериментального центра ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (рис. 4).

В указанный период проведены квалификационные испытания 25 средств неразрушающего контроля качества сварных соединений, представленных 15 организациями-заявителями (табл.), в том числе были представлены 5 ед. компьютерной и цифровой радиографии, 6 ед. – ручной УЗК (РУЗК), 6 ед. – МУЗК, 8 ед. – АУЗК.

По итогам КИ экспертными организациями (ВНИИГАЗ, НИПИСтройТЭК) выполнены обработка и анализ полученных результатов, сформирован и утвержден актуализированный Реестр средств неразрушающего контроля качества сварных соединений, разрешенных к применению на объектах ПАО «Газпром».

Следует отметить, что данный реестр, как и еще семь реестров по другим направлениям сварочного производства, размещены на сайте ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и постоянно пополняются по мере аттестации;

5. необходимо отметить, что продвижение современных средств НК СС на указанных испытаниях не остановилось. Так, за последний год разработан ряд новейших средств НК СС, в том числе радиационного цифрового контроля.
   

В связи с этим хочу отметить ряд оте-
чественных разработок по неразрушающему контролю качества сварных соединений, аттестованных и находящихся в стадии квалификационных испытаний.

1. Комплекс цифрового радиографического контроля качества кольцевых сварных соединений АМД (автоматизированный мобильный дефектоскоп) предназначен для автоматизированного неразрушающего контроля радиационным методом сварных соединений труб газопроводов DN 1000, DN 1200, DN 1400 через две стенки, получения, обработки и архивирования радиационных цифровых изображений объекта контроля (рис. 5). Заказчик – ООО «Газпром трансгаз Томск»; разработчик – ТПУ; изготовитель – ОАО «ТЭМЗ» (г. Томск).
   
   По результатам квалификационных испытаний комплекс АМД внесен в Реестр средств неразрушающего контроля качества сварных соединений ПАО «Газпром» и Государственный реестр средств измерений. В настоящее время АМД находится в стадии внедрения в ООО «Газпром трансгаз Томск».

2. Большой интерес вызывают системы цифрового радиографического контроля, которые могут обеспечить оценку размеров дефектов сварных соединений на базе усовершенствованной технологии радиационного контроля. Эта технология основана на получении изображений фрагмента сварного соединения под различными углами просвечивания и дальнейшей математической обработки полученных цифровых снимков.
   
   На сегодняшний день наиболее близки к тому, чтобы предложить усовершенствованную технологию радиационного контроля (УТРК) с потенциальной возможностью оценки размеров дефектов сварных соединений, в том числе упомянутых ранее межслойных несплавлений и несплавлений по кромке, две отечественные компании – ООО «АСК-Рентген» и ООО «РаДиаТех» (рис. 6):

• ООО «АСК-Рентген» разработало цифровой радиографический комплекс ТРАНСКАН©, предназначенный для контроля качества сварных соединений радиационным методом с регистрацией изображения на цифровой детектор. ТРАНСКАН© позволяет получать, обрабатывать и архивировать радиографические изображения сварных соединений. Комплекс прошел 1-й этап квалификационных испытаний в ООО «Газпром ВНИИГАЗ», сейчас готовится к испытаниям УТРК с потенциальной возможностью оценки размеров дефектов сварных соединений;
• специалистами ООО «РаДиаТех» разработан цифровой радиографический комплекс БАРС-И, предназначенный для контроля качества сварных соединений радиационным методом с регистрацией изображения на цифровой детектор. Ведется подготовка комплекса к квалификационным испытаниям в ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Особенностями обоих комплексов являются высокая чувствительность, малый вес, удобство в работе, малое время подготовки к работе, возможность работы в стесненных условиях и труднодоступных местах.

Не могу не отметить разработку и успешные квалификационные испытания установки АУЗК для неразрушающего контроля качества кольцевых сварных соединений, выполненных контактной стыковой сваркой оплавлением (КСО), а именно установки «Автокон АР» производства Научно-учебного центра «Сварка и контроль» при МГТУ им. Н.Э. Баумана.

Проведенные испытания позволяют говорить и об успешном контроле СС и внедрении технологии КСО при строительстве и ремонте МГ.

