Территория Нефтегаз № 12 2016

Сложная, изменчивая и неопределенная бизнес-среда современного газотранспортного предприятия [1–3] оказывает на последнее сильное давление по оказанию качественных услуг, производству высококачественных компонент, сокращению времени оказания услуг, снижению стоимости транспорта газа. Вследствие этого бизнес- и производственные процессы должны быть гибкими, адаптируемыми и постоянно контролируемыми. Поэтому для адаптации предприятию необходима вертикальная и горизонтальная интеграция процессов. Для существующих бизнес-приложений планирования ресурсов предприятия (ERP – Enterprise Resource Planning), управления цепочками поставок (SCM – Supply Chain Management), управления взаимоотношениями с клиентами (CRM –
Customer Relationship Management) могут быть использованы доступные на рынке системы интеграции корпоративных приложений (EAI – Enterprise Application Integration) [4]. Как и горизонтальная, вертикальная интеграция различных уровней газотранспортного предприятия является необходимым условием непрерывного контроля процессов, в том числе и инновационных [5], и создания современного предприятия реального времени (RTE – Real-Time Enterprise) [6–7].

Производственные газотранспортные предприятия можно разделить на три уровня производственных исполнительных систем (MES – Manufacturing Execution System): уровень управления предприятием, уровень управления производством и производственный уровень (рис. 1).

Рис. 1. Уровни производственных систем газотранспортного предприятия
Fig. 1. Levels of the production systems of gas transportation enterprise

На уровне управления предприятием именно инновационные бизнес-процессы позволяют достигать стратегических целей, поэтому инновационные бизнес-процессы должны быть разработаны, настроены, запущены и проанализированы в соответствии с четырьмя шагами жизненного цикла управления бизнес-процессами (BPM – Business Process Management): проектирование, конфигурирование, исполнение, диагностика (мониторинг и оптимизация). В ходе конфигурирования бизнес-процесса инноваций на уровне управления предприятием закладываются транзакционные планируемые значения производительности (т. е. значения «как должно быть» – TO-BE) исходя из стратегических целей предприятия и с периодом измерений, исчисляемым неделями и месяцами [8].

В производственных процессах достигаются цели и показатели, установленные на уровне управления газотранспортным предприятием с помощью автоматических устройств производственного уровня. Огромное количество данных (так называемых сенсорных) генерируется этими устройствами в реальном времени. Дополнительно к этому операторы определяют данные, относящиеся к автоматическим устройствам, такие как предопределенные причины поломки оборудования, инструкции, регламентирующие порядок подачи запасных частей, деталей во время начала выполнения операции, и т. д. В целом эти значения (т. е. значение «как есть» – AS-IS) отражают реальную производительность на производственном уровне.

MES-решения и процессные приложения позволяют создать компьютеризированную и автоматизированную вертикальную интеграцию. Однако остается нерешенной проблема взаимодействия между уровнем управления предприятия и производственным уровнем в области инноваций [9]: реализация в масштабах предприятия многоконтурного контроля внутри и через все уровни – от уровня управления газотранспортным предприятием к производственному. Недостаточная вертикальная интеграция препятствует накоплению знаний, созданию циклов обучения [10] и использованию накопленных знаний в области создания и внедрения инноваций. Во-первых, данные из различных уровней MES не интегрированы и не могут использоваться для получения новых знаний. Во-вторых, если новое знание и было получено (результат НИР или ОКР, рационализаторское предложение, изобретение или полезная модель), то оно не используется в постоянном управлении процессами газотранспортного предприятия. Как следствие, концепция RTE – чувствовать и реагировать и учиться и адаптироваться – практически не используется в производственных и управленческих циклах при организации инновационного бизнес-процесса.

Для цифровой интеграции газотранспортного предприятия разработан ИТ-фреймворк (рис. 2), использующий объекты отслеживания вместе с RBS.

Рис. 2. ИТ-фреймворк цифровой интеграции предприятия
Fig. 2. The it-framework for digital integration of enterprise

Для учета временных и причинно-следственных связей между событиями, запускаемыми на разных уровнях управления инновациями газотранспортного предприятия, необходимо дополнить RBS современными CEP. В основе этого фреймворка лежит методология идентификации и использования знаний для оперативного контроля инновационных процессов предприятия, включающая компоненты анализа процессов, модели данных и диаграмм потоков данных, идентификации (выявления) знаний, а также ассимиляции (усвоения) знаний.

Поток данных процесса и управляющих данных между различными компонентами этого ИТ-фреймворка представлен на рис. 3.

ИТ-фреймворк основан на действующих стандартах (ISO 15704, IEC 62264), технологиях и парадигмах (SOA-парадигма) и включает различные ИТ-системы. Процессы предприятия определяются ранее созданными шаблонами рабочих процессов (шаг 1 на рис. 3) и поддерживаются с необходимой плановой производительностью или критериями процесса (TO-BE-значения) такими бизнес-приложениями, как ERP-система (рис. 2 и шаг 2 на рис. 3). Бизнес-приложения или их критическая функциональность в определенном контексте (доступа плановых значений и степени интеграции инноваций в производственный процесс газотранспортного предприятия) доступны как сервисы (услуги) в рамках SOA.

Для постоянного контроля инновационных процессов газотранспортного предприятия как одной из целей ИТ-фреймворка применяется механизм «публикация – подписка», используемый в управляемой событиями архитектуре (EDA – Event-Driven Architecture). EI-уровень подписывается на события, генерируемые производственными ресурсами (автоматическими устройствами) на производственном уровне. Чтобы собирать данные от этих производственных ресурсов и переправлять собранные данные всем подписчикам, используется трехуровневая архитектура физической интеграции (шаг 3 на рис. 3). Полученные данные реального времени от уровня производства содержат фактическую производительность (AS-IS-значения). Плановые значения производительности уровня управления вместе с фактическими значениями производительности уровня производства объединены в соответствии с моделью данных предприятия и хранятся в реляционной базе данных в качестве исторических данных (шаг 6 на рис. 3).

Рис. 3. Поток данных процесса и управляющих данных ИТ-фреймворка цифровой интеграции
Fig. 3. The data flow of process and control data of the IT-framework of digital integration

ИТ-фреймворк цифровой интеграции расширен оперативным мониторингом и контролем процессов с использованием объектов отслеживания, представляющих собой такие объекты, как заказы, продукты и ресурсы, являющиеся сущностями соответствующего потока работы в WMS (шаг 2 на рис. 3). Эти объекты изменяются в процессе деятельности предприятия со значениями различных MES-уровней (шаг 4 на рис. 3). Изменения состояния объектов отслеживания анализируются в постоянном режиме (online) с помощью RBS (например, Drools Expert) [11]. Использование RBS подразумевает отсутствие учета временных и причинно-следственных связей между событиями. Следует отметить, что лишь немногие WMS поддерживают сбор и интерпретацию данных в реальном времени, следовательно, становится необходимым использование СЕР (например, EsperTech) вместо RBS. СЕР непрерывно анализирует объекты отслеживания и направляет управляющие данные на требуемые уровни (шаг 7 на рис. 3).

Рис. 4. Модель процесса реализации оперативного контроля
Fig. 4. The process model of operational control

Модель процесса реализации цифровой интеграции представлена на рис. 4. Она состоит из четырех этапов, каждый из которых является уникальным для конкретного предприятия и которые не обязательно выполнять последовательно; более того, отдельные этапы процесса могут выполняться время от времени для улучшения процессов предприятия.

Этап 1.
Анализ и (пере-)проектирование процессов

Анализ и (пере-)проектирование процессов предприятия являются частью эталонной архитектуры [12] и реинжиниринга бизнес-процессов (BPR – Business Process Reengineering) [13]. BPR можно описать с помощью четырех основных этапов: I – выявление критических процессов, II – обзор, обновление и анализ процессов (AS-IS-анализ), III – (пере-)проектирование процессов на основе AS IS-анализа и IV – реализация (пере-)проектированных.

Этап 2.
Модель данных и диаграмма потока данных

Сегодняшние бизнес-приложения и автоматические устройства являются сложными, и для определения инновационных процессов требуется много данных: в режиме реального времени автоматическими устройствами производится огромное количество данных, таких как обратная связь и др. Для оперативного мониторинга и контроля этих процессов и выявления важных параметров необходимо анализировать бизнес-приложения, автоматические устройства и соответствующие им процессы. В связи с этим моделирование данных является важным шагом и влияет на качество информации, необходимой для выполнения процессов и улучшения оперативного мониторинга и управления процессов предприятия.

Этап 3.
Идентификация знаний

Знание может быть определено с разных точек зрения, в том числе как промежуточные или конечные результаты инновационной деятельности. 

Этап 4.
Основанный на знаниях оперативный контроль процессов

Повторные и отнимающие много времени запросы к базе данных [14] (например, использование запросов оперативной аналитической обработки, OLAP – OnLine Analytical Processing) приводят к неоперативному (offline) контролю процессов предприятия. Следовательно, для контроля процессов данные реального масштаба времени должны обрабатываться в реальном времени (online) или почти в реальном времени, с использованием предварительно идентифицированных знаний, объектов отслеживания и СЕР, как показано на рис. 2 и 3.

Упомянутые ИТ-фреймворк и соответствующая ему модель процесса цифровой интеграции и достижения оперативного контроля процессов развиваются и адаптируются для управления инновационной деятельностью газотранспортного предприятия. Построение гибкой структуры управления инновационными процессами на основе предложенной модели позволит повысить управляемость. Результаты могут применяться и в других сетевых компаниях энергетической отрасли.

Долота, оснащенные резцами с алмазно-твердосплавными пластинками (долота PDC), предназначены для бурения больших интервалов горных пород. Выбор интервала обусловлен конструкцией скважины. Поэтому интервал чаще всего сложен горными породами, начиная от мягких и заканчивая твердыми, которые долото проходит одним рейсом. Следовательно, долото должно быть универсальным. Опасность выкрашивания режущих кромок резцов в твердых горных породах, а также при встрече с твердыми пропластками заставляет отказываться от долот с острой режущей кромкой и переходить к долотам с фаской на режущей кромке.

а) a)                                          б) b)

Рис. 1. Зависимости момента на долоте М от осевой нагрузки G (а) и удельного момента M_уд от проходки за один оборот долота h (б):

1 – долото диаметром 120,6 мм; 2 – долото диаметром 188,7 мм

Fig. 1. The dependences of torque on the bit M by axial load G (а) and specific torque M_ud by a bit turnover h (b):

1 – a bit diameter 120.6 mm; 2 – a bit diameter 188.7 mm

Нами экспериментально изучены особенности работы вооружения долот PDC при разрушении горной породы средней твердости (мрамора). Эксперименты проведены на стендах при бурении единичным резцом [1] и долотами в четырехлопастном исполнении диаметром 120,6 мм и восьмилопастном исполнении диаметром 188,7 мм [2]. Все инструменты были оснащены резцами диаметром 13,5 мм с фаской шириной 0,3 мм на режущей кромке. Промывка осуществлялась технической водой.
В качестве основных параметров режима работы инструментов задавались частота вращения (nд = 80 об/мин), осевая нагрузка на инструмент (G, кН), а в качестве измеряемых параметров приняты крутящий момент (М, Н.м) и интенсивность разрушения горной породы (проходка за один оборот долота h мм/об). При этом в разных опытах менялись местами осевая нагрузка и проходка за оборот, т. е. задавалась проходка за оборот и измерялись соответствующие ей осевая нагрузка и крутящий момент. Данные о разрушении горной породы единичными резцами были опубликованы ранее в [1], поэтому в статье они использованы лишь в сопоставлении с показателями работы долот.

Наблюдения показали, что резцы с фаской на режущей кромке при интенсивности разрушения менее 0,2 мм/об работают как алмазные зерна по схеме раздавливания и микрорезания поверхности горной породы [3, 4]. При дальнейшем увеличении интенсивности разрушения горной породы наблюдается постепенный переход к разрушению резанием-скалыванием.

Рис. 2. Зависимости относительной энергоемкости разрушения горной породы А0 от проходки за один оборот долота h (а) и от осевой нагрузки на долото G (б):

1 – для долота диаметром 120,6 мм; 2 – для долота диаметром 188,7 мм; 3 – для единичного резца

Fig. 2. The dependences of the relative energy intensity of rock failture А0 by the penetration per bit turnover h (а) and axial load G (b):

1 – for the bit diameter 120.6 mm; 2 – for the bit diameter 188.7 mm; 3 – for a single cutter

На рис. 1а приведены зависимости крутящего момента на испытанных долотах от осевой нагрузки на долото. Из рисунка следует, что имеет место зависимость крутящего момента от осевой нагрузки на долото, близкая к линейной, которая описывается уравнениями для долота диаметром 120,6 мм: 

M = 26,7G + 6,20 H•м,                        (1) 

где G – осевая нагрузка в кН. При этом коэффициент детерминации R² = 0,99, а для долота диаметром 188,7 мм: 

M = 44,2G + 65,20 H•м,                      (2) 

при этом коэффициент детерминации R² = 0,98.

В работе [1] было показано, что некоторые отклонения связаны со скачкообразностью разрушения горной породы, но скачкообразность выражена весьма слабо, и ее можно не учитывать в практических расчетах. Это подтверждается и весьма высокими значениями коэффициентов детерминации. Величины крутящих моментов существенно зависят от диаметра долот. При этом отношение диаметров (D₂/D₁ = 1,56) весьма близко к отношению угловых коэффициентов уравнений (2) и (1) (44,2/26,7 = 1,65).

На рис. 1б приведены зависимости удельного момента, равного отношению действующего момента к осевой нагрузке на долото от величины проходки за один оборот долота. Из рисунка видно, что имеет место тенденция к снижению удельного момента по мере увеличения проходки за оборот долота, но это снижение несущественно (коэффициенты детерминации составляют 0,26 и 0,31, соответственно). Отношение средних удельных моментов равно 1,71, т. е. также близко к отношению диаметров долот.

На рис. 2а приведена зависимость относительной энергоемкости разрушения горной породы от проходки за один оборот породоразрушающего инструмента. Относительная энергоемкость – это отношение энергоемкости разрушения породы инструментом к энергоемкости породы, определенной методом статического вдавливания штампа (методом Л.А. Шрейнера). Для разбуриваемого мрамора последняя составляла
110 Дж/см³. Из рис. 2а видно, что по мере увеличения интенсивности разрушения горной породы наблюдается практически монотонное снижение энергоемкости, что отличает эти зависимости не только от соответствующих зависимостей для шарошечных инструментов, но и от инструментов PDC, оснащенных резцами с острой режущей кромкой [2].

Наименьшее значение энергоемкости наблюдалось при бурении единичным резцом. Для этого процесса характерно отсутствие калибрования стенки скважины. Наибольшее значение энергоемкости наблюдалось при работе четырехлопастного долота. При этом следует заметить, что в начале наблюдалось сближение энергоемкостей обоих долот, а затем для четырехлопастного долота энергоемкость стабилизировалась, а для восьмилопастного – продолжала снижаться. Отличительной особенностью четырехлопастного долота, кроме числа лопастей, была установка антивибрационных вставок за основным режущим вооружением, тогда как восьмилопастное долото таких вставок не имело. Более высокая энергоемкость разрушения долотами по сравнению с единичным резцом, на наш взгляд, обусловлена дополнительными затратами энергии на калибрование стенки скважины.

На рис. 2б приведены зависимости относительной энергоемкости разрушения горной породы от осевой нагрузки на долото. В целом показанные зависимости напоминают зависимости А0 от h, показанные на рис. 2а. Но и в этом случае наличие антивибрационных вставок на четырехлопастном и их отсутствие на восьмилопастном долоте обусловливают существенное различие энергоемкостей разрушения при повышенных осевых нагрузках на долота.

Рис. 3. Зависимость параметра В от осевой нагрузки на одну лопасть долота при n = 2,75

Fig. 3. The dependence of the parameter from the axial load on one blade of the bit at n = 2.75

Далее была проверена возможность получения зависимости крутящего момента на долотах от основных их параметров. В качестве таких параметров приняты нагрузка G_л на одну лопасть долота и его диаметр D. Граничным условием для диаметра является равенство момента нулю при нулевом диаметре, т. е. Мл = 0 при D = 0, а зависимость Мл от нагрузки – линейная, что следует из рис. 1а. Таким образом, приходим к следующему виду уравнения регрессии диаметра и нагрузки на одну лопасть на крутящий момент Мл, приходящийся на одну лопасть: 

М_Л = Dⁿ(A₁G_Л + A₂),                      (3) 

При поиске уравнения регрессии были введены дополнительный показатель В = М_Л/Dⁿ и условие максимума коэффициента детерминации, т. е. решалась система 

, 

R²→max. 

Задача решалась методом последовательных приближений. При n = 2,75 величина R² приняла максимальное значение.

Зависимость параметра В от осевой нагрузки на лопасть при R² = max имеет вид, показанный на рис. 3. Из рисунка видно, что зависимость В от G_Л хорошо согласуется с исходными данными замеров крутящего момента на рассматриваемые долота.

Окончательно уравнение регрессии приняло вид: 

М_Л = D^2,75(35714G_Л + 4611),                     (4) 

где D – диаметр долота в м; G_Л – нагрузка на одну лопасть долота в кН.

Выводы

1. Фаска на режущей кромке резцов долот PDC сглаживает проявление скачкообразности разрушения горных пород и делает зависимости крутящего момента практически линейными от осевой нагрузки на долото, а энергоемкости разрушения горных пород как от осевой нагрузки, так и от интенсивности разрушения – монотонно снижающимися по мере роста этих параметров.

2. Наличие антивибрационных вставок ограничивает снижение энергоемкости разрушения горной породы после достижения некоторой предельной интенсивности разрушения породы.

3. Калибрование стенок скважины повышает энергоемкость разрушения горной породы до двух раз.

4. Крутящий момент на долоте увеличивается с ростом диаметра долота в степени более двух с половиной.

Одними из актуальных задач для нефтегазовых компаний России являются разработка и внедрение новых технологий, способствующих повышению эффективности бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин, число которых неуклонно растет. Однако проблема доведения и поддержания необходимой нагрузки на долото по-прежнему остается актуальной ввиду значительной площади контакта бурильной колонны труб со стенками скважины и наличия больших сил сопротивления движению колонны, следствием которого являются преждевременный износ долот, снижение скорости бурения, прихваты и множество других негативных последствий.

Рис. 1. Компоновка низа бурильной колонны с усиленной динамической нагрузкой на долото

Fig. 1. The bottom-hole assembly with enhanced dynamic load on the bit

В последние годы проводились различные теоретические, лабораторные и промысловые исследования работы бурильного инструмента [1]. Установлено, что при работе бурильного инструмента возникают продольные, поперечные и крутильные колебания, тесно взаимосвязанные друг с другом. Если крутильные и поперечные колебания стремятся погасить, применяя различные разделители и демпферы, то продольные колебания, существенно влияющие на увеличение механической скорости бурения, усиливают при помощи различных наддолотных устройств, создающих динамическую осевую нагрузку на долото [1–3].

В работе [2] подробно описаны конструкции виброусилителей динамики бурильного инструмента (виброусилитель с трехлопастным долотом, вибратор с перекидным клапаном, вибратор с регулируемой динамикой и др.) и приведены результаты промысловых испытаний. Компоновки с включением в них механизмов с динамической составляющей осевой нагрузки на долото проходили промысловые испытания с различными забойными двигателями: турбобурами, электробурами, винтовыми забойными двигателями, а также при роторном бурении. В каждом из представленных вариантов наблюдалось превышение механической скорости и проходки на долото. В качестве породоразрушающего инструмента применялись трехшарошечные долота, в частности МЗ-ГАУ, ТЗ-ГНУ.

Рис. 2. Спектр частот КНБК без применения осциллятора при расходе промывочной жидкости 20 л/с

Fig. 2. The frequency spectrum of BHA without the use of an oscillator with the consumption of flushing fluid 20 l/s

Современное состояние рынка буровых долот характеризуется усилением доли новых типов долот с поликристаллическими алмазно-твердосплавными резцами (PDC – Polycrystalline Diamond Cutter), которые стремительно завоевывают популярность, увеличивая проходку на долото, механические скорости бурения, сокращая время на спускоподъемные операции и вытесняя тем самым долота шарошечного типа. Широкое применение долота PDC получили в Западной Сибири, месторождения которой сложены мягкими породами и мягкими с включениями средних по твердости пород [4]. В связи с этим становятся актуальными разработки новых типов КНБК с включением долот PDC, так как рациональный подбор породоразрушающего инструмента совместно с необходимым забойным двигателем способен обеспечить значительную экономию капитальных затрат при строительстве нефтегазовых скважин.

Учитывая преимущества новых оригинальных долот PDC, характеризующихся высокими технико-экономическими показателями, на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» Альметьевского государственного нефтяного института была разработана и запатентована компоновка низа бурильной колонны, состоящая из долота PDC, скважинного осциллятора-турбулизатора, винтового забойного двигателя, телесистемы и бурильных труб [5] (рис. 1).

Рис. 3. Спектр частот КНБК с применением осциллятора при расходе промывочной жидкости 20 л/с

Fig. 3. The frequency spectrum of BHA with the use of the oscillator with the consumption of flushing fluid 20 l/s

Включенный в КНБК скважинный осциллятор-турбулизатор [6] позволяет усилить динамическую составляющую осевой нагрузки на долото благодаря низкочастотным колебаниям промывочной жидкости, достигающим забоя скважины, и способствует более эффективному разрушению горных пород, а долото PDC образует ровную цилиндрическую горную выработку. Малоамплитудные продольные колебания осциллятора снижают силы трения бурильной колонны о стенки скважины, способствуя дохождению осевой нагрузки на долото. Плавность подачи нагрузки на долото и упрощение управления компоновкой с включением в нее наддолотного скважинного осциллятора становится возможным при использовании долот PDC.

Для определения влияния предлагаемой КНБК на основные технико-экономические показатели бурения были проведены промысловые испытания.

Составлена программа проведения испытаний, предметом которых являлась компоновка с усиленной динамической нагрузкой на долото, целью – определение степени влияния предлагаемой компоновки на технико-экономические показатели бурения: механическую скорость бурения и проходку на долото, а также снятие амплитудно-частотной характеристики осциллятора.

В качестве контрольно-измерительного прибора использовался двухканальный портативный автономный виброизмерительный прибор АГАТ-М фирмы
«Диамех», предназначенный для контроля и анализа вибрационного состояния примышленного оборудования. Прибор позволяет проводить измерения таких вибрационных характеристик, как общий уровень вибрации, амплитуды/фазы первой гармонической составляющей оборотной частоты, спектральный анализ вибросигналов и их форм, 1/3-октавный анализ с расчетом мощностей вибрации в 33 стандартных частотных полосах, и обеспечивает возможность просмотра, анализа и разгрузки данных для обработки на персональном компьютере и снятия частотных и временных характеристик.

Промысловые испытания проводились на скв. № 6053 Шереметьевского месторождения ПАО «Татнефть». Месторождение площадью 19,13 км2 расположено на северо-западном склоне Южного купола Татарского свода. Бурение скважины велось буровой установкой БУ-2000/125 ЭБМ. Для подачи промывочной жидкости (техническая вода) применяли буровые насосы БРН-1, осевая нагрузка на долото составила 9–10 т. Для бурения скважины использовали винтовой забойный двигатель ДРУ172, долото PDC215,9. Опытное бурение проводилось в интервале 305–800 м, геологический разрез сложен твердыми и крепкими породами. Проектная глубина скважины составила 1115 м. В процессе бурения контролировались такие параметры, как механическая скорость бурения, проходка на долото, осевая нагрузка на долото, давление промывочной жидкости, расход промывочной жидкости.

Перед спуском в скважину работу осциллятора проверяли на устье скважины восстановлением циркуляции жидкости. В процессе бурения был замерен спектр частот. После обработки данных были получены графики (рис. 2–3).

На рис. 2 представлены спектры частот, характерные для работы насоса и других элементов циркуляционной системы.

Из рис. 3 видно, что появилась линия в спектре частот, равная 40,13 Гц, которой ранее не было, и она соответствует частоте работы осциллятора. Из рис. 2 и 3 следует, что осциллятор подтверждает свою работоспособность в промысловых условиях при различном уровне расхода промывочной жидкости. Для оценки эффективности данной компоновки был выполнен сравнительный анализ результатов бурения соседних скважин без применения осциллятора в аналогичных геолого-технических условиях на том же месторождении. Результаты опытного бурения с применением предлагаемой КНБК приведены в таблице.

Проведенные промысловые испытания выявили, что проходка на опытной скважине на долото возросла в среднем на 35 %, а механическая скорость – на 21 %
по сравнению с бурением соседних скважин в аналогичных геолого-технических условиях. Осциллятор проработал без аварий и осложнений и показал хорошую работоспособность и надежность. После проведения промысловых испытаний осциллятор был в рабочем состоянии, износ деталей незначительный, менее 5 %.

Таким образом, проведенные промысловые исследования показали, что применение предлагаемой КНБК в составе с наддолотным скважинным осциллятором совместно с долотами PDC позволяет эффективно использовать ее, увеличивая механическую скорость бурения и проходку на долото.

Сравнительные данные применения КНБК на скважинах в аналогичных геолого-технических условиях с применением скважинного осциллятора и без него

The comparative data of the use of BHA in the wells with the same geological-technical conditions and with the use of a downhole oscillator and without it

Газовая отрасль занимает особое место в социально-экономическом развитии российских регионов. Практически все регионы считают развитие газификации своих территорий основой перспективного роста. Однако развитие газификации некоторых территорий регионов порой становится невозможным ввиду достижения рядом объектов региональных газотранспортных систем своих проектных показателей. Как правило, это характерно для газораспределительных станций (ГРС), достигших своих проектных показателей пропускной способности.

Рис. 1. Алгоритм определения технически возможной пропускной способности газораспределительных станций

Fig. 1. The algorithm for determining the technically feasible throughput capacity of gas distribution stations

Решение возникших проблем требует проведения реконструкции этих объектов для повышения их пропускной способности. Реконструкция ГРС – весьма продолжительный и затратный инвестиционный процесс. При этом многие такие инвестиционные проекты зачастую не обеспечивают требуемых норм доходности и малопривлекательны для инвестиций. В статье рассмотрен подход к решению данной проблемы путем обоснования возможности проведения малозатратного технического перевооружения ГРС, реализация которого:

• создает возможность дополнительных поставок газа в регионы для новых и существующих потребителей, тем самым обеспечивая условия для дальнейшего социально-экономического развития регионов России;

• требует значительно меньших капитальных вложений и временных затрат.

Предлагаемый методический подход базируется на выявлении резервов пропускной способности ГРС и разработке мероприятий, реализация которых позволит обеспечить дополнительные поставки газа потребителям от этой ГРС.

Основные положения методического подхода

Наиболее важной характеристикой производственной мощности ГРС является ее проектная производительность (Q_пр). Она устанавливает значение максимально возможного объема поставки газа потребителям через ГРС за один час при расчетных условиях, принятых при проектировании станции. В случае если фактическая загрузка станции приближается к проектной (или кратковременно превышает ее), газотранспортное общество вынуждено отказывать потребителям в выдаче разрешений на техническое присоединение к системе газораспределения от рассматриваемой ГРС.

