Территория Нефтегаз № 2 2016

УДК 622.24

А.Г. Губайдуллин¹, e-mail: azat771989@mail.ru; А.И. Могучев¹, e-mail: ufa-zamdekmf@rambler.ru; А.Е. Тихонов¹, e-mail: andrewugntu@gmail.com; И.С. Копейкин¹, e-mail: ilya.kopeikyn@gmail.com

¹ Кафедра «Технологические машины и оборудование», Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (Уфа, Республика Башкортостан, Россия).

Влияние отклоняющей силы на работу шарошечного долота при бурении наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин

В условиях бурения наклонных и горизонтальных профилей скважин шарошечные долота оказались менее востребованными, чем долота режуще-скалывающего действия (долота PDC), которые оказались в более выгодном положении, однако шарошечные долота сохранят свою нишу для определенных горно-геологических условий бурения.

Существующие методики проектирования шарошечных долот основываются на исходных данных, базирующихся на бурении вертикальных скважин. В условиях наклонно-направленного бурения при наборе кривизны работа шарошечного долота отличается от проектной. Возрастание отклоняющих усилий ведет к осложнению работы опоры и вооружения шарошки, снижает долговечность и увеличивает износ как опоры, так и вооружения шарошечного долота.

Экспериментально рассмотрена работа шарошечного долота в условиях набора кривизны при строительстве наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Обоснована необходимость уточнения методики расчета опоры шарошечного долота для условий бурения участков набора кривизны ствола скважины. Экспериментально, путем численного моделирования методом конечных элементов доказана ошибочность суждения о расчете ресурса работы опоры шарошечного долота по замковому подшипнику как наиболее нагруженному в процессе бурения. Установлено, что для условий интервала набора кривизны большой роликовый радиальный подшипник опоры шарошечного долота находится в более тяжелых условиях работы по сравнению с шариковым замковым подшипником.

Показана возможность изменения распределения нагрузки в подшипниках опоры шарошечного долота путем модернизации конструкции опоры, а также соблюдения технологических параметров бурения (компоновка низа бурильной колонны, зенитный угол, нагрузка), не допускающих превышения допустимых значений напряжений в породоразрушающем инструменте.

Ключевые слова: шарошечное долото, наклонно-направленная скважина, горизонтальная скважина, участок набора кривизны, опора долота, подшипник.

A.G. Gubaidullin¹, e-mail: azat771989@mail.ru; A.I. Moguchev¹, e-mail: ufa-zamdekmf@rambler.ru; A.E. Tikhonov¹, e-mail: andrewugntu@gmail.com; I.S. Kopeikin¹, e-mail: ilya.kopeikyn@gmail.com

¹ Chair «Technological machines and equipment», Federal state budgetary educational institution of the higher education Ufa State Petroleum Technological University (Ufa, Bashkortostan, Russia).

Influence of the rejecting force on operation of the roller cone drill bit while drilling of deviated and horizontal oil and gas wells

Now drilling of oil and gas wells in the most part is carried out with the directed profile. In drilling conditions of inclined and horizontal profiles of wells, roller cone bits were less demanded, than PDC bits, which appeared in more advantageous position.

The existing techniques of design of cone bits is based on the basic data, which are based on drilling of vertical wells. In the conditions of inclined directional drilling at drift angle buildup, operation of the cone bit differs from the design work. Increase of the rejecting efforts conducts to complication of work of a support and cutting structure, reduces durability and increases wear as support, and cutting structure of the cone bit.

Operation of the roller cone bit is experimentally considered in the conditions of drift angle buildup at construction of the deviated and horizontal wells. Need of specification of a method of calculation of a support of the cone bit is proved for drilling conditions of drift angle buildup of a wellbore. Experimentally, by numerical modeling, based on finite element method the judgment inaccuracy about calculation of a resource of work of a support of the roller cone bit is proved for the big roller bearing as the most loaded in drilling process. It is established, for drift angle buildup drilling interval conditions the big roller radial bearing of roller cone drill bit bearing is in more severe conditions of work in comparison with the ball lock-up bearing.

Possibility of change of distribution of loading in roller cone bit support bearings is shown by modernization of a design of support, and also observance of the technology drilling parameters (a bottomhole assembly, an inclination angle, loading) which are not allowing exceeding of admissible values of stresses in the rock breaking tool.

Keywords: roller cone bit, deviated well, horizontal well, drift angle buildup, bit support, bearing.

Ссылка для цитирования (for references):
Губайдуллин А.Г., Могучев А.И., Тихонов А.Е., Копейкин И.С. Влияние отклоняющей силы на работу шарошечного долота при бурении наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 2. С. 20–24.
Gubaidullin A.G., Moguchev A.I., Tikhonov A.E., Kopeikin I.S. Influence of the rejecting force on operation of the roller cone drill bit while drilling of deviated and horizontal oil and gas wells (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 2. P. 20–24.

В настоящее время бурение нефтегазовых скважин в своей большей части осуществляется с наклонно-направленным профилем. В условиях бурения наклонных и горизонтальных профилей скважин шарошечные долота оказались менее востребованными, чем долота режуще-скалывающего действия (долота PDC), которые оказались в более выгодном положении. Так, в 2010 г. доля шарошечных долот в общем объеме проходки долот при бурении в России составила 20%. К 2020 г., по мнению экспертов, на российском рынке буровых долот доля долот PDC увеличится до 95%, а оставшиеся 5% будут приходиться на шарошечные долота [1, 2]. Одной из причин вытеснения с рынка шарошечных долот при всех преимуществах последних перед долотами PDC является неприспособленность к условиям бурения наклонных и горизонтальных профилей [3].

Опора является слабым элементом в конструкции шарошечного долота и в большинстве случаев определяет время отработки долота. Поэтому изучение условий работы опоры долота, определение реальных усилий, действующих в условиях проводки скважин с различной траекторией, послужит уточнению методики расчета шарошечных долот [4].

Трудность определения режима работы опор заключается в постоянном его изменении во времени в зависимости от целого ряда факторов, не поддающихся учету, а именно: неоднородности разбуриваемых горных пород, вибрационной нагрузки, непостоянства крутящего момента и т.д. [5].

Методика проектирования шарошечных долот основывается на исходных данных, базирующихся на бурении вертикальных скважин. В условиях наклонно-направленного бурения при наборе кривизны работа шарошечного долота отличается от проектной. Возрастание отклоняющих усилий ведет к осложнению работы опоры и вооружения шарошки, снижает долговечность и увеличивает износ как опоры, так и вооружения.

Для определения эквивалентных напряжений в подшипниках опоры наиболее распространенного шарошечного долота диаметром 215,9 мм в условиях строительства эксплуатационных скважин в Западной Сибири принимали следующие условия: глубина скважины Н=1800 м; диаметр бурильных труб dб.т.=114 мм; удельный вес бурильных труб qб.т.=22,3 кг/м; толщина стенки =9 мм; турбобур 3ТСШ1-195 L=25,7 м; q=4325 кг; число оборотов долота n=350–400 об./мин.; плотность бурового раствора  =1150 кг/м3; вращающий момент Мвр=2000–2200 Н.м.

Классическая теория определения максимальных напряжений в опоре шарошечных долот [6] предполагает расчет по напряжениям наиболее нагруженного подшипника опоры – замкового, воспринимающего осевую нагрузку на долото, осевую нагрузку, отжимающую шарошку от стенки скважины вдоль оси цапфы, а также воспринимающего часть радиальной нагрузки от реакции забоя, возникающей от взаимодействия вооружения с забоем скважины. Как видно из схемы (рис. 1), в результате действия осевой нагрузки от забоя возникают силы реакции, которые распределяются по подшипникам опоры шарошки [6].

Рассчитаем максимальные нагрузки, действующие на замковый подшипник, и возникающие при этом напряжения. Условно принимаем, что вся приложенная на шарошечное долото нагрузка распределяется равномерно по подшипникам опоры.

Проекции осевой и отклоняющей сил на цапфу при работе шарошечного долота в условиях набора кривизны определяли в соответствии с рисунком 1 по формулам [6]:

,                                    (1)

,                                    (2)

,                                    (3)

Ny = N2.cos ,                          (4)

где С0 – осевая нагрузка, создаваемая усилием подачи бурового станка; N2 – отклоняющая сила на долоте (реакция на долоте);  – зенитный угол.

Отклоняющая сила на долоте определяется из расчетов компоновок низа бурильной колонны для набора кривизны [7].

Максимальное контактное напряжение в подшипниках опоры от действия суммарной нагрузки определяли по известной методике [6]. Эквивалентные напряжения в замковом подшипнике с ростом зенитного угла показаны на рисунке 2.

Классическая методика расчета шарошечных долот не в полной мере учитывает особенности расчета с учетом набора кривизны. С целью проверки данной методики нами в программном обеспечении на основе метода конечных элементов были проведены численные расчеты напряженно-деформированного состояния 215,9 мм стандартного шарошечного долота в условиях наклонно-направленного бурения, основанные на методе конечных элементов.

При расчетах свойства материала лапы задавали согласно свойствам долотной стали. Для описания пластического поведения материала в свойствах дополнительно задается закон билинейного кинематического упрочнения. Расчеты выполнялись при значении сходимости 20%.

Результаты расчетов, выполненных по известным классическим методикам, являются некорректными. Как видно из результатов численных экспериментов, влияние отклоняющей силы при бурении участков набора кривизны при строительстве наклонно-направленных скважин оказывает существенное влияние на работу подшипников опоры и долота в целом.

Как следует из проведенных опытов, оценивать работоспособность опоры по работе замкового шарикового подшипника в условиях бурения наклонно-направленного ствола скважины не совсем корректно. На рисунке 3 показана графическая зависимость интенсивности увеличения эквивалентных напряжений в подшипниках опоры шарошечного долота с ростом значения отклоняющей силы при наборе кривизны ствола скважины. Оценивая максимальные напряжения в рабочих элементах подшипников, можно говорить о существенно лучших условиях работы замкового подшипника по сравнению с роликовым. Торцы роликов имеют кратное превышение (в 2–3 раза) допустимого значения напряжения, что является усугубляющим фактором работы шарошечного долота при наклонно-направленном бурении.

Хотя замковый шариковый подшипник (рис. 4) и воспринимает два вида нагрузки (радиальную от нагрузки на долото и осевую отжимающую нагрузку по оси цапфы), геометрия рабочих элементов подшипника оказывается в более приспособленных условиях к наклонно-направленному бурению скважин, нежели рабочие элементы роликового подшипника (рис. 5).

Также имеет незначительный запас прочности малый подшипник скольжения опоры (рис. 6). Рабочие напряжения торцевой части вкладышей, аналогично роликам, могут превышать допустимые значения напряжений.

Беговые дорожки подшипников лапы шарошечного долота в условиях наклонно-направленного бурения являются существенными концентраторами напряжений. Наиболее ощутимую нагрузку на лапы шарошечного долота создает крутящий момент, передаваемый через ниппельную резьбовую часть долота. На беговых дорожках подшипников опоры наблюдается превышение рабочего напряжения в 2–3 раза по сравнению с основным распределением напряжения по телу лапы.

Таким образом, для обеспечения надежной работы шарошечных долот в условиях набора кривизны, снижения контактных напряжений в подшипниковом узле шарошечного долота и повышения коэффициента запаса прочности нами предлагаются следующие мероприятия:

1) изменение схемы расстановки подшипников опоры. Большой роликовый подшипник необходимо заменить на шариковый. Разработка этого варианта повышения надежности требует пересмотра конструкции опоры в направлении или изменения роликового подшипника на шариковый с сохранением имеющегося замкового подшипника, или переноса замкового подшипника на место роликового с существенным увеличением его размеров, что благоприятно отразится на работе шарошечного долота [8];

2) обеспечение проведения бурения участка набора кривизны скважины с помощью имеющихся шарошечных долот при условии соблюдения технологических параметров бурения (компоновка низа бурильной колонны, зенитный угол, нагрузка), не допускающих превышения допустимых значений напряжений в породоразрушающем инструменте.

Литература:

1. Пономарева Л. Лучшие друзья нефтяников – алмазы. PDC-долота все более востребованы на российских месторождениях // Нефть и газ Евразия. 2012. № 10. С. 20–29.

2. Лорд Р. Изготовление буровых долот в соответствии с активностью компаний-операторов // Нефтегазовые технологии. 2007. № 3. С. 33–40.

3. Попов А.Н., Могучев А.И., Попов М.А. Деформирование стенок наклонной скважины и его влияние на работу и изнашивание буровых долот // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2008. № 3. С. 6–13.

4. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Никитин Б.А. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ: Учебник для вузов. М.: Недра, 1998. 440 с.

5. Симонов В.В., Выскребцов В.Г. Работа шарошечных долот и их совершенствование. М.: Недра, 1975. 240 с.

6. Жидовцев Н.А., Кершенбаум В.Я. Долговечность буровых долот. М.: Недра, 1992. 266 с.

7. Гречин Е.Г., Овчинников В.П., Будько А.В. Теория и практика работы компоновок низа бурильной колонны. Тюмень: Изд-во ТГНГУ, 2008. 276 с.

8. Губайдуллин А.Г., Тихонов А.Е. Долото шарошечное с усовершенствованной конструкцией вооружения и опоры для условий наклонно-направленного бурения // XV Международная молодежная научная конференция «СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ-2014»: материалы конференции: В 5 ч. Ч. 3. Ухта: Изд-во УГТУ, 2014. С. 68–72.

References:

1. Ponomareva L. Luchshie druz'ja neftjanikov – almazy. PDC-dolota vse bolee vostrebovany na rossijskih mestorozhdenijah [The best friends of oil industry workers - diamonds. PDC bits are more and more demanded on the Russian fields]. Neft' i gaz Evrazija = Oil and Gas Eurasia, 2012, No. 10. P. 20–29.

2. Lord River. Izgotovlenie burovyh dolot v sootvetstvii s aktivnost'ju kompanij-operatorov [Production of drilling bits according to activity of the companies operators]. Neftegazovye tehnologii = Oil and gas technologies, 2007, No. 3. P. 33–40.

3. Popov A.N., Moguchev A.I., Popov M.A. Deformirovanie stenok naklonnoj skvazhiny i ego vlijanie na rabotu i iznashivanie burovyh dolot [Deformation of walls of an inclined well and its influence on work and wear of drilling bits]. Stroitel'stvo neftjanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more = Construction of oil and gas wells by land and by sea, 2008, No. 3. P. 6–13.

4. Kalinin A.G., Levitsky A.Z., Nikitin B.A. Tehnologija burenija razvedochnyh skvazhin na neft' i gaz: Uchebnik dlja vuzov [Drilling technology of exploratory wells on oil and gas: The textbook for higher education institutions]. Moscow, Nedra Publ., 1998. 440 pp.

5. Simonov V.V., Vyskrebtsov V.G. Rabota sharoshechnyh dolot i ih sovershenstvovanie [Operation of cone bits and their improvement]. Moscow, Nedra Publ., 1975. 240 pp.

6. Zhidovtsev, N.A, Kershenbaum, V.Y. Endurance of drilling bits [Text]. M.: Subsoil, 1992. 266 p.

7. Grechin E.G., Ovchinnikov V.P., Budko A.V. Dolgovechnost' burovyh dolot [Theory and practice of work of a bottomhole assembly]. Tyumen, Publishing house of TGNGU, 2008. 276 pp.

8. Gubaidulin A.G., Tikhonov A.E. Doloto sharoshechnoe s usovershenstvovannoj konstrukciej vooruzhenija i opory dlja uslovij naklonno-napravlennogo burenija [The cone bit with an advanced design of arms and a support for conditions of inclined directional drilling]. XV Mezhdunarodnaja molodezhnaja nauchnaja konferencija «SEVERGEOJeKOTEH-2014»: materialy konferencii [The XV International youth scientific conference «SEVERGEOEKOTEH-2014»: conference materials]. In 5 vol., Vol. 3. Ukhta, UGTU, 2014. P. 68–72.

Е.Л. Пармухина, Исследовательская компания «Текарт»

Развитие рынка наземных буровых установок в России

Начиная с 1945 г., когда в СССР были выпущены первые отечественные буровые установки, данный сегмент рынка развивался достаточно стабильно, причем пик производства пришелся на 1980-е гг. И по сей день по числу буровых установок Россия занимает 3-е место в мире после США и Китая, однако, по мнению экспертов, в ближайшем будущем рынок буровых установок ждет стагнация, что объясняется как макро-, так и микроэкономическими причинами.

Прежде чем рассмотреть текущее состояние нефтегазовой отрасли, следует обратиться к истории становления производства буровых установок в России.

После Великой Отечественной войны в стране не выпускались комплектные буровые установки, заводы лишь изготавливали отдельные виды оборудования: лебедки, роторы, насосы, вертлюги, крюки и т.д. Они не были связаны определенной монтажной схемой и едиными основаниями. Однако в условиях, когда правительство СССР поставило амбициозные планы по наращиванию добычи нефти, необходимо было наладить собственное производство буровых. Таким образом, в 1945 г. на «Уралмашзаводе» было начато производство буровых установок, и к концу года были изготовлены три первые отечественные комплектные буровые установки «Уралмаш-1М». Уже в следующем году на базе «Уралмашзавода» было создано конструкторское бюро нефтепромыслового оборудования. Производство росло быстрыми темпами: в 1946 г. было произведено 128, в 1947 г. – 284, а в 1948 г. – 298 буровых.

Следующей важной вехой в истории развития рынка стало создание на «Уралмашзаводе» в 1959 г. первого в стране заводского научно-исследовательского института, в котором был предусмотрен отдел главного конструктора буровых установок.

Со временем возникла необходимость в более глубоком бурении. В результате в 1963 г. на «Уралмашзаводе» были созданы две буровые установки – «Уралмаш-300Э» и «Уралмаш-300ДЭ», способные бурить на глубину в 8 км, а в 1972 г. – установка для бурения сверхглубоких скважин «Уралмаш-15000». На Кольском полуострове этой установкой был установлен мировой рекорд глубины бурения (12 262 м).

В 1977 г. была выпущена первая партия установок для бурения скважин на нефть и газ «кустом», с одной точки, искусственно насыпанного островка среди болот.

Первые мобильные буровые установки в России начали изготавливать в 1996 г.
на Волгоградском заводе буровой техники, созданном в 1981 г.

Во времена СССР единственным заказчиком и буровых работ, и буровых установок было государство. Пик производства буровых установок пришелся на 1980-е гг., что объясняется мировым энергетическим кризисом конца 1970 – начала 1980-х гг. Это позволило достичь рекордных объемов проходки в бурении, а также сформировать мощный и современный на тот момент парк буровых установок, который достался российским компаниям после распада СССР.

Парк наземных буровых установок

По объему парка бурового оборудования Россия занимает 3-е место в мире после США и Китая – по состоянию на начало 2015 г. российский парк буровых установок оценивается Исследовательской компанией «Текарт» в 1300 единиц, но на данный момент он характеризуется высокой степенью износа. Основа парка была создана в советское время, когда нефть и газ считались важнейшими видами ресурсов для противостояния США в холодной войне. Как результат – не менее половины современного парка представляют установки, возраст которых превышает 20 лет, и лишь 20% введены в эксплуатацию в течение последних пяти лет.

Почти половину российского парка буровых установок составляют установки с допускаемой нагрузкой на крюке не более 200 тс. Значительная часть этих установок представлена в форме мобильных буровых установок (МБУ). Наиболее востребованными и используемыми на рынке являются установки грузоподъемностью 200–400 тс.

Существует несколько оценок активной части парка буровых («флота») российских компаний, которые варьируются от 600 до 900 единиц.

Текущее состояние отрасли

Финансово-экономический кризис 2008–2009 гг. оказал влияние на рынок буровых установок, однако с некоторой задержкой из-за длительного цикла производства оборудования. Сокращение объемов импорта и производства стало отчетливо прослеживаться во второй половине 2009 г., что стало следствием сокращения инвестиционных программ нефтяных и газовых компаний в конце 2008 г. В результате объем продаж в 2009 г. вернулся на уровень 2007 г. (в натуральном выражении) и продолжил сокращение в 2010 г.

В 2011 и 2012 гг. на рынке произошли коренные изменения, связанные с восстановлением производства на заводе «Уралмаш» (ООО «Уралмаш НГО Холдинг»). Менеджменту предприятия удалось привлечь основную часть заказов от сервисных и нефтегазовых компаний на тяжелые буровые установки. В результате продажи буровые установки выросли примерно наполовину в натуральном выражении относительно 2010 г., однако данный уровень по-прежнему значительно ниже рекордного 2008 г.

По данным Исследовательской компании «Текарт», российский рынок буровых установок в 2013 г. составил 78 ед., что на 28% больше аналогичного показателя предыдущего года. При этом важно учесть, что рост рынка произошел за счет значительного увеличения импортных поставок буровых установок со стороны Китая, в то время как внутреннее производство сократилось.

В 2014 г. объемы производства снова выросли, что повлияло на положительную динамику рынка, общий объем которого по итогам года составил 83 ед. При этом объем импорта сократился.