Разработана методика проведения контроля сварных соединений, выполненных КСО, разработаны нормы оценки качества.

Кратко о технологиях сварки, применяемых при строительстве и капремонте МТ, а также сказать о новых и модернизированных технологиях сварки, готовых к практическому применению.

1. В настоящее время при строительстве протяженных участков нашли применение высокопроизводительные комплексы двухсторонней автоматической сварки в защитных газах:

• комплекс CRC-Evans АW с применением внутренней сварочной машины IWM и автоматических однодуговых (Р-200, Р-260) и двухдуговых (Р-600, Р-700) головок;

• комплекс Autoweld Systems с применением внутренней сварочной машины ВМС и автоматических однодуговых (ВГС) и двухдуговых (ВГС-2) головок импортного производства.

2. При строительстве протяженных участков и участков средней протяженности успешно применяются высокопроизводительные комплексы импортного производства односторонней автоматической сварки в защитных газах:

• комплекс Saturnax с применением двухдуговых автоматических головок;

• комплекс CWS .02 с применением однодуговых автоматических головок;

• комплекс Veraweld Torch System D с применением двухдуговых автоматических головок.

3. Широкое применение при сварке участков средней протяженности нашла технология односторонней автоматической сварки в защитных газах с применением сварочных головок:

• импортного производства – Р-260, Р-600, Р-700 (CRC-Evans AW, США); Veraweld Torch System S (Нидерланды); М-300С (CRC-Evans AW) и новая PROTEUS-FAP (Pipeline Servise S.r.l., Италия);

• отечественного производства – УАСТ-1, УАСТ-1 «Альфа», «Восход», М-400 (рис. 7).

При сварке технологической обвязки до 200 мм эффективно применяется:

• автоматическая аргонодуговая сварка головками ОКА (ООО «НПП «Технотрон»), MU IV 19/80 AVC/OSC (POLYSOUDE, Франция), SATO (AXXAIR, Франция);

• в ближайшее время будет предложена новая механизированная аргонодуговая сварка с применением сварочного оборудования производства ООО «НПП «Технотрон».

Ну а теперь – кратко о новых и хорошо забытых разработках отечественного производства, в том числе комплексах автоматической сварки, не имеющих зарубежных аналогов:

1. технология автоматической сварки с принудительным формированием шва (стык) (рис. 8). Считаю, что у возрожденной модернизированной технологии есть перспективы, в том числе при капремонте МТ и соответствующей стоимости оборудования. Технология подлежит аттестации;

2. технология автоматической контактной стыковой сварки оплавлением (КСО). Разработан и согласован СТО Газпром «Инструкция по автоматической контактной сварке оплавлением стыковых сварных соединений труб для строительства газопроводов». Изготовлен комплекс для сварки труб диаметром 1220 мм для МРТС. В активной стадии – изготовление комплекса для сварки труб диаметром 1420 мм (рис. 9). Заказчик – АО «СтройТрансНефтеГаз»;

3. технология автоматической комбинированной контактно-дуговой сварки оплавлением. Разработан и утвержден Р Газпром 2-2.2-1086-2016 «Инструкция по комбинированной контактно-дуговой технологии автоматической контактной стыковой сварки оплавлением корневого слоя шва и автоматической дуговой сварки порошковой проволокой в защитных газах заполняющих и облицовочного слоев шва кольцевых стыковых соединений труб при строительстве газопроводов» (рис. 10);

4. технология автоматической контактной стыковой сварки оплавлением (КСО) при строительстве и капитальном ремонте газопроводов-отводов до 300 мм включительно – моноблок, полный автомат (рис. 11);

5. лазерная и гибридная лазерная орбитальная сварка неповоротных стыков труб большого диаметра и больших толщин – уникальная отечественная технология, которая имеет большое будущее. Данная технология разработана ООО «УТС-Интеграция» на базе лазеров ООО «ИРЭ Полюс» (г. Фрязино) в фантастически сжатые сроки – 4 месяца! Об уникальности и высокой производительности технологии говорят представленные на рис. 12 разделки кромок с притуплением 8 и более мм и раскрытием 8 мм для гибридной сварки (лазер + дуга) и 4 мм для лазерной сварки с присадочной проволоки. Технология обеспечивает минимальный объем наплавленного металла (в разы!), при этом заявлены высокие механические свойства и высокая скорость сварки.