До настоящего времени в случае достижения фактической загрузкой ГРС уровня проектной производительности Q_пр по таким объектам запускался длительный и затратный инвестиционный процесс реконструкции станции. При этом на практике такая реконструкция зачастую означала строительство новой ГРС. Риски и проблемы привлечения инвестиций в такие объекты очевидны и связаны с тем, что регионы и потребители подчас не выполняют свои обязательства по приему заявленных объемов газа. Это приводит к низкому уровню загрузки новых и реконструированных ГРС, снижению эффективности вложенных инвестиций, финансовым потерям инвесторов.

Рис. 2. Принципиальная схема газораспределительной станции

Fig. 2. The fundamental scheme of gas distribution station

Предлагаемый подход к повышению эффективности развития производственных мощностей ГРС базируется на результатах совместных исследований, проведенных специалистами АО «Газпром промгаз» и ООО «Газпром трансгаз Москва» в рамках Программы НИОКР ПАО «Газпром» в 2014–2015 гг. Результаты исследования [1] показали, что технически возможная пропускная способность (ТВПС) ГРС может быть существенно выше значения Q_пр, зафиксированного в проектной документации.

Под ТВПС ГРС понимается максимально возможное количество газа, которое можно поставить в сеть газораспределения через ГРС с учетом фактического технического состояния станции и сложившихся режимов работы без нарушений технологических ограничений при условии наличия технической возможности подводящих газопроводов по увеличению подачи газа на ГРС. 

Предложенный методический подход базируется:

• на применении принципов системного анализа при рассмотрении каждой ГРС как структурно сложной технической системы, состоящей из элементов, обладающих индивидуальными особенностями и взаимодействующих друг с другом;

• математическом моделировании и проведении многовариантных технологических (гидравлических и тепловых) расчетов ГРС;

• оценке технических рисков эксплуатации ГРС с превышением проектной производительности;

• разработке организационных мероприятий, обеспечивающих требуемый уровень промышленной безопасности ГРС.

Алгоритм определения ТВПС ГРС приведен на рис. 1.

Рис. 3. Схема расчета фактического режима работы газораспределительной станции

Fig. 3. The calculation scheme of the actual operating mode of gas distribution station

Апробация методологии на пяти «пилотных» ГРС ООО «Газпром трансгаз Москва» показала, что в большинстве случаев ТВПС значительно превышает значение проектной производительности, зафиксированной в документации для рассмотренных ГРС [1]. Эффект от внедрения методического подхода очевиден, так как использование выявленных резервов создает условия:

• для подключения новых потребителей к системе газораспределения без проведения дорогостоящей, длительной по времени и, как правило, экономически не эффективной реконструкции ГРС;

• переноса сроков реконструкции ГРС на более поздние периоды;

• увеличения объемов реализации газа на внутреннем рынке, увеличения загрузки производственных мощностей.

Однако в ряде случаев определенной ТВПС ГРС недостаточно для полного удовлетворения спроса на газ новых потребителей. В таких случаях методический подход рекомендует выявить локальные «узкие» места ГРС, ограничивающие возможность дополнительной поставки газа потребителям. Под «узким» местом ГРС понимается часть технологической схемы ГРС (узел, устройство, участок трубопровода), технические характеристики или техническое состояние которой ограничивают пропускную способность станции.

Устранение «узких» мест можно обеспечить путем частичного переустройства ГРС, что позволяет существенно повысить пропускную способность станции в целом. Результаты анализа ГРС, работающих с повышенными уровнями загрузки, показали, что основными «узкими» местами, как правило, являются:

• узлы замера, подогреватель газа, фильтры, узлы редуцирования, чья пропускная способность ограничена особенностями оборудования;

• отдельные элементы трубопроводной обвязки (ТПО), пропускная способность которых ограничена конструкцией элементов (в основном диаметром труб, так как их небольшая протяженность оказывает незначительное влияние на пропускную способность), а также максимально допустимой скоростью потока газа согласно отраслевому стандарту [2].

Отметим, что необходимость ограничивать скорость газа в обвязке ГРС на уровне не более 25 м/с является одним из ключевых факторов, ограничивающих возможности увеличения ТВПС ГРС. Обоснование возможности увеличения этого показателя – еще один весьма перспективный способ значительно повысить ТВПС ГРС без проведения реконструкции.

Рис. 4. Схема расчета технически возможной пропускной способности газораспределительной станции на основе данных фактического режима

Fig. 4. The calculation scheme of technically possible throughput capacity of gas distribution station based on the data of the actual operating mode

Данный тезис подтверждается следующим примером, основанным на результатах гидравлических расчетов одной ГРС в Брянской области. Зафиксированное в документации проектное значение производительности этой ГРС составляет 8,0 тыс. м³/ч. При ограничении скорости потока газа не более 25 м/с расчетное значение ТВПС оценивается в 12,7 тыс. м³/ч и лимитируется пропускной способностью газопровода после узла редуцирования.

При повышении значения нормативного ограничения скорости с 25 до, к примеру, 35 м/с ТВПС станции составит
17,9 тыс. м³/ч. При этом «узким» местом ГРС будет выступать уже не элемент ТПО, а узел замера расхода газа. Однако увеличение предельного значения скорости потока газа в ТПО ГРС без ущерба для безопасности эксплуатации требует проведения отдельных исследований. Пока же увеличение ТВПС ГРС связано с реализацией технических мероприятий по устранению тех или иных «узких» мест.

В рамках разработки рассматриваемого методического подхода возможные «узкие» места классифицированы с точки зрения возможности увеличения ТВПС путем проведения малозатратных мероприятий. Классификация включает группы наиболее часто встречающихся типовых случаев компоновки эксплуатируемых станций:

• группа 1 – ТВПС ГРС ограничивает уровень выходного давления (увеличение выходного давления путем перенастройки и частичной замены элементов регулирующей арматуры, предохранительной арматуры, датчиков давления приводит к росту ТВПС станции при условии готовности распределительных сетей к работе с требуемым уровнем давления газа);

• группа 2 – ТВПС ГРС ограничивает пропускная способность ТПО (пропускная способность основных узлов значительно превышает пропускную способность участков ТПО, замена участков ТПО приводит к увеличению ТВПС станции);

• группа 3 – ТВПС ГРС ограничивает пропускная способность отдельных узлов или их отсутствие (путем замены или монтажа отдельного узла или блока достигается рост ТВПС станции в целом);

• группа 4 – комбинация первых трех групп;

• группа 5 – сбалансированные компоновки, при которых малозатратная реконструкция неосуществима, увеличение пропускной способности таких ГРС требует больших капитальных затрат, в том числе в реконструкцию подводящих газопроводов.

Предлагаемый подход заключается в выявлении «узких» мест в компоновке ГРС на основе результатов технологических расчетов пропускной способности, разработке технических решений по их устранению и выполнении соответствующих мероприятий по замене отдельных элементов ГРС в целях увеличения производительности станции в целом. Такой подход позволяет достаточно быстро нарастить производственную мощность ГРС, при этом затраты на проведение необходимых мероприятий кратно ниже по сравнению с расходами на реконструкцию станции в целом.

Рис. 5. Расчетная схема газораспределительной станции с указанием участков трубопроводной обвязки, подлежащих замене

Fig. 5. The calculation scheme of gas distribution station, indicating the sections of the piping arrangement, which should be repaired

Отметим, что малозатратные мероприятия в целях увеличения пропускной способности необходимо проводить с учетом технологических взаимосвязей ГРС с газотранспортной системой и сетью газораспределения после станции. В определенный момент общая пропускная способность всего технологического комплекса достигает баланса, при котором дальнейшее увеличение ТВПС ГРС не дает возможности увеличить поставку газа потребителям. В этом случае выявление «узких» мест требует рассмотрения технологического режима работы всех взаимосвязанных объектов определенного фрагмента Единой системы газоснабжения. В таких системных исследованиях необходимо учитывать, что увеличение объемов подачи газа через ГРС может привести к проявлению «узких» мест в других отдаленных частях газотранспортной системы.

В отдельном рассмотрении нуждается обеспечение малозатратных мероприятий соответствующей технической документацией, подлежащей разработке и утверждению в установленном законодательством порядке, в целях производства строительно-монтажных работ. Разработка такой документации может быть выполнена в рамках проекта малозатратной реконструкции ГРС в объеме согласно Постановлению Правительства РФ [3], в таком случае разработанная документация должна будет пройти все предусмотренные этапы ее рассмотрения, согласования, утверждения, включая государственную экспертизу.

Однако имеется иная возможность реализации проектов малозатратного увеличения производственной мощности ГРС – разработка документации на техническое перевооружение.

Федеральный закон о промышленной безопасности опасных производственных объектов (ОПО) [4] определяет техническое перевооружение как приводящие к изменению технологического процесса на ОПО внедрение новой технологии, автоматизация опасного производственного объекта или его отдельных частей, модернизация или замена применяемых на опасном производственном объекте технических устройств. Статья 257 Налогового кодекса РФ [5] к техническому перевооружению относит комплекс мероприятий по повышению технико-экономических показателей основных средств или их отдельных частей на основе внедрения передовой техники и технологии, механизации и автоматизации производства, модернизации и замены морально устаревшего и физически изношенного оборудования новым, более производительным. Малозатратные мероприятия по увеличению ТВПС ГРС полностью отвечают понятию технического перевооружения.

Отметим следующие особенности технического перевооружения, приведенные в статье [6]:

• техническое перевооружение выполняется на конкретном действующем объекте, в отношении которого ранее было получено разрешение на строительство, пройдены все необходимые экспертизы, осуществляется контроль деятельности надзорными органами в установленном порядке;

• техническое перевооружение отличается от реконструкции только объемом выполняемых строительно-монтажных работ, который, как правило, не должен превышать 15 %, а капитальные вложения – более 25 % первоначальных капитальных вложений в сопоставимых ценах;

• максимально сокращается объем строительных работ, упрощается процесс их оформления (согласно ст. 8 и п. 1 ст. 13 Федерального закона [4] документация на техническое перевооружение подлежит экспертизе промышленной безопасности) и реализации;

•  средства, выделяемые на техническое перевооружение, окупаются в несколько раз быстрее.

С учетом вышеуказанных особенностей и преимуществ целесообразно говорить о приоритетности реализации этих мероприятий в рамках технического перевооружения, а не проекта реконструкции.

Таким образом, это позволяет предположить, что применение предлагаемого подхода обеспечит существенное сокращение времени осуществления мероприятий по увеличению пропускной способности ГРС (оценочно – до 1–2 лет с учетом подготовки соответствующей документации технического перевооружения), а также сокращение стоимости проектных работ по сравнению со стоимостью разработки проекта реконструкции.

Научно-методические основы концепции малозатратной реконструкции и технического перевооружения ГРС ПАО «Газпром» представлены в статье [7]. 

Апробация основных положений методического подхода

Апробация основных положений методического подхода выполнена на примере действующей блочной ГРС типа «Снежеть-10» с проектной производительностью 10 тыс. м³/ч, давлением на выходе 0,6 МПа. ГРС эксплуатируется 19 лет (с 1997 г.). Все узлы и системы ГРС находятся в работоспособном состоянии, что подтверждено материалами диагностических обследований. Принципиальная схема ГРС представлена на рис. 2.

Фактическое значение расхода газа для ГРС в период пикового газопотребления превышает проектное значение и составляет более 12,8 тыс. м³/ч (128 % от проектного показателя). Основные параметры технологического оборудования ГРС приведены в табл. 1.

Цель расчетов заключалась в определении ТВПС ГРС при фактически сложившихся значениях давления газа на входе и выходе станции и заданных технологических ограничениях. Были детально проанализированы технологические параметры оборудования и трубопроводов, сформирована математическая расчетная модель ГРС. Проведены необходимые процедуры по параметризации и адаптации расчетной модели, проведена серия технологических (гидравлических и тепловых) расчетов. Граничные условия в расчете приняты согласно технологическому режиму работы системы газоснабжения, соответствующего ее максимальной загрузке:

1. фактически достигнутый расход газа через ГРС – 12,8 тыс. м³/ч;

2. давление газа на входе ГРС – 3,2 МПа;

3. уставка для регуляторов давления газа – 0,6 МПа;

4. температура газа на входе ГРС – 3,03 °С;

5. температура окружающей среды – минус 5,0 °С.

Моделирование ГРС и расчеты ТВПС были выполнены с использованием программно-вычислительного комплекса (ПВК) «Веста», разработанного РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, и проверены с использованием ПВК ALICE (разработка АО «Газпром промгаз). При адаптации модели станции с использованием обоих ПВК была достигнута полная сходимость результатов расчета фактического режима.

Результаты определения ТВПС ГРС и возможности использования в газоснабжении потенциальных резервов пропускной способности показали следующее. Согласно данным паспортов оборудование ГРС имеет значительный потенциальный резерв по пропускной способности. Установленное оборудование позволяет обеспечить расход газа на уровне 14 тыс. м³/ч («узкое» место – узел замера газа). Однако реализация имеющихся потенциальных резервов (дополнительно 40 % к значению проектной производительности) в настоящее время невозможна из-за низкой пропускной способности участков трубопроводной обвязки. По результатам расчета, воспроизводящего фактический режим работы ГРС, на значительном числе участков ТПО наблюдается превышение нормативной скорости газа (в линиях редуцирования, в выходных трубопроводах ГРС, между кранами № 7 и 10). Максимальная скорость газа (более 34 м/с) наблюдается в трубопроводе за регулятором РД 1 (рис. 3).

Регуляторы давления имеют значительный запас по пропускной способности, но работа ГРС при проектной производительности по одной основной нитке редуцирования фактически невозможна из-за значительного превышения скорости потока газа в линии редуцирования. Обеспечение достигнутого расхода газа возможно только при одновременном использовании в работе основной и резервной линий редуцирования.

Ситуация с превышением нормативного ограничения по скорости газа обусловлена тем, что проект ГРС предусматривал значение входного давления газа равным 4,5 МПа. Расчетом подтверждено, что при указанном значении давления газа на входе, проектных значениях расхода и выходного давления (соответственно, 10 тыс. м³/ч и 0,6 МПа) соблюдаются нормативные требования к эксплуатационным ограничениям по скорости потока газа в ТПО и температуре газа на выходе. Фактический режим работы газотранспортной системы не позволяет поддерживать на входе в ГРС давление, соответствующее проекту, что и приводит к нарушениям (превышению) значения предельно допустимой скорости газа в ТПО.

Значение ТВПС ГРС при заданных граничных условиях определено равным 9,4 тыс. м³/ч (т. е. ниже значения проектной производительности почти на 6 %), и это значение достигается только при условии одновременного использования в работе основной и резервной линий редуцирования (рис. 4).

Таким образом, результаты расчета подтверждают, что обеспечение поставок дополнительных объемов газа потребителям для рассматриваемой станции возможно только после выполнения мероприятий по устранению «узких» мест ГРС. Были проведены дополнительные расчеты по обоснованию минимально необходимого набора мероприятий, реализация которых позволить увеличить ТВПС рассматриваемой станции до
14 тыс. м³/ч. Это значение соответствует перспективной потребности в газе от данной ГРС в соответствии с Генеральной схемой газоснабжения и газификации, разработанной АО «Газпром промгаз». Результаты расчетов приведены на рис. 5.

В результате проведенных исследований были определены участки ТПО и элементы запорно-регулирующей арматуры (ЗРА), которые следует заменить с увеличением диаметра (табл. 2) для обеспечения возможности использования потенциальных резервов повышения ТВПС ГРС.

Таким образом, общая протяженность участков ТПО, предлагаемая к замене для достижения ТВПС рассматриваемой ГРС 14 тыс. м³/ч, составляет 21,5 м (в том числе замена двух предохранительных отсекающих клапанов и двух кранов).

Оценочно, с учетом сметных расчетов по объектам-аналогам, затраты на реализацию указанных решений по малозатратному техническому перевооружению ГРС кратно ниже, чем затраты на «классическую» реконструкцию этой ГРС для достижения той же производительности.

Для дальнейшего увеличения пропускной способности рассматриваемой ГРС (свыше 14 тыс. м³/ч) потребуется замена узла замера расхода газа, что также может быть выполнено в рамках малозатратных мероприятий технического перевооружения.

Заключение

В рамках предложенного подхода невозможно решить все задачи, которые обычно возникают при полной реконструкции ГРС. В некоторых случаях общее старение производственных мощностей ГРС, ухудшение технического состояния основного оборудования и трубопроводов, рост числа дефектов и другие факторы, а также их совокупное влияние не позволяют задействовать резервы станции за счет расчета и обоснования ТВПС или малозатратных мероприятий и обусловливают экономическую целесообразность реконструкции станции в целом, а не замены отдельных ее элементов.

Тем не менее для значительного числа ГРС применение концепции малозатратных мероприятий позволит оперативно и с минимальными затратами повысить пропускную способность и увеличить поставку газа потребителям.

Следующим шагом в развитии предложенного подхода являются формализация и регламентация концепции малозатратной реконструкции и технического перевооружения ГРС. Необходимо разработать соответствующую нормативную базу, регулирующую вопросы обоснования мероприятий, подготовки документации на техническое перевооружение. Однако временное отсутствие таких нормативов не ограничивает возможности применения предложенного подхода, требуя от заказчиков и исполнителей работ в каждом случае лишь более внимательного отношения к обоснованию состава документации технического перевооружения ГРС. Опыт, накопленный в рамках реализации проектов технического перевооружения, должен быть учтен при подготовке соответствующих нормативных документов в этой области.

Таблица 1. Характеристики основного технологического оборудования газораспределительной станции
Table 1. Parameters of the main technological equipment of gas distribution station

^* K_g – коэффициент расхода клапана регулятора, пропускная способность регулятора: Q_max = 5_Kg P_вх (согласно методике производителя RMG Messtechnik GmbH).

^** В зависимости от типа насоса.

^* K_g – consumption coefficient of control valve, throughput capacity of controller: Q_max = 5K_g P_in (according to the method of the manufacturer RMG Messtechnik GmbH).

^** Depends on the pump type.

Таблица 2. Основные технические решения по малозатратному техническому перевооружению газораспределительной станции для увеличения объема поставок газа потребителям и доведения его до 14 тыс. м³/ч
Table 2. Main technical solutions of low-cost technical modernization of gas distribution station to increase the value of gas supplies to consumers and its enhancement to 14 ths. m³/h

Одним из пунктов реализации Программы энергосбережения в рамках эксплуатации газотранспортной системы (ГТС) является внедрение турбодетандерных установок на объектах ГТС [1]. В типовые энергосберегающие технологии [2] включена технология применения детандер-генераторных агрегатов для выработки электроэнергии на ГРС при дросселировании природного газа, что позволит вырабатывать электроэнергию для собственных нужд на бестопливной основе.

Однако, если внедрить такую технологию, расход природного газа на ГРС значительно возрастет. Поэтому в научных кругах и в эксплуатирующих организациях не утихают споры об эффективности и целесообразности замены дросселирующих устройств на ТДУ на ГРС.

Целью данной статьи является исследование рациональных способов применения ТДУ при замене дроссельных устройств на ГРС.

С точки зрения энергосбережения в газотранспортной системе на сегодняшний день весьма перспективной является утилизация энергии избыточного давления природного газа в турбодетандере как один из способов использования вторичных энергоресурсов. Турбодетандером называется утилизационная, т. е. не потребляющая топлива, расширительная турбина, механически связанная с потребителем ее мощности, например электрогенератором, компрессором и т. п.

Рис. 1. Расчетная схема редуцирования дросселирующим устройством:
1 – ГРС; 2 – подогреватель; 3 – дроссель

Fig. 1 A calculated scheme of the reduction of throttling device:
1 – GDS; 2 – heater; 3 – throttle

На ГРС природный газ после дроссельных клапанов охлаждается, в основном до низких температур, и для предотвращения гидратообразования его подогревают за счет частичного сжигания поступающего газа или электроподогрева. В процессе расширения газа на ГРС энергия потребляется для восстановления его температуры после охлаждения в результате этого расширения.

Восстановление этой энергии на ГРС возможно путем замены дроссельных клапанов турбодетандером, что позволяет генерировать электричество или произвести другую полезную работу. Однако следует отметить, что при этом часть этой энергии должна быть затрачена на подогрев газа. Необходимо, чтобы температура газа за турбиной составляла не менее 5 °С (для предотвращения гидратообразования), но не более 40 °С (для надежной работы теплоизоляционного и антикоррозийного покрытий газопровода). Подогрев газа повышает его внутреннюю энергию и, тем самым, мощность и КПД турбодетандера. Подогрев газа перед турбодетандером от 0 до 80 °С повышает мощность турбодетандера на 30–35 % [3]. Мощность турбодетандера зависит от расхода газа, его начальной температуры и перепада давлений.

Рациональность использования ТДУ определяется, в первую очередь, энергетической и экономической эффективностью. Для определения энергетической эффективности работы турбодетандера проведем термодинамический расчет, в котором оценим его эффективность в сравнении с дросселирующим устройством. Энергетическая эффективность будет определяться по минимуму теплоты, затраченной на подогрев газа.

Сравнение проводилось при следующих условиях:

1) массовый расход газа G = 1 кг/с. Доля метана в природном газе r_CH4 = 0,97;

2) температура газа перед ГРС соответствует средней температуре в конце линейного участка магистрального газопровода t_вх = 10 °С;

3) температура газа после ГРС t₂ = 5 °С;

4) давление газа до расширения и после p_вх = p₁ = 3,5 МПа и p₂ = 1,2 МПа, соответственно, т. е. типичные давления до и после ГРС.

Расчетная схема дросселирования представлена на рис. 1.

Падение температуры в процессе дросселирования определяется эффектом Джоуля – Томсона: 

t₁ – t₂ = ∫₁²*Dh*dp = D_{h ср}∆p,                    (1)

где D_h – коэффициент Джоуля – Томсона; ∆p – перепад давлений при дросселировании.

Рис. 2. Расчетная схема редуцирования турбодетандерной установкой:

1 – ГРС; 2 – подогреватель; 3 – турбодетандер

Fig. 2. A calculated scheme of the reduction of a turbo-expander device:

1 – GDS; 2 – heater; 3 – turbo-expander

Необходимая тепловая мощность подогревателя определяется по формуле: 

Q_др = G*c_pm*(t₁ – t_вх), кВт,              (2) 

Для приведенных термодинамических параметров дросселирования методом итерации имеем D_{h ср} = 4,89 К/МПа,  c_pm = 2,42 кДж/(кг.К) [4].

В результате вычислений получаем:
t₁ = 16,2 °С и Qдр = 15,1 кВт.

Расчетная схема ТДУ представлена на рис. 2.

В расчете принято, что политропный КПД процесса расширения в турбодетандере равен η_пол = 0,75 и КПД, учитывающий механические и электрические потери в самом турбодетандере и его электрическом оборудовании, η_тд = 0,95.

Температуру реального газа в начале процесса расширения в турбодетандере найдем из соотношения [4]: 

,                                     (3) 

где z – коэффициент сжимаемости; k – показатель адиабаты.

Мощность, вырабатываемая турбодетандером, и передаваемая в сеть электроэнергия определяются потенциальной работой w или перепадом энтальпий h и массовым расходом проходящего газа: 

N_эл = G*w_эл = η_тд*G*w_1,2 = η_тд*G*(h₁ – h₂) (4)

Для конечных термодинамических параметров адиабатного расширения z₂ = 0,95 и h₂ = 557 кДж/кг. Начальные значения z₁ = 0,96 и h₁ = 784 кДж/кг, а также k = 1,31 найдены методом последовательного приближения [4].

В результате вычислений получаем t₁ = 109 °С, Q_тд = 271 кВт и w_эл = 216 кВт.

Таким образом, при данных условиях эксплуатации замена всех редуцирующих устройств турбодетандерами приведет к увеличению расхода топливного газа в подогревателе в:

                      (5) 

Особого внимания достоин тот факт, что тепловая энергия, которую необходимо подвести к газу в подогревателе, превышает электрическую энергию, которую производит турбодетандер. Таким образом, замена всех редуцирующих устройств ГРС турбодетандерами может оказаться малоэффективной, поскольку всей произведенной турбодетандерами электроэнергии не хватит даже на подогрев редуцируемого газа.

Рис. 3. Схема редуцирования двумя турбодетандерными установками с промежуточным подогревом газа:

1 – турбодетандер первой ступени; 2 – теплообменник; 3 – турбодетандер второй ступени

Fig. 3. The reduction scheme of two turbo-expander units with the medium gas heating:

1 – turbo-expander of the first stage; 2 – heat exchanger; 3 – gas liquefier of the second stage

При этом эффективность системы «подогреватель – турбодетандер» составит: 

     (6) 

Коэффициент полезного действия самых современных газотурбинных двигателей, применяемых на объектах ПАО «Газпром», не превышает 40 %. Таким образом, с точки зрения энергетического оборудования связка «подогреватель – турбодетандер» превосходит другие способы получения электроэнергии из углеводородных ресурсов.

Более рациональным способом применения турбодетандеров с целью редуцирования газа является их установка на объектах, на которых имеется мощный источник избыточной теплоты, будь то газотурбинный двигатель или другая тепловая машина.

Для того чтобы повысить эффективность ТДУ без применения подогрева газа до высоких температур, можно применить схему из двухступенчатого расширения с промежуточным подогревом (рис. 3).

Подогрев газа между турбодетандерами осуществляется в теплообменнике за счет охлаждения редуцируемого газа. Учитывая то, что расход газа через ТДУ (G2) незначителен по сравнению с общим расходом газа через ГРС (G1), температура охлаждаемого в теплообменнике газа (t) снизится незначительно. Расчетная тепловая мощность теплообменного аппарата определяется как 

Q_та = η_та*G_1*cpm1*(t₁ – t₂) = G_2*c_pm2*(τ₂ – τ₁), (7) 

где (t₁ – t₂) и (τ₂ – τ₁) – перепады температур первого («горячего») и второго («холодного») теплоносителей.

Воспользуемся формулами (3) и (2) для определения перепада давления на каждом этапе редуцирования и тепловой мощности теплообменника таким образом, чтобы температура на турбодетандере изменялась от 20 до 5 °С.

Результаты вычислений сведены в таблицу, из данных которой можно сделать вывод, что для редуцирования при помощи турбодетандеров без дросселирования понадобится значительное количество турбодетандеров и теплообменников. Если начинать процесс снижения давления в турбодетандерах с более высокого давления, то количество ступеней «детандер – теплообменник» увеличится.

Однако двухступенчатое расширение в турбодетандерах с однократным промежуточным подогревом имеет перспективы.

С учетом расхода газа через турбодетандер модели ТДУ-3 производства ООО НПК «НТЛ» (G = 0,26 кг/с [5]) определим мощность теплообменника: 

Q_др = G*q_1,2 = 0,26.35,1 = 9,1 кВт.   (9) 

Зная теплоемкость газа до редуцирования и задавшись перепадом температуры в три градуса, возможно определить расход охлаждаемого газа Qком = 6829 м3/ч. Полученное значение меньше, чем расход газа через ГРС. Таким образом, при правильном выборе теплообменного аппарата данная схема имеет перспективы к применению.

Заключение

Установка турбодетандеров на газораспределительных станциях является перспективным ресурсосберегающим мероприятием. Примененные на ГРС в ООО «Газпром трансгаз Москва» турбодетандерные установки наглядно доказали свою надежность и эффективность. Дальнейшие перспективы наращивания турбодетандерных мощностей упираются в законодательные ограничения. На первый взгляд, энергетическая компания является наиболее логичным покупателем произведенного на ГРС электричества, однако на нее может оказывать влияние множество факторов. Например, если эта компания имеет достаточную мощность для обеспечения потребителей электричеством, маловероятно, что она будет покупать его у газовой компании. С другой стороны, Федеральный закон [6] заставляет ее покупать электроэнергию от нетрадиционных источников, но реально, на практике, он пока работает плохо.