В период с 2006 по 2014 г., по оценке Исследовательской компании «Текарт», в Россию было импортировано около 300 мобильных и стационарных буровых установок. Главным годом для импортеров стал 2008 г., когда в страну было ввезено порядка 88 единиц буровых установок. Основу импорта за рассматриваемый период составили стационарные установки с допускаемой нагрузкой более 300 тс. Доля таких установок на протяжении рассматриваемого периода в общей структуре составила 41,1% в натуральном выражении. При этом экспорт буровых из России на протяжении рассматриваемого периода оставался незначительным.

В настоящее время в России работают три крупнейших производителя буровых установок, области компетенции которых практически не пересекаются: к ООО «Уралмаш НГО Холдинг», специализирующемуся на средних и тяжелых буровых установках, и ООО «ВЗБТ», профилем которого является выпуск малых и средних установок, стоит добавить ГК «Кунгур», работающую в сегменте МБУ и выпускающую их в Пермском крае на ОАО «Кунгурский машиностроительный завод». Также на рынке осуществляет свою деятельность ПГ «Генерация», производственные мощности по выпуску буровых установок которой располагаются в Румынии.

Экспансия китайских производителей

Cпрос на буровые установки в 2006–2008 гг. был активным по всему миру, что привело к значительному уровню загрузки мощностей всех основных мировых производителей. Срок производства буровой установки на европейских и американских заводах составлял не менее 15–18 мес., а цены выросли в 2–2,5 раза по сравнению с 2004–2005 гг.

Подобное положение дел послужило благоприятной почвой для китайских производителей буровых установок, обладавших значительными незагруженными мощностями. Китайские компании даже в пик спроса в начале 2008 г.
могли осуществить поставку станка за девять месяцев.

Пробиться на российский рынок китайским буровым установкам помогло государственное китайское лобби и предоставление китайским «Экспортно-импортным банком Китая» («Эксимбанк») кредитов российским банкам для финансирования поставок китайского оборудования и сопутствующих услуг.

Первоначально в 2007 г. было подписано базовое соглашение о сотрудничестве между «Эксимбанком» и ОАО «ВТБ Банк». Согласно этому документу, «Эксимбанк» предоставляет кредиты российскому партнеру для увеличения товарооборота между двумя странами и прежде всего – для увеличения присутствия китайской техники и оборудования на российском рынке. В соответствии с этим соглашением, через дочернюю структуру ВТБ, ОАО «ВТБ-Лизинг», в Россию был ввезен основной объем буровых установок из Китая в 2008 г., в т.ч. 29 установок Honghua грузоподъемностью 320 тс. Предполагалось, что буровые установки компания будет сдавать в лизинг российским заказчикам.

В октябре 2008 г. «Эксимбанк» заключил соглашение с «Газпромбанком». Согласно этому документу, российскому банку была выделена кредитная линия в 300 млн долл. США на семь лет. Кредит обеспечивал среднесрочное и долгосрочное финансирование поставок в Россию китайского оборудования и сопутствующих услуг под страховое покрытие Китайской корпорации по страхованию экспортных кредитов Sinosure. В 2009 г. были подписаны дополнительные соглашения, предусматривающие финансирование поставок китайского бурового оборудования компаний Honghua и Yantai Jereh Oilfield Services Group для сервисной компании ООО «Эриэлл Нефтегазсервис».

Далее возможности межгосударственного сотрудничества в области импорта буровых установок из Китая рассматривались в рамках подписанного в начале 2009 г. «Роснефтью» и «Транснефтью» с китайской стороной кредитного соглашения на 25 млрд долл. США. В обмен на кредитные средства российские компании должны были обеспечить строительство ответвления магистрального нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО) в Китай, а также обеспечить его загрузку по 15 млн т нефти ежегодно до 2020 г.

После первых поставок китайского оборудования в рамках полугосударственных контрактов ими начали интересоваться и негосударственные потребители. В частности, в 2009 г. компания ОАО «Сургутнефтегаз» приобрела в Китае 14 буровых установок для разработки Талаканского месторождения.

Данные факторы в совокупности и определили лидерство китайских производителей на рынке.

В последние годы китайские производители (Honghua, DFXK, RG Petro-machinery, SJ Petroleum Machinery) стали главными поставщиками буровых установок для российских компаний. Если сначала в Россию завозились относительно дешевые МБУ, то начиная с 2008 г. китайский импорт доминирует и в сегменте тяжелых установок. Отношение к продукции китайских компаний со временем изменилось, и если ранее считалось, что продукция Поднебесной значительно уступает европейским буровым по качественным характеристикам, то впоследствии миф был разрушен. Технологическому развитию Китая способствуют внушительные инвестиции, что позволило китайскому оборудованию выйти на мировой уровень.

Взгляд в будущее

Поскольку рынок буровых установок тесно взаимосвязан с рынком нефтесервисных услуг, в краткосрочной перспективе именно буровые подрядчики, как независимые, так и входящие в состав ВИНК (вертикально-интегрированных нефтяных компаний), а точнее – их необходимость в наращивании мощностей и обновлении парка оборудования, будут определять вектор движения рынка.

В 2014 г. на рынке бурения произошли изменения, которые привели к падению объемов суммарной проходки по сравнению с предыдущим годом вместо роста, наблюдавшегося на протяжении последних четырех лет. Однако некоторым компаниям удалось нарастить объемы, несмотря на кризисные явления. Так, например, «НК «Роснефть» установила новый российский рекорд – 6 млн м
проходки. В 2015 г. НК «Роснефть» озвучила планы в ближайшие пять лет наращивать объемы бурения на 7–10% в год. При этом компания планирует продолжить программу технического перевооружения бурового сервиса, одной из задач которой является закупка новых буровых установок. Не стоит рассчитывать, что многие сервисные компании последуют примеру «Роснефти» в условиях кризиса. Эксперты сходятся во мнении, что в ближайшем будущем велика вероятность снижения темпов проходки бурением и роста стоимости затрат на бурение, что послужит главной предпосылкой застоя на рынке буровых установок.

Итоги ежегодного совещания по повышению надежности газотранспортной системы

17–19 ноября 2015 г. в г. Сочи состоялось ежегодное совещание с главными инженерами, начальниками производственных отделов по эксплуатации компрессорных станций (ПОЭКС) и инженерно-технических центров (ИТЦ) газотранспортных обществ по повышению надежности газотранспортной системы.

В мероприятии приняли участие более 110 человек: представители администрации ПАО «Газпром», дочерних обществ и организации Группы «Газпром», а также компании – производители оборудования и материалов для объектов транспорта и хранения газа.

Пленарное совещание на тему повышения надежности газотранспортной системы с приветственным словом открыл Вячеслав Александрович Михаленко – член Правления, начальник Департамента ПАО «Газпром».

В рамках совещания состоялись заседания ряда секций, в числе которых:

• секция главных инженеров газотранспортных предприятий и предприятий подземного хранения газа (ПХГ), основной тема которой являлась качество оборудования компрессорных станций и линейной части магистральных газопроводов как основное направление повышения надежности газотранспортной системы, проблемные вопросы и пути решения;

• секция начальников ПОЭКС газотранспортных предприятий и ПХГ и начальников ИТЦ, в рамках которой были подведены основные итоги работы направления КС, цели и задачи на 2016 г.

В ходе работы секций с докладами выступили представители промышленных предприятий и компаний.

В завершение были подведены итоги мероприятия, рассмотрены предложения для включения в протокол совещания. Кроме того, участники совещания смогли обменяться мнениями по всем рассмотренным вопросам.

Технический организатор отраслевого совещания – журнал «Территория «НЕФТЕГАЗ» (ООО «Медиа Миры») – выражает признательность Администрации ПАО «Газпром», а также Департаменту (В.А. Михаленко) за оказанное доверие в проведении данного мероприятия.

Итоги VII Международной научно-практической конференции «Газораспределительные станции и системы газоснабжения»

19–23 октября 2015 г. в Подмосковье состоялась VII Международная научно-практическая конференция «Газораспределительные станции и системы газоснабжения». В ее работе приняли участие более 180 представителей администрации, дочерних обществ и организаций ПАО «Газпром», специализированных компаний и заводов-изготовителей оборудования ГРС. Впервые в мероприятиях участвовали делегаты ОАО «Чеченгазпром», ЗАО «Газпром Армения» и ОсОО «Газпром Кыргыстан». В рамках конференции была представлена обширная научная программа, а также проведено ежегодное Совещание специалистов газотранспортных обществ по вопросам эксплуатации газораспределительных станций ПАО «Газпром».

В общей сложности в ходе конференции были заслушаны 44 доклада, обсуждены вопросы проведения единой технической политики, совершенствования приборов и оборудования ГРС, технического обслуживания, применения унифицированных проектных решений при реконструкции ГРС. Эти вопросы в настоящее время для ПАО «Газпром» весьма актуальны, поскольку на сегодняшний день в эксплуатации Общества находятся 4232 ГРС, из которых 2905, или 69% общего парка, эксплуатируются более 20 лет.

Кроме того, внимание участников конференции было акцентировано на необходимости регулирования в рамках Таможенного союза вопросов, связанных со строительством, техническим обслуживанием объектов магистрального транспорта, их реконструкцией и модернизацией. Вхождение в состав Группы Газпром зарубежных компаний – ООО «Газпром трансгаз Беларусь», ЗАО «Газпром Армения» и ОсОО «Газпром Кыргызстан» – также требует гармонизации нормативных документов, регулирующих транспортировку и подземное хранение газа. В частности, для обеспечения требований Технического регламента Таможенного союза «О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах» и проектов регламентов «О безопасности зданий и сооружений, строительных материалов и изделий» и «Безопасность магистральных нефтегазопроводов» Планом работы по межгосударственной стандартизации комитета МТК 523 «Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа» (ПК8/ТК23) на 2015 г. была предусмотрена разработка 20 межгосударственных стандартов.

Также в ходе работы конференции были рассмотрены следующие вопросы:

• разработка новых технических требований к ГРС в рамках проекта «ГРС нового поколения» и реализация пилотных проектов ГРС-НП;

• контроль степени одоризации и интенсивности запаха газа на территории ГРС;

• использование для обслуживания предохранительных клапанов ГРС мобильной мастерской и мобильного оборудования;

• разработка регуляторов нового поколения;

• измерение и коммерческий учет газа в части нового оборудования;

• контроль качества газа на ГРС (хромотография);

• комплексное унифицированное решение бесперебойного питания ГРС;

• использование спутниковой сети «Ямал» для передачи данных в диспетчерские службы;

• применение современных ИУС на ГРС;

• работа ООО «Евроимпорт» по адаптации регуляторов «Тартарини» к условиям эксплуатации объектов ЕСГ.

В докладах представителей заводов отмечена нацеленность отечественных производителей оборудования ГРС на решение вопроса импортозамещения, а также зарубежных компаний – на локализацию производства на территории России.

По результатам работы конференции решено рекомендовать:

1. Управлению 308/8 ПАО «Газпром» совместно с газотранспортными обществами и заводами – производителями газового оборудования организовать реализацию пилотных проектов ГРС-НП. Доложить о результатах работы на следующей конференции.

2. Управлению 308/8 ПАО «Газпром» организовать внедрение в промышленную эксплуатацию силами Ассоциации производителей оборудования «Новые технологии газовой отрасли» электронного каталога оборудования ГРС. Доложить о результатах работы на следующей конференции.

3. Газотранспортным обществам ПАО «Газпром» при разработке проектно-сметной документации, а также на этапе формирования технического задания на изготовление ГРС руководствоваться такими принципами, как:

• преимущественное применение оптимизации и унификации технических решений и технологического оборудования АГРС;

• реализация политики импортозамещения при сохранении надежности и качества оборудования;

• подробное описание технических характеристик основного технологического оборудования;

• максимальный учет возможностей заводов-изготовителей по наполнению станции оборудованием и комплектующими собственного производства.

4. Газотранспортным обществам ПАО «Газпром» совместно с ОАО «Оргэнергогаз» и заводами – производителями оборудования ГРС продолжить рекламационную работу по техническим неисправностям с внесением сведений в отчетную форму ИНФОТЕХ.

5. Заводам – производителям оборудования ГРС:

• при разработке конструкторской документации и на этапе изготовления минимизировать или полностью исключить применение импортного оборудования;

• в паспорте ГРС в обязательном порядке указывать срок службы изделия, а также предусматривать диаграмму зависимости производительности от входного и выходного давлений;

• осуществлять поставку оборудования максимальной заводской готовности;

• организовать своевременное внесение в электронный каталог номенклатуры выпускаемого оборудования и актуализацию сведений о нем.

6. ОАО «Оргэнергогаз» в срок до 01.09.2016 представить в Управление 308/8 ПАО «Газпром»:

• анализ неисправностей оборудования с привязкой к наименованию, номенклатуре и заводу-изготовителю;

• отчет о проведенной рекламационной работе с заводами-изготовителями оборудования ГРС;

• информацию заводов-изготовителей о проведенной работе по совершенствованию оборудования;

• предложения по исключению из «Реестра оборудования, технические условия которого соответствуют техническим требованиям ПАО «Газпром» оборудования или изготовителей, не отвечающим предъявляемых к ним требованиям качества и надежности.

В рамках конференции участники посетили производственные объекты. На КРП-16 (Московская обл.) ООО «Газпром трансгаз Москва» ознакомились с новыми техническими решениями, примененными на реконструированной в 2015 г. газораспределительной станции.

При посещении завода ООО «БРОЕН» участникам был представлен производственный комплекс полного цикла, который позволяет производить шаровые краны до Ду 1400 и давлением до 10,0 МПа. На сегодняшний день производственный комплекс позволяет осуществлять изготовление комплектующих, производить слесарную, фрезерную, токарную обработку, производить сварочные работы, изоляцию и тестирование. Во время экскурсии ее участникам были представлены производственные процессы и этапы изготовления.

Оргкомитет конференции выражает огромную благодарность за помощь и поддержку в организации мероприятия генеральному спонсору – компании ООО «Евроимпорт», спонсору технической программы – ООО «БРОЕН» и спонсору кофе-брейка – ООО «ТехноПром».

И.В. Ткаченко, председатель наблюдательного совета, начальник УПРиМ, ОАО «НИИПТхиммаш»

ОАО «НИИПТхиммаш» отмечает 10-летие сотрудничества с ПАО «Газпром» новыми разработками перспективного оборудования

В 2006 г. с разработки и производства по техническому заданию ПАО «Газпром» двустенных емкостей для хранения одоранта с контролем межстенного пространства началось сотрудничество ОАО «НИИПТхиммаш» с признанным лидером газовой промышленности, а уже с 2007 г. газораспределительные и компрессорные станции, кустовые одоризаторы и ПХГ ПАО «Газпром» комплектуются емкостным оборудованием производства ОАО «НИИПТхиммаш».

В 2014 г. на Саратовском полигоне ДОАО «Оргэнергогаз» прошли периодические испытания двустенной емкости, по результатам которых было предложено разработать шкаф для слива продукта с дальнейшим включением его в комплектацию емкости, защищенной тремя патентами РФ. Совместно с ОАО «Оргэнергогаз» и проектным институтом «Газпроектинжиниринг» была предложена закрытая схема слива одоранта.

Стоит отметить, что помимо решения вопросов экологической безопасности применение двустенных емкостей значительно упрощает и удешевляет эксплуатацию, так как не требуется строительство дополнительных со-
оружений (саркофаги, навесы, поддоны и т.д.), а техническое освидетельствование емкости осуществляется без слива одоранта. Срок службы самой емкости теперь равен сроку эксплуатации ГРС в целом (не менее 30 лет). Вопрос утилизации емкости решается проектом, разработанным специальной организацией при ликвидации ГРС ФЗ № 116-ФЗ от 21.07.1997.

Дополнительно в мае 2015 г. на Саратовском полигоне были проведены испытания емкостей одностенных со сроком эксплуатации не менее 30 лет для объектов ПАО «Газпром», где применение двустенных емкостей затруднено и/или нецелесообразно. В результате емкости одностенные, такие как емкости для хранения одоранта, сбора конденсата, слива теплоносителя, аккумуляторы импульсного газа, дренажные емкости, ЕП, ЕПП и т.д., производства ОАО «НИИПТхиммаш» были также рекомендованы к применению на объектах ПАО «Газпром» и включены в реестр ПАО «Газпром».

Десятилетие сотрудничества с ПАО «Газпром» ознаменовано началом финального этапа испытаний совершенно нового подогревателя газа, в основе которого лежит индукционный принцип нагрева. С 2013 г., когда был разработан и изготовлен первый опытный действующий образец, индукционный подогреватель газа успешно прошел заводские испытания, сертификацию по взрывозащите и квалификационные испытания на полигоне ДОАО «Оргэнергогаз» в Саратове (2014 г.) с дальнейшим включением в реестр оборудования ПАО «Газпром». На сегодняшний день данный подогреватель смонтирован на одной из действующих ГРС ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» для проведения испытаний в естественных условиях при отрицательных температурах, что позволит более точно отследить все показатели и характеристики его работы в полевых условиях.

Благодарим ПАО «Газпром» и его дочерние общества и приглашаем к дальнейшему сотрудничеству!

Я.В. Богданов, директор, А.П. Пирогов, технический директор, О.В. Белова, аналитик, ООО «Крейт»

Автоматизация ГРС. Для тех, кого интересует не формальный подход, а эффективное решение

Сегодня уже никто не задает вопрос «Зачем на ГРС нужна автоматизация?». Но грамотные, болеющие за свое дело руководители хотят понимать, как эту автоматизацию правильно внедрить, учесть ошибки прежних лет, как дальше жить с полученной системой, обслуживать ее и не разориться, быть уверенным в надежности и т.д. На современном рынке представлено не менее 60 различных систем автоматизированного управления газораспределительной станцией (САУ ГРС). Чтобы помочь принять решение, расскажем подробнее о продукте производства инженерно-внедренческого предприятия «Крейт» – САУ ГРС Т-21.

Технология функциональных зон

САУ ГРС Т-21 построена по функционально-зональному принципу. Это значит, что для каждой функциональной зоны ГРС (узел переключений, узел редуцирования, узел одоризации и т.д.) есть набор стандартных технологических решений. Легко проектировать, проводить монтажные, пусконаладочные работы, т.к. система, как по кирпичикам, собирается по структурной схеме ГРС. Еще на стадии проектирования мы совместно с заказчиком определяем, какой состав и количество функциональных зон ему нужно на объекте. Вне зависимости от размера и типа ГРС, ее технологии обслуживания, для каждой конкретной ГРС будет создана система, полностью реализующая требуемый функционал. Система будет соответствовать требованиям нормативно-технической документации, законодательства и СТО ПАО «Газпром». Уникальны сроки построения САУ ГРС – 30 дней, а не несколько месяцев или лет, как это чаще всего бывает.

Работоспособность оборудования каждой функциональной зоны не зависит от работы оборудования других зон. Более того, мы используем модули, имеющие каждый свой процессор, а не подключенные к единому ядру системы. И если вышел из строя входной или выходной канал, то максимум, что может произойти, – не будет выполняться функция, за которую модуль отвечал, но вся система в целом будет работать как положено. Кстати, модуль можно легко и быстро заменить новым из фонда ЗИП. В новый прибор переносится вся информация из вышедшего из строя модуля или из библиотеки объекта.

Приборный парк

САУ ГРС Т-21 построена на базе расчетно-измерительных преобразователей, контроллеров автоматики и телемеханики, информационных контроллеров ТЭКОН-19. Это наши собственные разработки и производство. Оборудование однотипное, причем эти приборы являются одновременно средством измерения и средством автоматизации. Наши системы легко адаптируются под все существующие и перспективные измерительные преобразователи и исполнительные механизмы. Единообразие приборного парка позволяет значительно сократить номенклатуру ремонтного фонда, а также время и деньги на обучение и содержание обслуживающего персонала. Это же мечта эксплуатации – одинаково обслуживать разные объекты.

Достоверность

Автоматизация базируется на измерениях. Управление объектами повышенной опасности должно основываться на очень точных измерениях. В наших комплексах каждый отдельный модуль ТЭКОН-19 является сертифицированным средством измерения. Измерительные контроллеры внесены в государственный реестр средств измерений и в Перечень средств измерений, рекомендованных для применения на объектах ПАО «Газпром».

Гибкость, масштабируемость

Проектируя САУ ГРС, мы подбираем оптимальную конфигурацию под конкретный объект, умеем строить нестандартные системы по индивидуальным проектам. Если у заказчика появились новые потребности или изменились требования законодательства, можем подключать любое количество дополнительных датчиков и органов управления, присоединять новые функциональные зоны, изменять и расширять диапазон информации, отображаемой на АРМ. Применение новых конструкторских решений не затрагивает интерфейс пользователя и не отменяет наработанных эксплуатационных навыков. Заказчик сможет выполнить большинство работ по модификации своими силами без привлечения разработчика и дополнительных затрат.

Универсальность САУ ГРС Т-21 позволяет применять ее как на объектах нового строительства, так и на существующих объектах при модернизации и проведении капитального ремонта. И, что немаловажно, архитектура системы позволяет проводить пошаговую модернизацию ГРС.