Для того чтобы уверенно говорить об успешном применении технологии лазерной сварки труб (большого диаметра), осталось немного: получить положительные результаты аттестации технологии в ходе квалификационных испытаний установки ЛСТ по согласованной с ПАО «Газпром» программе, а также разработать и согласовать с ПАО «Газпром» технологическую инструкцию. Такая программа уже разработана, подана заявка на аттестацию технологии сварки УЛСТ, включая испытания в климатической камере.

Все перечисленное, очевидные преимущества и ценовая доступность (по сравнению с СРС) может обеспечить высокий спрос у подрядных организаций и быструю окупаемость комплекса лазерной сварки, в том числе при строительстве по поточно-расчлененной схеме (несколькими головками – 4–6 – или сваркой 1 палаткой – 2 головками) и капитальном ремонте (сваркой 1 палаткой – 2 головками). Эффективным может быть применение ЛСТ при строительстве морских трубопроводов сваркой 1 палаткой – 2 головками.

В заключение хочу сообщить, что в 2015 г. издан новый справочник по сварочному оборудованию, а в 2016 г. выйдет в свет новый справочник по НК СС. 

Перечень фирм-заявителей и средств неразрушающего контроля, представленных на квалификационные испытания. Начало. Окончание на стр. 76

List of companies-applicants and non-destructive testing equipment submitted for qualification tests. Ending on page 76

Транспортировка нефти на длительное расстояние – весьма затратный процесс. В России система нефтепроводов распространена в связи с отдаленностью нефтедобычи от мест переработки, а также необходимостью доставки нефти в порты и иностранным потребителям. Нефтепроводы проектируются на перспективные объемы транспортировки нефти, а начинают эксплуатироваться от 0,5 максимальных расчетных объемов. Поскольку затраты электроэнергии на транспортировку нефти велики и составляют до 35 % от общих затрат, для планирования развития объемов поставок нефти важно знать прогнозное потребление электроэнергии, так как это связано с развитием электросетей на трассе нефтепроводов. Важнейшей задачей эксплуатации оборудования при транспортировке нефти является сокращение затрат. Естественно, их можно снизить до расчетного минимума, если все оборудование будет работать в режимах максимального коэффициента полезного действия (КПД). То есть режимы максимального энергосбережения на НПС также весьма актуальны [1]. Реально обеспечить работу всех механизмов в режиме максимального КПД – задача трудновыполнимая, но к ее решению необходимо стремиться. Существующие методики прогнозной оценки расхода электроэнергии [2–4] во многом противоречивы и не позволяют с достаточной степенью точности выполнить достоверный прогноз энергозатрат на перекачку заданных объемов нефти на длительный период, а также оценить эффективность их использования. В работах [2–4] к расчетам необоснованно привлечены параметры трубопроводов – длины, диаметры и другие параметры, не имеющие отношения к потреблению электроэнергии (за исключением электрозащиты от коррозии, если она применяется). Разработанные нормативные документы в период развития нефтепроводов [5] предполагали именно такой подход, и авторы следуют этой методике. Все перечисленные параметры трубопроводов и свойства нефти влияют на параметры работы основных насосов на НПС, т. е. изменение этих параметров (вязкости нефти, гидравлического сопротивления трубопровода из-за выпадения парафинов и т. д.) приводит к изменению параметров работы насосов и их энергопотребления. Настоящая работа в порядке обсуждения предлагает новый подход к оценке прогнозных затрат на какой-либо период, анализирует структуру основных затрат и предлагает рекомендации по энергосбережению. Здесь не затрагиваются вопросы, связанные с переходными процессами в нефтепроводе, с выбором времени релаксации для затухания колебательных процессов и т. д. Они могут быть также учтены, поскольку связаны с режимами использования насосов на НПС и принципиально не влияют на предлагаемую методику.

1. Структура энергозатрат на НПС

Нормативные документы АК «Транснефть» предполагают выполнение прогнозных оценок энергозатрат W в кВт⋅ч на перекачку нефтепродуктов за определенный период времени, отнесенных к 1 тыс. тонно-километров. 