Расчет многоступенчатого редуцирования
The calculation of the multi-stage reduction

На сегодняшний день Республика Башкортостан – один из наиболее динамично развивающихся регионов Российской Федерации, обладающий богатым интеллектуальным и серьезным промышленным потенциалом. В регионе реализуются как проекты развития крупных промышленных предприятий, так и инновационные идеи малого и среднего бизнеса, создаются благоприятные условия для привлечения новых инвестиций.

Одним из ключевых факторов дальнейшего наращивания темпов роста в республике является надежная система газоснабжения. Для достижения поставленной цели необходимо было понять и исправить исторически сложившееся недостатки.

а) a)                                                                     б) b)

Рис. 1. Порядок выдачи ТУ на подключение к сетям газораспределения:

а) заявитель направляет обращение об определении технической возможности подключения (технологического присоединения) в газотранспортную организацию и газораспределительную организацию, газотранспортная система и сеть газораспределения которых технологически связаны с сетью газораспределения исполнителя;

б) газотранспортная организация и газораспределительная организация, сеть газораспределения которой технологически связана с сетью газораспределения исполнителя, при поступлении обращений от заявителя должны направить ему заключения о наличии или об отсутствии технической возможности подключения (технологического присоединения) в течение 14 рабочих дней

Fig. 1. The process of giving technical conditions for connection to gas distribution networks:

a) the applicant sends the appeal about determination of technical possibility of connection (technological connection) to the gas transportation and distribution organization, which transmission system and distribution network is technologically connected with the gas distribution implementer;

b) on receiving of requests from the applicant, the gas-transport organization and distribution organization, which gas distribution network is technologically connected with the gas distribution network of the implementer, must give him the conclusion about presence or about absence of technical possibility of connection (technological connection) within 14 working days

Существующие схемы газоснабжения Республики Башкортостан разрабатывались на основе информации об экономическом развитии районов более чем 20-летней давности. В настоящее время при имеющейся разветвленной сети магистральных газопроводов и большом резерве по газу на ГРС ООО «Газпром трансгаз Уфа» газораспределительная система отдельных городов и ряда крупных районных центров не позволяет обеспечить возможность подачи дополнительных объемов газа новым потребителям. Ввиду отсутствия синхронизации между перспективами развития газораспределительных сетей и газотранспортной системы обозначились проблемы по газоснабжению вновь строящихся и подключаемых потребителей.

Вопросы технологического присоединения объектов капитального строительства к сетям газораспределения регулируются Постановлением Правительства РФ от 30 декабря 2013 г. № 1314, не учитывающим ряд особенностей работы газотранспортных предприятий (рис. 1а).

Рис. 2. Загрузка ГРС с учетом розданных лимитов

Fig. 2. The GDS download of, with the consideration of given limits

В данном процессе помимо газотранспортного общества задействованы предприятия, осуществляющие деятельность по обеспечению потребителей газом, – региональный оператор по реализации газа и газораспределительная организация (ГРО). На территории Республики Башкортостан это ООО «Газпром межрегионгаз Уфа» и ОАО «Газпром газораспределение Уфа», соответственно, которые в своей работе по выдаче лимитов на газ руководствовались исключительно субъективным мнением по данному вопросу без учета позиции газотранспортного общества (рис. 1б).

Таким образом, складываются сложные условия для обращающихся потребителей, зачастую выдаются технические условия на подключение к сетям ГРО с источником газоснабжения – ГРС, загрузка которой приближается к проектным значениям.

Рис. 3. Скан утвержденной Генеральной схемы газоснабжения и газификации Республики Башкортостан

Fig. 3. A scan of the approved General gas supply and gasification scheme of the Republic of Bashkortostan for the period 2016–2020

Ситуация, требующая вмешательств, сложилась и в плане организации мониторинга со стороны ООО «Газпром межрегионгаз Уфа» за фактическим использованием уже выделенных лимитов на газ. Организации получали лимит на газ и годами его не исчерпывали, что создавало очередные предпосылки к ограничению возможности газоснабжения новых дисциплинированных и платежеспособных потребителей.

Кроме того, у перспективных потребителей отсутствует доступ к информации о наличии свободных мощностей и ресурсов газа, поскольку существующий порядок предынвестиционных исследований при выборе площадок под строительство новых промышленных и социально значимых объектов не позволяет потенциальному потребителю газа видеть объективную картину обеспечения инвестплощадок необходимой ресурсной базой.

В такой ситуации инвесторы зачастую выбирают площадки в местах, не обеспеченных резервами газоснабжения. Это приводит к нерациональному расходу средств инвестора или бюджетных средств, к необходимости ждать, пока ресурсоснабжающие организации проведут длительные и сложные технические мероприятия, направленные на увеличение пропускной способности системы газоснабжения, к затягиванию сроков ввода в эксплуатацию объектов строительства, росту рисков и издержек строительства.

Рис. 4. Ключевые показатели Программы развития газоснабжения и газификации Республики Башкортостан на период 2016–2020 гг.

Fig. 4. Key indicators of the Program of development of a gas supply process and a gasification of the Republic of Bashkortostan for the period 2016–2020

В конечном счете для ГРО все это выливается в неравномерную загрузку объектов магистрального транспорта газа, неэффективное использование действующих и создаваемых мощностей, нанесение ущерба репутации как социально ориентированной компании, упущенную выгоду предприятия в связи с отсутствием роста внутреннего рынка газопотребления (рис. 2).

Обозначенные проблемы являются общими для газотранспортных предприятий и характерны для всех субъектов Российской Федерации.

В сложившихся условиях в целях эффективного взаимодействия со всеми заинтересованными сторонами, взяв на себя координирующую функцию, ООО «Газпром трансгаз Уфа» стало связующим звеном, определившим общее для всех направление в решении указанных вопросов, возникающих в процессе организации обеспечения потребителей газом.

По инициативе нашего Общества разработан ряд организационно-технических мероприятий, позволяющих решить обозначенные вопросы, а именно:

• подписание Генеральной схемы газоснабжения и газификации Республики Башкортостан;

• объединение дочерних предприятий «Газпром» в Башкортостане в рабочую группу по реализации системы единого управления газификацией региона;

• формирование Программы развития газоснабжения и газификации Республики Башкортостан на 2016–2020 гг. и Программы газификации регионов Российской Федерации с учетом единого вектора развития;

• организация системного мониторинга за выделенными лимитами;

• создание и внедрение информационного интернет-ресурса, объединяющего сведения о свободных мощностях всех ГРС на территории региона.

Первым и наиболее важным пунктом мероприятий стали разработка и подписание Генеральной схемы газоснабжения и газификации Республики Башкортостан (рис. 3).

Рис. 5. Строительство распределительного газопровода от ГРС «Ново-Александровка» до микрорайона Затон в рамках Программы развития газоснабжения и газификации Республики Башкортостан на период 2016–2020 гг.

Fig. 5. A building of distribution gas pipeline from GDS Novo-Alexandrovka to microdistrict Zaton in the context of the Program of development of a gas supply process and a gasification of the Republic of Bashkortostan for the period 2016–2020

В ходе формирования данного документа активно привлекались к участию не только предприятия Группы Газпром, но и министерства и ведомства Правительства Республики Башкортостан, главы администраций всех без исключения муниципальных образований республики, а также другие ресурсоснабжающие предприятия.

Положительным примером является корреляция схемы газоснабжения с федеральными и республиканскими программами развития энергетики, нефтехимии, сельского хозяйства.

Официальный статус Генеральной схеме присвоен Распоряжением Правительства РБ от 6 февраля 2014 г. № 75-р. Необходимо подчеркнуть, что данным Распоряжением структурным подразделениям Правительства, главам администраций муниципальных районов и городских округов Республики Башкортостан предписано руководствоваться схемой при разработке инвестиционных программ и размещении новых объектов производственной и социальной сфер.

Рис. 6. Информационный интернет-ресурс, содержащий сведения о свободных объемах газа всех ГРС на территории Республики Башкортостан, разработанный и внедренный специалистами ООО «Газпром трансгаз Уфа»

Fig. 6. Information Internet resource containing information about spare volumes of gas at the all GDSs in the area of the Republic of Bashkortostan, which was developed and implemented by the specialists of Gazprom transgaz Ufa LLC

Кроме того, документ предусматривает синхронизацию развития распределительных сетей ОАО «Газпром газораспределение Уфа» с планами технического развития газотранспортной системы ООО «Газпром трансгаз Уфа», что позволит уравновесить интересы всех участников энергетического рынка, обеспечить перераспределение потоков газа, планировать размещение объектов капитального строительства в республике с учетом запаса газотранспортных мощностей, а также реконструкцию системы на основе перспектив газопотребления.

Разработанная Генеральная схема газоснабжения и газификации РБ стала основным и решающим шагом, в полной мере отвечающим поставленным задачам.

Вторым, но не менее значимым организационным мероприятием стало объединение дочерних предприятий «Газпрома» в Башкортостане в рабочую группу с целью решения задачи по максимальной синхронизации развития с использованием имеющихся запасов мощностей газотранспортной системы.

Функционалом рабочей группы стали определение перечня строительства первоочередных необходимых кольцующих газопроводов в сетях газораспределения, наполнение и актуализация программ газификации на основании Генеральной схемы газоснабжения и газификации Республики Башкортостан, а также организация системного мониторинга за выделенными лимитами.

Работа в этом направлении организована следующим образом. С фиксированной периодичностью проводятся совместные расширенные совещания по рассмотрению вариантов строительства перспективных кольцующих газопроводов в сетях газораспределения. В ходе обсуждения детально прорабатывается каждое предложение по строительству перемычек, трасса газопроводов с подключением новых потребителей и определяется перечень объектов, который закрепляется в протоколе совещания и становится безусловным к исполнению.

При этом основным инструментом, позволяющим решить задачу строительства кольцующих газопроводов и рационального использования резерва газа на ГРС, являются правильное планирование и своевременная реализация региональных и федеральных программ газификации (Программа развития газоснабжения и газификации Республики Башкортостан на 2016–2020 гг., Программа газификации регионов Российской Федерации).

На сегодняшний день уже есть результаты работы рабочей группы. В Программу развития газоснабжения и газификации Республики Башкортостан на 2016–2020 гг. включены 19 кольцующих газопроводов. Строительство данных перемычек в ближайшие годы позволит существенно повысить надежность газоснабжения потребителей и эффективно использовать имеющиеся резервы, повышая расход на недозагруженных ГРС и разгружая станции с расходами, близкими к проектным значениям (рис. 4).

Одним из примеров реализации предложенной схемы в рамках Программы развития газоснабжения и газификации Республики Башкортостан на 2016–2020 гг. является включение в нее строительства распределительного газопровода с условным диаметром 500 мм с давлением 1,2 МПа от ГРС «Ново-Александровка» до микрорайона Затон, протяженностью 26 км, с пропускной способностью 120 тыс. м3/ч (рис. 5).

Актуальность строительства данного объекта обусловлена необходимостью уже в ближайшее время увеличить поставки природного газа для ввода новых промышленных и социальных объектов, расположенных в г. Уфе.

Функционирование данного газопровода позволит перераспределить имеющиеся резервы по газу с северной части города (ГРС «Ново-Александровка») на южное направление, где имеется перегруженная станция (ГРС «Затон»), и ввести в эксплуатацию более 6 млн м² жилья, повысит надежность газоснабжения г. Уфы, а также будет способствовать улучшению инвестиционного климата в регионе. Строительство данного объекта будет начато уже в 2017 г. после подведения итогов конкурса на выбор генподрядной организации.

Следующий вектор – это организация системного мониторинга за выделенными лимитами. На практике данная работа зарекомендовала себя как эффективный инструмент по повышению загрузки ГРС и использованию имеющихся свободных мощностей станций.

В нашем Обществе начиная с 2004 г. сформирован архив обращений потребителей. С определенной периодичностью мы направляем запрос нашим партнерам в ООО «Газпром межрегионгаз Уфа» о предоставлении информации по заключенным договорам на поставку газа обратившимся к нам потребителям, а также на фактическое его использование. В случае если срок действия документов на выделенные лимиты истек, а договор на поставку не заключен, потребитель утрачивает все права на предоставленные ему ранее объемы. Объемы газа из разряда «зарезервированных» переходят в разряд «свободных», соответственно создаются условия переуступки лимитов вновь обратившемуся потребителю. Данная процедура позволяет рационально использовать газ, не перегружая ГРС с высокой степенью загрузки.

Для достижения поставленных целей мы не ограничились только организационными мероприятиями. В рамках реализации мер по повышению уровня инвестиционной привлекательности Республики Башкортостан, а также в целях обеспечения эффективной загрузки действующих и создаваемых мощностей ГРС специалистами ООО «Газпром трансгаз Уфа» разработан и внедрен информационный интернет-ресурс, объединяющий сведения о свободных объемах газа всех ГРС на территории нашего региона (рис. 6).

Указанная информация позволяет осуществлять подбор площадок для реализации инвестиционных проектов в соответствии со свободными ресурсами, снижая затраты потребителя на строительство сетей газоснабжения, сокращая сроки ввода объектов капитального строительства в эксплуатацию, способствует сохранению стабильного топливно-энергетического баланса и расширению внутреннего рынка газопотребления.

На интернет-портале также представлен ряд организационных нормативных документов, регламентирующих взаимоотношения сторон.

Сайт успешно функционирует с апреля 2016 г. и вызвал большой интерес среди потенциальных инвесторов. Общее количество посещений на конец ноября составило около 3 тыс.

Следует подчеркнуть, что, используя опыт ООО «Газпром трансгаз Уфа» по созданию сайта, аналогичную работу проводят и другие организации, осуществляющие деятельность в сфере энергоснабжения, теплоснабжения, водоснабжения и т. д. на территории Республики Башкортостан.

Реализация данных мероприятий позволит оптимально использовать инвестиции ПАО «Газпром» для строительства новых объектов, создать благоприятные условия для инвесторов и решить проблему обеспечения поставок газа потребителям на перспективу, обеспечив эффективный контроль и управление процессом выдачи лимитов. В конечном счете таким образом мы сможем добиться увеличения загрузки действующих и вновь строящихся ГРС и повысить рентабельность предприятия в целом

Поручение отраслевого совещания ПАО «Газпром» 2015 г. по вопросам эксплуатации ГРС (п. 1.8) о «Проработке вопроса определения резервов пропускной способности ГРС для обоснования возможности безопасной эксплуатации действующих ГРС…» направлено на обеспечение качественного выполнения газотранспортными организациями целого ряда задач и функциональных обязанностей, возложенных на Общества научно-техническими документами, законами и постановлениями Российской Федерации, с заданным уровнем надежности, безопасности и эффективности.

Рис. 1. Количество выданных заключений о технической возможности подачи газа и подтвержденный объем газа в 2013–2016 гг. в границах деятельности ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород»

Fig. 1. The number of given conclusions on the technical feasibility of gas supply and the confirmed volume of gas in 2013–2016 within the limits of the operations of Gazprom transgaz Nizhny Novgorod LLC

Для чего это нужно на практике?

Постановлением Правительства РФ от 30 декабря 2013 г. № 1314 (гл. V, п. 56–58) были утверждены Правила подключения (технологического присоединения) объектов капитального строительства к сетям газораспределения, в соответствии с которыми газотранспортные организации должны при поступлении обращения от потребителя с расходом газа свыше 300 м³/ч в течение 14 рабочих дней подготовить заключение о технической возможности подачи газа через эксплуатируемые объекты газотранспортной системы, в том числе и ГРС.

Количество выдаваемых заключений по Обществу составляет 360–609 в год, объем ежегодно подтверждаемого газа – 1,7–2,1 млрд м³ (рис. 1).

При этом очевидно, что объем дополнительной возможности подачи газа через ГРС определять разницей между проектной производительностью и фактическим расходом газа некорректно, поскольку проектная производительность, как правило, проектными организациями рассчитывается исходя из условия, что скорость газа в коммуникациях ГРС не должна превышать 25 м/с (п. 9.1.7. СТО Газпром 2-3.5-051-2006 «Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов»).

Рис. 2. Вид интерфейса программы «Загрузка ГРС» при поиске ГРС

Fig. 2. The interface of the program «GDS load» when searching for GDS

Кроме того, в расчетах принимались идеальные показатели максимального рабочего давления ГТС (например, 55 или 75 кгс/см²) и максимального проектного выходного давления (ежегодно подтверждаемого или кгс/см²), что на практике не всегда соответствует фактически установленному режиму работы ГТС и согласованному потребителем выходному давлению с ГРС.

В связи с этим эксплуатационная производительность ГРС может значительно отличаться от проектной.

Для подготовки обоснованных документально заключений требовалось выполнить значительное количество расчетов. С учетом ограниченного времени для подготовки ответов потребителям (14 рабочих дней) процесс необходимо было автоматизировать.

Для обеспечения бесперебойной подача газа с заданным уровнем надежности оборудования в переделах эксплуатационной производительности ГРС, а также в целях автоматизации процесса расчета пропускной способности ГРС Обществом в 2013 г. разработана программа «Загрузка ГРС», позволившая:

• рассчитать возможный объем (дельту) дополнительной подачи газа через коммуникации ГРС с учетом существующих режимов работы ГТС;

• рассчитать оптимальный режим работы ГРС с учетом возможного повышения входного и выходного давления;

• определить предел эксплуатационной производительности ГРС с учетом фактического режима работы ГТС и диаметров трубопроводной обвязки ГРС;

• автоматизировать процесс и сократить время расчета пропускной способности при подготовке заключения о технической возможности подачи газа через ГРС.

Итогом стало наличие оперативной информации о резерве пропускной способности и режиме работы ГРС.

Рис. 3. Интерфейс программы с «автоматически» полученными оперативными данными при выборе ГРС

Fig. 3. The interface of the program with the «automatically» obtained operational data when choosing GRS

Программа «Загрузка ГРС» разрабатывалась специалистами Службы автоматизации Общества на основании разработанных Отделом по эксплуатации ГРС технических требований и формы предоставления информации, в основе которых лежат следующие основные принципы:

1) скорости газа рассчитываются отдельно для участков «от входного крана до линии редуцирования» и «от линии редуцирования до выходного крана ГРС»;

2) максимальная эксплуатационная производительность ГРС рассчитывается с учетом существующих режимов работы ГТС на основе выбора из диспетчерской автоматической системы управления технологическими процессами (АСУТП) ГОФО-2 наихудших за последние три года параметров, влияющих на производительность (температура газа, давление газа, максимальная производительность), при условии, что скорость газа в коммуникациях ГРС не превышает 25 м/с;

3) резерв пропускной способности ГРС рассчитывается из разницы максимальной эксплуатационной производительности ГРС и фактически достигнутой максимальной производительности станции.

Рис. 4. Печать отчетной формы в программе «Загрузка ГРС»

Fig. 4. Print of the reporting form in the app «GDS load»

Работа с программой осуществляется следующим образом.

В интерактивном поиске (рис. 2) выбираем ГРС, по которой поступил запрос на подтверждение технической возможности подачи газа, и выполняем пробный расчет.

На рис. 3 мы видим интерфейс программы с полученными оперативными расчетами. На экране отражены:

• наименование ГРС;

• год ввода в эксплуатацию;

• проектные и фактические значения по производительности ГРС – отдельно по каждому выходу;

• проектное входное давление и минимально достигнутое фактическое входное давление на ГРС;

• минимальные температуры газа на входе и выходе с ГРС (при наличии двух и более выходов с ГРС – отдельно по каждому выходу);

• условные диаметры трубопроводной обвязки отдельно на участках «от входного крана до линии редуцирования» и «от линии редуцирования до выходного крана ГРС» отдельно по каждому выходу, при этом при наличии разных диаметров принимается минимальное значение.

Показан также результат расчета скорости газа на входном участке и отдельно по каждому выходу. В итоге рассчитан объем резерва пропускной способности ГРС.

Полученные результаты можно вывести в отчетную форму и распечатать (рис. 4).

Программу «Загрузка ГРС» также можно использовать для проработки вариантов оптимизации режима работы ГРС в целях увеличения объема резерва пропускной способности ГРС и обеспечения надежной и безопасной эксплуатации трубопроводной обвязки, исключающей превышение допустимого значения скорости газа в коммуникациях.

В левой части рис. 5 показан пример, как на практике по ГРС «Горький-2» при фактическом минимально достигнутом входном давлении на ГРС 1,6 МПа скорость газа на участке «от входного крана до линии редуцирования» достигала 36 м/с, что напрямую влияет на эрозионный износ трубопроводов.

Рис. 5. Пример расчета скорости газа в коммуникациях ГРС на участке «от входного крана до линии редуцирования» при изменении входного давления

Fig. 5. The example of calculation of the gas velocity in the GDS communications in the area «from the input tap to the reducing line» when changing the input pressure

После внесения вручную значений в поле «Минимальное фактическое входное давление» (правая часть рис. 5) мы видим изменение скорости газа на входном участке.

Расчет показывает, что при входном давлении 2,6 МПа скорость газа не будет превышать 23 м/с.

На рис. 6 показан пример использования программы для расчета влияния увеличения выходного давления на резерв пропускной способности.

В левой части рис. 6 видно, что при фактическом выходном давлении 0,9 МПа по 1-му выходу с ГРС «Горький-2» отсутствовал резерв эксплуатационной производительности по дополнительной подаче газа потребителям, т. е. ГРС по данному выходу работала на пределе.

Правая часть рис. 6 показывает, что при повышении фактического выходного давления до проектного значения в 1,2 МПа появляется резерв по пропускной способности ГРС в объеме 29 тыс. м3/ч без превышения допустимого значения по скорости газа, т. е. появляется дополнительный объем газа, который можно поставить потребителю с учетом допустимого режима работы, обеспечивающего надежную и безопасную эксплуатацию оборудования ГРС.

Рис. 6. Пример расчета скорости газа в коммуникациях ГРС на участке «от линии редуцирования до выходного крана ГРС» при изменении выходного давления

Fig. 6. Example of calculation of the gas velocity in the GRS communications in the area «from reducing line to output GDS tap» when changing the output pressure

Таким образом, программа «Загрузка ГРС» позволила без дополнительных финансовых затрат при подготовке заключения о технической возможности подачи газа через ГРС:

• автоматизировать процесс и сократить время расчета эксплуатационной производительности станции с учетом фактического режима работы ГТС при условии непревышения скорости газа в коммуникациях ГРС более 25 м/с;

• рассчитывать оптимальный режим работы ГРС для дальнейшей проработки вопроса с газораспределительными организациями по формированию совместных программ по повышению выходного давления;

• повысить уровень загрузки существующих мощностей ГРС;

• проводить предварительные расчеты по определению объектов для разработки обоснования безопасности опасных производственных объектов в целях подтверждения возможности безопасной работы ГРС свыше проектной производительности без проведения ее реконструкции;

• обеспечить «жизненный цикл» ГРС, заложенный при проектировании объекта.

В настоящее время ПАО «Газпром» эксплуатируется более 4 тыс. ГРС. Состояние производственных мощностей ставит перед всеми участниками бизнес-процесса транспорта и распределения природного газа ряд организационных вопросов и технических задач, определяющих зону развития этого направления.

АГРС-НП

Департаментом ПАО «Газпром» была продолжена реализация пилотных проектов АГРС-НП. В настоящее время реализуется 8 проектов в 5 газотранспортных обществах. В работе участвуют
11 заводов-изготовителей как полнокомплектных АГРС, так и отдельных образцов оборудования нового поколения.

На основании полученных результатов разработаны типовые технические задания на АГРС-НП 1-го, 2-го и 3-го поколений.

АГРС-НП 1-го поколения – оборудование ГРС, отвечающее таким основным требованиям, как:

• использование малолюдных технологий;

• применение алгоритмов управления, основанных на комплексной оценке режимов работы и текущего технического состояния оборудования ГРС;

• наличие функции дистанционного управления узлами и системами;

• электроснабжение от основного источника, расположенного на территории ГРС и использующего принцип преобразования энергии сжатого (транспортируемого) газа или возобновляемые источники энергии;

• применение оборудования преимущественно отечественного производства;

• срок безопасной эксплуатации – не менее 50 лет;

• гарантии завода-изготовителя – не менее 5 лет с момента отгрузки оборудования;

• выбор технических и технологических решений из условия оптимизации стоимости жизненного цикла;

• производство СПГ на территории ГРС (впрочем, это требование в настоящее время не является обязательным).

Рис. 1. Электронный каталог ГРС (ЭКО ГРС)

Fig. 1. The electronic catalog GDS (ECO GDS)

АГРС-НП 2-го поколения – оборудование ГРС, отвечающее требованиям АГРС-НП предыдущего поколения, а также следующим требованиям:

• использование безлюдных технологий, позволяющих эксплуатировать ГРС с периодичностью присутствия обслуживающего персонала на объекте не чаще двух раз в год и без остановки подачи газа потребителю;

• применение алгоритмов управления, использующих в расчете математические модели оборудования ГРС и технологически связанных коммуникаций, имеющих функции прогнозирования изменений режима работы и самообучения;

• применение акустической системы контроля;

• применение оборудования, произведенного на территории РФ;

• применение технологий, исключающих использование газа в качестве топлива для подогрева транспортируемого газа;

• применение технологий, позволяющих понижать точку росы транспортируемого газа;

• реализация заводом-изготовителем проекта АГРС-НП «под ключ»;

• обеспечение технического обслуживания ГРС специализированными сервисными бригадами по установленному графику с распространением гарантии на выполненные работы и страхованием ответственности перед собственником ГРС и потребителем газа;

• оборудование и трубопроводы СДТ, работающие при скорости потока более 25 м/с.

Рис. 2. Разработка НИОКР

Fig. 2. R & D development

АГРС-НП 3-го поколения – оборудование ГРС, отвечающее требованиям АГРС-НП предыдущего поколения, а также следующим требованиям:

• использование безлюдных технологий, позволяющих эксплуатировать ГРС с периодичностью присутствия обслуживающего персонала на объекте не чаще одного раза в год и без остановки подачи газа потребителю;

• применение электрогидродинамического генератора в качестве основного источника электроснабжения ГРС;

• применение электрогидродинамического генератора в качестве регулятора расхода/давления газа;

• пожизненная гарантия завода-изготовителя;

• срок безопасной эксплуатации – не менее 50 лет (включая САУ ГРС).

Состав требований к каждому поколению АГРС-НП подразумевает вариативность в связи с развитием взаимоисключающих технологий.

На сегодняшний день в отрасли существует множество вопросов, связанных с оценкой технических решений разных изготовителей, со сравнением технических, экономических и эксплуатационных показателей, эффективным использованием конкурентных преимуществ заводов-изготовителей.

В связи с этим в ПАО «Газпром» продолжается разработка электронного каталога оборудования ГРС (ЭКО ГРС) (рис. 1). Необходимость в реализации данного проекта возникла вследствие отсутствия единого информационного пространства и единых критериев оценки выпускаемого оборудования для ГРС.

Рис. 3. Схема методических рекомендаций по выводу газораспределительных станций в капитальный ремонт

Fig. 3. The scheme of methodical recommendations for the withdrawal of gas distribution stations in an overhaul

Специалистами подготовлен единый список параметров и характеристик АГРС, разработано задание по улучшению интерфейса каталога, идет имплементация в существующую структуру, каталог наполняется информацией от заводов-изготовителей.