САУ ГРС Т-21 способна работать не только в автономном режиме, но и совместно с любыми системами линейной телемеханики. На сегодня реализованы все протоколы обмена, существующие в ПАО «Газпром», а подключение любого оборудования происходит через нормированные или цифровые входы/выходы.

Преимущества при эксплуатации:

• проведение регламентных работ или локального ремонта возможно без отключения оборудования всей ГРС;

• замена существующих узлов учета природного газа на СУ без огневых работ;

• для поверки и градуировки узлов учета газа в категорийных (взрыво-
опасных) зонах не требуется демонтаж оборудования;

• несмотря на применение высокотехнологичных решений, система проста в эксплуатации и не требует высокой квалификации обслуживающего персонала.

Экономичность

Для САУ ГРС Т-21 установлена вполне конкурентоспособная стоимость. Но, что важнее, у нее адекватная цена владения, т.е. те самые затраты на эксплуатацию, которые необходимы для обеспечения 100% работы системы.

Опыт

За 25 лет работы в ООО «Крейт» освоили разработку и производство систем учета различных энергоресурсов, контроля технологических параметров, систем телеуправления и телесигнализации. С 1993 г. успешно внедряем САУ ГРС и измерительные комплексы учета природного газа на объектах ПАО «Газпром».

Дополнительно

В составе САУ ГРС Т-21 и как самостоятельное изделие поставляется измерительный комплекс ТЭКОН-20ГК, предназначенный для измерений объема природного газа с помощью сужающих устройств. Комплекс имеет все достоинства аналогичных продуктов плюс ряд особенностей и преимуществ: может применяться во взрывоопасных зонах, установка приборов производится без огневых работ, а поверка проводится непосредственно на месте эксплуатации без демонтажа оборудования. Высокие метрологические характеристики комплекса позволяют достичь относительной погрешности узла учета природного газа в пределах 0,8%.

УДК 622.691.4

М.П. Посмак¹, e-mail: M.Posmak@adm.gazprom.ru; А.В. Крюков², e-mail: akriukov@sgp.gazprom.ru; Т.Т. Алиев², e-mail: taliev@sgp.gazprom.ru; В.М. Янчук², e-mail: vianchuk@sgp.gazprom.ru; С.С. Галкин², e-mail: s_galkin@sgp.gazprom.ru

¹ Отдел 308/8/1 Департамент (В.А. Михаленко) ПАО «Газпром» (Москва, Россия).

² ООО «Газпром трансгаз Ухта» (Ухта, Россия).

Реализация на объектах эксплуатации технологии очистки емкостей для хранения одоранта

В августе 2013 г. по заданию ПАО «Газпром» специалистами ООО «Газпром трансгаз Ухта» и ООО «Газхолодтехника» были проведены совместные ведомственные приемочные испытания технологии по очистке емкостей для хранения и транспортировки одоранта с применением технических средств производства ООО «Газхолодтехника».

По результатам работы в 2014 г. разработан, согласован ПАО «Газпром» и утвержден «Технологический регламент № 1-14 на работы по очистке емкостей для хранения и транспортировки одоранта».

В дальнейшем собственными силами филиалов ООО «Газпром трансгаз Ухта» (Переславского ЛПУМГ и Мышкинского ЛПУМГ) реализован полный цикл технологии очистки емкостей для хранения одоранта с последующей утилизацией продуктов очистки с применением установки термического обезвреживания отходов и сдачей очищенных и обезвреженных емкостей в металлолом.

Выводы по проделанной работе: органолептический анализ показал отсутствие ярко выраженного запаха одоранта в отработанном рабочем растворе и отводимой газовоздушной смеси у технологических разъемов точек подключения емкости; высокая степень очитски от отложений и запаха позволяет производить необходимые ремонты, обследования емкостей или сдавать их в металлолом.

Следующим этапом технических решений стало изготовление ООО «Газхолодтехника» по просьбе ООО «Газпром трансгаз Ухта» мобильной установки для промывки емкостей, где сконцентрировано все необходимое оборудование для производства работ по очистке емкостей. С помощью установки появилась возможность проводить очистку непосредственно на объекте (площадке газораспределительной станции), а также транспортировку мобильной установки в филиалы Общества.

Ключевые слова: компрессорная станция, газораспределительная станция, газ, емкость, сосуды, хранение одоранта, очистка емкостей, утилизация продуктов очистки, приемочные испытания, одоризационная установка, малоопасные отходы, раствор, установка термического обезвреживания отходов, мобильная установка.

M.P. Posmak¹, e-mail: M.Posmak@adm.gazprom.ru; A.V. Kryukov², e-mail: akriukov@sgp.gazprom.ru; T.T. Aliyev², e-mail: taliev@sgp.gazprom.ru; V.M. Yanchuk², e-mail: vianchuk@sgp.gazprom.ru; S.S. Galkin², e-mail: s_galkin@sgp.gazprom.ru

¹ Division 308/8/1 Department (V.A. Mikhalenko) Gazprom PJSC (Moscow, Russia).

² Gazprom Transgaz Ukhta LLC (Ukhta, Russia).

Implementation of cleaning technologies for the tanks for odorant storage at the operation facilities

In August 2013, on the instruction of Gazprom PJSC experts of Gazprom Transgaz Ukhta LLC and Gazkholodtekhnika LLC performed the joint departmental acceptance tests of the cleaning technology for the tanks for odorant storage and transportation, applying the technical means manufactured by Gazkholodtekhnika LLC.

«Process regulation Nos.1-14 for works on cleaning the tanks for odorant storage and transportation» was developed following the results of work in 2014, agreed on by Gazprom JSC and approved.

Then Gazprom Transgaz Ukhta LLC branches (Pereslavskiy local operations and maintenance department for main gas pipelines and Myshkinskiy local operations and maintenance department for main gas pipelines) implemented the full cycle of cleaning technology for the tanks for odorant storage with subsequent disposing of the cleaning products using the thermal waste neutralization unit and disposal of treated and neutralized tanks for scrap metal using own resources.

Conclusions on the works performed: sensory analysis showed no pronounced odour of odorant in the waste working solution and discharged gas mixture near the process connectors of tank connection points; the high degree of cleaning from deposits and odour allows for necessary repairs, inspection of the tanks or their subsequent disposal for scrap metal.

The following stage of technical solution is the manufacturing of the mobile unit for tank washing by Gazkholodtekhnika LLC at the request of Gazprom Transgaz Ukhta LLC, wherein all the equipment, which is necessary to perform the tanks cleaning, is located. Thanks to the unit it became possible to perform the cleaning directly at the site (gas distribution station site), as well as the mobile unit transportation to the Company's branches.

Keywords: compressor station, gas distribution station, gas, tank, vessels, odorant storage, tanks cleaning, cleaning products disposal, acceptance tests, odorizer, low-hazard waste, solution, thermal waste neutralization unit, and mobile unit.

Ссылка для цитирования (for references):
Посмак М.А., Крюков А.В., Алиев Т.Т., Янчук В.М., Галкин С.С. Реализация на объектах эксплуатации технологии очистки емкостей для хранения одоранта // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 2. С. 34–36.
Posmak M.A., Kryukov A.V., Aliyev T.T., Yanchuk V.M., Galkin S.S. Implementation of cleaning technologies for the tanks for odorant storage at the operation facilities (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 2. P. 34–36.

В ООО «Газпром трансгаз Ухта» с 1989 г. на компрессорной станции (КС) «Гаврилов-Ям» Переславского линейного производственного управления магистральных газопроводов (ЛПУ МГ) эксплуатируется централизованная одоризационная установка газа. В целях определения технического состояния и соответствия требованиям промышленной безопасности в 2010 г. была проведена техническая диагностика емкостей одоризационной установки в количестве 7 шт. Результаты экспертного обследования показали, что емкости хранения одоранта находятся в неработоспособном техническом состоянии и не пригодны для дальнейшей эксплуатации. Соответственно, возникла необходимость в очистке и последующей утилизации металлолома.

Учитывая опыт работы на компрессорных станциях по очистке теплообменных аппаратов АВО масла и АВО газа, специалистами ООО «Газпром трансгаз Ухта» и ООО «Газхолодтехника» было предложено провести испытания технологии по очистке емкостей для хранения и транспортировки одоранта с применением технических средств производства ООО «Газхолодтехника». В августе 2013 г. по заданию ПАО «Газпром» были проведены совместные ведомственные приемочные испытания технологии [1].

По итогам приемочных испытаний получены следующие результаты:

1) Переславским ЛПУ МГ был вырезан темплет из промытой емкости и отправлен в независимую лабораторию (Центр лабораторного анализа и технических измерений по Центральному федеральному округу, г. Орехово-Зуево), которая определила 4-й класс опасности образца, т.е. малоопасные отходы, что позволяло сдать данную емкость как обычный металлолом;

2) внутренний осмотр емкости показал, что выполнена очистка стенок сосуда «до металла»;

3) в 2014 г. разработан, согласован ПАО «Газпром» и утвержден «Технологический регламент № 1-14 на работы по очистке емкостей для хранения и транспортировки одоранта».

Учитывая опыт работы при проведении приемочных испытаний, а также требования технологического регламента, ООО «Газпром трансгаз Ухта» в 2015 г.
разработало план мероприятий по очистке всех емкостей, находящихся в Переславском ЛПУ МГ, который включал в себя [2]:

1) организацию площадки по очистке емкостей на КС «Гаврилов-Ям» Переславского ЛПУ МГ (на площадке КС находилось большая часть емкостей требующих утилизации, 7 емкостей централизованной одоризационной установки объемом 38,5 м3), в том числе установку промежуточных емкостей для хранения отработанного раствора;

2) приобретение необходимого оборудования и нейтрализирующего раствора ГП-12;

3) промывку емкостей собственными силами филиала;

4) утилизацию продуктов очистки силами филиала Мышкинского ЛПУ МГ с применением установки термического обезвреживания отходов (УТО).

Процесс очистки состоит в непрерывной циркуляции промывочного раствора в емкости при помощи циркуляционного насоса с очисткой от отложений в шламоуловителе и подогревом промывочной жидкости (рис. 1).

Технология делится на два этапа [3] (рис. 2):

• первый – удаление запаха и начальное удаление отложений. Длительность процесса очистки составила 6–8 часов, соотношение воды и раствора 1:4;

• второй – удаление отложений этилмеркаптановой серы и продуктов окисления железа со стенок сосуда. Длительность процесса очистки составила 12 часов, соотношение воды и раствора 1:4.

Заполнение водой очищаемой емкости выполняется с помощью пожарной машины. Далее подается нейтрализующий раствор из транспортных емкостей и начинается процесс очистки в два этапа.

После этого проводится утилизация продуктов очистки. С помощью мотопомпы производится перекачка продуктов утилизации в промежуточную емкость, в данном случае – емкость для хранения топлива. После заполнения промежуточной емкости с помощью бензовоза производится транспортировка продуктов к месту расположения установки утилизации (Мышкинское ЛПУ МГ).

Затем с помощью УТО производится уничтожение продуктов утилизации. Продукты утилизации подаются в промежуточную емкость, затем под давлением поступают в камеру сжигания жидких отходов. Далее дымовые газы поступают в скруббер, предназначенный для очистки путем орошения раствором реагентов, и, наконец, поступают в батарейный циклон, где происходит очистка дымовых газов от механических примесей (рис. 3).

По просьбе ООО «Газпром трансгаз Ухта» ООО «Газхолодтехника» изготовило мобильную установку для промывки емкостей (рис. 4), где сконцентрировано все необходимое оборудование. С помощью установки появилась возможность проводить очистку непосредственно на объекте (площадке газораспределительной станции), а также транспортировку установки в филиалы Общества.

Результаты работы:

1) органолептический анализ показал отсутствие ярко выраженного запаха одоранта в отработанном рабочем растворе и отводимой газовоздушной смеси у технологических разъемов точек подключения емкости;

2) высокая степень очистки от отложений и запаха позволяет производить необходимые ремонты емкостей или сдавать их в металлолом;

3) мобильная установка для промывки емкостей позволяет производить очистку емкостей непосредственно на площадке газораспределительной станции и использовать между филиалами Общества.

Литература:

1. ВРД 39-1.10-069-2002. Положение по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов. М., 2003.

2. СТО Газпром 2-3.5-187-2008. Утилизация емкостей хранения и рабочих емкостей одоранта. М., 2008.

3. Технологический регламент № 1-14 на работы по очистке емкостей для хранения и транспортировки одоранта. М., 2014.

References:

1. VRD 39-1.10-069-2002. Regulation for main gas pipeline gas-distributing station technical operation (In Russ.). Moscow, 2003.

2. STO Gazprom 2-3.5-187-2008. Disposal of the storage tanks and operating odorant tanks (In Russ.). Moscow, 2008.

3. Process regulation Nos. 1-14 for works on cleaning the tanks for odorant storage and transportation (In Russ.). Moscow, 2014.

А.В. Архипов, заместитель директора по АСУ ТП, ООО «Элком+»

Компактная САУ для автономных ГРС

Согласно «Основным положениям по автоматизации ГРС», основной целью автоматизации является превращение ГРС в автоматизированные производственные звенья ЛПУ МГ, работающие в автоматическом режиме под управлением собственной САУ. Этой цели служит разработанная ООО «Элком+» компактная версия САУ ГРС «ЭЛТА-САУ.2» для небольших ГРС и ГРС малой производительности.

Компактная версия САУ предназначена для организации автономного режима работы ГРС, дистанционного контроля за процессами с ДП ЛПУ (КС) и автоматической защиты потребителя и оборудования ГРС от развития нештатных и аварийных ситуаций.

Разработанная на базе отечественных комплектующих САУ рассчитана на совместную работу в составе ГРС малой производительности или типовыми ГРС с расходом до 5000 м3/ч периодической или централизованной формы обслуживания.

В САУ заложен большой набор автоматических алгоритмов, в том числе организация работы ГРС через обводную линию, без остановки газоснабжения потребителя, с интеллектуальным управлением регулятором давления на байпасе.

В процессе эксплуатации алгоритмы могут включаться и отключаться в любом сочетании и настраиваться под конкретные условия работы ГРС.

Типовые алгоритмы САУ ГРС включают:

• контроль исправности оборудования (датчиков, соленоидов кранов, регулятора давления и др.);

• защиту потребителя от аварийных значений давления (от перевода на байпас, с ПИД-управлением регулятором давления, до останова ГРС в аварийных случаях);

• защиту ГРС от развития аварийных ситуаций (включение вентиляции при загазованности, отсечку топливного газа при аварии котла или превышении давления теплоносителя в системе, аварийный останов (АО) ГРС по высококритичным событиям, таким как пожар, второй порог загазованности, аварийное давление на входе или выходе ГРС, а также по градиенту давления на входе или выходе ГРС (падению давления, характерному для разрыва газопровода)).

Стоит отметить, что во избежание ложных срабатываний противоаварийные действия (перевод на байпас или АО ГРС) САУ производит по двум независимым сигналам.

Полный перечень алгоритмов согласуется с заказчиком.

К стандартной компактной версии САУ ГРС «ЭЛТА-САУ.2» могут подключаться до 12 аналоговых датчиков (AI), до 28 дискретных (DI), до 6 пневмоприводных кранов (плюс дополнительно 8DO),
1 регулятор давления (расхода), до 3 вычислителей расхода газа. Для сигнализации событий в дом оператора предусмотрено подключение УДКС. Кроме того, имеется два порта для подключения локальных систем автоматики и отдельный канал связи для интеграции в СЛТМ (Ethernet, ВОЛС, RS-232, RS-485, ТЧ, УКВ).

САУ представляет собой шкаф напольного исполнения с габаритами (ВхШхГ) 1600х800х400. При необходимости система может комплектоваться шкафом ИБП для организации бесперебойной работы САУ в случае отсутствия основного питания 220 В/50 Гц в течение 24 часов.

Компактная версия САУ не имеет встроенной панели оператора. Настройка алгоритмов, смена режима управления и другие функции выполняются с переносного пульта инженера либо дистанционно с пункта управления ДП ЛПУ (КС).

Для контроля исправности САУ предусмотрена самодиагностика и дистанционная проверка подсистем САУ ГРС.

САУ соответствует предъявляемым требованиям ПАО «Газпром» как по техническим характеристикам, так и по сроку службы и надежности.

Обладая функциональностью, сравнимой с полноразмерной САУ, компактная версия САУ ГРС «ЭЛТА-САУ.2» имеет меньшие габариты и демократична по цене, что позволяет с успехом применять ее на небольших ГРС.

УДК 65.012.8:622.691.4+620.19

С.А. Наволоцкий¹, e-mail: S.Navolotsky@vtg.gazprom.ru

¹ Производственный отдел по эксплуатации газораспределительных станций (ПОЭГРС) ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» (Нижний Новгород, Россия).

Опыт ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» по проведению комплексного диагностического обследования и экспертизы промышленной безопасности газораспределительных станций

В настоящее время экспертные организации, выполняющие экспертизу промышленной безопасности (ЭПБ) газораспределительных станций (ГРС), устанавливают срок безопасной эксплуатации не на базе полученных расчетов, определяющих остаточный ресурс (срок службы), а основываясь на сроках очередного технического диагностирования элементов (технических устройств), входящих в состав комплекса ГРС, установленных нормативно-техническими документами (НДТ) ПАО «Газпром».

Указанные НТД требуют корректировки, поскольку в них не учитываются: возможность установления срока безопасной эксплуатации ГРС после комплексного капитального ремонта с полной заменой технологического оборудования; возможность применения ст. 7 Федерального закона № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», в соответствии с которой «технические устройства, применяемые на опасном производственном объекте, подлежат экспертизе промышленной безопасности при отсутствии в технической документации данных о сроке службы такого технического устройства, если фактический срок его службы превышает 20 лет».

Установление экспертными организациями срока безопасной эксплуатации газораспределительных станций на основании срока очередного технического диагностирования элементов (технических устройств), установленных нормативно-техническими документами ПАО «Газпром»: приводит к отвлечению значительных финансовых и человеческих ресурсов ПАО «Газпром» на подготовку объектов и их восстановление после проведения обследования без значимого повышения уровня надежности и безопасности; не позволяет эффективно использовать включенные в реестр ПАО «Газпром» и разрешенные к применению лакокрасочные покрытия.

Срок безопасной эксплуатации на полный комплекс ГРС необходимо назначать исходя из максимального срока безопасной эксплуатации технических устройств, входящих в состав комплекса ГРС. При этом в корректирующих мероприятиях при определении условий дальнейшей эксплуатации ГРС учитывать сроки проведения технического диагностирования отдельных элементов обвязок технологического оборудования, сосудов, работающих под давлением (СРД), запорно-регулирующей арматуры (ЗРА) и др.

Ключевые слова: газораспределительные станции, комплексная экспертиза промышленной безопасности, срок безопасной эксплуатации.

S.A. Navolotsky¹, e-mail: S.Navolotsky@vtg.gazprom.ru

¹ Production Department of Gas Distribution Station Operation (PDGDSO) of Gazprom Transgaz Nizhny Novgorod LLC (Nizhny Novgorod, Russia).

Expertise of Gazprom Transgaz Nizhny Novgorod LLC in performance of integrated diagnostic tests and industrial safety expert review of gas distribution stations

Expert organizations currently performing an industrial safety expert review of gas distribution stations (GDS) determine a safe operation life based on regular technical diagnosis periods for elements (engineering devices) included in GDS specified by technical guidance documents (TGD) of Gazprom PJSC rather than on obtained calculations determining the remaining life.

The specified TGD require corrections, as they do not include a possibility of determination of a safe operation life of GDS after an integrated overhaul with a full replacement of process equipment; a possibility of application of Article 7 of Federal Law No. 116-FZ «On industrial safety of hazardous industrial facilities», according to which «engineering devices used at a hazardous industrial facility shall be subject to an industrial safety expert review if there is no data on the life of such engineering device in the technical documentation, if its actual life is more than twenty years».

Establishment of the gas distribution stations safe service life by the expert companies on the basis of the term for another technical diagnosis of elements (technical devices) set forth in the regulatory technical documents of Gazprom PJSC results in allocation of significant financial and human resources of Gazprom PJSC to facilities preparation and their restoration after the examination without considerable increase in the reliability and safety level; does not allow for efficient use of the varnish and paint coatings included in the register of Gazprom PJSC and allowed for application.

Safe service life for the entire gas distribution station facility shall be set depending on the maximum term of safe operation for the technical devices included in the gas distribution station facility. Besides, when determining the conditions for further operation of gas distribution station, the corrective actions shall take into account the terms for technical diagnosis of separate elements in the piping of process equipment, pressure vessels (PS), shut-off and control valves (SCV), etc.

Keywords: gas distribution stations, comprehensive industrial safety expert review, safe operation life.

Ссылка для цитирования (for references):
Наволоцкий С.А. Опыт ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» по проведению комплексного диагностического обследования и экспертизы промышленной безопасности газораспределительных станций // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. No 2. С. 38–44.
Navolotsky S.A. Expertise of Gazprom Transgaz Nizhny Novgorod LLC in performance of integrated diagnostic tests and industrial safety expert review of gas distribution stations (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 2. P. 38–44.