                            (1)

Рассмотрим гипотетический нефтепровод, состоящий из трех нефтеперекачивающих станций, доставляющих нефть к потребителю «П» (рис. 1)

Если нет никаких ответвлений, то очевидно, что объем перекачки нефти за контрольный период времени Δt постоянен: Q₁ = Q₂ = Q₃. События, связанные с ремонтом участка нефтепровода, рассмотрим позже. Очевидно, что на любом участке нефтепровода напор, развиваемый насосами на НПС и при необходимости откорректированный на узле регулирования, равен потерям в трубопроводе, иначе обеспечить прокачку заданного объема нефти невозможно, т. е.: 

                                 (2) 

где ΣН_НПС – суммарный напор насосов на НПС, ΣΔh_тр – суммарные гидравлические потери в трубопроводе.

Это фундаментальное равенство показывает, что все изменения на нефтепроводе приводят к изменению режимов работы насосов, и необходимые корректировки происходят на НПС, что и приводит к изменению энергопотребления основного оборудования. Нефтепроводы так и проектируются, поэтому с учетом профиля трассы расстояния между НПС различны. Уравнение (2) всегда справедливо для работающего нефтепровода. Исключение возникает при разрыве трубопровода. Аварийные случаи в эксплуатации нефтепровода здесь не рассматриваются. Естественно, все основные затраты электроэнергии происходят на НПС. Обслуживание непосредственно трубопроводов – сварка, контрольные замеры и т. д. – выполняется при помощи передвижных электрогенераторов. Поэтому при обслуживании должны учитываться затраты не электроэнергии, а нефтепродуктов, на которых работает приводной двигатель мобильного электрогенератора, так что эти затраты не должны включаться в прогнозные затраты электроэнергии.

Затраты электроэнергии на НПС делятся на основные и вспомогательные. Основные – это затраты, связанные с работой основных и подпорных насосов, перекачивающих нефть. В их состав включаются и дополнительные затраты, необходимые для работы обслуживающих систем: измерительных приборов, задвижек с электроприводом, установленных за насосом, и т. д. Эти затраты целесообразно также относить к каждому работающему насосу. Если насос не работает (в резерве), то и дополнительных затрат нет. Как правило, на НПС устанавливаются 3 или 4 основных и 3 подпорных насоса. Из них 2–3 основных работают, 4-й – в резерве. Подробно структуру основных затрат рассмотрим ниже. Вспомогательные затраты относятся к НПС целиком: это отопление, вентиляция, освещение, работа грузоподъемных механизмов, электроинструмента и сварки и т. д. В работе [2] предлагается расчет прогнозных норм расхода электроэнергии проводить в целом для нефтепровода, а от него переходить к расчетам для отдельных НПС. Этот подход не обоснован, так как все энергозатраты по транспортировке нефти от НПС № 1 до потребителя складываются как сумма затрат всех НПС, расположенных между ними. Необоснованным является также включение в расчет норм расхода электроэнергии таких параметров, как характеристики и режимы работы нефтепроводов. Этот искусственный прием неоправданно усложняет расчет, поскольку режимы работы нефтепроводов – это всего лишь планируемое количество перекачиваемой нефти, необходимой потребителю, которое обеспечивают насосы НПС. На потребляемую НПС энергию никак не влияют ни длина трубопровода, ни его диаметр, ни геометрические отметки начала и конца трубопровода: эти параметры, подчеркнем еще раз, являются проектными и учтены проектантом нефтепровода при размещении на трассе мест и количества необходимых НПС. Точнее, они отражаются в энергозатратах при работе основных насосов.
В связи с этим приведенная в [2] формула для расчета удельной нормы энергопотребления, в которую включены такие величины, как потери напора в трубопроводе, коэффициент использования трубопровода, режимный коэффициент, являются необоснованными. Следует отметить, что такой подход унаследован от разработанных в СССР методик планирования потребляемой нефтяной отраслью удельной электроэнергии на прогнозный период – пятилетку [5]. Более объективным представляется следующий подход, который не только отражает истинные составляющие энергопотребления, но и упрощает прогнозные оценки и позволяет наметить реальные пути энергосбережения.