В перспективе запланировано разработать/доработать следующие разделы:

• «Экспресс-сравнение» – предусмотреть режим сравнения основных технических характеристик однотипного оборудования;

• «Предварительный заказ» – приложение, позволяющее направить изготовителю по сети предварительный заказ как на полнокомплектную ГРС с требуемыми параметрами, так и на отдельные узлы и комплектующие изделия;

• «Форум» – деловое общение/обмен опытом применения новых технологий и оборудования;

• «Поиск» – приложение, позволяющее выполнять атрибутивный поиск оборудования, в том числе по серийным/каталожным номерам;

• «Конструктор» – приложение, позволяющее пользователю базы данных создавать варианты комплектации ГРС, а также проводить сравнения созданных вариантов по техническим и стоимостным параметрам.

Конечный результат реализации проекта – оптимальный выбор оборудования ГРС для ПАО «Газпром».

Рис. 4. Синхронизация развития объектов ГРС и газораспределительных систем

Fig. 4. Synchronization of the GDS development and gas distribution systems

Продолжена реализация научно-технических задач в направлении НИОКР (рис. 2). Завершается второй этап разработки Концепции технического развития газораспределительных станций, в состав которой входят, в частности,
Р Газпром «Методика расчета неснижаемого аварийного запаса при обслуживании газораспределительных станций» и «Показатели для оценки технического состояния газораспределительных станций».

В рамках НИОКР «Совершенствование нормативной базы по эксплуатации газораспределительных станций» разработаны такие СТО, как «Положение по эксплуатации газораспределительных станций», «Положение по техническому диагностированию газораспределительных станций» и «Газораспределительные станции. Общие технические требования».

Кроме того, ПАО «Газпром» разработаны Временные методические рекомендации по выводу в капитальный ремонт газораспределительных станций на основе показателей (надежности) технического состояния (рис. 3).

На основе базовых принципов в области управления техническим состоянием и целостностью объектов транспортировки и хранения газа сформирована система показателей технического состояния и целостности для ГРС.

Главной целью методических рекомендаций является объективное адресное планирование с оптимальным распределением финансовых затрат на основе единой комплексной Программы диагностического обследования и технического обслуживания и ремонта для всех объектов ГРС, включающей выборочные и плановые ремонты трубопроводов и оборудования.

На основании Временной методики разработана и утверждена Программа капитального ремонта ГРС на 2018–2020 гг., что является важным шагом вывода объектов ремонта на основе показателей надежности технического состояния.

Также в 2016 г. в целях обеспечения своевременного продления сроков безопасной эксплуатации газораспределительных станций разработана и утверждена Программа проведения экспертизы промышленной безопасности ГРС ПАО «Газпром» 2016–2020 гг.

Синхронизации развития ГРС и газораспределительных систем

ГРС, являясь объектами ЕСГ, выполняют функции источника газоснабжения и технологически связаны с системами газораспределения. Поэтому любое законодательное и административное регулирование, влияющее на развитие систем газораспределения, должно прорабатываться с учетом синхронизации их развития с развитием ЕСГ.

На сегодняшний день фактическая средняя загрузка всего парка ГРС составляет всего 21 %, что свидетельствует о значительных резервах дополнительных поставок газа на внутреннем рынке.

Из построенных ПАО «Газпром» в 2000–2015 гг. более 400 ГРС 50 % имеют среднечасовую загрузку ниже 10 %. В то же время в период пикового потребления газа более 300 ГРС работают с загрузкой более 100 %.

Основными причинами низкой загрузки значительного парка ГРС являются:

1) изначально некорректные завышенные объемы перспективного газопотребления, заявленные со стороны как администраций регионов, так и отдельных крупных потребителей;

2) крайне низкий процент подключения к созданным мощностям ЕСГ заявленных администрациями перспективных потребителей.

При этом последствия неэффективных финансовых вложений влияют только на деятельность ПАО «Газпром». Ни материальная, ни административная ответственность администраций регионов либо отдельных крупных потребителей, нагрузки которых были учтены при разработке генеральных схем газоснабжения и газификации регионов, законодательством не предусмотрена.

Основными же причинами сверхпроектной загрузки значительного парка ГРС, на наш взгляд, являются:

1) территориальное планирование размещения региональных производственных мощностей, проводимое без учета наличия свободных мощностей по газоснабжению;

2) принятие Постановления Правительства РФ от 30 декабря 2013 г. № 1314 «Об утверждении Правил подключения (технологического присоединения) объектов капитального строительства к сетям газораспределения, а также об изменении и признании утратившими силу некоторых актов Правительства Российской Федерации», которым за-
явителю (потребителю) с максимальным часовым расходом до 300 м3 дано право получать ТУ на подключение к сетям газораспределения без подтверждения от газотранспортных обществ технической возможности ГРС. Необходимо отметить, что согласно законодательству о промышленной безопасности опасных производственных объектов производительность газопроводов-отводов и ГРС является ключевым параметром, а технические показатели объектов магистрального газоснабжения фиксируются в картах учета Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор). Эксплуатация объектов на режимах с превышением проектной производительности сопряжена с повышенным износом оборудования и может носить только кратковременный характер.

По итогам неограниченного подключения заявителей к сетям газораспределения процесс выхода оборудования ГРС на указанный режим работы окажется необратимым. Учитывая то, что максимальная загрузка объектов транспорта газа приходится на осенне-зимний период, могут возникнуть аварийные ситуации с катастрофическими последствиями, включая то, что без газа останутся все конечные потребители из социально-бытовой сферы.

Таким образом, требования Правил подключения, ориентированные на упрощение процедуры подключения новых потребителей к сетям газораспределения, вступают в противоречие с федеральным законодательством о промышленной безопасности и могут объективно не выполняться в целях соблюдения требований промышленной безопасности.

Газотранспортные общества (ГТО) вынуждены принимать исчерпывающие меры обеспечения безопасной эксплуатации опасных производственных объектов для бесперебойного газоснабжения потребителей и исключения рисков газораспределительных организаций (ГРО), связанных с прерыванием газоснабжения потребителей, в виде воздействия ФАС на тариф ГРО из-за снижения качества и надежности предоставляемых услуг.

Таким образом, в рамках синхронизации развития объектов ГРС и газораспределительных систем требуется решение таких системных задач совершенствования отраслевого регулирования, как (рис. 4):

1) максимальное использование существующих газотранспортных мощностей;

2) обеспечение технической возможности присоединения новых потребителей газа;

3) формализация механизма взаимодействия ГТО, ГРО и заявителей при осуществлении подключения объектов капитального строительства к сетям газораспределения.

Первую системную задачу Департамент предлагает решить за счет:

• строительства закольцовок сетей газораспределения между двумя незагруженными ГРС. Данное решение позволит дозагрузить одну из ГРС, а также выполнить консервацию другой;

• строительства закольцовок сетей газораспределения между двумя ГРС, загрузка одной из которых достигает проектных значений, в целях перераспределения нагрузки на недозагруженную ГРС. При этом отпадает необходимость реконструкции перегруженной ГРС.

В настоящий момент Департаментом подготовлены предложения по перечню из 103 закольцовок, реализация которых позволит как оптимизировать режимы работы объектов ГТС, так и эффективно использовать потенциал мощностей незагруженных ГРС. В этот перечень вошли 215 ГРС.

Предлагаемые решения должны быть включены в генеральные схемы и программы газоснабжения и газификации регионов. Источником финансирования может быть специальная надбавка к тарифу на транспортировку газа ГРО, которая согласовывается исполнительными органами власти регионов РФ.

Первый подход – это повышение давления на выходе ГРС до проектных значений без реконструкции самой ГРС.

В настоящий момент совместно с ООО «Газпром межрегионгаз» проведена работа и определен перечень из 37 ГРС, на которых подтверждена техническая возможность проведения работ без необходимости реконструкции как на объектах сетей газораспределения, так и на ГРС. Выполнение мероприятий позволит создать стабильное давление в конечных точках газораспределительной системы и повысить объемы газопотребления. Для решения данной задачи требуется разработка согласованных с ГРО мероприятий по ее реализации.

Следующей системной задачей является обеспечение технической возможности присоединения новых потребителей газа.

Несмотря на то что решение первой задачи в какой-то мере тоже позволяет увеличить пропускную способность парка ГРС, обеспечить техническую возможность присоединения всех новых потребителей газа, особенно крупных, можно только за счет ввода новых газотранспортных мощностей путем реконструкции и строительства ГРС.

Как уже было отмечено, главной проблемой достижения эффективности капитального строительства и реконструкции ГРС как по Инвестиционной программе ПАО «Газпром», так и по Инвестиционной программе ООО «Газпром межрегионгаз» является обеспечение планируемой загрузки ГРС. Анализ загрузки объектов газотранспортной системы свидетельствует о безответственном отношении перспективных потребителей к своим обязательствам по использованию заявленных объемов газа, а также о тенденции администраций регионов Российской Федерации вносить в Генеральную схему газоснабжения завышенный резерв производительности газораспределительных станций.

В связи с этим в ПАО «Газпром» разработан перечень документов, содержащих необходимые сведения для подтверждения расчетных показателей газопотребления, влияющих на экономическую эффективность инвестиционных проектов, предоставление которых необходимо перед принятием решения о начале проектных работ.

Надеемся, что с введением Правил разработки и реализации межрегиональных и региональных программ газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 10 сентября 2016 г. № 903, определяющим администрации регионов в качестве центров ответственности за эффективность реализации программ газификации регионов, ситуация изменится в лучшую сторону.

Для формализации механизма взаимодействия ГТО, ГРО и заявителей при подключении объектов КС к сетям газораспределения в целях совершенствования процедуры выдачи технических условий на присоединение, уменьшения времени на рассмотрение обращений и повышения эффективности мониторинга изменения загрузки ГРС считаем, что на сегодняшний день возникла острая необходимость в разработке единого документа для дочерних обществ ПАО «Газпром» и ГРО Группы Газпром, устанавливающего сроки и порядок передачи информации о выданных и реализованных технических условиях.

Выводы

Реализация намеченных мероприятий позволит вывести направление ГРС на качественно новый уровень в части:

• повышения уровня эксплуатации ГРС в связи с регламентированием аварийного запаса для нужд ГРС, упорядочивания сбора информации о техническом состоянии оборудования, введения ориентиров деятельности дочерних обществ в виде единых критериев оценки;

• увеличения количества объектов реконструкции ГРС в целях повышения выходного давления и производительности малозатратным способом;

• создания единого информационного поля для всех участников процесса по техническим и организационным вопросам, связанным с оборудованием ГРС;

• испытания АГРС нового поколения.

Представители департаментов и дочерних обществ ПАО «Газпром», руководство ОАО «Газпром трансгаз Беларусь» и республиканского МЧС, директора и специалисты промышленных предприятий обсуждали вопросы совершенствования деятельности в области эксплуатации, строительства и ремонта ГРС.

«Для ОАО «Газпром трансгаз Беларусь», как и для любого другого дочернего общества ПАО «Газпром», решение вопросов и проблем, которые мы в эти дни обсуждаем, играет первоочередную роль в деле бесперебойной и безаварийной поставки природного газа потребителям и его транзита. Вместе с тем они составляют программный комплекс мер по подготовке газотранспортных систем к осенне-зимнему периоду», – отметил, в частности, генеральный директор ОАО «Газпром трансгаз Беларусь» Владимир Майоров.

Умные и автономные

Особое внимание в рамках конференции и совещания было уделено созданию ГРС нового поколения, использующих так называемые малолюдные технологии. Оснащенные автоматизированной системой интеллектуального управления новые станции будут иметь модульную конструкцию, что позволит регулировать их производительность в зависимости от потребительских нужд. Автоматизированные ГРС (АГРС) нового поколения планируется также сделать полностью независимыми как от внешних источников энергии (электричество и тепло будут вырабатываться из природного газа), так и от комплектующих иностранного производства. Сервисный интервал по техническому обслуживанию модульных АГРС предполагается увеличить до одного года при пожизненной гарантии завода-изготовителя.

Опытом решений в области создания модулей и комплектующих для ГРС нового поколения поделились представители АО «Объединенная металлургическая компания», ООО «Фирма «Газприборавтоматика», ООО «Завод «Газпроммаш», АО «Трубодеталь», ООО «НПО «Вымпел», ООО «ПКФ «Экс-Форма» и других компаний.

К примеру, заместитель директора ООО «Завод «Газпроммаш» по науке и инновациям Антон Бурков представил участникам конференции широкий ассортимент оборудования, обеспечивающего доставку газа от магистрального газопровода до потребителей, – ГРС и комплектующие к ним (регуляторы, блоки фильтров и клапанов, краны высокого давления), подогреватели газа ГПМ-ПТПГ и ГПМ-ПГА, одоризаторы, шкафы контроля и управления ГРС, ГРП на раме, шкафные (ГРПШ) и блочные (ГРПБ) пункты учета расхода газа (ПУ), транспортабельные блочные котельные, регуляторы давления газа, предохранительные клапаны, газовые фильтры, шаровые краны. Особое внимание было уделено системам контроля и управления ГРС, используемым на объектах «Газпрома» с 2004 г.

Весомый вклад в создание ГРС нового поколения внесла Ассоциация производителей оборудования «Новые технологии газовой отрасли». Усилиями этой организации был разработан Электронный каталог оборудования ГРС, совместимый с отраслевой информационно-технической системой «Инфотех».

Разработка и выпуск модулей АГРС будут осуществляться по двум направлениям – как с помощью внедрения результатов НИОКР в серийное производство отечественных промышленных предприятий, так и за счет локализации производства иностранной продукции на территории России. Говоря о первом направлении, важно отметить, что по ряду позиций оборудования для ГРС у отечественных производителей существует конкуренция. К примеру, свои расходомеры, гигрометры, блочные энергоустановки представили сразу несколько участников совещания.

Часть выступлений была посвящена уже действующим заводам, выпускающим продукцию иностранных брендов на территории Российской Федерации.
К таким предприятиям, в частности, относятся завод по производству средств грозозащиты «Хакель Рос» в Санкт-Петербурге, производственные комплексы антикоррозионных трубных покрытий «Скотчкоут» марки 3M в Волоколамске и Елабуге, завод электрооборудования «Бенинг Пауэр Электроникс» в Домодедово и другие производственные площадки.

Параллельно разработке новых газораспределительных станций продолжается техническое усовершенствование существующих. На сегодняшний в системе газоснабжения ПАО «Газпром» функционирует более 4 тыс. ГРС.
В докладе заместителя начальника Департамента ПАО «Газпром» Сергея Скрынникова, в частности, говорилось о программе оснащения ГРС турбодетандерными установками (ТДУ), применение которых позволит решать сразу две задачи: осуществлять выработку электроэнергии и сжижение природного газа. Производство СПГ на газораспределительных станциях поможет развитию инфраструктуры рынка газомоторного топлива в регионах страны, а также послужит автономным источником газоснабжения потребителей. На сегодняшний день турбодетандерными установками уже оснащен ряд ГРС дочерних обществ «Газпрома».

Связанные одной целью

Особое внимание в ходе Минской встречи было уделено синхронизации деятельности газотранспортных и газораспределительных организаций.
В рамках этой темы наиболее актуальным является вопрос строительства кольцующих газопроводов, позволяющих перераспределить нагрузку между недогруженными и перегруженными станциями. Как правило, такое решение существенно дешевле реконструкции ГРС с газопроводом-отводом, и при этом оно повышает эффективность использования ранее построенных объектов Единой системы газоснабжения.

Подавляющее большинство ГРС «Газпрома» сегодня работают с неполной загрузкой, и резерв для подключения новых потребителей достаточно велик. Как было отмечено в докладе Олега Реброва (АО «Газпром промгаз»), этот факт служит веской причиной снятия ограничений на подключение новых потребителей газа и переноса срока полномасштабной реконструкции станций, не успевших выработать свой ресурс за расчетный срок.

Значительный объем сделанных в ходе конференции докладов был посвящен автоматизации ГРС. Представители фирм «Газприборавтоматика» и «Саратовгазавтоматика» рассказали об опыте внедрения систем автоматического управления газораспределительной станцией на базе программно-технических средств российского производства, обеспечивающих возможность применения САУ ГРС как самостоятельно, так и в составе системы линейной телемеханики магистрального газопровода серии «Магистраль». Руководитель проектов OOO «НПА Вира Реалтайм» Дмитрий Обносов представил САУ ГРС «Союз-ГРС», построенную на основе производимых его компанией программно-логических контроллеров «Саттелит».

Старший инженер Казанского научно-инженерного центра «Инкомсистем» Алексей Медведев ознакомил аудиторию с измерительно-техническим комплексом АБАК+, позволяющим контролировать практически все параметры и функции ГРС, включая возможную отгрузку СПГ. Как и всякий современный прибор, АБАК+ снабжен портом USB, позволяющим выгружать данные и инсталлировать новую заводскую «прошивку».

В области транспортировки газа ГРС являются наиболее сложными в техническом отношении объектами. Их обслуживание и ремонт требуют использования специальной техники, образцы которой продемонстрировали в Минске представители ООО «Группа Промавто». В частности, участники мероприятий имели возможность ознакомиться с принципами работы оснащенной электростанцией, оборудованием для электрической и газовой сварки, слесарным инструментом и запасом труб аварийно-ремонтной мастерской ГРС на базе грузового автомобиля «ГАЗ» повышенной проходимости, с комплектацией и техническими возможностями мобильных лабораторий неразрушающего контроля и электрохимзащиты, с техническими характеристиками передвижных сварочных комплексов с использованием аргона и с другой спецтехникой.

Российская компания ООО «Интралайн» представила мобильный стенд «Армрест», предназначенный для измерения установочного давления пружинных предохранительных клапанов. Запатентованное устройство позволяет определить необходимость проведения ремонта или замены ППК в случае значительного отклонения технических параметров от паспортных. При этом результаты стендовых испытаний могут служить техническим обоснованием для продления межповерочных сроков.

С частью разработок и новинок оборудования для ГРС можно было ознакомиться на организованной в рамках конференции специализированной выставке. Кроме того, участники мероприятий смогли побывать на двух производственных объектах ОАО «Газпром трансгаз Беларусь» – ГРС «Гончаровка» и «Восточная».

Международная конференция в Минске и отраслевое совещание, по мнению их участников, позволили обсудить актуальные вопросы и задачи по совершенствованию деятельности газотранспортных обществ ПАО «Газпром» в области эксплуатации ГРС, ознакомиться с инновационными решениями, обменяться опытом. 

Организационный комитет мероприятий выражает признательность спонсорам – ООО «НПО Тульский завод промышленной арматуры» и отметившему в 2016 г. 25-летие заводу «Газпроммаш».

Днепровско-Донецкая нефтегазоносная область по разведанным запасам углеводородов занимает первое место среди нефтегазоносных регионов Украины [1] и является одним из наиболее важных и перспективных объектов для поисков скоплений углеводородов.

Первые прогнозы, касающиеся нефтегазоносности региона, относятся к концу ХІХ в. и опираются на результаты исследований таких ученых, как Н.Д. Борисяк (1867), А.В. Гуров (1888), И.А. Морозевич (1903), П.Я. Армашевский (1903), Ф.О. Лысенко (1929) и др.

Среди нормально залегающих пород кайнозоя ими были выделены и довольно детально изучены выходы дислоцированных пород, представленные мергелями и гипсами, местами темно-
окрашенными, известковыми битуминозными глинами с конкрециями ангидрита, а также отдельными телами диабазов. Несмотря на детальную изученность пород, единые представления о генезисе этих образований в то время сформировать не удалось [4].

Впоследствии Н.С. Шатским (1931) на основании работ предшественников и анализа литературных источников была предложена тектоногенная (солештоковая) гипотеза происхождения выходов описанных выше дислоцированных образований. Н.С. Шатский в своих трудах [15, 16] предполагал, что чужеродные образования оказались среди кайнозой-
ских пород вследствие деятельности соляных штоков и являются компонентами их верхних приконтактовых частей – кепроков. Из-за недостатка данных возраст соляных штоков был ошибочно определен как пермский (на тот момент еще отсутствовали сведения о наличии девонского соляного комплекса в строении ДДВ). Впоследствии по результатам бурения скважины на кепроке Исачковского штока, расположенного вблизи г. Ромны, были получены данные, свидетельствующие о девонском возрасте пород, входящих в состав тела штока. С учетом этих данных возраст штоковой соли был определен как девонский [5].

Выявление на территории ДДВ соляного диапиризма дало основания для проведения сравнительного анализа характеристик этой территории и типичных областей развития солянокупольных структур в США (Техас и Луизиана) и России (Урало-Эмбинский район). По итогам анализа были сделаны выводы о возможности существования и других соляных штоков.

Опираясь на данные о приуроченности залежей углеводородов к областям развития солянокупольных структур, Н.Д. Соболев и В.И. Лучицкий опубликовали работы, посвященные нефтегазоносности региона [7, 10, 11]. В частности, Д.Н. Соболевым был сделан прогноз перспективности поисков углеводородов на известных к тому времени антиклинальных структурах Харьковщины [10].
В числе выделенных прогнозных объектов были Петровская, Краснооскольская и Спиваковская структуры. Спустя 20 лет этот прогноз частично оправдался – на Спиваковской структуре в 1954 г. было открыто месторождение углеводородов.

К сожалению, научный прогноз нефтегазоносности региона не оказал существенного влияния на ход геологоразведочных работ, направленных на поиск углеводородов, а открытие первого в регионе месторождения нефти оказалось подчинено случаю. При продолжении поисковых работ на кепроке Роменского штока, направленных на разведку калиеносного сырья, из скважины ручного бурения был получен непромышленный приток нефти (1935). Таким образом, прямые проявления нефти в ДДВ были получены как «побочный результат изучения Роменского штока» [2, с. 66], неожиданно [9], а по свидетельству одного из участников событий – случайно [14]. Об этом свидетельствуют и хронология проведения, и направленность геологоразведочных работ [4].

Спустя четыре года после выявления прямых признаков нефтегазоносности пород кепрока Роменского штока был получен промышленный приток нефти, и таким образом открыто первое нефтяное месторождение в Днепровско-Донецкой впадине. Это дало толчок созданию специализированных учреждений и началу целенаправленных поисков нефти и газа в регионе.

Первые поисковые работы были направлены на опоискование аналогичных Роменскому штоку структур (Висячкивский и Дмитровский соляные купола) [1]. Однако это направление оказалось малоэффективным, и была обоснована идея постановки поисковых работ на антиклинальных (криптодиапировых) структурах. В результате были открыты Радченковское и самое большое на тот момент в Европе Шебелинское месторождение.

Шебелинское поднятие было выявлено в результате геологосъемочных работ в 1947 г. После этого на протяжении двух лет оно детально изучалось структурно-поисковым бурением по отложениям мезозоя. В 1949 г. площадь была введена в поисковое бурение, и уже на следующий год поисковая скважина № 1 вскрыла промышленно-газоносные отложения перми, и месторождение было принято на государственный баланс. Поиски и разведка газовых залежей на месторождении продолжались с 1946 по 1956 г. За это время было пробурено 37 поисково-разведочных и 3 эксплуатационные скважины, в результате чего обоснована промышленная газоносность отложений никитовской, картамышской и араукаритовой свит. На основании результатов изучения строения и нефтегазоносности Шебелинского месторождения Б.С. Воробьевым (1962) было сформулировано понятие массивно-пластовой залежи, в своих исследованиях он объединил и позволил выделить нижнепермско-верхнекаменноугольный нефтегазоносный комплекс (Р1–С3).

На сегодняшний день Р1–С3 нефтегазоносный комплекс вмещает 31,4 % углеводородных ресурсов региона [8]. Он объединил в себе верхнекаменноугольную толщу коллекторов и нижнепермский комплекс пород с отведенной ему ролью флюидоупора.

При дальнейшем изучении нефтегазоносности юго-востока ДДВ основное внимание уделялось именно каменноугольной составляющей комплекса, а залежи в нижнепермском комплексе пород открывались попутно и не являлись целевыми поисковыми объектами. Причиной тому послужили специфическое строение и литологический состав отложений нижней перми, с большим количеством выдержанных соляных пластов и подчиненным палеогеографическим условиям осадконакопления развитием коллекторов.

Продуктивность нижнепермского комплекса была установлена случайно, в результате внезапных выбросов газа сначала на Шебелинском, а значительно позже – и на Кегичевском, Западно-Ефремовском, Мелиховском, Западно-Крестищенском и других месторождениях ДДВ.

Удача с открытием Шебелинского месторождения стала основанием для целенаправленного опоискования всех известных на то время антиклинальных структур, что привело к практически тридцатилетнему перерыву в открытии новых месторождений на юго-востоке ДДВ. Все поисковые работы того времени были сосредоточены на сводовых частях антиклинальных складок, закартированных по породам мезозоя (Алексеевская, Павловская, Сосновская, Ефремовская, Крестищенская и другие структуры). Пробуренные на этих структурах скважины под мезозойским чехлом вскрывали каменную соль и, исчерпав свой проектный метраж, так и не выходили из нее [12]. Разбуриваемые структуры оказались куполовидными образованиями мезозойских пород, развитыми над соляными диапирами.

К тому времени соляные тела, сложенные девонской солью, были уже хорошо изучены в западной части ДДВ. Изучение вещественного состава соляных диапиров, вскрытых бурением на юго-востоке впадины, только начиналось [3, 13]. Дальнейшее детальное исследование соляной тектоники региона позволило судить как о возрасте пород, слагающих сами штоки, так и о приуроченности структур, генетически с ними связанных. Оказалось, что все разбуриваемые в то время мезокайнозойские антиклинали образовались над диапировыми структурами девонских соляных пород. Девонская соль под действием эндогенных сил приобретала пластические свойства и перемещалась в направлении меньшей силы тяжести по ослабленным зонам (зонам развития разрывных дислокаций) перекрывающего осадочного чехла.

Таким образом, поисковый признак, по которому велись поиски нефтегазоносных структур Шебелинского типа, оказался неправомочным для использования на юго-востоке ДДВ.

Для продолжения поисков залежей углеводородов требовался другой методический подход, который и был предложен [6, 12] при заложении скважины № 6 в прогибе между Павловским и Сосновским штоками. Суть его заключается в прогнозируемом несоответствии структурных планов верхнепалеозойского и мезозойского структурных этажей. Предположение А.М. Чернякова [6] о существовании несоответствия структурных планов палеозойских и мезокайнозойских пород нашло подтверждение в истории открытия месторождений на примере геологического строения месторождения Гачсаран в юго-западном Иране, а затем и других нефтегазоносных объектов.

Скважина № 6 вскрыла газоносную залежь с аномально высоким пластовым давлением и подтвердила существование Шебелинского типа разреза под мезозойской синклиналью, в межкупольном прогибе между Павловским и Сосновским соляными штоками. Это дало материалы для детальных исследований треста «Харьковнефтегазразведка», в результате которых была уточнена и усовершенствована стратиграфическая схема нижней перми, до того основанная на Донецких разрезах. Согласно этой схеме скважина № 6 вскрыла подбрянцевскую ритмопачку нижней перми, впоследствии оказавшуюся регионально газоносной в юго-восточной части ДДВ.

С этого момента началась история изучения карбонатно-галогенной толщи нижней перми. В результате разведки (1976–1984 гг.) в Р1-комплексе были открыты газовые залежи на Крестищенском, Новоукраинском, Чутовском, Мелиховском, Машевском, Медведовском и других месторождениях, в числе которых и месторождения с уже разрабатываемыми залежами по подсолевым отложениям. На большинстве этих месторождений нефтегазоносность нижнепермских отложений была детально изучена уже после открытия залежей в нижезалегающих породах. Все установленные залежи были отнесены к несводовым со сложным геологическим строением (из-за невыдержанности коллекторских свойств пород и, как следствие, достаточно сложного распространения контуров нефтегазоносности).