В границах деятельности ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» расположены 374 ГРС, в том числе 329 – на балансе ПАО «Газпром» или Общества. Среднечасовая степень загрузки ГРС составляет 25,5%. 235 ГРС, или 71% от общего количества эксплуатируемого парка станций, эксплуатируются более 20 лет, и количество таких ГРС ежегодно растет.

Основной целью служб эксплуатации ГРС является «обеспечение надежной, безопасной и эффективной эксплуатации оборудования ГРС и газораспределительных станций в пределах установленных лимитов финансовых средств».

В ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» данная цель достигается посредством решения следующих задач:

1) организации выполнения капитального и текущего ремонта ГРС;

2) организации проведения комплексной диагностики и ЭПБ ГРС (в соответствии с графиком);

3) обеспечения подготовки 329 ГРС к осенне-зимней эксплуатации;

4) обеспечения своевременного и качественного проведения планово-профилактических и ремонтных работ (ППР) на 329 ГРС;

5) организации исполнения плана социально-экономического развития (СЭР) в соответствии с утвержденными планово-контрольными показателями (ПКП);

6) организации исполнения решений балансовой комиссии ПАО «Газпром»;

7) организации устранения существующих нарушений охранных зон (ОЗ) и минимальных расстояний (МР) от ГРС, выполнения мероприятий по недопущению новых.

При этом для обеспечения промышленной безопасности объектов (ГРС), качественного и эффективного планирования капитального и текущего ремонтов основной и наиболее значимой является задача по организации своевременного проведения комплексной диагностики и ЭПБ ГРС.

Для контроля и управлением надежностью, безопасностью и эффективностью Обществом разработан ряд показателей. В таблице 1 указаны основные из них (всего в Обществе по направлению эксплуатации ГРС разработано порядка 140 показателей), при этом три первых показателя вошли в «Комплексную программу повышения надежности 2015–2019 гг. ПАО «Газпром».

Одним из основных показателей надежности является удельный показатель ГРС с установленным сроком безопасной эксплуатации. После реализации намеченных на 2015 г. планов срок безопасной эксплуатации будет установлен на всех ГРС Общества, и в дальнейшем обеспечено своевременное проведение ЭПБ.

Основными нормативно-правовыми документами, регламентирующими организацию работ по проведению комплексно-диагностических обследований (КДО) и ЭПБ, являются:

1) Федеральный закон № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»;

2) Правила проведения экспертизы промышленной безопасности (утв. приказом Ростехнадзора № 538 от 14.11.2013);

3) Правила безопасности для опасных производственных объектов (ОПО) магистральных газопроводов (утв. приказом Ростехнадзора № 520 от 06.11.2013);

4) СТО Газпром РД 1.10-098-2004 «Методика проведения диагностирования трубопроводов и обвязок технологического оборудования ГРС»;

5) Правила безопасности для ОПО, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением (утв. Приказом № 520 от 06.11.2013);

6) Административный регламент Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору по предоставлению государственной услуги по ведению реестра заключений ЭПБ (утв. Приказом № 260 от 23.06.2014).

При этом хочется отметить, что в указанных документах отсутствует ограничение на продление срока безопасной эксплуатации на более чем 5 лет.

До 2010 г. в соответствии с СТО РД 1.10-098-2004 «Методика проведения технического диагностирования трубопроводов и обвязок технологического оборудования газораспределительных станций магистральных газопроводов» на ГРС ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» проводилось комплексное диагностическое обследование трубопроводной обвязки с продлением срока эксплуатации на 5 лет.

Учитывая предписания Волжско-Окского Управления Ростехнадзора РФ и требования п. 19 «Порядка продления сроков безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах» (Минюст РФ, № 14894 от 28.09.2009, в настоящее время отменено), начиная с 2011 г. ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» проводит диагностическое обследование ГРС с оформлением заключения ЭПБ и регистрацией его в Ростехнадзоре.

Учитывая значительное отставание ежегодно проводимых ЭПБ от необходимого объема, Ростехнадзором неоднократно выдавались предписания и выписывались штрафы должностным лицам Общества по причине того, что не установлен расчетный срок безопасной эксплуатации ГРС. Последствия для должностных лиц при неустранении предписания в течение трех лет – отстранение от занимаемой должности.

В связи с этим Обществом для качественного планирования и контроля своевременного проведения ЭПБ разработан план-график проведения экспертизы (рис. 1). В него включены все 329 ГРС, находящиеся в собственности ПАО «Газпром» и Общества. По данному графику удобно вести контроль проведения и планирование ЭПБ на последующие годы.

В результате проделанной в 2010–2013 гг.
работы (рис. 2–3), а также с учетом вступивших в силу с 01.01.2014 изменений в ст. 7 Федерального закона № 116-ФЗ, по состоянию на начало 2014 г. необходимо было установить срок безопасной эксплуатации на 156 ГРС.

Основным лимитом на диагностическое обследование ГРС в 2014 г. была предусмотрена экспертиза промышленной безопасности 70 ГРС Общества.

При этом стоит отметить, что возможность обследования 70 ГРС вместо 22 ГРС без увеличения общего лимита появилась благодаря проведенным переговорам с семью подрядными организациями («Диаконт», «Молния», «НЦТД», «Оргэнергогаз» и т.д.).

Одновременно с этим по результатам уторговывания при проведении в 2014 г.
конкурсных процедур по статье «Диагностическое обследование» в Обществе образовался нераспределенный лимит, на который дополнительно была проведена ЭПБ на 20 ГРС.

В итоге в 2014 г. была выполнена ЭПБ 90 ГРС. В 2015 г. в соответствии с планом выполнена ЭПБ 70 ГРС.

По итогам проведенных в 2014 и 2015 гг.
ЭПБ количество ГРС с установленным сроком безопасной эксплуатации будет увеличено по отношению к 2013 г. практически в два раза и составит 100% от общего количества ГРС.

В 2015 г. Обществом было разработано техническое задание (рис. 4) на выполнение работ по экспертизе промышленной безопасности ГРС как на единый комплекс.

Затем совместно с АО НПЦ «Молния» разработана типовая программа работ по ЭПБ ГРС.

В соответствии с новой разработанной в 2015 г. типовой программой, к ранее проводимым обследованиям технологических трубопроводов, СРД, УСБ и зданиям и сооружениям были дополнительно включены обследования таких технических устройств, как одоризационные установки, подогреватели газа и системы газораспределения и газопотребления (табл. 2). И это один из шагов к получению комплексного заключения ЭПБ на всю ГРС.

Предписания, полученные нашими коллегами в 2015 г. в других дочерних обществах, где Ростехнадзор отдельно прописал эксплуатацию подогревателей газа и трубопроводной арматуры без продления срока безопасной эксплуатации, подтвердили правильность направления, взятого ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород», на проведение комплексной экспертизы ГРС и расширение списка проверяемых технических устройств.

Основным проблемным вопросом на сегодняшний день считаю ограниченный экспертными организациями срок продления безопасной эксплуатации ГРС до пяти лет. Еще раз повторюсь, что действующими нормативными документами срок продления безопасной эксплуатации не ограничен.

При этом в соответствии с п. 28 ФНиП «Правил проведения экспертизы промышленной безопасности» Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору Приказом № 538 от 14.11.2013 установлено, что «по результатам экспертизы технического устройства, зданий и сооружений опасных производственных объектов в заключении экспертизы дополнительно приводятся расчетные и аналитические процедуры оценки и прогнозирования технического состояния объекта экспертизы, включающие определение остаточного ресурса (срока службы) с отражением в выводах заключения экспертизы установленного срока дальнейшей безопасной эксплуатации объекта экспертизы с указанием условий дальнейшей безопасной эксплуатации».

Однако экспертные организации, выполняющие экспертизу промышленной безопасности ГРС, устанавливают срок безопасной эксплуатации не на основании полученных расчетов, определяющих остаточный ресурс (срок службы), а основываясь на сроках очередного технического диагностирования элементов (технических устройств), входящих в состав комплекса ГРС, установленных НТД ПАО «Газпром», например:

• по трубопроводной обвязке ГРС:

– п. 4.1.17 ВРД 39-1.10-069-2002 «Положение по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов»: «Для ГРС, эксплуатирующихся более 20 лет, независимо от условий эксплуатации, назначения и конструктивного исполнения, проводится комплексная техническая диагностика технологической обвязки ГРС в соответствии с «Методикой проведения технического диагностирования трубопроводов и обвязок технологического оборудования газораспределительных станций магистральных газопроводов». По результатам технической диагностики назначается следующий срок ее проведения, но не реже 1 раза в 5 лет»;

– п. 1.8 СТО Газпром РД 1.10-098-2004 «Методика проведения технического диагностирования трубопроводов и обвязок технологического оборудования газораспределительных станций магистральных газопроводов»: «При положительных результатах технического диагностирования трубопроводы и обвязки оборудования могут быть допущены к дальнейшей эксплуатации в составе ГРС. Допускаемый срок продления эксплуатации (не более 5 лет) устанавливает организация, выполняющая техническое диагностирование»;

• по СРД:

– раздел 6 РД 03-421-01 «Методические указания по проведению диагностирования технического состояния и определению остаточного срока службы сосудов и аппаратов»: «Остаточный ресурс сосуда определяется на основании анализа условий эксплуатации, результатов технического диагностирования и критериев предельного состояния. Когда остаточный ресурс определяется на основании рассмотрения нескольких критериев предельного состояния, то остаточный ресурс назначается по тому критерию, который определяет минимальный срок остаточного ресурса. Если полученный в результате расчетов остаточный ресурс превышает 10 лет, то его следует принять равным 10 годам»;

– п. 8.12.2.12 СТО Газпром 2-2.3-491-2010: «Новый срок эксплуатации сосуда устанавливается в пределах расчетного остаточного ресурса, но не более значений, приведенных в таблице 8.9 «Предельная величина устанавливаемого срока дальнейшей эксплуатации сосуда» (табл. 3);

• по ТПА – п. 7.1 СТО Газпром 2-4.1-406-2009 «Методика оценки ресурса запорно-регулирующей арматуры магистральных газопроводов»: «Продление срока безопасной эксплуатации арматуры – 7 лет».

Указанные НТД требуют корректировки, т.к. в них не учитывается:

• возможность установления срока безопасной эксплуатации ГРС после комплексного капитального ремонта с полной заменой технологического оборудования, при котором сроки безопасной эксплуатации, установленные заводами-изготовителями, значительно превышают установленные НТД ПАО «Газпром» (например, срок безопасной эксплуатации, установленный заводом-изготовителем на двустенные емкости одоранта и конденсата, – 30 лет, а в соответствии с  п. 8.12.2.12 СТО Газпром 2-2.3-491-2010 – до 10 лет);

• возможность применения ст. 7 Федерального закона № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», в соответствии с которой «технические устройства, применяемые на опасном производственном объекте, подлежат экспертизе промышленной безопасности при отсутствии в технической документации данных о сроке службы такого технического устройства, если фактический срок его службы превышает 20 лет».

Установление экспертными организациями срока безопасной эксплуатации ГРС на основании срока очередного технического диагностирования элементов (технических устройств), установленного НТД ПАО «Газпром»: приводит к отвлечению значительных финансовых и человеческих ресурсов ПАО «Газпром» на подготовку объектов и их восстановление после проведения обследования (восстановление: тепло-шумоизоляции, благоустройства территории, покраски и т.д.) без значимого повышения уровня надежности и безопасности; не позволяет эффективно использовать включенные в реестр ПАО «Газпром» и разрешенные к применению лакокрасочные покрытия. Лакокрасочные материалы, включенные в «Реестр систем защитных покрытий для противокоррозионной защиты надземных металлоконструкций и технологического оборудования» и применяемые на ГРС, имеют прогнозируемый срок службы 15 лет и более. Широко применяемые ранее краски типа ПФ и МЛ не внесены в реестр разрешенных материалов ПАО «Газпром» и, соответственно, не могут применяться для покраски технологического оборудования и трубопроводов ГРС (т.е. если мы каждые 5 лет будем «обдирать» ГРС, зачем ее красить высококачественной краской, прогнозируемый срок службы которой – 15 лет и более?).

Срок безопасной эксплуатации, устанавливаемый в процессе проведения ЭПБ комплекса технических устройств, предлагается назначать исходя из максимального срока безопасной эксплуатации технических устройств, входящих в состав комплекса ГРС. При этом в корректирующих мероприятиях при определении условий дальнейшей эксплуатации ГРС учитывать сроки проведения технического диагностирования и ЭПБ трубопроводов и обвязок технологического оборудования, СРД, ЗРА и др.

Данный подход не противоречит требованиям Федерального закона № 116-ФЗ «О промышленной безопасности», ФНиП «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», ФНиП «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» и СТО Газпром 2-3.5-454-2010 «Правила эксплуатации магистральных газопроводов».

Принимая во внимание изложенное, предлагаю рассмотреть следующие решения:

1) экспертным организациям, выполняющим экспертизу промышленной безопасности ГРС, устанавливать срок безопасной эксплуатации на основании полученных расчетов, определяющих остаточный ресурс (срок службы);

2) ПАО «Газпром» совместно с дочерними газотранспортными обществами и экспертными организациями разработать методику комплексного диагностического обследования ГРС с возможностью продления срока безопасной эксплуатации объекта до 20 лет;

3) учитывая требования ГОСТ 27751-2014 «Межгосударственный стандарт. Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения», структурам ПАО «Газпром» при разработке технических требований и технических заданий на новое строительство и реконструкцию существующих ГРС устанавливать срок безопасной эксплуатации не менее 50 лет;

4) заводам – изготовителям технологического оборудования для ГРС при разработке продукции учитывать требование по сроку безопасной эксплуатации комплекса ГРС не менее 50 лет, в том числе с условием выполнения необходимых мероприятий (диагностики, замены отдельных элементов, текущего ремонта, технического обслуживания и т.д.).

Таблица 1. Основные показатели надежности, безопасности и эффективности

Table 1. Reliability, safety and efficiency indicators

Таблица 2. Сравнительный анализ объема работ при проведении ЭПБ ГРС ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» до 2015 г. и в соответствии
с разработанной в 2015 г. типовой программой

Table 2. Comparative analysis of the scope of works when performing ISER of GDS of Gazprom Transgaz Nizhny Novgorod LLC before 2015 and according with a standard program developed in 2015

Таблица 3. Предельная величина устанавливаемого срока дальнейшей эксплуатации сосуда согласно СТО Газпром 2-2.3-491-2010 (табл. 8.9 стандарта)

Table 3. Maximum limit of the term to be determined for further vessel operation according to STO Gazprom 2-2.3-491-2010 (Table 8.9 of the standard)

УДК 553.98

Г.П. Кузнецова¹, e-mail: gp_kuznetsova@mail.ru; В.В. Патрикеева¹, e-mail: patrikeeva_viktoria@mail.ru

¹ Кафедра промысловой геологии РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина (Москва, Россия).

Рациональное группирование пластов в эксплуатационный объект

На примере реального месторождения показано обоснование объединения двух пластов в один эксплуатационный объект с учетом геолого-физических особенностей пластов и их геологической изученности. Рациональное группирование пластов в эксплуатационный объект осуществляется в первую очередь на основе геологического моделирования объекта разработки, а в дальнейшем – с учетом технологических и экономических факторов.

На нефтяных месторождениях в эксплуатационных объектах, характеризующихся однородным строением по разрезу и площади и невысокой вязкостью нефти, разработка которых ведется на природном водонапорном или упруговодонапорном режиме с законтурным или приконтурным заводнением, можно считать процесс перемещения контуров нефтеносности или фронта закачиваемой воды к центральному стягивающему ряду достаточно равномерным. Равномерное перемещение контуров нефтеносности обеспечивает минимальные потери нефти в пласте на линиях стягивания контуров. В других геологических условиях потери могут быть существенными, что приводит к значительному снижению коэффициента охвата и, соответственно, коэффициента извлечения.

Наилучшим принципом регулирования разработки многопластовых объектов является принцип равноскоростной выработки всех пластов по разрезу при равномерном продвижении по ним контуров нефтеносности и фронта закачиваемой воды. Реализация этого принципа возможна лишь в том случае, если пласты объекта разработки имеют одинаковую продуктивность и относительно однородны по площади. Но такие условия в природе встречаются крайне редко. Поэтому при определении принципиального подхода к регулированию разработки многопластовых объектов решающую роль играют особенности их строения и различия фильтрационных свойств.

Ключевые слова: пласт, геологические особенности строения, залежь, эксплуатационный объект, продуктивность, приемистость, объект разработки, скважина, пластовое давление, водонефтяной контакт, природные режимы, геологическая неоднородность пласта, фильтрационно-емкостные свойства, извлекаемые запасы.

G.P. Kuznetsova¹, e-mail: gp_kuznetsova@mail.ru; V.V. Patrikeeva¹, e-mail: patrikeeva_viktoria@mail.ru

¹ Production Geology Department of Gubkin Russian State Oil and Gas University (Moscow, Russia).

Rational grouping of layers into a production facility

Substantiation of two layers integration into one production facility taking into account geological and physical peculiarities of layers and their state of geological exploration is shown in terms of an existing field. Rational grouping of layers into a production facility is primarily performed based on productive formation geological simulation and taking into account processing and economic factors at a later stage.

The process of oil-water boundary migration or injected water front displacement to the central producing row is quite uniform at production facilities of oil fields characterized by a uniform structure along the section and the area and by low oil viscosity, development of which is performed within natural water drive or elastic water drive with edge or marginal water flooding. Uniform oil-water boundary migration provides minimum oil losses in the layer at oil-water contact producing lines. Losses under other geological conditions can be significant, which causes a significant decrease of the surface efficiency and the recovery ratio accordingly.

The best control mechanism for development of multilayer sites is the mechanism of uniform development of all layers along the section under uniform travel of oil-water contacts and injected water front through them. Implementation of this mechanism is possible only if the productive formation layers have the same productivity and are relatively homogeneous in terms of the area. But such conditions are very rare in nature. That is why the multilayer site structure peculiarities and differences of filtration characteristics play crucial part for determination of the principled approach to multilayer site development control.

Keywords: layer, structure geological peculiarities, deposit, production facility, productivity, injection capacity, productive formation, well, formation pressure, oil-water contact, natural drives, layer geological inhomogeneity, permeability and porosity, recoverable reserves.

Ссылка для цитирования (for references):
Кузнецова Г.П., Патрикеева В.В. Рациональное группирование пластов в эксплуатационный объект // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. No 2. С. 46–50.
Kuznetsova G.P., Patrikeeva V.V. Rational grouping of layers into a production facility (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 2. P. 46–50.

Эксплуатационным объектом, или объектом разработки, называют один или несколько продуктивных пластов месторождения, которые выделяют исходя из геолого-технических соображений для совместной разработки одной серией скважин.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов базируется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом, позволяет вносить коррективы в ранее принятые решения по уже разрабатываемым месторождениям.

Решение вопроса о рациональном группировании пластов в эксплуатационные объекты на многопластовом месторождении связано с определенными трудностями. Решение о выделении минимального количества объектов позволяет разрабатывать месторождение меньшим количеством скважин и тем самым обеспечивать весомую экономию капитальных вложений. Однако при этом суммарная продуктивность скважин может оказаться несколько меньшей, чем сумма значений продуктивности пластов при их раздельной разработке, затрудняется также управление процессом разработки [1].

Обоснование выделения эксплуатационных объектов обычно проводят в два этапа. На первом этапе рассматриваются геолого-физические особенности, как благоприятствующие, так и препятствующие объединению пластов для совместной разработки. На втором этапе этот вопрос решают с учетом технологических и экономических факторов.

В статье приведен пример обоснования эксплуатационного объекта пласта D3fmIII+IV с учетом его геолого-физических особенностей на примере одного из месторождений Хорейверской нефтегазоносной области.

В тектоническом отношении изучаемое месторождение расположено в пределах Печорской синеклизы и приурочено к Центрально-Хорейверской зоне рифогенных построек.

Нефтяные залежи выделены в фаменских отложениях верхнего девона – пластах D3fmIII и D3fmIV, представленных известняками, нефтеносность которых установлена по данным опробований, ГИС и керна.

При выделении объектов разработки, состоящих из нескольких пластов, необходимо, чтобы выполнялись следующие геологические требования.

1. Объединяемые для совместной разработки пласты должны принадлежать единому этажу нефтеносности, что предопределяет их положение на близких глубинах, небольшие различия в начальном пластовом давлении и температуре и т.д.

Пласты D3fmIV и D3fmIII принадлежат единому уровню нефтеносности, поскольку отложения пласта D3fmIV залегают непосредственно на отложениях пласта D3fmIII. Граница между пластами D3fmIII и D3fmIV прослеживается неуверенно. Толщина непроницаемого раздела между ними не выдержана по площади (рис. 1). В восточной части месторождения перемычка незначительная, по направлению к западу становится достаточно мощной и вновь уменьшается в центральной части и к югу.