2. Учет энергопотребления на условном нефтепроводе

Рассмотрим основные блоки затрат энергии на НПС, их привязки к объемам перекачиваемой нефти и изменения в связи с прогнозируемым увеличением этих объемов.

Если увеличение объемов не планируется и трубопровод работает в стационарном режиме, то прогноз прост: затраты следующего года будут соответствовать затратам года предыдущего. Если прогнозируется увеличение объемов перекачки, то прогноз следует выполнять следующим образом.

2.1. Вспомогательные энергозатраты

Они состоят из двух частей. Сумма энергозатрат, не связанных с транспортировкой нефти (работой основного оборудования), остается постоянной во времени. На каждой станции энергозатраты могут быть определены как

,                                 (3)

где w₁ – затраты в единицу времени; Δt – прогнозируемый период времени. Остальные вспомогательные затраты электроэнергии, которые могут быть привязаны к работе основного оборудования, выражаются как

                        (4)

или

,                              (5)

где w₂ – дополнительные затраты в единицу времени при перекачке Q₁;
Q₂ – прогнозируемый объем перекачки на прогнозный период. Наладить учет этих затрат на НПС труда не составляет.

2.2. Основные затраты

Основная составляющая энергозатрат на НПС – работа магистральных и подпорных насосов, так как она обеспечивает транспортировку нефти потребителю. На НПС ведется почасовой контроль потребляемой электроэнергии каждым электродвигателем, приводящим в действие насосы. При повышении вязкости нефти КПД насоса снижается, а энергозатраты на станции растут. При уменьшении пропускной способности нефтепровода из-за выпадения парафинов снижается и подача основных насосов, что приводит к необходимости включения дополнительного насоса. То есть все изменения условий транспортировки нефти в итоге приводят к изменению условий работы основных нефтяных насосов на НПС, что отражается на трендах изменения потребляемой почасовой мощности. Так организован учет основных затрат на НПС, и это существенно упрощает поставленную задачу. Если НПС работают по схеме «насос в насос», то суммарные затраты энергии НПС легко подсчитываются по формуле:

,                                    (6)

где ΣW_дв – суммарные затраты на привод всех насосов (магистральных и подпорных) в единицу времени. Если происходит изменение объемов перекачки, то это можно учесть усреднением потребленной электроэнергии или просуммировать по часовым трендам.

Если по какой-либо причине предыдущая НПС остановлена, то в формулу (6) следует добавить затраты на последующее заполнение резервуаров подпорными насосами:

,                               (7)

где ΣW_подп – почасовые затраты энергии на работу подпорных насосов при заполнении резервуаров; Δt – время работы насосов.

2.3. Дополнительные затраты

Кроме затрат на стационарных режимах, о которых говорилось выше, значительную долю составляют затраты, связанные с регламентом использования основных магистральных насосов по документации АК «Транснефть». Рекомендуется для поддержания работоспособности насосов в «горячем резерве» периодически запускать насос, находящийся в резерве, и останавливать один из работающих. Это выполняется, в том числе, и для равномерного износа ресурсных показателей установленных насосов. Кроме того, зачастую приходится включать дополнительный магистральный насос с целью повышения давления для избавления от возникающих парафиновых пробок. Как показано в [6], число включений одного насоса может достигать 16 раз/сут. Однако при этом надо иметь в виду, что при пуске насоса возникают дополнительные энергозатраты: в период выхода электродвигателя на номинальные параметры насоса пусковой ток электродвигателя существенно превышает номинальный. Все они в итоге включаются в потребляемую электроэнергию приводного двигателя. Эти затраты можно оценить как

,                            (8)

где k₂ – превышение пускового тока двигателя по сравнению с номинальным; I_ср – значение тока двигателя при номинальной нагрузке; U – напряжение; Δt – время выхода электродвигателя на номинальную мощность; n – число пусков за контрольный период времени.

Затраты энергии на работу сопутствующих механизмов при работе электродвигателя (автономная масляная система, системы вентиляции двигателя, системы измерения контролируемых показателей электродвигателя и насоса, электропривод задвижек на нагнетательном трубопроводе и т. д.) составляют незначительную долю и могут быть оценены как доля от основных затрат: 

,                                (9)

где k₃ = (0,005…0,02); Wдв – энергозатраты двигателя за контрольный период времени.