Дальнейшие поиски аналогичных Кегичевскому месторождению структур были сосредоточены вблизи соляных штоков, которых на юго-востоке ДДВ насчитывается более 27, и на структурах, генетически с ними связанных.

Изучение нефтегазоносности юго-востока ДДВ развивалось скачкообразно и было подчинено на начальных этапах воле случая, а в последующем – внедрению в поисковые работы новых взглядов на строение нефтегазоносных объектов региона.

На первом этапе велись поиски структур антиклинального типа, подобных Шебелинской. Следующим этапом можно считать начало опоискования приштоковых зон.

Новый этап в изучении начался с открытия Кобзевского месторождения. Расположено оно в приосевой части центрального грабена ДДВ и приурочено к валоподобному склону (структурному носу), который гипсометрически поднимается от седловины у подножия Октябрьской структуры к Кегичевскому поднятию. Формирование Кобзевской структуры не связано с явлением соляного диапиризма. Разведка структуры проходила в несколько этапов, первый из которых был не совсем результативным. В период с 1962 по 1981 г. в сводовой и присводовых частях структуры были пробурены восемь поисковых скважин, из которых семь были ликвидированы без спуска эксплуатационной колонны, а одна (№ 4) при испытании дала непромышленный приток газа и также была ликвидирована.

В 2000 г. УкрНИИгазом был составлен проект поисково-разведочного бурения на Кобзевской площади, и через два года скважиной № 10 было открыто Кобзевское месторождение, что стало толчком для поисков аналогичных структур, не имеющих четких антиклинальных контуров на структурных планах и не приуроченных к соляным диапирам. 

Выводы

История изучения нефтегазоносности региона и ее этапность на начальных стадиях в большей мере была подчинена воле случая. Развитие представлений о геологическом строении и продуктивности разреза эволюционировало одновременно с накоплением фактического материала. На более поздних этапах формирование новых взглядов на структурные особенности строения осадочного чехла влекло за собой открытие месторождений. И только на последнем этапе планомерные поисково-разведочные работы послужили открытию нового месторождения и наращиванию углеводородного потенциала страны.

Каждый из описанных этапов заканчивался многолетним перерывом в открытии месторождений углеводородов, и только возникновение нового подхода вызывало возрождение веры в неисчерпаемость углеводородных ресурсов юго-востока ДДВ.

Дальнейшее развитие нефтегазопоисковых работ в регионе должно быть подчинено новой идее и опираться на данные как структурного, так и поисково-разведочного бурения. Поиски залежей нефти и газа в неантиклинальных структурных формах имеют высокий уровень перспективности. Учитывая все достижения и ошибки предыдущих этапов, для наращивания ресурсной базы необходимо разработать комплекс геологоразведочных работ, направленный на выделение перспективных нефтегазоносных объектов с последующим их введением в поисковое и разведочное бурение.

Предприятия Российской Федерации таких промышленных отраслей, как нефтепереработка, химия и нефтехимия, нефте- и газодобыча, относятся к опасным производственным объектам (ОПО), связанным с получением, переработкой и хранением взрывопожароопасных, токсичных веществ, а также c использованием технологического оборудования, работающего при высоких температурах и давлениях. Возникновение аварийных ситуаций на таких ОПО, особенно на объектах I и II классов опасности, могут сопровождаться неконтролируемыми взрывами, масштабными возгораниями, выбросами токсичных веществ в атмосферу, а также разрушениями инфраструктуры и человеческими жертвами. В соответствии с Федеральным законом № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [1] для снижения рисков аварий на предприятиях, эксплуатирующих ОПО, должны функционировать так называемые системы управления промышленной безопасностью, основной задачей которых являются идентификация, анализ и прогнозирование риска аварий и связанных с такими авариями угроз, а также планирование и реализация мер по его снижению. В общем случае подходы к решению данной задачи могут быть различны, однако каждый из них основан прежде всего на корректных оценках текущего и прогнозного технического состояния технологического оборудования, эксплуатируемого на ОПО. Такие оценки проводятся, как правило, на основе комплексного применения современных средств технической диагностики и мониторинга в сочетании с передовыми расчетными и экспериментальными методами определения напряженно-деформированного состояния и ресурса оборудования с учетом фактически действующих на него повреждающих факторов.

Рис. 1. Схема определения перемещения фрагмента поверхности (заимствовано из [10])
Fig. 1. The scheme of determining the displacement of the surface fragment (taken from [10])

К наименее изученным повреждающим факторам, оказывающим негативное влияние на техническое состояние технологического оборудования промышленных предприятий, сегодня относится фактор динамического нагружения. Как правило, оборудование ОПО проектируется и вводится в эксплуатацию без учета динамических воздействий, а при расчете ресурса во внимание принимаются лишь малоцикловые нагрузки, связанные прежде всего с технологическими пусками и остановами, изменениями режимов работы и т. д. Между тем значительный вклад в величину срока службы оборудования могут вносить факторы, не предусмотренные на этапе проектирования. Так, например, известно, что неотъемлемой частью эксплуатации насосно-компрессорного оборудования являются проблемы, связанные с высоким уровнем вибрации трубопроводных обвязок, межступенчатых аппаратов, компрессорных агрегатов и т. д. Особенно это характерно для установок, оснащенных поршневыми компрессорами, а также технологического оборудования, работающего совместно с центробежными нагнетателями, перекачивающими высоковязкие или высокотемпературные среды. При проектировании подобных объектов основное внимание уделяется технологическим вопросам, а задачи размещения и закрепления оборудования решаются без расчета спектра частот свободных колебаний и проверки системы на резонанс. В результате при эксплуатации в условиях реальных производств оборудование подвергается действию не предусмотренных проектом динамических нагрузок, длительное действие которых в сочетании с другими факторами становится причиной усталостного разрушения отдельных его элементов и, как следствие, приводит к появлению аварийных ситуаций на ОПО, человеческим и материальным потерям, загрязнению окружающей среды.

Одним из перспективных методов, применяемых, в частности, при оценке фактического напряженно-деформированного состояния оборудования промышленных предприятий, эксплуатируемого в условиях интенсивных динамических воздействий, является расчетно-экспериментальный метод идентификации напряженно-деформированного состояния [2–4].

Метод основан на том, что поле динамических перемещений объекта может быть аппроксимировано полями перемещений, соответствующими собственным формам его колебаний. При этом исследуемый объект представляется в виде упругой механической системы с конечным числом степеней свободы, что позволяет организовать решение задачи с применением известных численных методов, например метода конечных элементов (МКЭ) [5, 6]. В последнем случае уравнение динамики такой системы может быть записано в виде

 [M]{} + [C]{} + [K]{} = {P(t)}, (1) 

где [K], [C], [M] – матрицы жесткости, демпфирования и масс системы; {P(t)} – вектор внешней нагрузки.

Предположим, что в результате натурных измерений в n точках исследуемого объекта измерены амплитуды динамических перемещений D_i, i = 1, 2, …, n. Отметим, что в одной точке объекта могут быть измерены динамические перемещения по различным направлениям. Такие измерения в дальнейшем приравниваются к измерениям в разных точках. Вектор n измеренных перемещений обозначим как {D*}.

{D} = [Ф]{d}.                                     (2) 

Невязку между расчетными и измеренными перемещениями обозначим как {R}, тогда 

{R} = {D*} – {D} = {D*} – [Ф]{d}.             (3) 

Вектор обобщенных перемещений {d} определяется из условия минимума суммы квадратов невязок узловых перемещений 2W: 

²W = {R}^T{R} = {D^*}T{D^*} – {D^*}^T[Ф]{d} – {d}^T[Ф]^T{D^*} + {d}^T[Ф]^T[Ф]{d}.                            (4) 

Дифференцируя (3) по d_k, k = 1, 2, …, m_Ф, получим систему m_Ф-уравнений с m_Ф-неизвестными: 

      (5) 

решая которую, найдем искомый вектор обобщенных перемещений {d}: 

{d} = [A]^–1[Ф]^T{D*},                        (6)

где [A] = [Ф]^T[Ф].

В общем случае процесс оценки напряженно-деформированного состояния объекта по инструментальным записям динамических перемещений его отдельных точек включает следующие основные этапы:

• формируется конечно-элементная модель объекта с использованием стержневых, а при необходимости – оболочечных и объемных конечных элементов;

• определяются частоты и формы собственных колебаний системы и назначаются точки измерения динамических перемещений;

• выполняется синхронное измерение динамических перемещений в намеченных точках;

• на основе анализа данных измерений выделяются характерные частоты вынужденных колебаний системы;

• для каждой характерной частоты вынужденных колебаний решается задача идентификации и определяются формы фактических вынужденных колебаний системы;

• по найденным фактическим формам вынужденных колебаний определяется напряженно-деформированное состояние объекта.

Как следует из представленного алгоритма, основным условием применения рассмотренного расчетно-экспериментального метода является использование при формировании вектора {D^*} амплитудных значений динамических перемещений, синхронизированных по времени, что позволяет точно учесть фазовые сдвиги между различными колеблющимися точками исследуемого объекта и избежать искажения действительной картины напряженно-деформированного состояния.
К сожалению, на практике это может быть достигнуто лишь с применением многоканальной измерительной техники, что в ряде случаев не является экономически оправданным.

Рис. 2. Приложение Correlation. Пример работы
Fig. 2. The application Correlation. The example of work

В качестве одного из решений проблемы сбора синхронных перемещений деформируемого объекта может быть рассмотрена так называемая технология корреляции цифровых изображений [7]. Применение данной технологии в настоящее время набирает популярность, например, при лабораторных испытаниях различных материалов [8, 9]. Технология основана на программной обработке двух оптических изображений в целях отслеживания изменения перемещений и деформаций на поверхности исследуемого объекта. При этом для получения качественных полей перемещений и деформаций исследуемого объекта на его поверхность наносится специальная пятнистая нерегулярная высококонтрастная структура – так называемая «спекл»-картина (англ. speckle – «крапинка», «пятнышко»). Как правило, такая структура наносится с использованием обычной краски, распыляемой на поверхности объекта определенным образом. При этом сама процедура корреляции основана на отслеживании местоположения небольших уникальных фрагментов изображения поверхности (рис. 1) в серии фотографий (кадров) путем перемещения видового окна до максимально точного совпадения структуры деформированного и опорного изображения, вычисляемого, например, по разности уровней серого в каждой точке [10].

Рис. 3. Идентификация смещения поверхности объекта с нанесенной «спекл»-структурой

Fig. 3. Identification of surface displacement of an object with the speckle-structure

К сожалению, применение указанного выше подхода возможно лишь при проведении испытаний в лабораторных условиях, позволяющих нанести на поверхность исследуемого объекта «спекл»-картину требуемого качества. В производственных условиях, когда речь идет об исследовании напряженно-деформируемого состояния действующего промышленного оборудования, целевые поверхности которого в силу различных факторов (температура, вибрация, загрязнение и т. п.) не пригодны для создания «спекл»-структур, необходимо применение модифицированных алгоритмов распознавания изображений, позволяющих, в частности, проводить отслеживание специальных маркеров, установленных на объекте.

С учетом изложенного разработан специализированный программный комплекс (ПО Correlation), реализующий различные подходы к корреляции изображений деформируемого объекта, в том числе обеспечивающий качественное отслеживание перемещения закрепленных на целевой поверхности маркеров.

Программный комплекс Correlation разработан на языке C#. Он позволяет в пределах одного многооконного приложения (рис. 2) проводить операции по определению и визуализации перемещений/деформаций целевых поверхностей как с предварительным нанесением на объект «спекл»-структур, так и с использованием закрепленных на объекте маркеров. При этом реализована возможность связывания отдельных точек поверхности с соответствующими точками заранее подготовленной конечно-элементной модели объекта в целях использования регистрируемых перемещений объекта при идентификации его фактического напряженно-деформируемого состояния согласно (1) – (6).

Для обеспечения работы программного комплекса, в частности, применен подход, основанный на использовании метода наименьших квадратов [11], позволяющего в окрестности целевой области (маркера) на каждом последующем изображении деформируемой поверхности однозначным образом идентифицировать искомый фрагмент опорного изображения путем минимизации отклонений исходного вектора яркостей целевой области от набора векторов яркостей, получаемых при смещении видового окна.

а) a)                                                                                                                         б) b)

Рис. 4. Поршневой компрессор:
а) место образования трещин в корпусе компрессора; б) напряженно-деформированное состояние «проблемной» зоны

Fig. 4. Piston compressor:
a) the place of formation of cracks in the compressor case; b) stress-strain state of the “troublesome” area  

В общем случае алгоритм идентификации фрагмента изображения состоит в следующем:

1) на первом этапе формируется опорный вектор яркостей опорного изображения {VОП} в окрестности отслеживаемой базовой точки поверхности. Размерность вектора определяется числом пикселей, необходимых для формирования целевого фрагмента изображения, расположение которого в опорном изображении однозначным образом характеризует перемещение базовой точки при деформировании поверхности;

2) для каждого последующего i-го изображения:

а) осуществляется циклическое перемещение видового окна вокруг базовой точки со сдвигом на выбранное пользователем количество пикселей k с формированием соответствующего набора (матрицы) [V] векторов яркостей, размерности, аналогичной размерности опорного вектора;

б) для каждой пары векторов вычисляется сумма квадратов невязок 2Q между опорным вектором и вектором из сформированного набора, по минимуму которой определяется вектор последующего поиска: 

²Q = ([V](^j) – {V_ОП})([V]^(j) – {V_ОП})^Tmin; (7) 

в) по найденному вектору поиска осуществляется смещение базовой точки на k пикселей;

г) процедура по п. а – в повторяется до тех пор, пока не будет достигнут экстремум ²Q по найденному вектору поиска;

д) экстремальному значению ²Q будет соответствовать искомое положение базовой точки на i-м изображении.

На рис. 3 показан пример работы алгоритма при идентификации деформирования поверхности объекта с нанесенной «спекл»-структурой.

Предложенный метод прошел апробацию и доказал свою эффективность при контроле напряженно-деформированного состояния такого оборудования, как трубопроводы, сосуды и аппараты, компрессоры на ряде промышленных предприятий Иркутской области. Например, с использованием рассмотренной методологии, а также дублирующего метода натурной тензометрии был проведен контроль напряженно-деформированного состояния поршневых компрессоров, позволивший идентифицировать причины образования трещин в их корпусных деталях во время работы (рис. 4а). Проведению работ предшествовало построение корректной конечно-элементной модели корпуса компрессора, участвующей в дальнейшем в идентификационных расчетах напряженно-деформированного состояния (рис. 4б).

Выводы

Показаны результаты исследований, проводимых в АО «ИркутскНИИхиммаш» в области обеспечения промышленной безопасности оборудования опасных производственных объектов в части развития методологии идентификационных расчетов напряженно-деформированного состояния оборудования с применением модифицированной технологии корреляции цифровых изображений.

На монтажной площадке дожимной компрессорной станции «Акыртобе» (Республика Казахстан) завершены пусконаладочные работы на двух газоперекачивающих агрегатах ГПА-1601 «Иртыш» первого пускового комплекса. Проект строительства станции реализуется совместно компаниями АО «Интергаз Центральная Азия» и ТОО СП «Союзкомплект». Головным разработчиком и изготовителем ГПА выступает ООО «ИНГК». После ввода в эксплуатацию цех увеличит технологическую мощность магистрального газопровода «Казахстан – Китай», что будет способствовать более гибкому регулированию поставок природного газа внутренним и внешним потребителям АО «КазТрансГаз» – крупнейшей газоснабжающей компании Республики Казахстан. 

В качестве основного технологического оборудования ГПА (рис. 1) был выбран односекционный центробежный компрессор модели BCL356/А производства GE Oil & Gas (Thermodyn), локализованный в РФ на производстве ООО «ИНГК». Блок компрессора также включает мультипликатор фирмы Lufkin с промежуточной трансмиссией и панель газовых уплотнений фирмы Oel Technik, смонтированные на общей опорной раме. Проведенные заводские газодинамические испытания компрессора на замкнутом контуре подтвердили его высокую эффективность: при отношении давлений на расчетном режиме 3,91 коэффициент полезного действия превысил 82 %.

Силовая установка производства Казанского моторостроительного производственного объединения отражает комплексный подход в вопросе проектирования и изготовления систем газотурбинного привода для наземного применения.

Газоперекачивающие агрегаты выполнены в блочном исполнении и собираются на площадке из модулей полной заводской готовности:

• блока привода (установки приводной газотурбинной);

• блоков управления, подготовки топливного газа, обеспечения с системой разделительного воздуха;

• компрессорного блока;

• маслостанции;

• секций укрытия ГПА.

В сравнении с аналогами, представленными на рынке, рассматриваемый агрегат серии «Иртыш» имеет ряд особенностей. Первая из них относится к этапу проектирования нового изделия и заключается в создании полной трехмерной модели ГПА на основе базы данных моделей отдельных блоков и систем и унифицированных элементов (рис. 2). Подобный метод встречается у разработчиков покупных комплектующих изделий, например компрессорного оборудования.

Рис. 1. ГПА-1601 «Иртыш» на монтажной площадке дожимной компрессорной станции «Акыртобе» (Республика Казахстан)

При таком подходе 3D-моделирование не является инструментом проверки собираемости и качества выпущенной документации, а служит гарантом и основой для ее разработки. Помимо этого трехмерные модели используются для согласования с заказчиком и проектными организациями основных технических решений, а также в дальнейшем для создания наглядных пособий, обучающих материалов и комплектов эксплуатационной и ремонтной документации.

Еще один положительный аспект использования блочного 3D-моделирования ГПА – опережающие сроки выдачи привязочной документации смежникам и проектному институту. После утверждения общей компоновки агрегата и определения точек привязки фундаментов и основных систем проектирование внутренних блоков ГПА, основных покупных изделий и систем КС в целом может вестись параллельно.

Рис. 2. 3D-модель газоперекачивающего агрегата серии «Иртыш»

С точки зрения технологии, заказчику газоперекачивающих агрегатов «Иртыш» предлагаются полная заводская готовность и блочная поставка ГПА. Укрупненные блоки ГПА, изготовленные либо собранные на одной производственной площадке (с включением покупных комплектующих изделий), испытываются и проходят попарное макетирование перед отгрузкой. Фактический объем сборки, обвязки, испытаний и проверок на заводском стенде позволяет свести монтаж на площадке заказчика к установке блоков на фундаменты и подсоединению межблочных трубопроводов и кабельных связей.

Своеобразным исключением из правила «блочности» пока является отгрузка укрытия ангарного типа, которое в силу габаритных ограничений выполняется из нескольких модулей. Тем не менее проведенный специалистами ООО «ИНГК» анализ показал принципиальную возможность сокращения количества модулей заводской сборки уже в ближайшее время.

Рис. 3. 3D-модель блок-бокса поршневой компрессорной установки

Отгрузка блоков с установленным и испытанным оборудованием значительно сокращает сроки привязки, проведения монтажа и пусконаладки оборудования ГПА на строительной площадке. Так, применительно к проекту ДКС «Акыртобе» полный цикл реализации проекта от закладки фундаментов до пуска станции составил 13 месяцев, в т.ч. монтажные работы – 2 месяца. Срок проведения пусконаладочных работ двух ГПА составил 21 день. 

Из конструктивных особенностей ГПА серии «Иртыш» можно отметить:

• маслостанцию компрессора в виде отдельного блока, не препятствующего работам по демонтажу проточной части и упрощающего обслуживание компрессора, мультипликатора и системы газовых уплотнений;

• полнокомплектные блоки подготовки топливного газа на собственной раме, с возможностью комплектации стационарной оснасткой для демонтажа крышек фильтров;

• вариант применения модуля бустеров буферного газа, включающего два поршневых компрессора с электрическим двигателем в качестве привода, опорную раму, вспомогательные системы и элементы САУ, скомпонованные в блок-бокс со смонтированными системами жизнеобеспечения (рис. 3);

• возможность комплектации агрегатов блоками МИЖУ (модули изотермические жидкой углекислоты) взамен традиционной галереи баллонов огнетушащего состава и др.

Поставка газоперекачивающих агрегатов на ДКС «Акыртобе» является для ООО «ИНГК» уже не первым проектом, реализуемым на территории Республики Казахстан. По мнению генерального директора ООО «ИНГК» Олега Бычкова, нынешняя экономическая ситуация очень благоприятна для выхода отечественного производителя компрессорного оборудования на внешние рынки, причем не только стран СНГ, но и регионов, традиционно использующих западные технологии. Успешной конкуренции способствуют высокое качество, тщательность конструкторской проработки, максимальная гибкость и ориентация на клиента в совокупности с кооперацией с мировыми лидерами в сфере компрессорного оборудования. Именно этими принципами руководствуется менеджмент компании в своей практической работе.

ООО «ИНГК»

119334, РФ, г. Москва,
ул. Вавилова, д. 5, корп. 3
Тел.: +7 (495) 231-46-73
e-mail: info@ingc.ru
www.ingc.ru

Возможность возникновения различных нештатных ситуаций и аварий, угрожающих целостности и работоспособности объектов обустройства морского месторождения на арктическом шельфе, безопасности персонала и экологии, в настоящее время рассматривается с использованием методов оценки рисков.

Предметом рассмотрения являются вероятность события и тяжесть последствий данного события.

Для снижения тяжести последствий обычно предполагается, что возвращение объекта в рабочее состояние должно проводиться в разумно короткие сроки с помощью технических средств и судов обеспечения, которые имеются в распоряжении оператора. При этом эвакуация персонала должна проводиться незамедлительно.

Между тем экстремальные природно-климатические условия Арктики (полярная ночь, наличие ледяных образований различной природы и размеров, частые нарушения связи в полярных широтах из-за природных явлений и т. д.) накладывают существенные ограничения на эффективность проведения аварийно-спасательных и ремонтно-восстановительных работ и, соответственно, снижают общий уровень безопасности объекта [1].

Декомпозиция свойства «Живучесть ПТП»
Decomposition of the property «The persistence of a floating technology platform (FTP)»

Поэтому актуальной проблемой для объектов обустройства морского арктического месторождения становится оценка их способности компенсировать экстремальные воздействия, существенно превосходящие проектные значения, и при этом продолжать выполнять свои производственные функции.

Такая способность (свойство) объекта противостоять неблагоприятным воздействующим факторам различной природы, параметры которых значительно превосходят нормальные проектные значения, а при каких-либо повреждениях сохранять и восстанавливать в определенной степени свои функциональные способности в морском флоте получила название «живучесть» [2].

Рассмотрим данное свойство применительно к плавучей технологической платформе (ПТП) как к наиболее технически сложному и уязвимому объекту морского добычного комплекса. Попытки применить понятие «живучесть» к стационарным нефтегазовым платформам не позволяют в полной мере рассмотреть это свойство в рамках его применимости для выбора оптимального типа платформы на этапе определения основных технических решений по обустройству арктического месторождения [4].

Важно отметить, что «живучесть» ПТП – комплексное свойство. Элементами живучести являются: сопротивляемость, адаптивность и восстанавливаемость, которые, в свою очередь, могут определяться рядом свойств. При рассмотрении вопросов обеспечения живучести ПТП удобно применить декомпозицию живучести, представленную на схеме (рисунок).

Сопротивляемость – свойство ПТП, характеризующее ее способность противостоять каким-либо внешним воздействиям, не допуская повреждений элементов ПТП.

Адаптивность – свойство ПТП, характеризующее ее способность сохранять функциональные возможности при каких-либо повреждениях элементов ПТП за счет реконфигурации или трансформации систем или схем реализации процессов.

Восстанавливаемость – свойство ПТП, характеризующее ее способность восстанавливать функциональные возможности при каких-либо поражениях или повреждениях элементов ПТП путем реализации специальных конструктивно-технических решений экипажем (персоналом) ПТП при ведении борьбы за живучесть ПТП или за счет ресурсов самовосстановления отдельных элементов ПТП.

Сопротивляемость ПТП

Сопротивляемость характеризует возможности ПТП, не получая каких-либо повреждений, противостоять неблагоприятным воздействиям различной природы, параметры которых превышают нормальные (спецификационные) значения. Сопротивляемость ПТП определяется устойчивостью и защищенностью ПТП.

Устойчивость – свойство ПТП, характеризующее ее способность сохранять работоспособное состояние во время действия на нее определенного внешнего воздействующего фактора (ВВФ) в пределах заданных значений. В отличие от стойкости, которая характеризует способность определенного изделия сохранять работоспособное состояние во время и после воздействия на него определенного ВВФ в течение всего срока службы в пределах заданных значений, устойчивость характеризует способность изделия сохранять работоспособное состояние в течение относительно короткого промежутка времени – времени действия ВВФ.

Защищенность – свойство ПТП, характеризующее ее способность снижать параметры ВВФ, действующих на элементы и системы ПТП. 

Адаптивность ПТП

Адаптивность характеризует способность ПТП при каких-либо повреждениях элементов и систем ПТП сохранять определенные функциональные возможности. Адаптивность определяется автотомностью и реконфигуративностью.

Автотомность – свойство ПТП, характеризующее ее способность отключения (отторжения) поврежденного элемента системы для сохранения хотя бы частично своих функциональных возможностей. В биологии данная способность живых организмов называется автономией.

Реконфигурируемость – свойство ПТП, характеризующее ее способность обеспечивать реализацию определенных функциональных возможностей за счет структурных изменений систем ПТП.

В общем виде реконфигурируемость –
реализация функций аварийной системы (системы, имеющей какие-либо повреждения) за счет использования отдельных элементов другой системы. Например, осушение затопленных помещений ПТП при использовании насосов забортной воды системы охлаждения. В данном случае адаптивность, в отличие от надежности, определяется не (в том числе) уровнем резервирования основных элементов систем, а возможностями реконфигурации двух систем ПТП в целях реализации необходимой функции. 

Восстанавливаемость ПТП

Восстанавливаемость характеризует способность ПТП за счет расходования специальных ресурсов устранять в возможной степени повреждения элементов систем для временного восстановления, хотя бы частичного, необходимых функций или для снижения параметров ВВФ на ПТП. Восстанавливаемость определяется самовосстанавливаемостью и аварийной восстанавливаемостью.

Самовосстанавливаемость – свойство ПТП, характеризующее способность ее элементов восстанавливать функциональные возможности после прекращения воздействия ВВФ без использования каких-либо посторонних по отношению к элементу дополнительных ресурсов.

Аварийная восстанавливаемость – свойство ПТП, характеризующее ее способность за счет специально выделенных ресурсов восстанавливать функциональные возможности элементов МЛТП. 

Внешние воздействия на ПТП

Проектирование ПТП должно осуществляться с учетом возможных в период эксплуатации неблагоприятных внешних воздействий гидрометеорологических процессов и явлений, а также внешних воздействий техногенного происхождения.

В перечень исходных данных для проектирования ПТП включаются параметры следующих воздействий гидрометеорологических процессов и явлений [3]:

• штормовое волнение, включая воздействия экстремальных волн;

• ледовые явления на поверхности моря;

• ветер, ураган;

• осадки, включая экстремальные снегопады;

• обледенение и т. д.

К группе внешних воздействий техногенного происхождения относят [3]:

• падение на ПТП каких-либо объектов, включая элементы космической техники и летательных аппаратов;

• пожары, взрывы на расположенных рядом с ПТП объектах;

• столкновения с судами, навалы (навигационные аварии) и т. д.