Покрышкой для продуктивной толщи D3fmIII+IV служат плотные глинисто-карбонатные отложения средне-позднефаменского возраста, представленные известняками глинистыми с тонкими прослоями доломитов и аргиллитов (на рисунке 1 породы покрышки – пачки серого и ярко зеленого цвета в кровле пласта D3fmIV).

2. Все нефтеносные пласты, имеющие единую поверхность водонефтяного контакта, могут быть объединены в один эксплуатационный объект.

Согласно результатам интерпретации 3D-сейсморазведочных работ 2010 г.
и скважинным данным, в пределах изучаемой территории выделены две структуры, разделенные прогибом, к которым приурочены залежи с разными отметками ВНК. Для северной залежи ВНК принят на уровне а.о. – 2920,4 м (рис. 2а). Для южной залежи ВНК принят на уровне а.о. – 2904,3 м (рис. 2б).

В пласте D3fmIV водонасыщенные коллекторы вскрыли только три скважины – №№ 3, 33 и 22, которые полностью водонасыщены и в нижележащем пласте D3fmIII. В пласте D3fmIV, по данным опробования в скважине № 5, подошва нижнего нефтенасыщенного коллектора по РИГИС с промышленным притоком нефти отмечена на а.о. – 2916,1 м. В соседних скважинах – № 1807 и № 1 –  в пласте D3fmIII подошва нефтенасыщенного коллектора, согласно опробованиям и с учетом данных ГИС (скв. 1807), и кровля водонасыщенного коллектора по ГИС (скв. 1) расположены на одном уровне а.о. – 2920,4 м.

Геологическая модель построена для залежей каждого пласта в отдельности, но с единой поверхностью ВНК для верхнего пласта D3fmIV и нижнего пласта D3fmIII, поскольку на данном этапе изученности нет основания для определения границы раздела «нефть – вода» по другому принципу.

3. Природные режимы пластов должны быть одинаковыми.

Нефтяные залежи пластов D3fmIV и D3fmIII имеют упруго-водонапорный режим и приурочены к инфильтрационной водонапорной системе (gradP=0,011). Начальное пластовое давление в залежах (31,8 МПа) намного превышает давление насыщения (7,1 МПа). Нефть в пластовых условиях имеет повышенную вязкость (в среднем – 5,9 мПа.с). Пласты обладают высокой геологической неоднородностью. Размеры залежей D3fmIII+IV значительны: северная залежь – пластово-массивного типа площадью 4,1x3,6 км, высотой 60 м; южная залежь – пластово-массивного типа площадью 12,0x4,6 км, высотой 109 м.

4. Пласты должны быть идентичными по литологии и типу коллекторов во избежание различий в характере перемещения жидкости в пластах с разной структурой пустотного пространства, в степени разрушения прискважинной зоны пластов при эксплуатации скважин и т.д.

Пласты D3fmIV и D3fmIII идентичны по литологии и типу коллекторов. Коллекторами служат известняки водорослевые сферово-сгустковые и сгустково-сферовые, сгустково-комковатые, комковатые и строматолитовые, в подчиненном количестве включающие прослои известняков органогенно-обломочно-детритовых, тонкозернистых. В неэффективной части пласта распространены известняки водорослевые сферово-сгустковые, сгустково-комковатые с базальным цементом (от 25 до 35–40%), детритово-шламовые, также известняки водорослево-пелитоморфные со сферами, комками, органогенным детритом и шламом.

Коллекторы пластов D3fmIV и D3fmIII в основном представлены карбонатами: кальцит – 98,6% с редкими прослоями доломитов (0,9%), кварц (0,4%), глина (0,04%) и полевые шпаты (0,02%), пирит, сидерит и ангидрит (0,1%).

Согласно керновым исследованиям, тип пустотного пространства коллекторов смешанный: межзерново-кавернозно-трещинный. Коэффициент пористости коллекторов пласта D3fmIV составляет в среднем по залежам 0,08, для пласта D3fmIII – 0,1 (рис. 3).

5. Желательно, чтобы пласты мало различались по проницаемости и неоднородности, что способствует приемистости всех пластов в нагнетательных скважинах и притоку нефти из всех пластов при общем забойном давлении.

Если по пористости коллекторы пластов отличаются незначительно, то карты проницаемости по пластам D3fmIV и D3fmIII показывают (рис. 4), что по ее величине пласты все-таки отличаются друг от друга. Нижний пласт D3fmIII (рис. 4б) обладает большей проницаемостью (в среднем в пределах двух залежей 183 мПа.с), чем залегающий выше пласт D3fmIV (рис. 4а) (в среднем в пределах двух залежей 78мПа.с). Поэтому в процессе разработки необходимо дополнительно проанализировать каждый пласт по продуктивности с приоритетом проницаемости и оценить процесс вытеснения по верхнему и нижнему пластам отдельно.

В процессе разработки следует опасаться прорыва воды в коллекторы верхнего пласта. Поскольку нижний пласт обладает повышенной проницаемостью, то процесс обводнения для него будет идти интенсивнее. Это связано с присутствием трещиноватости коллекторов обоих пластов.

Геологическая неоднородность пластов высокая. Расчлененность пласта D3fmIV составляет в среднем 6,8; доля коллекторов в объеме пласта – 0,28. Для пласта D3fmIII расчлененность 8,8; доля коллекторов в объеме пласта – 0,4 (рис. 5). Необходимо отметить, что нижний пласт в полном объеме (до подошвы) вскрыт ограниченным количеством скважин.

6. Между выделяемыми эксплуатационными объектами должны иметься надежные разделы из непроницаемых пород во избежание перетоков жидкости между соседними по разрезу объектами.

Пласты D3fmIV и D3fmIII рассматриваются единым и единственным объектом разработки D3fmIV+III на изучаемом месторождении. Вследствие незначительной толщины раздела между пластами и трещиноватостью породы пласты образуют единую гидродинамическую систему с единой поверхностью ВНК.

Покрышкой пластов D3fmIV и D3fmIII служат плотные глинисто-карбонатные отложения толщиной до 93 м.

При строительстве скважин необходимо осуществлять контроль качества изолирования объекта разработки от выше и залегающих ниже водоносных пластов.

7. В объединяемых пластах вязкость нефти в пластовых условиях должна быть одинаковой, что обеспечивает общие закономерности процесса вытеснения нефти.

Глубинные и поверхностные пробы нефти из пластов D3fmIII и D3fmIV отбирались как отдельно по каждому пласту, так и при совместном опробовании. Нефти очень близки по своим свойствам. Вязкость пластовой нефти в обоих пластах изменяется в пределах 3,14–8,6 мПа.с, в среднем составляет 5,9 мПа.с.

8. Нефть пластов должна иметь одинаковые товарные качества во избежание смеси нефтей, требующих разной технологии промысловой подготовки и переработки.

В соответствии с технологической классификацией, нефть пластов D3fmIII и D3fmIV – сернистая, высокопарафинистая, тяжелая.

9. Эксплуатационный объект должен иметь значительные запасы на единицу своей площади (удельные запасы) для обеспечения продолжительной эксплуатации скважин.

Для большей достоверности запасы были подсчитаны двумя способами: объемным методом путем перемножения подсчетных параметров и по картам удельных запасов (совмещенные контуры нефтеносности северной и южной залежей пластов D3fmIII и D3fmIV показаны на рисунке 6). Сходимость составила менее 3%, что является доказательством высокого качества подсчета. В целом по объекту разработки D3fmIII+IV извлекаемые запасы нефти категории В+С1 составили порядка 30 млн т. Согласно «Временной классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» (2001 г.), месторождение по величине запасов относится к средним. Величина извлекаемых запасов, расположение месторождения относительно мест сбора и сбыта продукции, экономические расчеты позволяют говорить о рентабельности разработки эксплуатационного объекта и возможности эксплуатации залежей пластов D3fmIII+IV единым фондом скважин.

В статье рассмотрены геологические требования для объединения продуктивных пластов D3fmIII и D3fmIV в один эксплуатационный объект. Совокупность указанных выше факторов по состоянию изученности позволяет рассматривать пласты D3fmIV и D3fmIII как единый объект разработки D3fmIII+IV.

Исследования выполнены с применением отечественного продукта AutoCorr (свидетельство № 2004610585) и методических приемов корреляции [2].

Литература:

1. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.

2. Методические рекомендации к корреляции разрезов скважин / Под ред. проф. И.С. Гутмана. М.: ИД «Недра», 2013.

References:

1. Ivanova M.M., Cholovskiy I.P., Bragin Yu.I. Neftegazopromyslovaja geologija [Petroleum field geology]. Moscow, Nedra-Biznestsentr LLC, 2000.

2. Metodicheskie rekomendacii k korreljacii razrezov skvazhin [Methodological recommendations for well log correlation]. Ed. by Professor I.S. Gutman. Moscow, Nedra Publishing House, 2013.

УДК 553.982.2

Я.О. Антипин¹, e-mail :AntipinYO@zsniigg.ru; В.А. Белкина¹, e-mail: Belkina@tsogu.ru

¹ Тюменский государственный нефтегазовый университет (Тюмень, Россия).

Моделирование нефтенасыщенности залежей в полимиктовых коллекторах с использованием J-функции Леверетта

Статья посвящена изучению, описанию и экспериментальному подтверждению эффективности метода моделирования нефтенасыщенности залежей с использованием априорной информации в виде J-функции Леверетта. Основой решения практически всех геологических задач являются модели, а наиболее сложной и менее всего разработанной частью процесса моделирования до сих пор остается построение куба насыщения. При этом на модели нефтегазонасыщения в сильной степени основано решение эффективного управления разработкой месторождений нефти и газа, определяющей значение коэффициента извлечения нефти (КИН). Существует несколько способов интерполяции куба нефтегазонасыщенности, однако ни один из этих методов не учитывает закономерности изменения коэффициента нефтегазонасыщенности в переходной зоне. В статье рассматривается метод моделирования нефтенасыщенности с использованием J-функции Леверетта с учетом переходной зоны на примере одного из месторождений Западной Сибири. Предложенная методика построения куба насыщения состоит из двух этапов. На первом этапе отстраивается модель геометрии переходной водонефтяной зоны, а на втором – методом интерполяции с учетом переходной водонефтяной зоны и с привлечением в качестве косвенной информации одномерного вертикального тренда J-функции Леверетта вычисляется сам куб насыщения. Учет переходной зоны залежей, как показано в статье, позволяет более достоверно отразить условия осадконакопления, обосновать геометрию переходной водонефтяной зоны и в конечном итоге создать более адекватную и точную модель насыщения. Кроме того, предложенная в работе методика позволяет спрогнозировать значения насыщения на тех участках разреза, где определение коэффициента насыщения затруднено по ряду причин, а также в некоторых участках в переходной зоне, где определение нефтенасыщенности по общепринятым методикам затруднительно.

Ключевые слова: геологическая модель, нефтенасыщенность, обстановка осадконакопления, водонефтяной контакт, зеркало чистой воды, переходная водонефтяная зона, капиллярное давление.

Y.O. Antipin¹, e-mail :AntipinYO@zsniigg.ru; V.A. Belkina¹, e-mail: Belkina@tsogu.ru

¹ Tyumen State Oil and Gas University (Tyumen, Russia).

Modeling oil saturation of polymict reservoir deposit using the J-function Leverett

The article is devoted to documentation, research, and experimental confirmation of the effectiveness of the method of simulation of oil saturation of reservoir deposit with the use of a priori information in the form of J-function Leverett. The basis for the solution of nearly all geological problems are models, and the most difficult and least developed part of the modeling process still remains interpolation the parameter saturation. On the model of the petroleum saturation based solution for effective management of development of oil and gas, determining the value of oil recovery factor. There are several ways of interpolation of the parameter oil and gas saturation determination, however, none of these methods does not account for the regularities of change of ratio of oil and gas saturation determination in the transition water-oil zone. The article discusses a method of modeling oil saturation using J-function Leverett with regard to the transition water-oil zone on the example of one of the fields in Western Siberia. The technique of construction of parameter saturation consists of two stages. The first phase rebuilt the geometry model water-oil transition zone, and the second, by interpolation based water-oil transition zones and with the involvement of the indirect information: one-dimensional vertical trend of J-Leverett function calculates the parameter of saturation. Accounting transition water-oil zone deposits, as shown in the article, allows to more accurately reflect the settings of sedimentation, to justify the geometry of transition oil-water zone and, ultimately, to create a more adequate and accurate model of the saturation. In addition, the proposed method allows predicting the values of saturation in those parts of the section where the definition of the coefficient of saturation is difficult for a number of reasons, and in some areas in the transition water-oil zone where the oil saturation determination by conventional methods is difficult.

Keywords: the geological model, oil saturation, setting of sedimentation, oil-water contact, the surface of pure water, transition zone water-oil, capillary pressure.

Ссылка для цитирования (for references):
Антипин Я.О., Белкина В.А. Моделирование нефтенасыщенности залежей в полимиктовых коллекторах с использованием J-функции Леверетта // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. No 2. С. 51–57.
Antipin Y.O., Belkina V.A. Modeling oil saturation of polymict reservoir deposit using the J-function Leverett (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 2. P. 51–57.

Основой решения практически всех геологических задач являются модели, представляющие концентрированное отражение строения месторождений. Это предъявляет высокие требования к детальности и точности моделей. Основная проблема, возникающая при изучении геологического строения месторождений углеводородов, состоит, во-первых, в существенном недостатке эмпирических данных, во-вторых, в дискретности геолого-геофизической информации и, в-третьих, в ее значимом различии по точности, масштабу и степени охвата объекта. В связи со сказанным актуальной является задача построения трехмерных геологических моделей (ГМ), учитывающих весь объем геолого-
геофизической и геолого-промысловой информации, неоднородной по качеству и масштабу, к тому же неравномерно распределенной по площади и разрезу. Точность ГМ позволяет заметно повысить привлечение косвенной и априорной информации различных видов.

Несмотря на довольно большое число работ по указанной проблеме, до сих пор актуальной является проблема усовершенствования методической базы создания геологических моделей с использованием различных видов знаний и геологических закономерностей.

Наиболее сложной и менее всего разработанной частью процесса моделирования до сих пор остается построение куба насыщения. В то же время на модели нефтегазонасыщения в сильной степени основано решение эффективного управления разработкой месторождений нефти и газа, определяющей значение КИН.

Целью данной работы является изучение, описание и экспериментальное подтверждение эффективности метода моделирования нефтенасыщенности залежей с использованием априорной информации в виде J-функции Леверетта. Задача решается на основе трехмерной геологической модели пласта БУ162 месторождения «У», созданной авторами статьи [1].

Месторождение «У» находится в северной части Западно-Сибирской равнины в бассейне р. Пур. В физико-географическом отношении месторождение располагается в Уренгойском нефтегазоносном районе Надым-Пурской нефтегазоносной области на границе двух типов морфоструктур: Пурской низменности и Ненецкой возвышенности. Всего на рассматриваемом участке пробурено 214 скважин. В геологическом строении месторождения принимают участие породы фундамента, представленные допалеозойскими и палеозойскими метаморфическими породами и отложениями платформенного чехла, сложенными полифациальными терригенными песчано-глинисто-алевролитовыми породами палеозойского и мезозойско-кайнозойского возрастов.

Продуктивный пласт БУ162 развит в песчаных фациях по восточному склону в пределах месторождения. С юга на север выделены изолированные песчаные водоносные и продуктивные тела. Отложения пласта формировались в разных условиях осадконакопления, на что указывают текстурные и структурные особенности пород по результатам проведенных региональных работ и лабораторных исследований кернового материала. Отложения верхней и средней частей пласта характеризуются биотурбированными песчаниками и алевролитами, с прослоями пологонаклонно-слойчатых песчаников. Накопление их, по-видимому, происходило в верхней и нижней частях продельтового склона (по данным принятого подсчета запасов месторождения «У»).

По литологическому составу коллекторы относятся к типу полимиктовых (терригенных). Полимиктовые коллекторы как изучаемого месторождения, так и практически всех месторождений Западной Сибири характеризуются высокой неоднородностью и слабой согласованностью фильтрационно-
емкостных свойств. Высокая глинистость и низкая проницаемость полимиктовых коллекторов предопределяют сложность строения углеводородной залежи и ее переходной зоны как по разрезу, так и по латерали.

Подсчет запасов нефтяного месторождения базируется на оценке объема порового пространства коллекторов и модели насыщения. Для нахождения оценки коэффициента нефтенасыщения (kн) требуется информация о зависимости kн от высоты залежи над уровнем водонефтяного контакта (ВНК), а также о значениях капиллярных сил в пористых средах [2].

Существует несколько способов интерполяции куба нефтегазонасыщенности (Кн,г.) для ячеек-коллекторов выше поверхности ВНК либо зеркала чистой воды (ЗЧВ):

1) задание Кн,г выше ВНК одним числом (константой);

2) горизонтальная интерполяция значений Кн,г в скважинах;

3) послойная (стратиграфическая) интерполяция значений Кн,г в скважинах;

4) послойная интерполяция с использованием куба пористости (Кп) и зависимостей между пористостью и насыщенностью Кн,г=F(Кп).

Однако ни один из этих методов не учитывает закономерности изменения Кн,г в переходной зоне. Известны месторождения, в которых основные запасы углеводородов приурочены к зонам двухфазного насыщения, получившим название переходных. При испытании и эксплуатации нефтяных пластов из переходных зон получают притоки нефти с водой или воды с пленкой нефти [3].

Переходная водонефтяная зона – это ограниченная водонефтяным контактом часть объема нефтеносного пласта с водонасыщенностью, изменяющейся снизу вверх от 100% у зеркала чистой воды до остаточной неснижаемой водонасыщенности на верхней границе зоны с чисто нефтяной частью разреза. Толщина переходной водонефтяной зоны для месторождений Западной Сибири колеблется от десятков сантиметров в хорошо проницаемых коллекторах до десятков метров в низкопроницаемых неоднородных пластах. Поскольку свойства коллекторов меняются по площади и высоте залежи, то в области водонефтяного контакта формируется сложная по строению переходная зона с переменной нефтеводонасыщенностью по высоте залежи и разной подвижностью воды и нефти – от подвижности только водной фазы в нижней части залежи до подвижности только нефти в верхней части [4].

Зоны с двухфазными притоками занимают значительную часть нефтеносных площадей. Так, на месторождениях Урало-Поволжья балансовые запасы нефти переходных зон составляют более 30% общих запасов. В Западной Сибири обширные площади нефтяных зон выявлены на многих крупных, средних и мелких месторождениях. По данным В.П. Санина, Ю.А. Чикишева и других исследователей, только для горизонта БВ8 Мегионского месторождения Западной Сибири извлекаемые запасы нефти в зоне двухфазного насыщения составляют 75% от запасов остальной нефтенасыщенной части этого пласта.

Вопрос о необходимости учета запасов нефти в переходных водонефтяных зонах месторождений Западной Сибири как объектах возможной эксплуатации возник в 1975 г. (В.П. Санин, Ю.А. Чикишев, Ю.А. Ковальчук, Н.Д. Евко и др.).
В то время предложение западносибирских ученых не нашло широкой поддержки у геологов и нефтяников. Одна из причин недостаточного внимания к этому предложению со стороны специалистов была связана с отсутствием методических и технологических разработок по вопросу изучения залежей с двухфазным насыщением нефтью и водой.

В настоящее время, когда в нефтяной промышленности наблюдается падение добычи нефти, в эксплуатацию вводятся новые месторождения с меньшими запасами нефти и газа, но более сложными по строению, необходимость учета запасов нефти в зонах с двухфазным насыщением и их эксплуатация становятся наиболее актуальными.

Надежность оценки запасов нефти в переходных зонах во многом зависит от достоверного определения их границ по высоте залежей, что, в свою очередь, связано с разделением коллекторов по характеру насыщенности [3].

В настоящее время при создании трехмерных моделей насыщения используются зависимости изменения нефтенасыщенности коллекторов как функции удаленности от ВНК или ЗЧВ для различных классов коллекторов, разделенных по фильтрационно-емкостным свойствам, и также модели переходных зон [5]:

1) расчет куба Кн,г (Кв) с использованием одной зависимости: величины Кв от удаленности ячейки от поверхности ВНК ΔН–Кв=F(ΔН). Этот метод фактически предполагает однородность строения залежи по ФЕС по латерали и одинаковую высоту переходной зоны. Поэтому он дает значимые погрешности для пластов с неоднородным (литологическим и поровым) строением по площади;

2) моделирование залежей пластов неоднородного строения с гидрофильными коллекторами, в основном расположенных в зоне непредельного насыщения, с использованием зависимостей Кн,г=F(Кп, ΔН), то есть модели переходной зоны. Этот способ учитывает зависимость распределения насыщенности в резервуаре не только по высоте, но и от фильтрационно-емкостных свойств коллекторов при установлении капиллярно-гравитационного равновесия (КГР).