2.4. Суммарные затраты энергии на НПС и нефтепроводе в целом

Таким образом, суммарное энергопотребление на НПС за контрольную единицу времени можно представить в виде: 

     (10)

Если на нефтепроводе расположены n станций, то суммарные удельные затраты нефтепровода можно выразить как 

.                                 (11)

Умножая Wнтр на прогнозный период времени T, получим суммарные затраты электроэнергии на транспортировку заданного объема нефти: 

.                                (12)

Разделив эту величину на планируемый объем перекачки в тоннах и на тысячу километров, получим удельную норму расхода электроэнергии при эксплуатации данного нефтепровода, выраженную в кВт⋅ч/тыс⋅т⋅км.

Следуя аналогии [6], составим таблицу баланса энергопотребления на НПС. Целесообразно отнеси затраты к суткам, так как на НПС идет почасовая регистрация основных затрат в течение 24 часов.

Позиции 1.1–1.4 практически не зависят от объемов перекачки, и их можно считать постоянными. Получив данные суточного энергопотребления на каждой НПС, суммируем их и получаем реальные затраты на транспортировку заданного объема нефти от НПС № 1 до потребителя.

3. Прогноз энергопотребления на нефтепроводе на следующий период

Будем считать, что НПС работали при перекачке заданного объема нефти Q т/ч в оптимальном режиме. Следует спрогнозировать потребление энергоресурсов на период, когда объем перекачки нефти возрастет и составит kQ, где k > 1. Если сорт нефти не изменился, т. е. плотность и вязкость остаются постоянными, то для прогноза работы каждой НПС позиции 2.1–2.4 в таблице увеличиваем в k раз и суммируем все позиции таблицы, и можно от суточного потребления перейти к прогнозу на заданный период. Если предполагается перейти на новые сорта нефти, имеющие другую плотность и вязкость, то в расчет основных затрат следует ввести следующие поправки: 

,                       (13)

где ρ₁ – плотность нефти в предыдущий период работы НПС; ρ₂ – средняя плотность нефти на прогнозируемый период; η₁ – КПД насоса по паспорту при испытании на воде; η₂ – КПД насоса с учетом нового значения вязкости. КПД электродвигателя мало изменяется от нагрузки, он автоматически учтен в потребляемой электродвигателем мощности. В соответствии с рекомендациями ГОСТ [7] пересчет КПД насоса можно выполнить следующим образом:

                                              (14)

График зависимости поправочного коэффициента C_η от числа Рейнольдса C_η = f(Re) приведен в [7]. Для Re > 1,6.10⁴ C_η = 1 (рис. 2).

Дополнительные затраты увеличиваем пропорционально изменившимся основным затратам и суммируем их в соответствии с таблицей.

Выполнив расчеты для всех НПС, расположенных на заданном нефтепроводе, и отнеся их к контрольной величине – тонно-километрам, получим прогнозные оценки потребления электроэнергии на предстоящий период. 

4. Энергосбережение на НПС

Основная доля непродуктивных затрат приходится на основное оборудование – насосы. Остановимся на этой статье затрат подробнее.

Один из реальных способов энергосбережения подробно описан в [1]: насосы должны максимальное время работать в диапазоне максимального КПД. Все предложения здесь носят рекомендательный характер, поэтому эксплуатационный персонал НПС или головная организация, эксплуатирующая нефтепровод, должны выбрать наиболее приемлемые для данных условий предложения.

В качестве примера рассмотрим следующую ситуацию.

На НПС установлены три магистральных насоса НМ 7000-230, включенных последовательно, и три подпорных НМП 3600-78, два из которых работают в параллель, а третий находится в резерве. НПС должна транспортировать 4000 т/ч нефти. Характеристики подпорных насосов приведены на рис. 4.

Все насосы укомплектованы роторами на 100%-ю подачу. Почасовые затраты НПС при работе в этом режиме (расчеты выполняем по характеристикам работы на воде и считаем, что подпорные насосы нагружены одинаково) составляют W = 2555 кВт/ч.

Где можно сэкономить? Первое предложение самое простое и не требует никаких капитальных затрат: вывести из работы один подпорный насос, что сразу приведет к сокращению затрат на ΔW = 200 кВт/ч.