Параметры внешних воздействий служат исходными данными для принятия проектных решений при создании ПТП.

В соответствии с [3] явления, процессы или среда, внешние по отношению к изделию или его составным частям, которые вызывают или могут вызвать ограничение или потерю работоспособного состояния изделия в процессе эксплуатации, характеризуются ВВФ.

В результате внешнего воздействия объект (составная часть объекта) может получить какие-либо повреждения или же воздействия могут привести к поражению объекта.

Если при повреждении сохраняется приемлемая для пользователя неполная способность объекта выполнить требуемую функцию, то при поражении объект полностью теряет свои функциональные возможности. В отличие от полного отказа поражение техники вызывается внешним воздействием, а не является следствием его изнашивания или старения. Аналогичное различие – между терминами «частичный отказ» и «повреждение».

Внешние воздействующие факторы, параметры которых превышают устойчивость ПТП или ее элемента к данному виду ВВФ либо которые приводят к поражению составных частей ПТП (элемента ПТП), если даже определенное время ПТП или ее элемент сохраняют работоспособность, называются поражающими факторами (ПФ) для этого объекта (элемента ПТП), т. е. поражающие факторы способны:

1) привести к повреждению ПТП (элемента ПТП);

2) привести к поражению отдельных составных частей объекта и, как следствие, к повреждению объекта;

3) привести ПТП в неработоспособное состояние (привести к поражению объекта в целом). 

Комплексы мероприятий, обеспечивающие живучесть ПТП

Возвращаясь к отдельным элементам (свойствам) комплексного понятия «живучесть», необходимо отметить, что каждое из этих свойств отражает определенные способности ПТП и обеспечивается соответствующим комплексом конструктивных и организационных мероприятий.

Например, сопротивляемость повреждениям как свойство, характеризующее способность ПТП противостоять повреждающим воздействиям аварий, в максимально возможной степени ограничивая размеры повреждений, обеспечивается:

• разделением корпуса и надстроек на противоаварийные зоны, ограничивающие распространение по судну воды, пожаров, опасных сред;

• конструктивной защитой взрывоопасных районов, ограничивающих размеры разрушений корпусных конструкций и оборудования;

• внедрением автоматических средств пожаротушения, систем раннего обнаружения пожаров, негорючих конструкционных и отделочных материалов, снижающих объемы повреждений при пожарах;

• компоновочными решениями по расположению судового оборудования одного назначения и постов управления одного назначения в различных противоаварийных зонах;

• схемными решениями, уменьшающими количество выходящего из строя оборудования радиоэлектронных систем при зависимых отказах оборудования;

• формированием и надлежащим оснащением аварийных партий с установлением их требуемой численности;

• защищенностью персонала от действия поражающих факторов аварий;

• повышением стойкости и защищенности отдельного оборудования и пр.

Повышение сопротивляемости обеспечивает снижение объемов повреждений ПТП при заданном уровне повреждающих воздействий или дает возможность сохранить их на прежнем уровне при более интенсивных воздействиях [4].

Адаптивность к повреждениям как свойство, характеризующее способность ПТП решать поставленные функциональные задачи на уровне не ниже минимально допустимого в условиях полученных повреждений, обеспечивается:

• наличием необходимых структурных и функциональных резервов по основному оборудованию и структурам управления;

• возможностью реконфигурации судовых систем за время, исключающее срыв решаемых задач;

• наличием аварийных источников рабочих сред;

• наличием устойчивых средств получения и передачи информации для управления ПТП в аварийных условиях.

Повышение сопротивляемости МЛТП снижает вероятность утраты работоспособности при заданном уровне повреждающих воздействий.

Восстанавливаемость как свойство, характеризующее способность ПТП восстанавливать свои функциональные возможности после их утраты в процессе аварии за время, не приводящее к срыву решаемой задачи, обеспечивается:

• наличием аварийных трубных и кабельных сростков;

• приспособленностью к использованию ЗИП в аварийных условиях;

• наличием средств ремонта и КИП для проведения восстановительных работ и пр.

Повышение восстанавливаемости ПТП также обеспечивает снижение вероятности утраты работоспособности при заданном уровне повреждающих воздействий.

Следует отметить, что разделение живучести на указанные элементы справедливо для всех свойств, ее обеспечивающих, включая взрывопожарозащищенность, непотопляемость, живучесть технических средств, аварийную прочность. Это дает возможность формировать конструктивные решения применительно к перечисленным свойствам, обеспечивая их рациональное сочетание на основе рассмотрения живучести ПТП в целом.

Разделение живучести на элементы позволит быть уверенными в том, что в процессе проектирования будут рассмотрены все ее обеспечивающие средства. Кроме того, комплексное рассмотрение мероприятий по обеспечению сопротивляемости для всех обеспечивающих живучесть свойств позволяет оптимизировать их состав и предлагаемую организацию ведения борьбы за живучесть. 

Заключение

В настоящее время в Правилах проектирования морских добывающих и буровых платформ требования по обеспечению живучести не предъявляются. Соответственно, отсутствуют методики и критерии оценки их живучести. Вместе с тем для плавучих технологических платформ, а также для других объектов морского промысла задача обеспечения живучести на этапах проектирования и строительства является весьма актуальной, поскольку любое аварийное прекращение добычи углеводородов даже на незначительное время приводит к существенным убыткам и влияет на срок окупаемости проекта освоения месторождения.

Актуальность рассмотрения проблемы повышения живучести морских ПТП, предназначенных, в частности, для работы на арктическом шельфе, обусловлена также проблемами обеспечения безопасности персонала и экипажа ПТП, поскольку:

• ввиду значительного удаления от береговых аэродромов оперативная эвакуация персонала и экипажа ПТП при аварии с использованием вертолетов может быть крайне опасной, что делает необходимым обеспечение безопасного пребывания экипажа и персонала на аварийной ПТП в течение длительного времени;

• при определенных гидрометеорологических условиях операции по эвакуации и покиданию ПТП могут быть сопряжены с высоким риском, поэтому наиболее безопасным местом для персонала и экипажа может быть ПТП.

В силу вышеназванных причин сохранение ПТП, в том числе при аварии, в состоянии, безопасном для персонала и экипажа, является первостепенной задачей, что может быть реализовано только при обладании ПТП необходимым уровнем живучести.

Для использования комплексного понятия живучести применительно к плавучим технологическим платформам различного типа необходимо сформулировать принципы обеспечения живучести ПТП, которые могут быть сведены к следующим основополагающим позициям:

• целью обеспечения живучести ПТП является сохранение минимально допустимого уровня функциональных возможностей ПТП, обеспечивающих безопасность персонала и экипажа;

• в качестве исходных данных для оценки живучести ПТП должен рассматриваться полный перечень возможных неблагоприятных событий и внешних воздействующих факторов. Необходимо отметить, что перечень и уровни неблагоприятных внешних воздействующих факторов, как правило, задаются на основе прогнозов и имитационного моделирования, а не по статистическим данным, зафиксированным в реальных авариях;

• оценка живучести ПТП должна базироваться на анализе выполняемых системами и комплексами ПТП функционально-самостоятельных операций и их функционально-логических схем;

• при рассмотрении вопросов оценки живучести ПТП необходимо различать три вида: расчетная оценка живучести ПТП (на этапе разработки проекта, в том числе с использованием аппарата имитационного моделирования), экспертная оценка живучести ПТП (на этапах проектирования, строительства и эксплуатации) и оперативная оценка живучести ПТП в процессе эксплуатации, в том числе при авариях ПТП.

Введение понятия «живучесть» в состав основных критериев, таких как надежность, характеризующих общую безопасность морской ПТП, позволит более обоснованно подходить как к выбору основных технических решений на предынвестиционной стадии, так и к оценке текущего состояния объекта во время его эксплуатации.

Центральный участок горизонта АС10–12 Приобского месторождения (южная часть) введен в добычу в 2003 г., здесь пробурено 285 скважин, из них 194 основного фонда (в том числе 100 добывающих и 94 нагнетательные), уплотняющих добывающих – 91. Первоначально участок разбурен по линейной однорядной блоковой системе разработки с треугольной равномерной сеткой плотностью 21,65 га/скв. (рис. 1). Расстояние между рядами нагнетательных и добывающих скважин – 433 м, между скважинами в рядах (как в добывающих, так и в нагнетательных) – 500 м. Азимут направления размещения рядов скважин ~ 340°. Плотность начальных извлекаемых запасов (НИЗ) нефти по объекту АС10–12 высокая – 9,7 тыс. т/га.

Рис. 1. Типовой элемент схемы размещения скважин на Приобском месторождении (южная часть)

Fig. 1. The standard component on the wells location scheme at the Priobskoye field (South part)

Максимальная добыча нефти по участку – 2170 тыс. т при темпе отбора от НИЗ 5,4 % – получена в 2007 г. Темп отбора жидкости от НИЗ достигал 9 %. КИН на 01.01.2015 г. ~ 0,14, от НИЗ отобрано 42 %, текущая обводненность – 56 %. Характеристика обводнения участка вполне удовлетворительная, накопленный водонефтяной фактор (ВНФ) – 0,55 т/т.

Ключевым технологическим фактором, обеспечившим весьма успешные результаты разработки слабопроницаемых пластов Приобского месторождения, является масштабное применение гидроразрыва, проведенного, причем неоднократно, во всех скважинах. По состоянию на 01.01.2015 г. на месторождении проведено более 6 тыс. гидроразрывов пласта, из них на пачку АС10 приходится 63 %, на пачку АС12 – 37 % общего их количества.

Рис. 2. Результаты исследований по определению азимутов трещин ГРП [4]

Fig. 2. The research results of determining the azimuth of a hydraulic fracture [4]

По Центральному участку в 285 скважинах выполнено всего 868 ГРП, т. е. в среднем по три гидроразрыва в каждой скважине. По пачке АС10 сделано 518 ГРП, по АС12 – 350 ГРП. Наибольшее количество первичных ГРП выполнено в начальный период разбуривания и разработки участка – в 2004–2007 гг.

Масса закачанного проппанта в среднем на 1 операцию по участку составляет 118 т/скв., в том числе по основному фонду скважин – 123 т/скв. (при диапазоне от 20 до 400 т/скв. и более). Большеобъемные (>100 т проппанта) ГРП составили примерно половину от всех операций. На 1 м нефтенасыщенной толщины приходится в среднем 10,3 т/м закачанного проппанта. Согласно дизайну расчетная полудлина трещины ГРП оценивается примерно в 140–150 м, ширина трещины, закрепленная проппантом, – 4–5 мм. Давление (на забое) начала раскрытия трещин ГРП – 42 МПа.

Гидроразрыв пласта в условиях южной лицензионной территории (ЮЛТ) фактически стал мощной прорывной технологией, обеспечившей рентабельную разработку низко- и ультранизкопроницаемых коллекторов объекта АС10–12. Согласно оценкам [1, 2] доля дополнительной добычи нефти на ЮЛТ Приобского месторождения, извлеченной за счет ГРП, составляет 62 % от общей накопленной добычи за историю разработки.

Важнейшим условием, обеспечивающим благоприятную характеристику вытеснения нефти водой в условиях рядных систем разработки низкопроницаемых коллекторов, является выбор правильного расположения рядов скважин – относительно азимута преимущественного распространения трещин гидроразрыва. Известно, что если трещины ГРП распространяются параллельно линиям рядов скважин, то в случае создания одной «двукрылой» трещины характеристика обводнения участка будет благоприятной, и наоборот.

Согласно данным работ [3, 4] по месторождениям ООО «РН-Юганскнефтегаз» в ХМАО – Югре (Приобское – СЛТ, Малобалыкское, Восточно-Сургутское, Киняминское и др.) азимут распространения трещин первичных ГРП составляет в среднем 332° (рис. 2) при стандартном отклонении от указанной величины ±14°. Причем в работе [4] показано, что в условиях пластов, подобных АС11–12 Приобского месторождения (СЛТ), при гидроразрыве создается одна «двукрылая» трещина.

Вначале изучили показатели эксплуатации двух групп скважин Центрального участка месторождения (объект АС10–12) за безводный период (БВП) их работы (табл. 1), а именно: а) скважин добывающих рядов; б) скважин нагнетательных рядов (в отработке) на нефть.

Из табл. 1 следует, что за БВП показатели работы двух групп скважин существенно различаются:

• у скважин добывающих рядов (перпендикулярны направлению трещин ГРП) накопленные показатели по добыче нефти значительно лучше;

• у нагнетательных скважин (параллельны трещинам ГРП) существенно выше дебит нефти и удельный дебит.

Рассмотрим историю эксплуатации скважин Центрального участка ЮЛТ Приобского месторождения. При обобщении материалов учтены данные по 161 скважине, пробуренной в начальный период разработки, в том числе 99 расположены в добывающих рядах и 62 нагнетательные скважины, перебывавшие в отработке на нефть (табл. 2) в период с 2006 по 2009 г. Временной интервал анализа работы обеих групп скважин одинаков.

Сравнение результатов эксплуатации скважин добывающих и нагнетательных рядов на одинаковом временном отрезке указывает на существенную разницу (табл. 2, рис. 2) в показателях:

• средний дебит нефти нагнетательных скважин на 9 % выше;

• средний дебит жидкости их выше в 1,5 раза;

• обводненность выше в 3 раза;

• накопленный ВНФ выше в 6 раз.

При практически одинаковых с добывающим фондом геолого-физических параметрах пластов отмечено превышение дебита жидкости и обводненности скважин нагнетательных рядов, которое обусловлено двумя основными факторами:

• различным размещением скважин относительно направления распространения трещин ГРП и, соответственно, разными скоростями продвижения фронта нагнетаемой воды;

• более интенсивными режимами эксплуатации скважин нагнетательных рядов.

Из сравнения режимов эксплуатации двух групп скважин следует, что:

• среднее пластовое давление в зоне скважин нагнетательных рядов на 2,5 МПа, или на 13 %, выше, чем по добывающим рядам (из-за опережающего в зоне закачки эффекта авто-ГРП);

• среднее забойное давление по нагнетательным (в отработке) скважинам выше на 20 % из-за подъема на поверхность более обводненной продукции;

• вследствие более высокого пластового давления средняя депрессия на пласт по нагнетательным (в отработке) скважинам выше на 1,8 МПа, или на 13 %;

• коэффициент их продуктивности на 1,3 м3/сут.МПа, или на 34 %, выше, чем по добывающим скважинам.

Однако главным фактором, обусловливающим различие показателей эксплуатации групп скважин, является скорость продвижения фронта нагнетаемой воды относительно «генерального» направления развития трещин ГРП, имеющих азимут ~ 332° + 14°. В рассматриваемых условиях забои нагнетательных скважин (под закачкой и в отработке) в пласте практически напрямую связаны через техногенные трещины ГРП. В то же время добывающие скважины находятся здесь в более выгодном положении, а именно – перпендикулярны линиям трещин гидроразрыва (рис. 1).

Рис. 3. Графики эксплуатации скважин добывающих и нагнетательных (в отработке) рядов Центральной части ЮЛТ

Fig. 3. Graphs of the exploitation of production and injection wells (testing process) of the rows of the Central part of the southern licensed territory (SLT)

Для определения скоростей продвижения фронта нагнетаемой воды оценили время ее появления в добывающих и нагнетательных (в отработке) скважинах за один и тот же временной период: после перевода под закачку соседних нагнетательных скважин. При этом получено, что средняя продолжительность периода от начала закачки до появления воды в добывающих скважинах составляет 31,8 месяца, или 2,65 года, а для нагнетательных в отработке – 4,3 месяца (0,36 года). Скорость продвижения фронта нагнетаемой воды (с учетом наличия в пласте трещин ГРП) при расстоянии между скважинами по сетке 500 м составляет: для добывающих скважин – 0,5 м/сут, для нагнетательных в отработке – 3,9 м/сут, т. е. в 7,8 раза выше.

Таким образом, при параллельном расположении рядов скважин относительно направления трещин ГРП формируется достаточно равномерный фронт продвижения закачиваемой воды, обеспечивающий более высокую эффективность вытеснения нефти (рис. 4).

Выполненная оценка скоростей продвижения фронта нагнетаемой воды является приближенной, так как реакция добывающих скважин на закачку воды определялась только по скачку обводненности – после перевода соседних нагнетательных скважин под закачку воды. Более достоверно скорость продвижения воды (в разных направлениях – относительно линии стресса) можно оценить путем проведения трассерных исследований при переводе под закачку нагнетательных скважин на вновь осваиваемых участках.

Отметим также следующий важный момент. При расстоянии между нагнетательными скважинами 500 м (рис. 1) и суммарной длине «двукрылой» трещины ГРП в этом межскважинном пространстве 150 м + 150 м = 300 м расчетный отрезок пласта между двумя соседними нагнетательными скважинами, не охваченный ГРП, составляет 200 м. В то же время расстояние (по прямой) от окончания «крыла» трещины ГРП в нагнетательной скважине до забоя добывающей скважины, не охваченное трещиной ГРП, составляет 458 м.

Рис. 4. Усредненные зависимости «обводненность – отбор НИЗ» по группам залежей (ЧНЗ, ВНЗ) месторождений Юганского района ХМАО и Центрального участка ЮЛТ [7]

Fig. 4. The average dependences «water cut – oil withdrawal from initial recoverable reserves (IRR)» on groups of deposits (water-free oil zone – WFOZ, water-oil zone – WOZ) of Yugansk region of Khanty-Mansi Autonomous Okrug and the Central area of the SLT [7]

При прочих равных условиях это означает, что разница в скоростях продвижения ФНВ добывающих/нагнетательных скважин должна составлять 458 м : 200 м = 2,3 раза. Фактическое же соотношение скоростей продвижения закачиваемой воды к нагнетательным и добывающим скважинам (с учетом «выравнивания» их на единицу перепада давления ΔР) составляет 6,3 раза. Исходя из этого можно предположить, что расстояние, не затронутое трещинами ГРП в промежутке между нагнетательными скважинами в ряду, составляет не 200 м, а всего лишь 73 м (из расчета 458 м : 6,3). Это можно объяснить только проявлением в пласте кроме техногенных трещин ГРП также «первичных» трещин авто-ГРП, имеющих суммарную длину двух «крыльев» трещины ~ 850 м. Согласно данным работы [5] для условий Приобского месторождения (СЛТ) длина одного «крыла» трещины ГРП может достигать 1000 м.

Таким образом, удачное размещение рядов скважин в однорядной системе разработки в условиях массового применения гидроразрывов пласта на ЮЛТ Приобского месторождения обеспечило удовлетворительную характеристику обводнения Центрального участка. Из рис. 4 следует, что кривая обводнения, построенная в координатах «отбор НИЗ – обводненность», близка к типовой характеристике вытеснения по среднепроницаемым объектам нефтяных месторождений Юганского района ХМАО – Югры, представленным примерно в равном соотношении участками ЧНЗ и ВНЗ, с ожидаемой прогнозной конечной нефтеотдачей ~ 36 % [7]. 

Выводы

1. При разработке крупных литологических залежей нефти, приуроченных к слабопроницаемым (2–7 мД) коллекторам (типа объекта АС10–12 Приобского месторождения), рядными системами с массовым применением большеобъемных ГРП важнейшую роль играет правильное размещение рядов скважин относительно регионального направления техногенных трещин гидроразрыва (или трещин авто-ГРП).

2. Показано, что время от начала закачки воды в нагнетательные скважины до появления воды в соседних скважинах, расположенных параллельно и перпендикулярно направлению трещин ГРП, составляет, соответственно, 4,3 и 31,8 мес, а скорости продвижения ФНВ (приведенные к единице депрессии) различаются в 6,3 раза.

3. При расчетной длине одного «крыла» трещины ГРП 150 м фактическая полудлина ее, видимо, превышает 200–210 м, что связано с первоначальным проявлением эффекта авто-ГРП.

4. За счет оптимального размещения скважин добывающих рядов относительно трещин ГРП по южной лицензионной территории Приобского месторождения (Центральный участок) удалось обеспечить удовлетворительную характеристику обводнения: при отборе 42 % НИЗ текущая обводненность составила 56 %, а накопленный ВНФ – 0,55 т/т.

Авторы статьи благодарят за помощь в сборе и обработке исходных материалов Р.А. Закирову, Н.А. Исакову, О.А. Шабалину (ООО «ПБ «ТЭРМ»).

Таблица 1. Характеристика БВП скважин
Table 1. Characteristics of irrevocable water consumption (IWC) of wells

Таблица 2. Показатели и режимы эксплуатации скважин Центрального участка объекта АС10–12
Table 2. Parameters and operation modes of wells in the Central section of the AS10–12 pack

– Над чем работает «Стройкомплекс ХХI» сегодня? Есть ли приоритетные направления?

– Мы не привыкли распыляться, поэтому на данный момент бльшая часть усилий сосредоточена на элитном жилом комплексе «Аллегро-Парк» в Приморском районе рядом с поселком Лисий Нос. По формату этот проект абсолютно соответствует нашей компании, имеющей все необходимое для реализации крупных проектов в премиальном секторе. И хотя сегодня мы уже прорабатываем дальнейшие перспективы, на которые сможем выйти в следующем году, пока «Аллегро-Парк» – наша главная задача.

– На что была сделана ставка в данном случае? Качество, эстетика, инновации?

– Все это – неотъемлемые составляющие любого нашего проекта. Мы всегда стремились создавать современные, качественные и привлекательные с архитектурной точки зрения объекты для жизни. Что касается инноваций, в них тоже нет недостатка. Полагаю, в рамках проекта «Аллегро-Парк» мы первыми в России соединили деревянные ограждающие конструкции с железобетонным каркасом. Плюс такого решения – абсолютная устойчивость, надежность и противопожарная безопасность несущих и брандмауэрных конструкций в сочетании со стенами, которые «дышат» и являются экологически чистыми, с хорошим запахом натурального дерева. За основу архитектурной концепции была взята эстетика классического альпийского шале, которую мы освежили современными приемами, обретающими все бльшую популярность в Австрии и Швейцарии.

– «Аллегро-Парк» – это элитные таунхаусы. Не логичнее ли за такую сумму купить или построить собственный, отдельно стоящий дом за городской чертой?

– Большинство наших клиентов уже пожили в отдельно стоящих домах, они имеют опыт, им есть с чем сравнивать. Так вот, сегодня они выбирают именно таунхаус, и прежде всего из соображений комфорта. Владельцам такого жилья не надо самостоятельно выяснять, почему нет электричества, решать вопросы с уборкой и охраной территории, вывозом мусора и так далее. Это мелочи, но даже мелкие не-
удобства снижают уровень комфорта. Плюс наших таунхаусов в том, что человек получает атмосферу загородного дома, комфорт городских апартаментов, и все это – в одном километре от Финского залива, в окружении заповедного леса с птицами, белками, ягодами и грибами.

Вообще, если углубляться в этимологию, таунхаус – это городской дом. Но в России это понятие приобрело иной смысл. Зачастую у нас таунхаусы воспринимаются как загородные блокированные дома с одной стеной на двоих. Однако мы пошли иным путем.
В «Аллегро-Парке» у каждого дома абсолютно независимые, отдельные стены. Пространство между ними – «стык», составляющий около 5 см, – дополнительно заполнено минераловатным утеплителем. Для понимания приведу абсурдный пример: если человек в цепочке захочет снести свой дом, то соседние дома останутся не только с нетронутыми, но и с утепленными стенами. Такая конструкция обеспечивает прекрасную шумоизоляцию, которая на порядок выше, чем в современных многоэтажных домах.

Мы также уделяем большое внимание будущему коллективу жильцов: все переговоры по продажам веду лично я, ведь покупка таунхауса в некотором смысле означает вступление в «закрытый клуб», и нам очень важен его состав.

– На территории в 1 га возведено всего 33 блокированных дома, хотя регламент позволял построить больше. С чем связано такое решение?

– По правилам застройки и землепользования Санкт-Петербурга мы могли возвести более 60 домов, но это бы не позволило попасть в ту нишу, в которую мы стремились. Сегодня экономкласс представлен на петербургском рынке в очень большом объеме. В результате кризиса недвижимость такого уровня продается медленно. Активно покупают либо бюджетное жилье, опираясь на ипотеку, субсидии и льготы, либо элитные дома и квартиры. Динамика продаж показывает, что мы «в рынке». Это позволило нам даже в момент стагнации оказаться востребованными и проводить сделки стоимостью от
20 млн до 40 млн руб. за дом, и сегодня всерьез прорабатываем вопрос увеличения стоимости домовладения.

– Мы говорим об элитном домостроении. Что вкладывают профессионалы в понятие элитного объекта?

– Многие ломали над этим голову. Союз риэлторов в Москве создал методическое пособие по разделению жилья на категории. Там представлены около
10 параметров, обязательных для проекта элиткласса (от имени архитектора и места расположения до количества санузлов по числу спален плюс один), при этом цена – не определяющий фактор, а скорее, результат. Надо сказать, что из всех параметров ЖК «Аллегро-Парк» попадает в категорию «элит» по 9 из них. Все упирается в отсутствие теплых парковочных мест. При этом у каждого дома в трех шагах от крыльца сделан навес для автомобиля. Но, что любопытно, у нас было несколько домов со встроенными гаражами. Так вот, во всех случаях покупатели от гаражей в итоге отказались в пользу саун, дополнительных гардеробных и других подсобных помещений.

– Российские производители способны обеспечить рынок элитного домостроения необходимыми материалами?

– Изначально в концепции проекта ЖК «Аллегро-Парк» было указано: «Построено на финских и европейских материалах». Когда произошел скачок валютного курса, мы вынуждены были искать импортозамещение: было потрачено три месяца на изучение отечественного рынка и поиски аналогов, поскольку важно было сохранить уровень, заложенный в проекте изначально. К сожалению, в итоге вернулись к импортным материалам, потому что под наш формат «бизнес+» и «элит» не смогли найти ничего. Пришлось вернуться к финскому брусу, австрийской напольной доске, газовому оборудованию Viessmann, трубам для обогрева полов из Италии. Да, мы подняли цены на дома на 20 % (это не погоня за прибылью: к примеру, финские панорамные сдвижные окна Skaala для одного дома стоят как 2-комнатная квартира в новостройке на окраине Санкт-Петербурга), и клиенты отнеслись к этому с пониманием. Они знают, что платят за безупречное качество и надежность.

– Как, в таком случае, вы оцениваете перспективы элитного рынка?

– Думаю, массовый сегмент жилья будет полностью обеспечен нашими производителями, а вот застройщикам элитных объектов еще долго придется опираться на зарубежные производства. В целом элитный сегмент на рынке довольно небольшой по объему метража. Соответственно, под его нужды никто не будет выстраивать новые производства или перестраивать существующие, как бы нам этого ни хотелось. При этом в условиях сложившейся внутренней конъюнктуры потенциал рынка элитной недвижимости на сегодняшний день позволяет ему активно развиваться.

– Вы наверняка заинтересовали многих наших читателей, можно ли приехать на экскурсию?

– Приглашаем всех посетить ЖК «Аллегро-Парк» в выходные дни в удобное для вас время и насладиться уютными и комфортабельными интерьерами, созданными специально для демонстрационного дома-шале ведущими дизайнерами, выпить чашку ароматного кофе у зажженного камина после прогулки по окружающему жилой комплекс сосновому лесу и заснеженному пляжу Финского залива, находящемуся в пяти минутах ходьбы. Сделайте новогодний подарок себе и своим близким.