Как известно, kн=1–kв. На характер водонасыщенности и нефтенасыщенности большое влияние также оказывает строение порового пространства породы. Распределение водонасыщенности по пласту неравномерно: на одном и том же уровне водонасыщенность меньше в высокопроницаемых и больше – в малопроницаемых породах. Строго говоря, более корректно построение зависимостей изменения водонасыщенности от ВНК или ЗЧВ от эквивалентного радиусу поровых каналов параметра

,

как это делается при расчете функции Леверетта [6]. J-функция Леверетта позволяет обобщить значения капиллярного давления по пробам с различными значениями пористости и проницаемости:

,                                    (1)

где J – J-функция Леверетта; Pc – капиллярное давление, 105 Па; kпр – коэффициент проницаемости, 10-3 мкм2; kп – коэффициент пористости, %;  – поверхностное натяжение углеводороды/пластовая вода, мДж/м2;  – угол смачиваемости, град.

В основе метода оценки распределения водонасыщенности нефтяного пласта лежит классическая теория равновесия между гравитационными и капиллярными силами. Капиллярное давление (Pc) – это сила, которая препятствует давлению вытеснения, контролирует процесс фильтрации углеводородов в пористой среде и положение контактов флюидов; является функцией радиуса поровых каналов:

Pc=2.cos/rt                              (2)

где  – поверхностное натяжение, мДж/м2; rt – радиус порового канала, м;  – угол смачиваемости, град. Из анализа уравнения (2) следует вывод, что капиллярное давление возрастает при уменьшении диаметра поровых каналов, увеличении поверхностного натяжения и уменьшении угла смачиваемости [7].

С другой стороны, капиллярное давление зависит от высоты над ЗЧВ, и эта зависимость имеет такой вид:

Pc=(w – hc).0.098.ΔН                        (3)

где w – плотность пластовой воды, кг/м3; hc – плотность нефти, кг/м3; 0,098 – градиент давления пресной воды, 105 Па/м; ΔН – высота над ЗЧВ, м [8].

Исходными данными для расчета насыщенности пород по описанной методике являются данные капиллярометрических исследований керна. Принцип исследований основан на вытеснении жидкости из поровых каналов горных пород избыточным давлением и заключается в повторении нескольких циклов с последовательным увеличением давления в камере капилляриметра и измерении остаточной водонасыщенности образца [9].

По данным 102 проб керна в восьми скважинах месторождения «У» была построена J-функция для пласта БУ162 (рис. 1).

При построении трехмерных геологических моделей с учетом переходных зон для согласования геологических и гидродинамических расчетов нефтенасыщенность должна быть рассчитана не до уровня геологического ВНК, а до ЗЧВ с постепенным уменьшением kн от kнгр до 0, где kнгр – граничное значение kн на ВНК. Поэтому при создании таких моделей наиболее трудной является задача определения положения ЗЧВ. Принятым в подсчете запасов граничным значением коэффициента водонасыщенности (kв) в исследуемых пластах, соответствующим ВНК, является значение kв=0,82 д.ед. Тогда значение J-функции, вычисленное по полученной зависимости, равно J=0,19. На следующем шаге была проанализирована изменчивость kп по латерали в нижнем слое ячеек над ВНК. Значения коэффициента пористости в пределах указанного слоя ячеек изучаемого пласта изменяется от kп=11,2 до kп=17,8%, то есть изменчивость kп значима. Это указывает на то, что ВНК не является горизонтальной плоскостью, а значит, и толщина переходной зоны не постоянна. Учет этого факта в модели насыщения повысит ее точность. По зависимости коэффициента проницаемости от коэффициента пористости, принятой в подсчете запасов месторождения «У», находится диапазон изменения значений проницаемости: от kпр=0,12.10-3 до kпр=251,74.10-3 мкм2. Используя формулу (1) для расчета значения капиллярного давления по известным значениям J-функции и фильтрационно-емкостных свойств (проницаемость и пористость), определяются пределы изменения капиллярного давления от Pc=0,02.105 до Pc=0,25.105 Па. Как известно, значение капиллярного давления зависит от высоты над уровнем ЗЧВ. Согласно формуле (3), расстояние от уровня ВНК до ЗЧВ для данного диапазона Pc и фиксированных значений плотности пластовой воды и нефти изменяется от 1 до 16 м. Таким образом, капиллярные давления позволяют, используя значения плотностей нефти и воды, определять, на какой высоте от уровня ЗЧВ встречается рассчитанное давление. Эти величины позволяют оценить расстояние между уровнем ВНК и ЗЧВ для залежи, то есть толщину переходной водонефтяной зоны (рис. 2, 3).

Из анализа карты толщин переходной водонефтяной зоны (рис. 2) и трехмерной модели ВНК и ЗЧВ (рис. 3) делаем выводы о том, что диапазон изменения глубины ЗЧВ действительно существенен, причем он в сильной степени зависит как от эквивалентного радиусу поровых каналов параметра

,

так и от коэффициента пористости kп (рис. 4). То есть в зонах с высокими значениями kп нефтенасыщенных коллекторов залежи пласта БУ162 толщина переходной зоны наименьшая, а в зонах с низкими значениями kп – соответственно, наибольшая. Для построения регрессивной зависимости толщины переходной зоны ΔН (hпз) от kп в залежи пласта БУ162 (рис. 4) использовались массивы данных, интерполированных в трехмерных кубах параметров hпз и kп.

Алгоритм построения модели насыщения с учетом геометрии переходной зоны имеет такой вид. Зная высоту над зеркалом чистой воды, рассчитываем капиллярное давление в системе «нефть – вода». Зная капиллярное давление в системе «нефть – вода» и фильтрационно-емкостные свойства породы, рассчитываем значение J-фунции. По зависимости J=f(kв) (рис. 1) рассчитываем значение водонасыщенности, а затем нефтенасыщенности [8].

Куб нефтенасыщенности пласта БУ162 проинтерполирован с использованием в качестве одномерного тренда зависимости J-функции Леверетта, построенной по данным капиллярометрических исследований. Такая методика построения Кн позволяет учесть зависимость насыщенности от строения порового пространства породы и уровня ЗЧВ, то есть учесть переходную водонефтяную зону.

Сопоставление значений коэффициента нефтенасыщенности kн по данным РИГИС и интерполированного с использованием зависимости J-функции Леверетта куба Кн показало, что данный метод позволяет отразить насыщение коллекторов в зонах, не охарактеризованных ГИС (рис. 5). Как видно из рисунка, данные kн по РИГИС неполные и отсутствуют для некоторых пропластков толщиной менее 2 м. Также kн по данным РИГИС неожиданно начинает снижаться в зоне предельного нефтенасыщения, которая должна характеризоваться максимальными значениями kн.
Внутри этой зоны вверх по пласту происходит уменьшение содержания капиллярно-удерживаемой воды, так как гравитационные силы продолжают расти, и нефть заполняет поры все меньшего размера [4]. Именно куб Кн, интерполированный с использованием зависимости J-функции Леверетта, показывает нам адекватное распределение нефтенасыщенности в залежи пласта БУ162.

Ввиду того что нефтяная часть пласта БУ162 изучаемого месторождения не испытана в скважинах, проверка непротиворечивости модели исходным данным проводилась путем анализа значений kн в одном и том же пропластке нефтенасыщенного коллектора пласта БУ162 в разных скважинах по данным РИГИС. Как видно из данных таблицы, чем больше толщина переходной зоны, тем выше значения kн по данным РИГИС в пропластке над ВНК. Этот факт хорошо согласуется с принятыми представлениями о строении переходных водонефтяных зон (В.И. Петерсилье и др., 1976) [10]. К сожалению, объем выборки не позволяет говорить о закономерности, а только о тенденции.

Анализ гистограмм распределения kн по РИГИС и куба Кн, рассчитанного с помощью J-функции Леверетта, показал бимодальное распределение рассчитанного свойства нефтенасыщенности (рис. 6). Это обусловлено тем, что нефтенасыщенные породы пласта БУ162 делятся на два класса по фильтрационно-емкостным свойствам. Это видно и на графике зависимости Кн, рассчитанном по J-функции от пористости пород коллекторов (рис. 7).

Различия в свойствах пород коллекторов пласта БУ162 обусловлены двумя различными обстановками осадконакопления, в которых формировались отложения пласта в пределах исследуемой территории. Этот факт подтверждается геолого-геофизической характеристикой месторождения и согласуется с региональными работами, проведенными в этом районе (по И.И. Нестерову) и лабораторными исследованиями кернового материала, проведенными недропользователем [11]. Это говорит о том, что геологические объекты представляют собой сложные многопараметрические системы, поэтому при построении моделей целесообразно рассматривать их (объекты) не как единое целое, а разбивать на составные части. Это означает, что разного рода зависимости строятся не для объекта в целом, а для каждого из выделенных подобъектов [12], то есть имеет место построение дискретно-непрерывных моделей.

В целом по работе можно сделать следующие выводы. Предложена методика построения куба насыщения, состоящая из двух этапов. На первом шаге отстраивается модель геометрии переходной водонефтяной зоны, на втором – методом интерполяции с учетом переходной водонефтяной зоны и с привлечением в качестве косвенной информации одномерного вертикального тренда J-функции Леверетта вычисляется сам куб насыщения.

Создание модели переходной водонефтяной зоны залежи пласта БУ162 месторождения «У» по описанной методике позволило достоверно отразить условия осадконакопления, обосновать толщину переходной водонефтяной зоны, рассчитать и построить поверхность зеркала чистой воды, учитывая строение порового пространства коллекторов. Показано, что отстроенный по предложенной методике куб насыщения дает прогнозные насыщения на тех участках разреза, где определение коэффициента насыщения затруднено по ряду причин (толщина пропластков < 2 м, брак ГИС и др.), а также в переходной зоне, где определение kн по общепринятым методикам затруднительно.

Модели насыщенности коллекторов, построенные с использованием зависимости коэффициента нефтенасыщенности от высоты залежи над уровнем зеркала чистой воды, а также с учетом воздействия капиллярных сил в пористых средах и созданных моделей переходных водонефтяных зон, более достоверны и более полно отвечают современным требованиям трехмерного геологического и гидродинамического моделирования [13].

Литература:

1. Антипин Я.О., Гончаров С.Н., Аленникова Е.И. Обоснование методов трехмерного геологического моделирования нефтегазонасыщенности залежей продуктивных пластов // Недропользование XXI век. 2015. № 3. С. 150–155.

2. Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007.

3. Фоменко В.Г. Критерии для разделения коллекторов по насыщенности и прогнозирования состава ожидаемых из них притоков при испытаниях // Геология нефти и газа. 1993. № 5. С. 20–23.

4. Михайлов А.Н. Основные представления о переходных зонах и водяных контактах в неоднородных пластах // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. 2012. № 1 (5). Режим доступа: http://oilgasjournal.ru/vol_5/mikhailov-senior.html (дата обращения 16.02.2016).

5. Грищенко М.А. Современные подходы к моделированию нефтенасыщенности сложнопостроенных залежей с целью создания гидродинамических моделей // Геология нефти и газа. 2008. № 5. С. 1–7.

6. Закревский К.Е. Геологическое 3D-моделирование. М.: ООО «ИПЦ Маска», 2009. 376 с.

7. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1971.

8. Гималтдинова А.Ф. Комплексные геофизические исследования разноуровневых водонефтяных контактов малоамплитудных залежей Западной Сибири: автореф. дисс. … канд. геол.-мин. наук (25.00.10). М.: МГУ, 2012.

9. Иванов М.К., Калмыков Г.А., Белохин В.С., Корост Д.В., Хамидуллин Р.А. Петрофизические методы исследования кернового материала: Учебное пособие в 2-х книгах. Кн. 2: Лабораторные методы петрофизических исследований кернового материала. М.: Изд-во Моск. ун-та, 2008.

10. Петерсилье В.И., Белов Ю.Я. и др. К вопросу оценки параметров переходной зоны с использованием кривых капиллярного давления. М.: ВНИГНИ, 1976. Вып. 242.

11. Атлас литолого-палеогеографических карт Юрского и Мелового периодов Западно-Сибирской равнины в масштабе 1:5000000 / Под ред. Нестерова И.И. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1976. 87 с.

12. Санькова Н.В., Дорошенко А.А., Белкина В.А. Дискретно-непрерывные модели в задаче прогноза флюидо-динамических характеристик коллекторов // Наука и ТЭК. 2012. № 3. С. 44–47.

13. Щергин В.Г., Щергина Е.А. Восстановление полей нефтегазонасыщенности залежей методами 3D-моделирования // Бурение и нефть. 2012.
    № 06–07. С. 22–25.

References:

1. Antipin Ya.O., Goncharov S.N., Alennikova E.I. Obosnovanie metodov trehmernogo geologicheskogo modelirovanija neftegazonasyshhennosti zalezhej produktivnyh plastov [Justification of three-dimensional geological simulation of productive formation deposit oil and gas saturation methods]. Nedropol'zovanie XXI vek = Nedropolzovanie, the 21st century, 2015, No. 3. P. 150–155.

2. Gudok N.S., Bogdanovich N.N., Martynov V.G. Opredelenie fizicheskih svojstv neftevodosoderzhashhih porod [Determination of oil-aqueous rocks physical properties]. Moscow, Nedra-Biznestsentr LLC, 2007.

3. Fomenko V.G. Kriterii dlja razdelenija kollektorov po nasyshhennosti i prognozirovanija sostava ozhidaemyh iz nih pritokov pri ispytanijah [Criteria for division of reservoirs by saturation and composition forecasting of their expected influxes during tests]. Geologija nefti i gaza = Oil and Gas Geology, 1993, No. 5. P. 20–23.

4. Mikhaylov A.N. Osnovnye predstavlenija o perehodnyh zonah i vodjanyh kontaktah v neodnorodnyh plastah [Basic ideas of transition zones and water contacts in heterogeneous strata]. Georesursy. Geojenergetika. Geopolitika = Georesources. Geoenergetics. Geopolitics, 2012, No. 1 (5). Access mode: http://oilgasjournal.ru/vol_5/mikhailov-senior.html (Accessed date: 16.02.2016).

5. Grishchenko M.A. Sovremennye podhody k modelirovaniju neftenasyshhennosti slozhnopostroennyh zalezhej s cel'ju sozdanija gidrodinamicheskih modelej [Modern approaches to complex structure deposit oil saturation simulation for the purpose of hydrodynamic model creation]. Geologija nefti i gaza = Oil and Gas Geology, 2008, No. 5. P. 1–7.

6. Zakrevskiy K.E. Geologicheskoe 3D-modelirovanie [3D-geological simulation]. Moscow, Maska Publishing and Polygraphic Centre LLC, 2009. 376 pp.

7. Gimatudinov Sh.K. Fizika neftjanogo i gazovogo plasta [Physics of oil and gas formation]. Moscow, Nedra Publ., 1971.

8. Gimaltdinova A.F. Kompleksnye geofizicheskie issledovanija raznourovnevyh vodoneftjanyh kontaktov maloamplitudnyh zalezhej Zapadnoj Sibiri [Integrated geophysics of oil-water contacts of different types of low-amplitude deposits in the Western Siberia]. Author's Abstract, Candidate of Geological and Mineralogical Sciences (25.00.10). Moscow State University, 2012.

9. Ivanov M.K., Kalmykov G.A., Belokhin V.S., Korost D.V., Khamidullin R.A. Petrofizicheskie metody issledovanija kernovogo materiala [Core material petrophysical research methods]. Textbook in 2 books. Book No. 2: Laboratornye metody petrofizicheskih issledovanij kernovogo materiala [Core material petrophysical research laboratory methods]. Moscow State University Publishing House, 2008.

10. Petersilye V.I., Belov Yu.Ya. et al. K voprosu ocenki parametrov perehodnoj zony s ispol'zovaniem krivyh kapilljarnogo davlenija [On the issue of transition zone parameter assessment using capillary pressure curves]. Moscow, Federal State Unitary Enterprise «All-Russian Research Geological Oil Institute», 1976, Issue 242.

11. Atlas litologo-paleogeograficheskih kart Jurskogo i Melovogo periodov Zapadno-Sibirskoj ravniny v masshtabe 1:5000000 [Collection of paleogeographical maps of the Jurassic period and the Cretaceous period of the West Siberian Plain in scale 1:5000000]. Ed. by I.I. Nesterov. Tyumen, The West-Siberian Institute of oil and gas geology, 1976. 87 pp.

12. Sankova N.V., Doroshenko A.A., Belkina V.A. Diskretno-nepreryvnye modeli v zadache prognoza fljuido-dinamicheskih harakteristik kollektorov [Discrete-continuous models for forecasting of reservoir fluid dynamic characteristics]. Nauka i TJeK = Science and FEC, 2012, No. 3. P. 44–47.

13. Shchergin V.G., Shchergina E.A. Vosstanovlenie polej neftegazonasyshhennosti zalezhej metodami 3D-modelirovanija [Restoration of deposit oil and gas saturation fields by 3D-simulation methods]. Burenie i neft' = Drilling and oil, 2012, No. 06–07. P. 22–25.

Таблица. Анализ значений kн в зависимости от hпз

Table. Analysis of kн values depending on hпз

УДК 620.193:622.241

С.А. Егурцов¹, е-mail: s.egurtsov@iogt.ru; Т.В. Скрынник¹, е-mail: t.skrynnik@iogt.ru;
Ю.В. Иванов¹, е-mail: y.ivanov@iogt.ru; С.Б. Свинцицкий¹, е-mail: s.swintsitskiy@iogt.ru

¹ ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (Москва, Россия).

Методические аспекты экспертной оценки технического состояния и остаточного ресурса газовых скважин объектов добычи

В процессе эксплуатации газовых скважин объектов добычи несущие элементы и узлы оборудования подвергаются воздействию избыточных давлений, коррозионному и механическому износу, в связи
с чем увеличивается вероятность их отказов. В данных условиях повышается значимость диагностического обеспечения конструктивной целостности и герметичности скважин, а также достоверного расчета остаточной прочности и остаточного ресурса крепи.

Опыт проведения работ специалистами ООО «ИНГТ» по техническому диагностированию и экспертизе промышленной безопасности объектов добычи дочерних обществ ПАО «Газпром» свидетельствует, что существующая методическая база нацелена в основном на оценку технического состояния наземного оборудования (фонтанной арматуры и оборудования устья скважин) и крепи скважин, прежде всего эксплуатационной колонны.

В статье обосновывается необходимость внесения методических поправок и изменений в нормативный документ (стандарт) ПАО «Газпром» по расчету остаточного ресурса скважин с указанием ограничений
в диапазоне применимости приведенных формул в случае избыточного как внутреннего, так и наружного давления. Некорректные результаты расчетов характерны для малых значений коэффициентов запаса
к эксплуатационным нагрузкам, когда запас несущей способности конструкции еще не исчерпан, но приближается к критическому значению или, наоборот, рассматриваемый интервал колонны практически не нагружен. Проведенный анализ показал, что критическая толщина стенок на сопротивление труб смятию внешним давлением – величина постоянная, тогда как критическая толщина стенок труб к избыточному внутреннему давлению связана с номинальной толщиной полиномиальной зависимостью.

Даны рекомендации по устранению имеющихся противоречий в области применимости приведенных
в стандартах ПАО «Газпром» формул с учетом особенностей эксплуатации газовых скважин, с применением современных методов и средств контроля их технического состояния.

Предложенный методический подход дает возможность экспертам повысить достоверность расчетов остаточного ресурса эксплуатационной колонны и объективнее проводить экспертизу промышленной безопасности скважин, что, в свою очередь, позволяет оптимизировать параметры эксплуатации, сроки и объемы проведения ремонтных работ, других компенсирующих мероприятий.

Ключевые слова: методика, экспертная оценка, техническое состояние, остаточный ресурс, газовая скважина, обсадная колонна.

Одной из тенденций нефтегазодобывающего комплекса России является переход большинства газовых месторождений на завершающую стадию разработки. При этом стареет фонд скважин как сложных горнотехнических сооружений.

В процессе эксплуатации несущая конструкция скважин (крепь), а также отдельные элементы и узлы оборудования подвергаются воздействию избыточных давлений, значительному коррозионному и механическому износу, а также вырабатывают нормативный срок службы (ресурс), установленный в нормативной, конструкторской, проектной или иной документации, в связи с чем увеличивается вероятность их отказов и разгерметизации.

В данных условиях повышается значимость диагностического обеспечения конструктивной целостности и герметичности скважин, а также достоверного расчета остаточной прочности и остаточного ресурса крепи [1].

В связи со вступлением в силу в 2014 г.
изменений в Федеральный закон
№ 166-ФЗ [2] изменились требования в области обеспечения промышленной безопасности фонда скважин как опасного производственного объекта. Это связано как с разделением последнего на четыре класса опасности, так и с необходимостью проведения экспертизы промышленной безопасности технических устройств, фактический срок службы которых превышает 20 лет, при условии отсутствия в технической документации данных о сроке службы.

Следовательно, возникла необходимость организации в рамках программы геолого-технических мероприятий экспертизы промышленной безопасности скважин объектов добычи, находящихся в эксплуатации более 20 лет, а также оценки их фактического технического состояния и остаточного ресурса с выводами о возможности, сроках и условиях продления безопасной эксплуатации, рекомендациями по компенсирующим мероприятиям, видам и объемам ремонтных работ.