Такой режим работы с одним подпорным насосом, как утверждает персонал НПС, запрещен. Однако если ввести системы автоматической защиты насосов, а запуск второго насоса производить, например, по сигналу снижения давления нагнетания ниже 6 кг/см² первого насоса, то это не приведет к аварийным последствиям. Такой режим можно проверить при испытании насосов на стенде предприятия-изготовителя.

Второе предложение связано с применением сменных роторов. Если на магистральном насосе № 2, работающем последовательно с насосами № 1 и № 3, установить сменный ротор, рассчитанный на подачу Q = 5000 м³/ч (рис. 5), то это приведет к часовой экономии в размере:

при этом диапазон возможных подач до 8000 м³/ч сохранится. Комплектация насоса № 2 сменным ротором позволяет полностью исключить снижение напора, связанного с возможной кавитацией. Такой режим работы не используется на НПС, работающих с недогрузкой. Он требует минимальных разовых затрат, но приводит к существенной экономии электроэнергии.

Наконец, еще одно предложение. Оно также требует незначительных разовых затрат и некоторого изменения регламента работы подпорных насосов на НПС. Речь идет о работе в параллель подпорных насосов с разными роторами: на 100 и 75 % подачи. Такой набор позволит при неравномерном распределении подач между насосами работать обоим насосам в зоне оптимального КПД, что приведет к снижению вибрации и увеличению долговечности насосов. Этот вопрос требует отдельного рассмотрения и обсуждения.

Наконец, в последнее время все чаще говорится о настоятельной необходимости применения двигателей с частотным регулированием. Этот способ, хотя и позволяет быстро перестраивать работу насосов в зону максимального КПД, имеет существенные недостатки, такие как:

1) высокая стоимость преобразователей частоты для двигателей мощностью свыше 500 кВт;

2) необходимость капитальных затрат, так как частотные преобразователи надо устанавливать в специальных помещениях, что возможно только для вновь проектируемых станций;

3) введение в штатное расписание специалистов по обслуживанию преобразователя.

Несмотря на высокий КПД собственно преобразователя (98 %), он требует дополнительных постоянных энергозатрат на охлаждение и кондиционирование помещения.

Представляется целесообразным для регулирования частоты вращения магистральных насосов рассмотреть применение регулируемой гидромуфты, например работающей на воде или на любой незамерзающей и негорючей жидкости [9]. Конструкция муфты и система управления оборотами исключительно просты. Она может обслуживаться механиками, обслуживающими насос. Она легко вписывается по осевому габариту в пространство между насосом и двигателем вместо промежуточного вала. Стоимость гидромуфты не превышает 50 % стоимости насоса. КПД гидромуфты при полном заполнении составляет 97,5 %. Изменение подачи насоса пропорционально изменению числа оборотов, при этом максимальный КПД насоса остается примерно максимальным. Расчеты показывают, что изменение частоты вращения магистрального насоса в диапазоне частот 2300…3000 об/мин (0,75…1 Qном) при помощи гидромуфты экономически целесообразно и позволяет экономить до 400 кВт на каждом насосе. То есть применение гидромуфты также позволяет изменять объем перекачки без применения сменного ротора и при этом существенно расширяет диапазон оптимальных режимов по подаче, что приводит к снижению вибрации и повышению долговечности оборудования станции. Кроме того, гидромуфта позволяет запускать электродвигатель на холостом ходу и плавно нагружать его с выходом на требуемую мощность.

Выводы

1. Существующие методики расчета прогнозируемых энергозатрат на транспортировку нефти по нефтепроводам неоптимальны и требуют корректировки. Предлагаемая методика позволяет существенно упросить расчет удельных норм потребления электроэнергии при эксплуатации нефтепровода.

2. Целесообразно расширить диапазоны применения сменных роторов на магистральных и подпорных насосах в целях сокращения и оптимизации энергозтарат на транспортировку нефти.

3. Следует шире применять гидромуфты в целях энергосбережения и расширения режимов перекачки.

Учет суточного потребления энергозатрат на НПС ( кВт⋅ч)

Accounting for the daily intake of energy in the OPS (kWh)