ЖСК «Аллегро-Парк»
197755, г. Санкт-Петербург,
пос. Лисий Нос, ул. Песочная. д. 5
Тел.: +7 (921) 906-64-04

www.allegro-park.ru

Проектирование и эксплуатация трубопроводных систем в условиях Арктической зоны ставят во главу угла вопросы уменьшения воздействия на окружающую среду. В подобной ситуации прогнозирование возникновения и развития аварийных ситуаций, уменьшение наносимого ими ущерба наиболее актуальны. Данная статья посвящена разработке комплексного подхода к прогнозированию аварий и их последствий на магистральном нефтепроводе в Арктической зоне РФ с применением современных программных средств моделирования разлива и методик по оценке риска.

Для анализа был взят участок готовящегося к пуску в эксплуатацию в 2016 г. магистрального нефтепровода (МН) «Заполярье – НПС «Пурпе» ПАО «Транснефть» (рис. 1).

Рис. 1. Географическое расположение МН «Заполярье – НПС «Пурпе»
Fig. 1. Geographical location TP (trunk pipeline) «Zapolyarye – OPS (oil pumping station) «Purpe»

Нефтепровод проложен в условиях арктического климата (территория Ямало-Ненецкого автономного округа), характеризующегося суровой продолжительной зимой, сравнительно коротким, но теплым летом. Генеральное направление трассы – с севера на юг. В районе прокладки преобладают сложные геологические условия: протяженные участки многолетнемерзлых грунтов (ММГ), наличие слабонесущих и пучинистых грунтов.

Смесь нефтей, планируемая к перекачке, характеризуется температурой застывания до 17 °C и высокой вязкостью. По этим причинам предусмотрен подогрев нефти до 60 °C на специально оборудованных пунктах подогрева, расположенных вдоль трассы [1].

В качестве основного выбран надземный способ прокладки нефтепровода, поскольку при подземной прокладке «горячего» нефтепровода на участках распространения ММГ будут формироваться ореолы оттаивания вокруг нефтепровода с образованием протяженных обводненных зон вдоль трубы. Это приводит к активному развитию эрозионных процессов, следствием которых является деформация грунтов, обусловливающая неоднородные перемещения трубопровода, которые могут повлечь за собой нарушение целостности трубопровода и возникновение аварийной ситуации. Подобные процессы также могут быть вызваны аварийным разливом «горячей» нефти на грунт. Деформация грунтов может быть также вызвана проведением работ по локализации и ликвидации разлива нефти в условиях Арктической зоны, рекультивации нефтезагрязненных земель.

Рис. 2. Этапы преобразования рельефа местности
Fig. 2. Stages of terrain transformation

При такой постановке вопроса важным является прогнозирование путей распространения разлива и особенно мест скопления нефти.

В статье рассматривается прогнозирование путем моделирования разлива нефти с учетом рельефа местности. Для моделирования использовался модуль «Разлив нефтепродуктов (суша)» (далее – модуль), разработанный российской компанией ООО «ИНТРО-ГИС»
(г. Уфа) для программного пакета ArcGIS Desctop. Учитывая климатические условия местности, было проведено пробное моделирование в условиях низких температур (–40 °C), показавшее, что в подобных условиях нефть не сможет распространиться на большие расстояния и будет скапливаться под нефтепроводом в радиусе 50 м от его оси.
В статье рассмотрен наиболее опасный вариант распространения разлившейся нефти, когда основное влияние на распространение и скопление оказывает рельеф местности, на которой проложен нефтепровод, поскольку такой вариант моделирования позволяет прогнозировать наиболее удаленные места стоков и скоплений. 

Для моделирования применялась процедура «Экспресс-оценка», исходными данными являлись:

• объем возможного разлива нефти;

• места возможного разлива нефти;

• цифровая модель рельефа.

Места возможного разлива и объем вытекающей нефти были определены на основе оценки риска. Было проанализировано 107 аварий (за период 1998–2011 гг.) на объектах магистрального трубопроводного транспорта нефти. Из них в 97 случаях произошли утечки нефти на линейной части, в 93 случаях авария прошла без воспламенения, в 104 случаях пострадавшие отсутствуют. Таким образом, при проведении оценки будем считать, что разлив происходит без воспламенения и без пострадавших. Отказ от учета воспламенения нефти также обусловлен тем, что при разливе без воспламенения наносится наибольший ущерб окружающей среде именно от загрязнений территории нефтью.

Рис. 3. Представление рельефа в 3D с нанесением трассы нефтепровода

Fig. 3. A 3D view of topography with drawing the pipeline route

Для оценки риска нефтепровод был разбит на секции протяженностью 1 км, с точками возможного истечения в начале каждого участка. Объем истечения из каждой точки определялся в соответствии с [2] с учетом времени закрытия задвижек, расстояния от них, профиля рельефа. Оценка риска проводилась с помощью программного пакета Toxi+Risc версии 4.4.1, ущерб оценивался в соответствии с методикой, представленной в руководящем документе [3]. Под риском понималось сочетание (произведение) вероятности (или частоты) нанесения ущерба и тяжести этого ущерба [4]. Типовыми показателями для определения степени опасности при аварии на магистральном нефтепроводе согласно [5] являются два удельных (т. е. приходящихся на единицу длины нефтепровода) показателя: удельные ожидаемые потери нефти при аварии и удельный ожидаемый экологический ущерб от аварии. Критерии опасности аварий на линейной части МН представлены в табл. 1.

По итогам оценки риска все участки выбранного МН протяженностью 1 км каждый характеризуются малой, реже – средней сравнительной степенью опасности аварии. Средняя сравнительная степень опасности обусловлена вероятностью попадания разлива ННП в водный объект. Для моделирования выбран отрезок трассы с большим количеством водных объектов, располагающихся вблизи трубопровода. Данные по оценке риска выбранного отрезка трассы и объемы утечки нефти при гильотинных разрывах представлены в табл. 2.

Цифровая модель местности была построена на основе результатов лазерного сканирования. Изолинии и отметки высот были преобразованы средствами ArсGIS в регулярную сетку рельефа GRID. Этапы создания цифровой модели местности представлены на рис. 2.
В формате 3D модель рельефа с нанесенной трассой трубопровода изображена на рис. 3.

Более полное представление об окружающей обстановке можно получить путем нанесения на регулярную сетку рельефа картографической информации с изображением водных объектов и объектов инфраструктуры. На выбранном участке объекты инфраструктуры отсутствуют, однако присутствует большое количество водных объектов. Модуль позволяет моделировать разлив на суше. Для учета возможности попадания ННП в водные объекты допустим, что при попадании нефти в водный объект она не выходит за его пределы.

Водные объекты нанесем на рельеф средствами модуля в виде углублений (глубина 2 м), таким образом давая возможность растекающейся нефти при попадании в них не распространяться дальше по поверхности. Ход преобразований рельефа представлен на рис. 4.

Рис. 4. Преобразование рельефа местности

Fig. 4. A terrain transformation

Распространение разлива при моделировании происходит с учетом следующих предположений [6]:

1) нефть стекает по рельефу в направлении кратчайшего спуска;

2) при попадании нефти в локальное понижение происходит заполнение локального понижения до момента перелива;

3) в случае если вместимости локального понижения недостаточно для удержания объема разлива, определяется минимальная высота на границе бассейна локального понижения. Далее расчет продолжается согласно п. 1, при этом остаточный объем определяется разницей между исходным объемом и вместимостью локального понижения;

4) если вместимости локального понижения достаточно для удержания объема нефтепродукта, объем нефти определяется путем сложения объемов, удерживаемых в отдельных ячейках рельефа (соседях) до момента превышения объема;

5) вопросы испарения и впитывания нефтепродукта не рассматриваются.

Стоит отметить, что надземная прокладка нефтепровода облегчает моделирование разлива, поскольку нефть при проливе сразу попадает на поверхность и начинает растекаться.

Рис. 5. Результаты моделирования разлива

Fig. 5. The results of the spill modeling

Результат моделирования представлен на рис. 5. Красными окружностями отмечены места попадания нефти в водный объект, их стоит отнести к зонам приоритетной защиты, для которых рекомендуется разработка защитных мероприятий и сооружений.

В рамках данной статьи не рассматривались методы локализации нефти в условиях Арктической зоны, а также возможные методы защиты водных объектов. Проведение земляных работ в Арктике нарушает хрупкое природное равновесие, что приводит к комплексу опасных последствий, описанных в начале статьи, и может нанести непоправимый экологический ущерб. Поэтому необходима проработка решений по устройству защитных сооружений без проведения земляных работ.

Подводя итог, стоит отметить, что описанный подход позволяет получить наиболее полную и приближенную к реальности картину событий при аварии на магистральном нефтепроводе. Полученные результаты могут быть использованы при разработке защитных мероприятий и сооружений, направленных на минимизацию ущерба и максимальное сокращение воздействия возможного разлива на хрупкое природное равновесие Арктики. Подобный подход наиболее применим к МН надземной прокладки, однако может быть использован и при прогнозировании последствий нефтяных разливов при подземной прокладке трубопровода при условии учета явлений выхода нефти на поверхность, фильтрации через грунт и т. д.

Таблица 1. Типовые показатели с критериями опасности аварий на линейной части МН
Table 1. Typical parameters and standards of risks of accident in the linear part of main oil pipeline (PL)

Таблица 2. Результаты оценки риска на выбранном отрезке трассы трубопровода и объемы утечки нефти при гильотинных разрывах
Table 2. The results of risk assessments at the selected segment of the pipeline route and the amount of oil leakage when the guillotine breaks

Приоритетными задачами в области эксплуатации газотранспортной системы (ГТС) на нынешнем этапе развития отрасли должны стать оптимизация ремонтных работ и объемов их финансирования на основе достоверных данных диагностики [1]. В то же время в системе комплексного решения вопросов качественного и своевременного обслуживания и ремонта
ЛЧ МГ важную роль играют результаты диагностики состояния не только самой трубы, но и грунтов околотрубного пространства.

Именно диагностирование состояния грунтов в зонах природно-техногенных рисков, таких как карст, оползни, горные подработки и пр., на потенциально опасных участках (ПОУ) дает возможность адресно направлять средства для восстановления целостности газопроводов.

а) a)                                                   б) b)

Рис. 1. Провалы вблизи трассы МГ «Чусовой – Березники – Соликамск»:

а) 30 х 40 м (декабрь 2014 г.); б) 122 х 125 м (сентябрь 2015 г.)

Fig. 1. Collapses are close to highway Chusovoy – Berezniki – Solikamsk main gas pipeline:

a) 30 x 40 m (December 2014); b) 122 x 125 m (September 2015)

К сожалению, существующие нормы и правила не регламентируют необходимость учета геодинамических факторов риска при проектировании, строительстве и эксплуатации газопроводов. Взаимодействие ГТС и природной среды происходит как в нетронутом массиве (прокладка трубы в естественных условиях), так и в подработанном, нарушенном (устройство дренажей, срезка языковой части оползней, принудительное перемещение грунта, горные, шахтные подработки, термокарст и пр.). Диагностирование ГТС сводится, как правило, только к контролю технического состояния и целостности самого газопровода. Характер же работы системы «труба – грунт» в зонах влияния активных опасных геодинамических процессов (ОГП), т. е. в реальных зонах риска, детальному комплексному исследованию ранее не подвергался [2]. Критерии оценки влияния ОГП в действующих нормативных документах также не отражены [3], хотя многие специалисты отмечают, что ни один из методов диагностики трубопроводов (ВТД, ультразвук, ИВ-2, сканер-дефектоскопы и др.) не гарантирует безопасную работу ЛЧ МГ на проблемных геодинамических участках без использования эффективных методов контроля напряженно-деформированного состояния (НДС) грунтов. В первую очередь это относится к объектам ГТС, расположенным на ПОУ в аварийных зонах прохождения газопроводов, где смонтированы вставки ИВ-2. Так, ряд специалистов отмечают, что вставки ИВ-2 могут только определять подвижки грунта на последней стадии в момент, когда подвижка существенна и начинает действовать на состояние трубы, что резко уменьшает период времени для корректирующих действий.

Рис. 2. Взрыв газовой ловушки в районе МГ «Бованенково – Ухта»

Fig. 2. The explosion of the gas flares in the area of Bovanenkovo – Ukhta main gas pipeline

Обратимся к фактам. Большие проблемы для надежного снабжения Пермского промузла представляют внезапные масштабные провалы вблизи трассы МГ «Чусовой – Березники – Соликамск» (рис. 1), взрывы газовых ловушек Ямала на газопроводе «Бованенково – Ухта» (рис. 2). Такие же аварийные ситуации наблюдаются и в карстовых провинциях и на активных тектонических разломах (АТР). Из-за отсутствия надежных методов диагностики и прогноза АТР оползневых явлений они, как правило, приводят к нарушениям и деформации целостности трубопровода (рис. 3, 4).

Например, большие объемы ремонтно-восстановительных работ могут вызвать внезапные непрогнозируемые оползни на склонах рек, в местах подводных переходов через реки Кама, Волга, Малая Сосьва и др., особенно если несколько ниток газопроводов идут в одном коридоре, как было раньше, например, на МГ «Уренгой – Помары – Ужгород», 1852 км.

Известно, что дефекты на участках ЛЧ МГ распределяются неравномерно. Одной из главных причин этого является негативное воздействие состояния грунтов околотрубного пространства, его НДС. На практике при ежегодном ремонте путем замены труб или методом переизоляции часто устраняют дефекты не только на опасных, аварийных участках, но и на соседних, неопасных, не требующих ремонта. При этом средства расходуются нерационально только потому, что отсутствуют достоверные данные диагностики об активизации ОГП, ранжировании ПОУ по степени опасности. Понятно, что если геодинамическое состояние ПОУ и его прогноз позволяют транспортировать заданные объемы газа потребителям, ремонтные работы на этих участках можно отложить на более поздний срок, перераспределив средства в пользу других участков ЛЧ МГ, с учетом, конечно, требований промышленной безопасности.

Рис. 3. Модель воздействия деформирующих усилий в зонах разломов на трубопровод (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Fig. 3. Model of the influence of deforming forces on the pipeline in the fracture areas (Gazprom VNIIGAZ LLC)

Таким образом, неадекватная оценка степени опасности ОГП при принятии управленческих решений ведет к неэффективному использованию ремонтно-финансовых ресурсов.

Источником разрушений газопровода, например, могут быть также механические напряжения, превысившие предел прочности металла трубы, возникшие вследствие просадки грунта, в зоне подработки, карстовой воронки (рис. 5).

Очевидно, что обеспечить эффективность и оптимизировать проведение ремонтно-восстановительных работ можно путем контроля состояния не только самой трубы, но и грунтов околотрубного пространства.

Наш опыт подсказывает, что надежные достоверные данные можно получить за счет использования радиоволновой технологии диагностирования грунтов на ПОУ газопроводов со сложными геодинамическими процессами [4–6].

Следует отметить, что основа технологии, радиоволновой метод, входит в ч. VI обязательных положений и требований федерального нормативного документа [7]. Он эффективно используется на протяжении многих лет рядом подразделений ПАО «Газпром».

Представляется целесообразным обратить внимание читателей на еще один малоизученный аспект данной проблемы.

Установлено, что наиболее часто аварии происходят на трубопроводах, находящихся в зонах геодинамической и сейсмической активности, напряженного состояния недр, зонах разломов и участков активной эманации агрессивных глубинных газов [8]. Имеются сообщения [12, 13], что большое влияние на формирование стресс-коррозии оказывают газовые аномалии. При этом на отдельных участках линейных частей трубопроводов аварии происходят с разными временными интервалами (3–4 года, 10–12 лет, 15–20 лет). Но даже по истечении нормативного срока службы трубопроводов (33 года) имеются участки труб, практически не затронутые коррозией и другими механическими повреждениями, где не выявлено геодинамических зон (ГДЗ) [9].

Как видим, актуальность пристального внимания к геодинамическим факторам нарушения технического состояния и целостности газопроводов не вызывает сомнений.

В связи с этим представляется своевременным обсудить новые малоизученные в отрасли аспекты контроля таких процессов, являющихся, на наш взгляд, одной из первостепенных причин аварий на сухопутных участках газопроводов, расположенных в ГДЗ [9].

Рис. 4. Оползневый разрыв газопровода (Кавказ)

Fig. 4. Landslide pipeline disruption (Caucasus)

Основным негативным фактором считаются движения по разрывным нарушениям, которые в большом количестве пересекают магистральные нефтегазопроводы и носят возвратно-поступательный характер. Установлено, что при механическом нагружении на металл увеличиваются размеры уже имеющихся дефектов, а также зарождаются и развиваются трещины около других дефектов. Кроме того, ГДЗ, имея различную глубину заложения, обладают различной степенью интенсивности и концентрации газовыделений СО2, СН4, Н2, Н2S, SO3, Н2F, CI, влияющих на процесс коррозии (газохимическое воздействие) [8]. По данным инструментальных наблюдений установлено, что периодические горизонтальные перемещения земной поверхности в тектонических зонах достигают 70 мм и более. Это значит, что трубопровод в пределах геодинамической зоны испытывает растягивающие и сжимающие усилия, способные вызвать гофр на трубе или разорвать кольцевой шов (рис. 4). Кроме того, металл сварочных швов, являющихся концентраторами напряжений, стареет и под влиянием механодинамических процессов грунтового основания из-за усталости металла утрачивает первоначальную прочность. В то же время геохимический газово-эманационный метод, который является в определенных условиях отличным геодинамическим маркером, успешно апробирован нами как способ картирования геодинамических зон, при котором контролируют радиоактивные (торон Tn, радон Rn) и углекислые (СО2) газы, а также метан (СН4). На практике газово-эманационный метод служит для заверки радиоаномалий, повышая их репрезентативность и доверительную вероятность.

Отметим, что наблюдать во времени динамику геологических процессов на ЛЧ МГ можно с помощью многих геофизических методов (сейсмо-, магнито-, электроразведка и др.) [7]. Но наиболее чувствительными и информативными являются радиоволновой [9, 10] и газово-эманационный методы (рис. 6).

Рис. 5. Контроль блока «труба – грунт» на подработанных участках (МГ «Чусовой – Березники – Соликамск»):
а) графики контроля при длине свободного пространства Lсв меньше критического значения Lкр (Lсв < Lкр); 
б) условный геологический разрез подработанного участка

Fig. 5. A control of a block «pipe – soil» in the elaborated section (Chusovoy – Berezniki – Solikamsk main pas pipeline):
a) control charts when the length of the free space Lсв is less than a critical value Lкр (Lсв < Lкр);
b) a conditional geological section of elaborated section

Такой комплекс был использован при обследовании в 2012 г. газопровода на Камчатке (рис. 7) УКГП-2 Нижнеквакчинского ГКМ-АГРС г. Петропавловска-Камчатского от камеры запуска (ПК-1,5 км) до перевала (ПК-268 км).

При картировании потенциально опасных аварийных участков применен метод РПЗ для маршрутного варианта выявления и оконтуривания проблемных участков ЛЧ МГ с последующей заверкой их геохимическими способами. При этом, как видим, была отмечена практически 100%-я корреляция данных радиоволнового и геохимических методов [11].

На ПК 217 км этой трассы был выявлен весьма активный очень опасный тектонический разлом (рис. 8).

Рис. 6. Сопоставление радиоволновых данных с данными эманационной съемки (217 км)

Fig. 6. Comparison of radiowave data with the data of emanation photographing (217 km)

По результатам комплексной диагностики грунтов околотрубного пространства построен план расположения ПОУ с ранжированием их по степени опасности в соответствии с вариантом «светофора» (аналогичный план для другого объекта представлен на рис. 10).

Второй пример, который также можно использовать при перераспределении (оптимизации) объемов финансирования ремонтных работ на ЛЧ МГ между ГТО с учетом фактического состояния [1] как газопроводов, так и грунтов, относится к результатам обследования подработанных участков на МГ «Чусовой – Березники – Соликамск».

Рис. 7. Район обследования газопровода на Камчатке (2012)

Fig. 7. The survey area the gas pipeline in Kamchatka (2012)

Комплексное обследование всей трассы позволило выявить несколько особо опасных участков (рис. 10), на которых могут внезапно появиться обширные провалы.

Располагая такими данными и прогнозом активизации ОГП, на наш взгляд, можно более корректно планировать очередность объемов ремонтных работ и приоритетный вывод в ремонт потенциально опасных участков.

В данный момент нами разрабатывается вариант геомониторинга с установкой радиоволновых приборов на БПЛА (рис. 11). В случае успеха можно будет проводить прогнозный геомониторинг и в лесах, и в горах, на болотах, в других труднодоступных местах.

Рис. 8. Активный тектонический разлом на ПК – 217 км

Fig. 8. The active tectonic fracture on the picket 217 km

Выводы

1. Оптимизацию ремонтных работ и объемов финансирования, их первоочередное планирование необходимо проводить на основе достоверных данных диагностики не только состояния самого газопровода, но и грунтов околотрубного пространства.

2. Комплексное радиоволновое и газово-эманационное диагностирование грунтов околотрубного пространства дает возможность адресно направлять средства на восстановление целостности газопроводов.

Рис. 9. График ранжирования опасных участков ОГП по маршрутам

Fig. 9. Section ranking chart of dangerous geodynamic processes on the routes

Рис. 10. Потенциально опасные участки подработок на трассе МГ «Чусовой – Березники – Соликамск»

Fig. 10. Potentially dangerous sections on the Chusovoy – Berezniki – Solikamsk main gas pipeline

Рис. 11. Радиоволновое устройство диагностирования грунтовых оснований газопроводов и мониторинга воздушного базирования (вариант)

Fig. 11. A radiowave device for diagnostics of pipeline soil bases and monitoring of air basing (version)

В условиях естественного истощения разрабатываемых нефтяных месторождений РФ, необходимости применения вторичных и третичных методов интенсификации растет актуальность энергетической оптимизации процессов добычи нефти. В настоящее время особое внимание уделяется пределу эксплуатации скважины и своевременному ее отключению или переводу в другие категории [11].

В условиях снижения объемов добычи нефти все бльшую роль играет оптимизация режимов работы скважин по экономическим критериям, в частности по себестоимости добычи нефти. На ряде нефтегазодобывающих предприятий затраты на электроэнергию в себестоимости добычи достигают 30–40 % из-за увеличения обводненности нефти и необходимости закачки больших объемов воды и добычи в таких же объемах нефтесодержащей жидкости. Таким образом, в современных условиях анализ составляющих затрат на энергопотребление и разработка мероприятий по снижению уровня энергопотребления представляется важной задачей [14].

Рис. 1. Зависимость между дебитом жидкости и величиной удельного расхода электроэнергии
Fig. 1. Relationship between fluid flow rate and the value of specific energy consumption

Энергопотребление системы добычи продукции нефтяных месторождений зависит, в первую очередь, от геолого-физических характеристик месторождений и технологических условий добычи. При этом каждое месторождение при общей тенденции увеличения энергопотребления по мере его разработки характеризуется закономерностью связей между добычей продукции и энергопотреблением [8].

Рост энергопотребления на добычу нефти является объективным фактором освоения нефтяных районов на средней и поздней стадиях, когда темпы отбора нефти снижаются, а темпы отбора нефтесодержащей жидкости возрастают. Поскольку добыча нефти осуществляется при значительных расходах энергии, минимизация общих энергетических затрат становится достаточно актуальной [12].

Наиболее энергоемкими технологическими процессами являются извлечение продукции скважин на дневную поверхность и поддержание пластового давления (ППД), что составляет более 80 % от общего расхода на добычу нефти [13].

Рис. 2. Зависимость удельного расхода электроэнергии от динамического уровня

Fig. 2. Dependence of specific energy consumption on the dynamic level

Рассмотрение энергоемких технологических процессов, таких как извлечение продукции скважин на дневную поверхность и закачка воды для ППД, показывает, что темпы снижения добычи нефти интенсивнее темпов снижения объемов закачки и извлечения попутной воды. При добыче 1 т нефти попутная вода закачивается и добывается с несколько увеличивающейся диспропорцией, что обусловливает рост удельных расходов электроэнергии при абсолютном снижении потребления [11].

Росту удельного расхода способствует так называемая излишняя мощность, т. е. завышение установленной мощности электромеханического и трансформаторного оборудования. Причиной этого является снижение энергетической эффективности парка оборудования и сооружений в связи с истощением в результате разработки запасов углеводородного сырья. На рост энергоемкости добычи нефти в значительной степени влияет качественное ухудшение сырьевой базы [5]: рост степени выработанности запасов на эксплуатируемых месторождениях свыше 50 % (на старых – 78–81 %); увеличение доли трудноизвлекаемых запасов до 55–60 %;
снижение среднего дебита скважин (не более 14 т/сут); освоение более глубоких (3–5 км) горизонтов; рост обводненности продукции скважин в среднем более 79 %; старение промысловых коммуникаций и оборудования. В работе [2] показано, что даже при неизменной глубине скважин по мере разработки месторождения удельный расход энергии на добычу жидкости имеет тенденцию к росту.

Зависимости удельного расхода электроэнергии от обводненности жидкости были исследованы В.Я. Чароновым [13]. Резкий рост нормы начинается с обводненности в 80 %. При обводненности в 95 % и более следует ожидать, что расход электроэнергии на извлечение на поверхность высокообводненной жидкости может даже не окупаться выручкой от реализации добытой нефти. Результаты расчетов свидетельствуют о том, что начиная с обводненности нефти 98 % ее добыча становится неэффективной даже без учета сокращения эксплуатационных затрат на скважину и высвобождения ее основного оборудования.

Учитывая, что технология подъема нефти в скважинах, оснащенных ЭЦН и скважинными штанговыми насосами (СШН), отличается, и то, что ЭЦН эксплуатируются на скважинах с более высокой обводненностью, чем СШН, а также отсутствие других альтернативных способов эксплуатации для высокообводненных скважин [6, 9, 10], представляет интерес изучение энергетических параметров на скважинах, оснащенных УЭЦН, с обводненностью 90 % и более.

Рис. 3. Зависимость полных энергетических затрат от обводненности продукции скважины

Fig. 3. Dependence of the total energy consumption on the water content of well products

Зависимость удельного расхода электроэнергии от производительности насоса исследована И.Т. Мищенко [5]. На скважинах с обводненностью 50–60 % НПУ «Аксаковнефть», «Туймазанефть», «Чапаевскнефть» величина удельного расхода электроэнергии начинает резко возрастать при производительности насосов менее 50 т/сут.

Изучению вопросов зависимости удельного расхода электроэнергии от дебита жидкости посвятил свой труд К.Н. Кулизаде [4], им была предложена номограмма для определения удельного расхода электроэнергии при добыче нефти электропогружными насосами. В номограмме прослеживается следующая зависимость: с увеличением дебита жидкости снижается величина удельного расхода электроэнергии. Для данной номограммы характерно использование насосов большой производительности (более 80 т/сут).

Опыт эксплуатации большого количества скважин электропогружными насосами показал, что при помощи этих насосов можно создавать большие депрессии на пласт и отбирать значительное количество жидкости. Однако с увеличением дебита скважины затраты на электроэнергию для привода насоса возрастают. Р.В. Бабаевым [1] определено соотношение удельных затрат электроэнергии от забойного давления, обеспечивающее минимальное значение электропотребления.

Приведенный анализ работ по оценке состояния исследований энергетических параметров показал, что в нынешних условиях эксплуатация скважин сопровождается многочисленными осложнениями [15], что повышает важность оптимизации режимов работы скважин, в частности анализ энергетических затрат погружных ЭЦН.

Энергозатраты оценивают и нормируют на основе интегрального показателя «удельные энергетические затраты на добычу 1 т нефти», который включает затраты на подъем нефти (жидкости) на поверхность, перекачку, подготовку нефти, общепромысловые расходы, закачку воды для поддержания пластового давления.