В настоящее время оценка технического состояния скважин проводится в плановом порядке в составе комплекса геофизических исследований скважин, с учетом особенностей их конструкции, условий эксплуатации, а также геологического потенциала объекта эксплуатации (дебита скважины, который можно получить, исходя из условий сохранения призабойной зоны пласта от разрушения и фактического технического состояния скважины), результатов обслуживания, оперативного (функционального) диагностирования скважин в соответствии с требованиями правил [3] и инструкции [4].

Определение технического состояния скважин включает
в себя комплекс работ по оценке:

• технического состояния призабойной зоны (наличие и положение интервалов перфорации, фильтров, открытого ствола, жидкостных и песчано-глинистых пробок);

• технического состояния и работоспособности подземного оборудования (наличие и величина затрубного давления);

• технического состояния насосно-компрессорных труб (толщина стенок и степень их износа, наличие и положение газогидратных пробок);

• технического состояния эксплуатационной колонны (толщина стенок и степень их износа, овальность труб, плотность резьбовых соединений, местоположение стыка секций, наличие и положение локальных повреждений);

• технического состояния межколонного пространства (наличие дефектов цементного кольца, наличие и величина межколонных давлений, интенсивность межколонных газопроявлений);

• технического состояния заколонного пространства (наличие дефектов цементного кольца, характер контактов «цементный камень – колонна» и «цементный камень – породы», наличие и положение интервалов заколонных межпластовых перетоков флюидов, наличие приустьевой воронки, просадок, грифонов, загазованности почвы и прилегающих водоемов);

• технического состояния приустьевого участка (толщина стенок внешних труб и степень их износа, наличие и положение локальных повреждений, герметичность фланцевых и резьбовых соединений, наличие трещин, дефектов, образовавшихся в процессе эксплуатации);

• фактической нагруженности несущих элементов скважины на регламентных параметрах ее эксплуатации.

Опыт специалистов ООО «ИНГТ» по проведению технического диагностирования и экспертизы промышленной безопасности объектов добычи дочерних обществ ПАО «Газпром» свидетельствует о том, что существующая методическая база в данной области регламентирует оценку технического состояния наземного оборудования (фонтанной арматуры и оборудования устья скважин) и крепи скважин, прежде всего эксплуатационной колонны.

Определение параметров остаточной прочности эксплуатационной колонны проводится с учетом требований инструкции [5] и СТО Газпром 2-2.3-117-2007 [6].

Исходной информацией для расчета параметров остаточной прочности эксплуатационной колонны являются:

• данные о компоновке и номинальных прочностных характеристиках труб колонны;

• данные о максимальных ожидаемых избыточных наружном и внутреннем давлениях (при эксплуатации, испытании, глушении скважины);

• результаты геофизических исследований технического состояния колонны с указанием дефектов формы, механического и коррозионного износа труб, максимальной погрешности приборов и разрешающей способности, способов обработки данных.

Остаточный ресурс эксплуатационной колонны (), т.е. календарная продолжительность эксплуатации от момента контроля технического состояния до перехода колонны в предельное состояние по несущей способности, оценивается в соответствии с правилами [7] и СТО Газпром 2-3.2-346-2009 [8].

Исходную информацию для расчета остаточного ресурса эксплуатационной колонны составляют:

• результаты геофизических исследований технического состояния колонны с определением размеров повреждений;

• данные о режиме эксплуатации колонны;

• данные о скорости коррозии труб колонны.

Опыт применения СТО Газпром 2-2.3-117-2007 «Инструкция по расчету поврежденных и находящихся в особых условиях эксплуатации обсадных колонн» [6] и СТО Газпром 2-3.2-346-2009 «Инструкция по расчету долговечности и остаточного ресурса скважин» [8] при расчетах остаточного ресурса эксплуатационной колонны позволил выявить противоречия и ряд ограничений в диапазоне применимости приведенных в них формул.

В СТО Газпром 2-2.3-117-2007 [6] приведены выражения для расчета коэффициентов снижения несущей способности поврежденных труб (с общим коррозионным повреждением внутренней поверхности) к внутреннему давлению К2, имеющие следующие пределы применимости:

• для труб, имеющих отношение н/Д ≤ 0,06, выражения справедливы при
0,5 мм ≤ u ≤ 70% н;

• для труб, имеющих отношение н/Д > 0,06, выражения справедливы при
0,5 мм ≤ u ≤ 80% н,

где н – номинальная толщина стенки трубы;

Д – наружный диаметр трубы;

u – максимальная для рассматриваемого интервала исследования колонны величина коррозионного износа

u = н – ф,                                  (1)

где ф – фактическая толщина стенки трубы.

При этом по определению К2 ≤ 1,0.

Рассмотрим указанные пределы применимости на примере труб диаметром 177,8 мм и номинальной толщиной 11,51 мм, построив зависимость К2 = f (ф) (рис. 1) по формуле для определения величины К2 [6]:

К2=(0,0523.н+0,5973) exp[(0,0145н–
–0,3077).u].                              (2)

Как видно из рисунка 1 (кривая 1), при износе трубы, равном 1,0 мм (ф = 10,51 мм),
К2 = 1,04. То есть, несмотря на износ, превышающий 0,5 мм, по-прежнему нарушаются пределы применимости формулы (2).

При расчетах прочности эксплуатационной колонны по формулам, приведенным в СТО Газпром 2-2.3-117-2007 [6], и их остаточного ресурса по формулам, приведенным в СТО Газпром 2-3.2-346-2009 [8], выявлено ограничение по применению формул в случае избыточного как внутреннего, так и наружного давления.

Так, например, рассчитанный коэффициент запаса прочности эксплуатационной колонны на наружное давление (n1) может превышать нормативный (n1н), т.е. колонна удовлетворяет условиям безопасной эксплуатации. И вместе с тем рассчитанное допускаемое уменьшение толщины стенки поврежденных труб u' имеет отрицательное значение, указывающее на то, что остаточный ресурс уже исчерпан.

В другом случае, когда рассчитанный коэффициент запаса прочности эксплуатационной колонны на внутреннее давление (n2) может превышать нормативный (n2н), рассчитанное допускаемое уменьшение толщины стенки поврежденных труб u' существенно превышает их номинальную толщину, что также свидетельствует о некорректности расчета по формулам СТО Газпром 2-3.2-346-2009 [8].

Некорректные результаты расчетов характерны для малых значений коэффициентов запаса к эксплуатационным нагрузкам, когда запас несущей способности конструкции еще не исчерпан, но приближается к критическому значению, или, наоборот, рассматриваемый интервал колонны практически не нагружен.

В таких случаях предлагается решать обратные задачи с определением для рассматриваемого интервала критической толщины стенки труб колонны кр и максимально возможного коррозионного износа umax, при котором коэффициент запаса прочности обсадных труб равен нормативному значению:

• к избыточному внутреннему давлению (n2 = n2n);

• на сопротивление труб смятию внешним давлением (n1 = n1n)

umax = н – кр.                                     (3)

В качестве примера определим характер изменения величин
кр и umax для эксплуатационной колонны, имеющей следующие исходные данные:

• диаметр – 219,1 мм;

• группа прочности – «Д»;

• высота подъема цемента за эксплуатационной колонной – до устья;

• рабочее давление: максимальное – 10,0 МПа; минимальное – 5,0 МПа;

• наружное давление максимальное – 11,0 МПа.

В таблице 1 приведены результаты расчета параметров эксплуатационной колонны при различных значениях номинальной толщины стенок труб.

Критическая толщина стенок труб для заданного рабочего давления рассчитывалась из условия равенства коэффициента запаса прочности обсадных труб нормативному значению:

кр в – к избыточному внутреннему давлению (n2 = n2n = 1,15, u' = 0,  = 0);

кр н – на сопротивление труб смятию внешним давлением (n1 = n1n = 1,0, u' = 0,  = 0).

При этом использовались формула для определения величины коэффициента снижения несущей способности новых обсадных труб к внутреннему избыточному давлению К2 [6]

К2=(0,0366.н+0,6726) exp[(0,0235н–
–0,5056).u]                               (4)

и формула Саркисова для определения критического (наименьшего сминающего) давления для обсадных труб [5].

Как видно из таблицы 1, критическая толщина стенок на сопротивление труб смятию внешним давлением – величина постоянная (6,2 мм – для диаметра 219,1 мм), тогда как критическая толщина стенок труб к избыточному внутреннему давлению связана с номинальной толщиной полиномиальной зависимостью (рис. 2). Коэффициент корреляции равен 0,958.

Сравним результаты расчетов колонны скважины А по формуле, приведенной в СТО Газпром 2-3.2-346-2009 [8], и путем решения обратной задачи с использованием формулы Саркисова [5] и формулы (4) на следующем примере.

Исходные данные:

• эксплуатационная колонна диаметром 219,1 мм;

• номинальная толщина стенки – труб 7,7 мм;

• группа прочности – «Д»;

• высота подъема цемента за эксплуатационной колонной – до устья;

• избыточное внутреннее давление, при котором максимальные напряжения в теле новой трубы равны пределу текучести материала (PТ) 23,4 МПа;

• критическое давление для обсадных труб (Pкр) – 10,4 МПа;

• остаточная толщина стенки труб – 5,7 мм;

• избыточное внутреннее давление (PВИ) – 10,0 МПа;

• избыточное наружное давление (PНИ) – 4,34 МПа;

• продолжительность эксплуатации – 51 год.

Результаты расчета эксплуатационной колонны приведены в таблицах 2–4.

Следовательно, результаты оценки остаточного ресурса колонны, полученные путем решения обратной задачи с использованием формулы Саркисова [5] и формулы (4), коррелируют с результатами расчетов коэффициентов запаса прочности, приведенными в таблицах 2 и 3. В данном конкретном случае полученный результат позволяет в течение года провести детальные исследования (с меньшей погрешностью определения остаточной толщины труб колонны) и решить вопрос о возможности изменения режима эксплуатации, проведения ремонтных работ и продления срока безопасной эксплуатации скважины А.

При расчетах остаточного ресурса эксплуатационной колонны допускаемое уменьшение толщины стенки поврежденных труб u' рекомендуется определять с учетом высоты профиля резьбы по ГОСТ 632-80 [9] и исходить из условия

2 мм ≤ ф ≤ н.                           (5)

Таким образом, в случае получения по формулам, приведенным в СТО Газпром 2-2.3-117-2007 [6] и СТО Газпром 2-3.2-346-2009 [8], некорректных, противоречащих друг другу результатов расчетов коэффициентов запаса прочности допускаемого уменьшения толщины стенки поврежденных труб и остаточного ресурса эксплуатационной колонны, предлагается решать рассмотренные выше обратные задачи с использованием формулы Саркисова [5] (для определения критического давления для обсадных труб) и формул, приведенных в СТО Газпром 2-2.3-117-2007 [6] (для определения величины коэффициента снижения несущей способности новых обсадных труб к внутреннему избыточному давлению).

Данный методический подход позволит экспертам повысить достоверность расчетов остаточного ресурса эксплуатационной колонны и объективнее проводить экспертизу промышленной безопасности скважин, что, в свою очередь, позволит оптимизировать параметры эксплуатации, сроки и объемы проведения ремонтных работ, других компенсирующих мероприятий.

Литература:

1. Егурцов С.А., Скрынник Т.В., Иванов Ю.В., Зубарев А.П., Свинцицкий С.Б. Современные методы по диагностическому обеспечению конструктивной целостности и герметичности скважин // Газовая промышленность. 2014. № 6. С. 41–45.

2. Федеральный закон № 116-ФЗ от 21.07.97 «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

3. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах (утв. приказом Минтопэнерго, Минприроды России № 445/323 от 28.12.99).

4. РД 153-39.0-072-01 Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах (принят Минэнерго РФ 07.05.2001). М.: ГЕРС, 2001.

5. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. М.: Федеральный горный и промышленный надзор России, АООТ
   «ВНИИТнефть», 1997.

6. СТО Газпром 2-2.3-117-2007. Инструкция по расчету поврежденных и находящихся в особых условиях эксплуатации обсадных колонн. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007.

7. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности. Правила проведения экспертизы промышленной безопасности (утв. Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору № 538 от 14.11.2013).

8. СТО Газпром 2-3.2-346-2009. Инструкция по расчету долговечности и остаточного ресурса скважин. М.: ООО «Газпром экспо», 2009.

9. ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним. М.: Изд-во стандартов, 1983 (с изменениями от 23.06.2009).

Таблица 1. Результаты расчета параметров 219,1 мм эксплуатационной колонны

Таблица 2. Результаты расчета 219,1 мм эксплуатационной колонны скважины А на избыточное наружное давление

Примечания:

1 L1 – нижний интервал, лимитирующий прочность колонны.

2 Pкр' – критическое давление, при котором максимальные напряжения в изношенной трубе равны пределу текучести материала.

3 n1н – нормативный коэффициент запаса прочности на наружное давление принимается согласно [5].

Таблица 3. Результаты расчета 219,1 мм эксплуатационной колонны скважины А на избыточное внутреннее давление

Примечания:

1 L2 – верхний интервал, лимитирующий прочность колонны; ± zem – наличие (+) или отсутствие (–) цементного кольца в интервале L2.

2 PТ' – внутреннее давление, при котором максимальные напряжения в изношенной трубе равны пределу текучести материала.

3 n2н – нормативный коэффициент запаса прочности на внутреннее давление принимается согласно [5].

Таблица 4. Результаты расчета остаточного ресурса 219,1 мм эксплуатационной колонны скважины А

УДК 620.179

И.И. Крюков¹, e-mail: kryukov8@mail.ru; А.И. Рыбников¹, Н.В. Можайская¹, С.А. Леонтьев², Б.С. Мочалов¹, П.А. Андреев¹, А.В. Мошников¹

¹ ОАО «Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова» (Санкт-Петербург, Россия).

² Филиал ОАО «Силовые машины» – ЛМЗ в Санкт-Петербурге (Санкт-Петербург, Россия).

Обследование крепежных деталей оборудования газоперекачивающих агрегатов

Статья посвящена диагностированию и исследованию несоответствия прочностных свойств и причин разрушения крепежных деталей оборудования газоперекачивающих агрегатов – болтов, гаек, шпилек. В ней рассматриваются особые случаи диагностики крепежных деталей газоперекачивающих агрегатов типа ГТК-10-4 и ГТН-16, сконструированных и изготовленных соответственно на Невском машиностроительном заводе (НЗЛ) и Уральском турбомоторном заводе (УТМЗ).

В процессе проведения диагностического мониторинга агрегатов ГТК-10-4 в условиях компрессорных станций оценка изменений механических свойств материалов крепежных деталей производится по результатам контроля твердости. При этом встречались исключительные случаи, когда значения твердости крепежных шпилек на корпусах турбин отличались на 40–50% и более как с превышением, так и с понижением.

В статье показана необходимость проведения мониторинга прочностных свойств, в том числе путем контроля твердости крепежных болтов и шпилек на роторах и корпусах, а также эффективность проведения исследований механических и структурных свойств и восстановительной термообработки крепежных шпилек с ненормативной твердостью.

При диагностике разрушенных стяжных болтов агрегата ГТН-16 выяснено, что участки поверхности болтов, открытые для взаимодействия со средой, имеют на поверхности оксидный слой до 32 мкм. Эти данные свидетельствуют о том, что в процессе эксплуатации произошел перегрев металла до температуры, превышающей температуру точки Ас1, равную 760 °С для стали ЭИ10. Хотя перегрев был недлительным, дальнейшая эксплуатация вызвала разрушение металла болтов. Трещины зарождались в поверхностных слоях, имеющих высокую твердость и пониженную пластичность.

Показано, что для исключения разрушения стяжных болтов необходимо исключить причины, вызывающие перегрев ротора и соединяющих болтов, и принять меры, исключающие несоосность отверстий и резьбы под болты в роторе.

Ключевые слова: газоперекачивающие агрегаты, крепежные детали, диагностика, контроль твердости, механические испытания, микроструктура металла, перегрев, несоосность отверстий, восстановительная термообработка.

I.I. Kryukov¹, e-mail: kryukov8@mail.ru; A.I. Rybnikov¹, N.V. Mozhayskaya¹, S.A. Leontyev², B.S. Mochalov¹, P.A. Andreyev¹, A.V. Moshnikov¹

¹ I.I. Polzunov Scientific and Development Association on Research and Design of Power Equipment JSC (St. Petersburg, Russia).

² Branch of Power Machines OJSC – LMZ in St. Petersburg (St. Petersburg, Russia).

Inspection of gas-pumping unit equipment fasteners

The article covers diagnosis and study of non-compliance in strength properties and rupture sources of gas-pumping unit equipment fasteners: bolts, nuts, studs. Special cases of ГТК-10-4 and ГТН-16 types gas-pumping units fasteners diagnosis, designed and manufactured at Nevsky Zavod (NZL) and Ural Turbine Works (UTMZ), respectively, are considered in this article.

Assessment of changes in fastener material mechanical properties is performed following hardness control results within diagnostic monitoring of ГТК-10-4 units under conditions of compressor stations. Besides, there are exceptional cases, when hardness values of fixing studs on turbine casings differ by 40–50 % and more both with excess and reduction.

The article shows the necessity of strength property monitoring, including hardness control of fixing bolts and studs on rotors and casings, and also efficiency of analysing mechanical and structural properties and recovery heat treatment of fixing studs with non-normative hardness.

When diagnosing destroyed clamping bolts of ГТН-16 unit, it was determined that bolt surface areas opened for interaction with the environment have an oxide layer up to 32 µm on the surface. These data indicate that metal overheating up to the temperature exceeding the temperature of Ас1 point equal to 760 °С for ЭИ10 steel occurred during operation. Though overheating was not long-term, further operation caused bolt metal fracture. Cracks were formed in surface layers with high hardness and decreased plasticity.

It is shown that it is necessary to exclude the causes of rotor and fastening bolts overheating and to take measures excluding misalignment of holes and thread for bolts in the rotor in order to exclude clamping bolt fracture.

Keywords: gas-pumping units, fasteners, diagnosis, hardness control, mechanical tests, metal microstructure, overheating, hole misalignment, recovery heat treatment.

Ссылка для цитирования (for references):
Крюков И.И., Рыбников А.И., Можайская Н.В., Леонтьев С.А., Мочалов Б.С., Андреев П.А., Мошников А.В. Обследование крепежных деталей оборудования газоперекачивающих агрегатов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. No 2. С. 64–70.
Kryukov I.I., Rybnikov A.I., Mozhayskaya N.V., Leontyev S.A., Mochalov B.S., Andreyev P.A., Moshnikov A.V. Inspection of gas-pumping unit equipment fasteners (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 2. P. 64–70.

В ПАО «ГАЗПРОМ» на компрессорных станциях в качестве газоперекачивающих агрегатов используются различные типы ГТУ: ГТ-6-750, ГТ-750-6, ГТК-10-4, ГТН-25, ГТК-10И, ГТК-25И и др. Они предназначены для сжатия природного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам, и состоят из газотурбинной установки (ГТУ) и нагнетателя природного газа [1–2].
В процессе проведения работ по технической диагностике газоперекачивающих агрегатов ГТН-16 УТМЗ и ГТК-10-4 НЗЛ в соответствии с требованиями промышленной безопасности на компрессорных станциях магистральных газопроводов следует уделять особое внимание узлам и деталям, работающим в условиях высоких температур и переменных напряжений [1].

Настоящая работа посвящена диагностированию и исследованию несоответствия прочностных свойств и причин разрушения крепежных деталей оборудования газоперекачивающих агрегатов – болтов, гаек, шпилек, материал которых для обеспечения работоспособности должен иметь [1–5]:

• релаксационную стойкость (для сохранения необходимого натяга в соединении);

• структурную стабильность во время эксплуатации (исключающую как разупрочнение материала, так и упрочнение, которое сопровождается уменьшением объема, способным в ряде случаев вызывать значительное увеличение натяга);

• длительную прочность (для обеспечения необходимого запаса прочности);

• нечувствительность к надрезу и высокую длительную пластичность, предупреждающие разрушение по резьбе; способность противостоять повторным нагрузкам (при повторных подтягах);

• сопротивление вибрационным нагрузкам.

Обследование крепежных шпилек агрегата ГТК-10-4

Корпус турбины ГТК-10-4 состоит из четырех частей, соединенных вертикальными фланцами: передняя часть (корпус турбины), выходной диффузор и два выхлопных патрубка (левый и правый) (рис. 1). На схеме также указана нумерация крепежных шпилек.

Между собой нижняя и верхняя (крышка) части корпуса турбины соединяются крепежными шпильками М36 с болтами.

В процессе проведения диагностического мониторинга оценка изменений механических свойств материалов крепежных деталей производится по результатам контроля твердости. Контроль твердости в условиях компрессорных станций рекомендуется производить переносным динамическим прибором типа 54-359М с погрешностью измерений ±5%. Было обследовано на компрессорных станциях ОАО «Газпром» более 200 агрегатов типа ГТК-10-4. При этом на горизонтальном разъеме в зоне ТВД проводился 100%-ный контроль твердости шпилек и сравнение измеренных значений со значениями, регламентированными техническими условиями.