К основным факторам, влияющим на величину удельных затрат, относятся: обводненность; свойства эмульсии; динамический уровень; дебит; давление в системе нефтесбора; структура насосного парка, правильность подбора насосного оборудования; состояние оборудования; протяженность трубопроводов системы поддержания пластового давления; перепады высот; наличие предварительного сброса воды; коллекторские свойства пласта; давление нагнетания и др. [3].

Рис. 4. Зависимость полных энергетических затрат от среднесуточного дебита по нефти и обводненности продукции

Fig. 4. Dependence of the total energy consumption of the average daily oil production rate and products water content

Среди многочисленных факторов, влияющих на величину удельного расхода электроэнергии, основным является дебит жидкости.

В результате обработки промысловых данных по Ромашкинскому месторождению построена графическая зависимость между дебитом жидкости и величиной удельного расхода электроэнергии, выраженной в кВт.ч/т, и получено уравнение Эж = 200,96Qж–0,6565 с коэффициентом корреляции R2 = 0,6906 (рис. 1).

Из анализа зависимости удельного расхода электроэнергии от производительности ЭЦН следует, что величина удельного расхода электроэнергии на скважинах, эксплуатируемых ЭЦН, начинает значительно возрастать при малой производительности насосов (менее 60 м3/сут), на скважинах с дебитом жидкости более 60 м3/сут величины удельных расходов электроэнергии находятся в пределах рекомендуемых норм: при добыче жидкости установками ЭЦН – от 7 до 12 кВт.ч/т [7].

Максимальная величина удельного расхода электроэнергии Ээн = 69 кВт.ч/т наблюдается при минимальном дебите жидкости Qж = 10 м³/сут.

С уменьшением дебита жидкости возрастает величина удельного расхода электроэнергии. При увеличении низкодебитного фонда скважин проблема завышенного потребления электроэнергии насосами малой производительности приобретает значительную актуальность, и возникает необходимость перевода таких скважин на другие способы эксплуатации.

Одним из важнейших параметров, влияющих на энергопотребление установок ЭЦН, является динамический уровень. Для анализа зависимости удельного расхода электроэнергии от динамического уровня скважин воспользуемся результатами промысловых исследований. Динамический уровень исследуемых скважин находится в пределах 0–1325 м, средний динамический уровень составляет 545,27 м. В результате обработки промысловых данных построена графическая зависимость между динамическим уровнем и величиной удельного расхода электроэнергии и получено уравнение Эж = 34,316е–0,0018Нд с коэффициентом корреляции R2 = 0,5982 (рис. 2).

Рис. 5. Зависимость удельного расхода электроэнергии на добычу нефти на скважинах, оборудованных УЭЦН, от обводненности продукции

Fig. 5. Dependence of the specific energy consumption for the production of oil in wells equipped with ESP unit on the products water content

Из результатов промысловых исследований следует, что с уменьшением динамического уровня скважин возрастает величина удельного расхода электроэнергии [15].

Наиболее значимым фактором, влияющим на удельные энергозатраты, является обводненность, имеющая тенденцию к росту (табл.) [15].

На рис. 3 приведена укрупненная структура энергетических затрат при дебите скважины по нефти 1 т/сут и различной обводненности добываемой продукции. Для оценки энергетических затрат при разработке нефтяного месторождения учитываются условно-постоянные и условно-переменные затраты. К условно-постоянным затратам относятся: расходы топлива, пропана и ацетилена, приходящиеся на ликвидацию объектов добычи, транспортировки, подготовки нефти и системы поддержания пластового давления с рекультивацией земель; расход нефтепродуктов на обслуживание скважины и поддержание текущей добычи нефти. К условно-переменным расходам относятся затраты, зависящие от текущей добычи нефти на месторождении, в т. ч.: затраты электроэнергии на извлечение жидкости на поверхность и ее транспортировку и подготовку; энергетические затраты в составе расходов нефти и газа на собственные нужды и невынужденные потери; затраты электроэнергии на ППД; расход тепловой энергии на подготовку нефти; расход котельно-печного топлива на добычу и подготовку нефти; расход котельно-печного топлива на добычу и переработку попутного нефтяного газа.

При обводненности добываемой продукции более 90 % полные энергетические затраты, приходящиеся на одну добывающую скважину, начинают существенно возрастать, а их наибольший рост наблюдается при росте обводненности добываемой продукции выше 96 % (рис. 3).

На рис. 4 приведена зависимость полных энергетических затрат от обводненности продукции при различном дебите по нефти добывающей скважины. Из рисунка видно, что при среднесуточном дебите более 1 т по нефти энергетические затраты превысят энергетический эквивалент добываемой нефти и попутного газа при обводненности продукции скважины 97 %. Добыча нефти при обводненности продукции скважины выше указанной будет свидетельствовать о неоправданном расходе энергии.

Энергетический эквивалент продукции скважин, поднимаемой на поверхность и подготавливаемой на промысловых объектах, в расчете на 1 т нефти определяется по формуле [14]:

где   – энергетический эквивалент (теплотворная способность) 1 т нефти;

 – количество нефти;

П_Н – потери нефти;

 – энергетический эквивалент (теплотворная способность) 1 м3 попутного нефтяного газа;

q_Г – газовый фактор;

П_Г – потери газа.

Увеличение среднесуточного дебита по нефти свыше 10 т не оказывает существенного влияния на полные энергетические затраты, поскольку кривые зависимости энергозатрат при дебите 10 и 100 т/сут очень близки.

Если рассматривать малодебитные и высокообводненные скважины, то пределом обводненности продукции можно считать 96 % для скважины с дебитом по нефти до 0,2 т/сут и 96,5 % – для скважин с дебитом по нефти 0,2–0,4 т/сут. Для скважин с дебитом по нефти 0,43–1,0 т/сут предел обводненности продукции составляет 97 %.

Для изучения влияния обводненности нефти на величину удельного расхода электроэнергии воспользуемся также результатами промысловых исследований скважин Ромашкинского месторождения: около 70 % исследуемых скважин имеют обводненность 90 % и более. При добыче нефти установками ЭЦН рекомендуемая величина удельного расхода электроэнергии находится в пределах от 70 до 120 кВт.ч/т. Построена графическая зависимость (рис. 5) удельного расхода электроэнергии на добычу нефти от обводненности продукции скважин (выбраны скважины обводненностью более 90 %) и получено уравнение 

Э_Н = 0,777b⁴ – 289,32b³ + 40394b² – 3E + 06b + 6E + 07 

с коэффициентом корреляции R2 = 0,8758.

Из анализа результатов исследований следует, что на скважинах с обводненностью нефти 90 % и более средняя величина удельного расхода электроэнергии на добычу нефти – 369 кВт.ч/т, что превышает рекомендуемые удельные нормы расхода электроэнергии при эксплуатации нефтяных скважин УЭЦН [7].

При обводненности более 90 % увеличивается удельная норма расхода электроэнергии. При обводненности 90–99 % на скважинах, оснащенных ЭЦН, наблюдается превышение норм удельного расхода электроэнергии на 40 %. Необходимо отметить, что на скважинах с обводненностью 99 % удельный расход электроэнергии достигает максимальных значений.

Выводы

Исследовано влияние основных факторов, влияющих на энергопотребление в процессе эксплуатации скважин установками ЭЦН (дебит жидкости, динамический уровень), и построены расчетные зависимости. Установлено, что с уменьшением дебита жидкости (менее 60 м3/сут) и динамического уровня (менее 500 м) величина удельного расхода электроэнергии возрастает в значительной степени. При увеличении малодебитного фонда скважин проблема завышенного потребления электроэнергии насосами малой подачи приобретает особую актуальность.

Анализ промысловых исследований показал, что на скважинах, оборудованных установками ЭЦН, с обводненностью продукции 90 % и более удельная норма расхода электроэнергии увеличивается более чем на 40 %. Необходимо отметить, что на скважинах с обводненностью 99 % удельный расход электроэнергии достигает максимальных значений – 1063 кВт.ч/т, на скважинах с обводненностью 98 % удельный расход электроэнергии составляет в среднем 530 кВт.ч/т.

Основные показатели Ромашкинского месторождения
Table. Key indicators of Romashkinskoye field

При проектировании ВЛ следует учитывать необходимость защиты птиц от поражения электрическим током при их взаимодействии с ВЛ, а также принимать во внимание требования к размещению птицезащитных устройств (ПЗУ) на электросетевых объектах, обусловленных рядом директивных и нормативных документов федерального и отраслевого уровня, к которым следует отнести, в частности:

• Федеральный закон № 52-ФЗ от 24.04.1995 «О животном мире»;

• Постановление Правительства РФ № 997 от 13.08.1996 «Об утверждении требований по предотвращению гибели объектов животного мира при осуществлении производственных процессов, а также при эксплуатации транспортных магистралей, трубопроводов, линий связи и электропередачи»;

• Правила устройства электроустановок (7-е изд.);

• Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и электрических станций и сетей Российской Федерации.

В указанных документах можно выделить следующие требования, которые следует использовать при проектировании, строительстве, реконструкции, техническом перевооружении и эксплуатации ВЛ и в соответствии с которыми требуется установка птицезащитных устройств электросетевых объектах.

Статья 22 Федерального закона № 52-ФЗ от 24.04.1995 «Сохранение среды обитания объектов животного мира» регламентирует, что всякая деятельность, влекущая за собой изменение среды обитания объектов животного мира и ухудшение условий их размножения, нагула, отдыха и путей миграции, должна осуществляться с соблюдением требований, обеспечивающих охрану животного мира. Хозяйственная деятельность, связанная с использованием объектов животного мира, должна осуществляться таким образом, чтобы разрешенные к использованию объекты животного мира не ухудшали собственную среду обитания и не причиняли вреда сельскому, водному и лесному хозяйству.

При проектировании и строительстве предприятий, сооружений и других объектов, внедрении новых технологических процессов и введении в хозяйственный оборот целинных земель заболоченных, прибрежных и занятых кустарниками территорий, мелиорации земель, использовании лесов, проведении геологоразведочных работ, добыче полезных ископаемых, определении мест выпаса и прогона сельскохозяйственных животных, разработке туристических маршрутов и организации мест массового отдыха населения и осуществлении других видов хозяйственной деятельности должны предусматриваться и проводиться мероприятия по сохранению среды обитания объектов животного мира и условий их размножения, нагула, отдыха и путей миграции, а также по обеспечению неприкосновенности защитных участков территорий и акваторий.

Примеры птицезащитных устройств, ухудшающих изоляцию ВЛ

Постановление Правительства РФ № 997 от 13.08.1996 отмечает, что:

• при проектировании нового строительства или реконструкции линий связи и ВЛ должны предусматриваться меры по предотвращению (сокращению риска) гибели птиц при соприкосновении с токоведущими проводами на участках их крепления к конструкциям опор, а также при столкновении с проводами во время пролета (ст. 33);

• опоры и изоляторы ВЛ должны оснащаться специальными птицезащитными устройствами, в том числе препятствующими птицам устраивать гнездовья в местах, допускающих прикосновение птиц к токоведущим несущим (ст. 34);

• запрещается применять на ВЛ неизолированные металлические конструкции в качестве ПЗУ.

В п. 2.3.19 Приказа Минэнерго РФ № 6 от 13.01.2003 указывается, что на участках ВЛ и токопроводов, подверженных интенсивному загрязнению, должна применяться специальная или усиленная изоляция и при необходимости проводиться чистка (обмывка) изоляции, замена загрязненных изоляторов.
В зонах интенсивных загрязнений изоляции птицами и в местах их массовых гнездований должны использоваться устройства, исключающие посадку птиц над гирляндами или отпугивающие их.

В п. 5.7.10 Приказа Минэнерго РФ № 229 от 19.06.2003 отмечается, что на участках ВЛ, подверженных интенсивному загрязнению, должна применяться специальная или усиленная изоляция и при необходимости выполняться чистка (обмывка) изоляции, замена загрязненных изоляторов.

В зонах интенсивных загрязнений изоляции птицами и местах их массовых гнездований на конструкциях опор ВЛ должны устанавливаться специальные устройства, исключающие возможность перекрытий, а также применяться устройства, отпугивающие птиц и не угрожающие их жизни.

Пункт 2.5.36 ПУЭ (7-е изд.) предусматривает, что в районах расселения крупных птиц для предохранения изоляции от загрязнения независимо от степени загрязнения окружающей среды, а также для предотвращения гибели птиц следует:

• не использовать опоры ВЛ со штыревыми изоляторами;

• на траверсах опор ВЛ 35-220 кВ, в том числе в местах крепления поддерживающих гирлянд изоляторов, а также на тросостойках, для исключения возможности посадки или гнездования птиц предусматривать установку противоптичьих заградителей;

• закрывать верхние отверстия полых стоек железобетонных опор наголовниками.

Также следует обратить внимание на необходимость организации зоны изоляции вокруг траверсы общим радиусом минимум 700 мм, защищающей птиц от прямого прикосновения к токоведущим частям ВЛ, находящимся под напряжением, с учетом требований п. 1.7.13 и п. 1.7.50 ПУЭ (7-е изд.), рекомендаций Союза охраны птиц, заключения экспертов Союза охраны природы Германии (NABU*), руководства Союза немецких электротехников VDE-AR-N 4210-11:2011-08 «Охрана птиц на воздушных линиях электропередачи среднего напряжения». Данное требование также нашло отражение в п. 5.4.4 Стандарта организации
ПАО «Россети».

В ПАО «Газпром» требования к птицезащитным устройствам приведены в «Технических требованиях к опорам ВЛ 6–20 кВ, входящим в них элементам и устройствам защиты птиц от поражения электрическим током, применяемым при строительстве/реконструкции ВЛ 6-20 кВ на объектах ОАО «Газпром» (далее – ТТ), утвержденных 06.11.2013. Перечень элементов ВЛЗ и ВЛН для оснащения ПЗУ указан в письмах № 03/08/1-1553 от 17.03.2016 и № 03/08/1-3765 от 08.06.2016, направленных ПАО «Газпром» в адрес своих дочерних предприятий и отраслевых институтов.

В ПАО «Россети» в настоящее время действуют СТО 34.01-2.2-010-2015 и СТО 34.01-2.2-011-2015, определяющие требования к птицезащитным устройствам, к правилам приемки устройств и методам их испытаний. Согласно требованиям ПЗУ должны быть предназначены для предотвращения поражения птиц электрическим током, а также должны обеспечивать эффективную защиту птиц на ВЛ и оборудовании ПС и/или защиту ВЛ и оборудования ПС от негативного воздействия жизнедеятельности птиц.

Исходя из вышеуказанных требований, как минимум необходимо оснащать птицезащитными устройствами элементы ВЛ, перечисленные в табл. 1–2.

При проектировании, строительстве, реконструкции, техническом перевооружении и эксплуатации ВЛ перечень вышеуказанных элементов, подлежащих оснащению птицезащитными устройствами, может быть дополнен исходя из специфики видового разнообразия птиц в конкретном регионе России.

При выборе ПЗУ необходимо принимать во внимание требование, указанное в письмах ПАО «Газпром» № 03/08/1-1553 от 17.03.2016 и № 03/08/1-3765 от 08.06.2016, а также п. 5.3.2 СТО 34.01-2.2-010-2015 в части того, что ПЗУ не должны снижать характеристики изоляции ВЛ или оборудования ПС, на котором они установлены. В данный момент на отечественном рынке птицезащитных устройств появляются изделия, в конструкции которых имеется пластина-стабилизатор, шунтирующая юбки штыревого или опорного линейного изолятора при ветровых нагрузках.

Следует понимать, что шунтирование юбок изоляторов на ВЛ ведет к ухудшению изоляции ВЛ, к снижению безопасности и надежности линии, что категорически недопустимо. Птицезащитные устройства, содержащие в конструкции пластины-стабилизаторы и шунтирующие юбки изоляторов, запрещены к применению в ПАО «Россети» и ПАО «Газпром».

Также необходимо обращать внимание на то, что в число элементов ВЛ, которые должны быть оснащены ПЗУ, включены прокалывающие зажимы. Статья «Прокалывающие зажимы для СИП, практическое прочтение нового стандарта CENELEC», опубликованная в журнале «Новости ЭлектроТехники» в 2008 г., подробно указывает на то, что в связи с отсутствием в России стандарта на прокалывающие зажимы для ВЛЗ напряжением 6–10 кВ даже через герметичные зажимы потенциал выходит на поверхность, что может являться причиной гибели птиц.

Следует отметить важность требования, указанного в письмах ПАО «Газпром» № 03/08/1-1553 от 17.03.2016 и № 03/08/1-3765 от 08.06.2016, а также в СТО 34.01-2.2-011-2015 [11], проводить испытания на сейсмостойкость птицезащитных устройств на двухкомпонентной сейсмоплатформе, обеспечивающей одновременное воздействие на объект испытаний минимум по вертикали и горизонтали, что должно обеспечить надежность установки ПЗУ в регионах с различной сейсмической активностью.

Таким образом, ПАО «Газпром» и ПАО «Россети» на данный момент являются единственными крупными компаниями в России, в которых утверждены и исполняются требования к птицезащитным устройствам, в связи с чем хотелось бы выразить надежду, что вслед за ПАО «Газпром» и ПАО «Россети» требования к птицезащитным устройствам, их испытаниям и применению разработают и утвердят ПАО «ФСК ЕЭС», Межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), а также компании нефтегазового отрасли.

В целях обеспечения орнитологической безопасности на объектах ПАО «Газпром» компанией ЗАО «ЭЗВО» был разработан комплекс птицезащитных устройств, которые необходимо устанавливать на опорах ВЛ в рамках требований действующей нормативной документации. Птицезащитные устройства производства ЗАО «ЭЗВО»  полностью удовлетворяют отраслевым требованиям, сертифицированы по системе Газпромсерт и внесены в Реестр энергетического оборудования ПАО «Газпром». Схемы по применению птицезащитных устройств одобрены структурами Федеральной службы по надзору в сфере природопользования и рядом отраслевых проектных организаций. В течение нескольких лет продукция успешно используется на ведущих магистральных линейных объектах
ПАО «Газпром».

* NABU – негосударственная природоохранная организация Германии, которая занимается важными вопросами защиты окружающей среды как в стране, так и за ее пределами, в частности вопросами защиты рек, лесов и редких видов животных. Организация основана в 1899 г. и выступает за защиту человека и природы. NABU проводит программы по защите окружающей среды, имеет собственные исследовательские институты, занимается экологическим образованием, информирует СМИ и общество о главных событиях, связанных с защитой окружающей среды. Организация официально признана природоохранной (в рамках Федерального закона о защите окружающей среды) и поэтому обязана следить за сохранением природного баланса. Согласно Закону об охране окружающей среды организация имеет право подавать жалобы. В NABU насчитывается более 502 тыс. участников и спонсоров. По всей Германии насчитывается 2 тыс. групп-членов. NABU является партнером Международной организации
по защите птиц BirdLife International.

Таблица 1. Перечень элементов ВЛЗ напряжением до 20 кВ с использованием защищенных проводов для оснащения птицезащитными устройствами 

Примечание:

ПП – Постановление Правительства;

ПТЭ – правила технической эксплуатации;

СТО – стандарт организации ПАО «Россети».

Таблица 2. Перечень элементов ВЛН напряжением выше 1–750 кВ с неизолированными проводами для оснащения птицезащитными устройствами

Примечание:

ПП – Постановление Правительства;

ПТЭ – правила технической эксплуатации;

СТО – стандарт организации ПАО «Россети».

ЗАО «ЭЗВО»
117342, РФ, г. Москва,
ул. Профсоюзная, д. 71
Тел.: +7 (495) 645-29-20
e-mail: info@ezvo.ru
www.ezvo.ru

Одним из эффективных способов сохранения природного газа при отключении в ремонт смежных с КС участков МГ является выработка газа ГПА [1].

Обычно варианты схем включения ГПА при выработке газа определяются объемом газа, который необходимо выработать из участка, и остаточным давлением газа в трубе.

Учитывая то, что КС могут быть оснащены разнотипными агрегатами, число вариантов схем включения ГПА может быть большим, например на КС-19 «Шаран» МГ «Уренгой – Петровск» установлены разнотипные агрегаты следующих типов:

• ГПА-10 «Волна» с двигателем ДР59Л и ЦБК 370-18-1 (370-76-1,24) – агрегаты № 21–27;

• ГПА-16р «Уфа» с двигателем АЛ-31СТ и ЦБК 398-21-1 (СУ-АЛ-31 398-76-1,44) – агрегат № 28.

На рисунке приведена схема выработки газа из отключаемого в ремонт участка МГ 2020,2–2043,3 км протяженностью 23,1 км.

Схема выработки газа из отключаемого в ремонт участка МГ: о – открыто; з – закрыто

A gas production scheme from a section of a trunk gas pipeline (TG), which is switchable during a repair: o – open; c – closed

С учетом проведенного анализа возможны следующие схемы включения ГПА при выработке газа:

1. последовательное включение двух агрегатов ГПА-10 «Волна» по схеме (1x2) – вариант (В1);

2. последовательное включение двух групп агрегатов ГПА-10 «Волна» по схеме (2x2) – вариант (В2);

3. выработка одним агрегатом ГПА-16р «Уфа» по схеме (1x1) – вариант (В3);

4. ГПА-16р «Уфа», включенный в «параллель» с группой (двух) последовательно включенных агрегатов ГПА-10 «Волна» по схеме (1x2, 1x1) – вариант (В4);

5. последовательное включение трех агрегатов ГПА-10 «Волна» по схеме (1x3) – вариант (В5);

6. последовательное включение двух групп по три агрегата ГПА-10 «Волна» по схеме (2x3) – вариант (В6).

Вместе с тем каждый вариант (Вi), обеспечивая определенный уровень технологических показателей работы системы (объем выработанного газа, количество ГПА при выработке, схема включения), характеризуется определенным уровнем экономической и экологической эффективности.

Количество показателей при выработке газа может быть большим, при этом принятие решения по большому количеству показателей, имеющих различную размерность и качественные характеристики (например, показатели экологичности), осуществить весьма затруднительно.

Для поддержки принятия решения выбора схемы включения ГПА при выработке газа из отключаемого в ремонт участка МГ применим метод анализа иерархий (Analityc hierarchy process – AHP), разработанный в 1970 г.
американским математиком Томасом Саати [4].

В этом случае возможные схемы включения ГПА при выработке газа будут альтернативными вариантами.

В основе AHP вместо таблицы принята иерархия, которую можно представить следующим образом.

Уровень 0: цель – выбрать схему включения ГПА для выработки газа.

Уровень 1: критерии:

• объем выработанного газа;

• время выработки;

• расход топливного газа за время выработки.

Теперь необходимо получить оценки альтернативы по каждому критерию. Для этого определим объективные оценки и произведем их нормирование так, чтобы сумма нормированных значений была равна единице. Объем выработанного газа характеризуется максимальным значением по каждому варианту схемы, для этого случая представим данные в табл. 1.

Рассмотрим 2-й критерий – время выработки. В некоторых случаях время выработки может быть определяющим фактором, однако при увеличении времени выработки расход топливного газа для отдельных схем может возрастать. В этом случае может быть применена процедура парных сравнений [2], а для сравнения пары альтернатив может использоваться шкала следующего типа:

1 – равноценность;

3 – умеренное превосходство;

5 – сильное превосходство;

7 – очень сильное превосходство;

9 – высшее (крайнее) превосходство.

Лицо, принимающее решение (ЛПР), просят попарно сравнить альтернативы. Результаты парных сравнений альтернатив для критерия «время выработки» приведены в табл. 2, в которой вместо приведенной выше шкалы превосходства использовалось понятие «быть лучше в n раз», что также допустимо. Например, на пересечении строки В2 и столбца В1 находится дробь 4/1. Это означает, что время выработки по схе-
ме В2 в 4 раза предпочтительнее, чем по схеме В1. В дальнейшем простые дроби переводятся в десятичные (табл. 3).

Расход топливного газа на ГТУ характеризуется максимальным значением по каждому варианту схемы. При нормировании было учтено, что лучший вариант включения ГПА при выработке соответствует минимальному расходу топливного газа (табл. 4).

Предположим, конкретное ЛПР сравнило попарно критерии с точки зрения их сравнительной важности. Запишем результаты сравнений в виде табл. 5.

Аналогично утверждение типа «объем выработки в 2 раза важнее времени выработки» записывается в виде дроби 2/1. Применяя к данной таблице описанную выше процедуру, получим вес критериев: w₁ = 0,46 (объем выработанного газа); w₂ = 0,42 (время выработки); w₃ = 0,12 (расход топливного газа за время выработки).

Применяя взвешенную сумму, получим интегральные оценки альтернатив (функция полезности) (табл. 6).

Таким образом, учитывая предпочтения данного конкретного ЛПР, процедура АНР рекомендует ему выбрать стратегию В4, т. е. выработку газа по варианту «ГПА-16р «Уфа», включенный «в параллель» с группой (двух) последовательно включенных агрегатов ГПА-10 «Волна», схема 1x2 и 1x1».

Таким образом, в работе предложен способ поддержки принятия решения выбора схемы включения ГПА при выработке газа из отключаемого в ремонт участка МГ, основанный на методе анализа иерархий.

Выбор альтернативной схемы включения ГПА при выработке газа производится по функции полезности, полученной с учетом весовых коэффициентов, учитывающих важность рассматриваемых критериев «объем выработки газа», «время выработки», «расход топливного газа за время выработки».

Таблица 1. Нормирование значений критерия «объем выработанного газа»
Table 1. The normalization of the criterion values «the volume of produced gas»

Примечание: А – альтернативные варианты; Q, тыс. м3 – максимальный объем выработки газа из участка МГ; N – нормированное значение.

Note: A – alternatives; Q, thsd m3 – maximum volume of produced gas from the TG section ; N – normalized value.

Таблица 2. Нормирование значений критерия «время выработки»

Table 2. The normalization of the criterion values «time of the production»

Примечание: А – альтернативные варианты; В_i – возможные варианты схем включения ГПА.

Note: A – alternatives; B_i – possible schemes of the launch of gas-compressor units (GCU).

Таблица 3. Нормирование значений критерия «время выработки» в десятичном выражении

Table 3. The normalization of the criterion values «time of the production» in a decimal terms

Примечание: А – альтернативные варианты; Вi – возможные варианты схем включения ГПА; N – нормированная сумма по строке.

Note: A – alternatives; Bi – possible schemes of the launch of gas-compressor units (GCU); N – normalized amount of the line.

Таблица 4. Нормирование значений критерия «расход топливного газа за время выработки»

Table 4. The normalization of criterion values «fuel gas consumption during the process of the production»

Примечание: А – альтернативные варианты; q, м3 – расход топливного газа за время выработки газа из участка МГ; N – нормированное значение.

Note: A – alternatives; q, m3 – a fuel gas consumption during the gas production from the TG section; N – normalized value.

Таблица 5. Результаты сравнений критериев с точки зрения их сравнительной важности

Table 5. The results of criteria comparisons from the point of view of its relative importance

Примечание: K_i – критерии выбора варианта схемы.

Note: K_i – scheme selection criteria.

Таблица 6. Определение функции полезности с учетом весовых коэффициентов

Table 6. The definition of the utility function with weighting coefficients

Примечание: А – альтернативные варианты; K_i – критерии выбора варианта схемы; Ф – функция полезности.

Note: A – alternatives; K_i – scheme selection criteria; F – utility function.