В большинстве случаев измеренные значения твердости шпилек с учетом погрешности измерения соответствуют нормативным требованиям на металл или отличаются в ту или иную сторону не более чем на 10%. Замене подлежали единичные шпильки с пониженной или повышенной твердостью.

Однако встречались исключительные случаи, когда значения твердости крепежных шпилек на корпусах турбин отличались на 40–50% и более как с превышением, так и с понижением. Более подробно такие случаи были рассмотрены в статье [5], где шпильки исследовали металлографическими и разрушающими методами в лабораторных условиях – с проведением на ряде образцов проверочной термической обработки.

Случай № 1. В процессе мониторинга по горизонтальному разъему корпуса турбины при проведении измерений твердости шпилек 23 шпильки из 48 имели высокую твердость 350–420 НВ вместо нормативной 241–277 НВ. Химический анализ металла шпилек показал, что химсостав соответствует рекомендуемой стали перлитного класса 25Х2М1Ф (ЭИ723) в соответствии с ТУ 14-1-5037-91.

В процессе комплексных исследований установили, что эти шпильки с высокой твердостью после изготовления прошли закалку и поэтому обладают завышенной механической прочностью. Однако, несмотря на повышенную прочность, благодаря допустимой пластичности и ударной вязкости указанные шпильки могут быть использованы на корпусе турбины – без проведения восстановительной термической обработки [5].

Случай № 2. Из 48 шпилек на корпусе турбины 44 (т.е. 95%) имели низкую твердость 150–190 НВ вместо нормативной 241–277 НВ. Химсостав шпилек соответствовал рекомендуемой стали 20Х1МФ1ТР (ЭП182).

Исследование микроструктуры и механические испытания металла шпилек позволили установить, что шпильки с пониженной твердостью после изготовления вообще не подвергались термической обработке [5]. Уровень свойств металла исследованных шпилек заметно ниже уровня свойств, требуемых по ТУ. Не прошедшие термообработку шпильки непригодны к эксплуатации.

Исследованиями было показано, что для использования этих шпилек с низкой твердостью необходимо проведение штатной термообработки.

Случай № 3. Значение твердости части шпилек корпуса турбины выше нормативного значения на 40–50%. Отобранные для исследования шпильки № 16Л и 20Л имели повышенную твердость – соответственно 440НВ и 435НВ, которая превышает верхний предел нормативной твердости для рекомендованной стали 25Х1МФА (ЭП182) или 25Х2М1ФА (ЭИ10) КП70 (241-277НВ) в 1,6 раза.

Химический анализ с помощью спектрального метода показал, что эти шпильки изготовлены не из тепло-
устойчивой стали перлитного класса 25Х1МФА или 25Х2М1ФА, а из коррозионно-стойкой жаропрочной стали мартенситного класса 20Х13.

Исследования показали, что эти шпильки на корпусе турбины обладают высокой твердостью и прочностью, но низкими пластическими свойствами и ударной вязкостью и в таком виде непригодны и поэтому их необходимо заменить на рекомендуемые по ТУ шпильки из стали 25Х1МФА или 25Х2М1ФА (КП70).

Было показано, что для возможного использования заменяемых шпилек из стали 20Х13 их необходимо термообработать (отпуск при температуре 670 0С, 3 часа, охлаждение на воздухе) в соответствии с ОСТ 108.020.03-82 для восстановления штатной прочности и пластичности [5].

Обследование стяжных болтов агрегата ГТН-16

В процессе обследования ротора агрегата ГТН-16 УТМЗ установлено, что стяжные болты М30, соединяющие ротор компрессора с ротором турбины, оборваны по гладкой части рядом с резьбой и могли привести при дальнейшей эксплуатации к аварии агрегата.

Были исследованы два болта М30: разрушенный и целый с гайкой, длительность эксплуатации которых составляла 38 291 ч с начала эксплуатации. Всего разрушенных болтов – 17, неразрушенных – три, которые расположены под углом 1200. На момент обследования ротор удерживался лишь тремя стяжными болтами. Внешний вид ротора с разрушенными болтами приведен на рисунке 2. Ротор и болты для его стяжки находятся в холодной части установки.

Химический состав металла болтов и гайки, определенный спектральным методом, показал, что по химическому составу металл болтов соответствует составу стали марки ЭИ10 (25Х1МФ); металл гайки – составу стали марки 35ХМ.

Анализ состояния поверхности болтов, проведенный как визуально, так и с помощью лупы при увеличении до 7 крат, свидетельствует о контакте гладкой части болтов с поверхностью отверстий, причем у разрушенного болта размеры и интенсивность потертости значительно выше, чем у неразрушенного. Цвет поверхности предоставленных для исследования болтов, поверхности ротора со стороны компрессора, а также изломов (рис. 2–3) свидетельствует, что в процессе эксплуатации болты подвергались воздействию весьма высоких температур.

Микроструктура металла стяжного болта исследовалась методом цифровой металлографии – в сечении под изломом (сужение перед резьбой), в среднем сечении, сечении под головкой и в сечении головки болта. Без травления в металле болта видны мелкие равномерно распределенные карбиды, количество неметаллических включений незначительно. После травления металла болта была выявлена волокнистая структура (рис. 3), которая сформировалась после деформации металла, сохранившего после термической обработки дендритную ликвацию. В металле, имеющем подобную структуру, чередуются волокна с большей или меньшей степенью ликвации растворимых в стали элементов
(P, Mn, Si, Ni, Cr, Mo и др.). Подобная микроструктура является неблагоприятной, приводящей к анизотропии механических свойств. Микроструктура металла центральной зоны болта во всех сечениях однотипна и соответствует микроструктуре стали перлитного класса марки 25Х1МФ после высокого отпуска и представляет собой сорбит, ориентированный по мартенситу, микротвердость металла – 190–210 Н0.

Как известно, болты работают в условиях релаксации напряжений, и для разрушения в этих условиях материал должен обладать весьма низким уровнем пластичности [1, 6]. Сталь 25Х1МФ широко используется для изготовления крепежа, работающего при температурах до 500 0С [1, 7]. Анализ полученных данных по состоянию микроструктуры металла поверхностного слоя болтов показал, что их структура и твердость соответствуют закаленному состоянию металла данной марки стали. Толщина поверхностных слоев и значения их микротвердости изменяются по длине болта (табл. 1 и рис. 4).

Участки поверхности болта, открытые для взаимодействия со средой, имеют на поверхности оксидный слой до 32 мкм [6]. Эти данные свидетельствуют о том, что в процессе эксплуатации произошел перегрев металла до температуры, превышающей температуру точки Ас1, равную 760 0С для стали ЭИ10. Перегрев был недлительным, после него последовало охлаждение – останов машины. Дальнейшая эксплуатация вызвала разрушения металла болтов. Трещины зарождались в поверхностных слоях, имеющих высокую твердость и пониженную пластичность.

В сечении, максимально приближенном к излому, выявлены радиально расположенные трещины длиной до 500 мкм и выкрашивание металла на глубину до 300 мкм (рис. 5). Трещины и участки выкрашивания расположены в темном слое с высокой микротвердостью.

Микроструктура металла неразрушенного болта аналогична структуре металла разрушенного болта. После травления выявлена такая же полосчатость, вызванная дендритной ликвацией. Отличие наблюдается лишь для слоя с пониженной микротвердостью, в микростуктуре которого выявлены участки с предразрушением по границам зерен, – он тоньше, и снижение микротвердости в нем меньше.

Результаты испытания механических свойств металла болтов при комнатной температуре приведены в таблице 2.

Из таблицы 2 видно, что срединные слои металла болтов имеют механические свойства, характерные для стали 25Х1МФ с категорией прочности КП60 (МТУ 9–65 ЛМЗ).

Длительная прочность металла разрушенного болта заметно ниже характерной для стали 25Х1МФ (табл. 3) при высокой пластичности. Это свидетельствует о перегреве стали при эксплуатации или нарушении режима термической обработки в части завышения температуры отпуска до 700 0С и выше при рекомендуемых по ТУ не выше 660 0С.

Кроме того, по результатам фрактографических исследований разрушенных болтов установлено следующее:

• излом расположен в поперечном направлении с небольшим отклонением, так что поверхность излома имеет слегка эллипсовидную форму;

• рельеф неповрежденной части поверхности имеет грубый вид. Очаг разрушения расположен на цилиндрической поверхности болта, имеет вид нескольких ступенек, от которых расходятся рубцы, грубые – вглубь и по периметру – более тонкие.

На противоположной очагу поверхности болта (на конической поверхности) имеются многочисленные продольные трещины или надрывы, образовавшиеся, предположительно, в зоне сжатия (рис. 6).

Таким образом, разрушение исследованного болта произошло под действием изгибающей нагрузки. Вид неповрежденной части излома не исключает наличия малоциклового разрушения. Причиной повреждения (затертости) значительной части излома и наличия трещин сжатия его боковой поверхности является, по всей видимости, его механическое повреждение при извлечении (выбивании) болта из-за неабсолютного поперечного расположения поверхности излома относительно продольной оси болта.

Следует отметить, что разрушение болтов из пластичного материала (даже в случае наличия поверхностных трещин) в условиях однократной затяжки (первоначального нагружения) было бы невозможно. Поэтому необходимыми условиями являются снижение длительной пластичности металла и повышенная температура.

При сборке, по-видимому, имел место перекос резьбы вследствие несоосности отверстий и резьбы под болты в роторе.

Кроме того, фрактографическое исследование излома болта не выявило следов усталостного разрушения. Установлен статический характер разрушения болтов, связанный с исчерпанием деформационной способности материала в условиях длительной эксплуатации.

Выводы

1. При мониторинге технического состояния крепежных шпилек по результатам измерения их твердости наблюдаются случаи несоответствия (выше или ниже) значений твердости нормативным значениям на большом количестве шпилек.

2. Для выяснения причин несоответствия твердости на шпильках, отбракованных по твердости, и принятия решения о дальнейшем их использовании проводят:

• определение химсостава металла шпилек, так как металл шпилек может быть разным по материалу и, соответственно, по твердости;

• исследование микроструктуры металла на репликах или на образцах, вырезанных из шпилек, и сравнение микроструктуры с эталонной структурой;

• механические испытания на образцах шпилек с определением пределов текучести и прочности, относительного удлинения и сужения, ударной вязкости и сравнение полученных значений с нормативными значениями по ТУ.

3. Для восстановления механических и структурных свойств металла шпилек на образцах шпилек проводят исследования по подбору необходимого режима термической обработки.

4. Для исключения разрушения стяжных болтов необходимо исключить причины, вызывающие перегрев рассматриваемой части ротора и соединяющих болтов, и принять меры, исключающие несоосность отверстий и резьбы под болты в роторе.

5. В связи с повышенной температурой болтов во время эксплуатации целесообразно использовать для их изготовления более релаксационно-стойкий материал, например сталь ЭП182 – 20Х1М1Ф1ТР, применяемую для температур до 580 0С и обладающую к тому же более высокой длительной пластичностью.

Литература:

1. Гецов Л.Б. Материалы и прочность деталей газовых турбин. В 2-х книгах. Кн. 1. Рыбинск: ООО «Издательский дом «Газотурбинные технологии», 2010. 611 с.

2. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. М.: Нефть и газ, 1999. 463 с.

3. Рыбников А.И., Крюков И.И., Левченко А.И., Леонтьев С.А., Калинин Н.А., Ковалев А.Г. Эффективность контроля технического состояния и безопасности эксплуатации турбоагрегатов ГТК-10-4 и ГТ-750-6 // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2009. № 2. С. 50–54.

4. Рыбников А.И., Крюков И.И., Левченко А.И., Калинин Н.А., Ковалев А.Г., Леонтьев С.А. Исследование механических свойств узлов и деталей ГТК-10-4 и ГТ-750-6 методами разрушающего контроля // Газовая промышленность. 2006. № 2. С. 58–60.

5. Крюков И.И., Рыбников А.И., Леонтьев С.А., Мочалов Б.С., Андреев П.А., Мошников А.В. Опыт обследования крепежных шпилек корпусов ГПА ГТК-10-4 // Газотурбинные технологии. 2014. № 5. С. 40–46.

6. Ланин А.А., Гецов Л.Б. Закономерности образования и развития трещин в элементах энергоустановок в условиях релаксации напряжений // Труды ЦКТИ. 2009. Вып. 296. С. 162–176.

7. Либерман Л.Я., Пейсихис М.И. Свойства сталей и сплавов, применяемых в котлотурбостроении // РУ НПО ЦКТИ. 1966. Вып. 16. Часть 1. 219 с.

References:

1. Getsov L.B. Materialy i prochnost' detalej gazovyh turbin [Materials and strength of gas turbine parts]. In 2 books. Book No. 1. Rybinsk, Gazoturbinnye tehnologii [Gas Turbo Technology] Publishing House LLC, 2010. 611 pp.

2. Kozachenko A.N. Jekspluatacija kompressornyh stancij magistral'nyh gazoprovodov [Gas main compressor station operation]. Moscow, Neft i gaz Publ., 1999. 463 pp.

3. Rybnikov A.I., Kryukov I.I., Levchenko A.I., Leontyev S.A., Kalinin N.A., Kovalev A.G. Jeffektivnost' kontrolja tehnicheskogo sostojanija i bezopasnosti jekspluatacii turboagregatov GTK-10-4 i GT-750-6 [Efficiency of control over technical state and operation safety of ГТК-10-4 and ГТ-750-6 turbo-units]. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2009, No. 2. P. 50–54.

4. Rybnikov A.I., Kryukov I.I., Levchenko A.I., Kalinin N.A., Kovalev A.G., Leontyev S.A. Issledovanie mehanicheskih svojstv uzlov i detalej GTK-10-4 i GT-750-6 metodami razrushajushhego kontrolja [Study of mechanical properties for units and parts of ГТК-10-4 and ГТ-750-6 by means of destructive tests]. Gazovaja promyshlennost' = Gazovaya Promyshlennost', 2006, No. 2. P. 58–60.

5. Kryukov I.I., Rybnikov A.I., Leontyev S.A., Mochalov B.S., Andreyev P.A., Moshnikov A.V. Experience in inspection of fixing studs of casings at GTK-10-4 gas-pumping units [Experience in inspection of fixing studs of casings at GTK-10-4 gas-pumping units]. Gazoturbinnye tehnologii = Gas Turbo Technology, 2014, No. 5. P. 40–46.

6. Lanin A.A., Getsov L.B. Zakonomernosti obrazovanija i razvitija treshhin v jelementah jenergoustanovok v uslovijah relaksacii naprjazhenij [Regularities of crack formation and development in parts of power plants under conditions of stress relaxation]. Trudy CKTI = Works of Central Boiler Turbine Institute, 2009, Issue No. 296. P. 162–176.

7. Liberman L.Ya., Peysikhis M.I. Svojstva stalej i splavov, primenjaemyh v kotloturbostroenii [Properties of steels and alloys applied in boiler and turbine manufacture]. RU NPO CKTI = Repair Department of Scientific and Development Association on Research and Design of Power Equipment, 1966, Issue 16, Part 1. 219 pp.

Таблица 1. Характер изменения толщины поверхностных слоев (l, мкм) и их микротвердости (Н0) по длине разрушенного болта

Table 1. Nature of thickness change in surface layers (l, µm) and their microhardness (Н0) along the destroyed bolt length

Таблица 2. Механические свойства металла болтов, температура испытаний 20 °С

Table 2. Bolt metal mechanical properties, test temperature 20 °С

Таблица 3. Результаты испытаний металла разрушенного болта из стали ЭИ10 на длительную прочность при температуре 550 °С и напряжении 392 МПа

Table 3. Test results of destroyed bolt metal made of ЭИ10 steel for long-term strength at temperature 550 °С and stress 392 MPa

Мониторинг скорости коррозии: преимущества и детали

Россия является одной из крупнейших нефтедобывающих стран. Но несмотря на внушительные объемы нефтедобычи, количество аварийных разливов нефти и утечек нефтепродуктов с каждым годом увеличивается. Согласно статистике, больше всего нефти разливается во время ее транспортировки по трубопроводам. Наиболее распространенной причиной (около 90% случаев) является прорыв трубы, вызванный коррозией и изношенностью. Для уменьшения влияния этих факторов нефтяные компании разрабатывают и внедряют комплексы антикоррозийных мероприятий, которые обеспечивают безаварийную эксплуатацию. Ярким примером таких мероприятий является мониторинг трубопроводных систем ОАО «НК «Роснефть», проведенный специалистами компании ООО «Сканди-М».

Стоит отметить, что отсутствие аварий, даже в течение длительного времени, не означает достаточной эффективности проводимых мероприятий и не гарантирует, что трубопровод сможет эксплуатироваться без аварий на протяжении всего запланированного срока использования.

Для достижения высокой эффективности ингибиторной защиты необходимы правильный выбор ингибитора и точное соблюдение технологии его применения. Поэтому в процессе работы специалисты определили для себя следующие цели мониторинга:

1) подтверждение эффективности ингибирования – необходимо установить, что в результате ингибирования скорость коррозии трубопроводов не превышает предельно допустимый уровень (<0,05 мм/год) и, таким образом, не угрожает целостности трубопровода;

2) управление технологией ингибиторной защиты – мониторинг способен выявлять изменения в скорости коррозии и другие признаки агрессивного воздействия среды, изменение условий эксплуатации трубопроводов или наличие отклонений в режимах ингибирования. Наличие такой информации позволяет вносить своевременные коррективы в технологию ингибирования (менять ингибитор, его дозировку или точки закачки) до появления нарушений в целостности трубопровода.

Для получения максимально точных и объективных результатов мониторинга специалисты «Сканди-М» решили использовать несколько методов одновременно: метод измерения скорости коррозии, основанный на показаниях датчиков в среде, движущейся по трубопроводу, и оценку технологических и физико-химических параметров среды, характеризующих ее коррозионную активность и изменения этих характеристик во времени.

Ревизия была проведена на ряде крупных месторождений ОАО «НК «Роснефть» в Ханты-Мансийском автономном округе. При проведении работ специалисты использовали оборудование для коррозионного мониторинга ООО НПП «СОНАР» и ЗАО ПКФ «ПромХим-Сфера».

В процессе работы проводились послойный анализ транспортируемой жидкости, отбор проб подтоварной воды для определения остаточного содержания ингибитора коррозии и 6-компонентного анализа, а также установка, снятие и обработка информации, полученной с образцов.

По итогам мониторинга специалисты «Сканди-М» представили отчет о проделанной работе заказчику и дали свои рекомендации относительно дальнейшего режима использования трубопроводов для повышения эффективности и безопасности их эксплуатации. Таким образом, мониторинг скорости коррозии позволяет оценить правильность ингибирования трубопроводов, определить оптимальное количество ингибитора в существующих условиях, оптимизировать затраты в этой области и предотвратить возникновение аварий и связанные с этим убытки.

УДК 621.793

Р.Д. Бакаева¹, е-mail: rbakaeva@yandex.ru; Л.Х. Балдаев², e-mail: info@tspc.ru; Д.З. Ишмухаметов², e-mail: r_dinar@mail.ru

¹ РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина (Москва, Россия).

² ООО «Технологические системы защитных покрытий» (Московская обл., Россия).

Применение метода оценки коррозионной стойкости газотермических покрытий в условиях соляного тумана

В связи с возросшей долей высокосернистых нефтей, обводненности месторождений России, увеличения степени износа основных фондов отмечается увеличение числа отказов основного и вспомогательного оборудования нефтеперерабатывающих, химических, нефтехимических производств по причине коррозии. При этом практически для всех аппаратов нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) в рабочих режимах эксплуатации зафиксировано образование растрескивания, питтингов, глубина которых в сопоставлении с общей коррозией весьма значительна.

На сегодняшний день для ряда технологического оборудования, например ООО «Газпром добыча Астрахань», ОAО «Газпром нефтехим Салават» и др., в практике коррозионной защиты находят применение газотермические покрытия различной системы легирования. Однако отсутствие систематизированных данных о стойкости газотермических покрытий, раскрывающих механизмы поведения материалов в зависимости от базовой основы и системы легирования, а также единых структурно-чувствительных методов оценки таких материалов в условиях воздействия агрессивных сред не дают возможности для их широкого применения. В связи с этим в статье исследуется возможность применения метода оценки коррозионной стойкости газотермических покрытий в условиях соляного тумана согласно международному стандарту ASTM B-117-73 и ГОСТ 9.308-85 для ранжирования материалов. В статье рассматриваются материалы покрытий на железной, никелевой и кобальтовой основах, нанесенные методом высокоскоростного газопламенного напыления, не широко известного в настоящее время в нефтегазовой отрасли. При этом проанализировано влияние системы легирования материала покрытия на размер образуемых точечных дефектов при испытании в соляном тумане, что позволяет судить об их коррозионной активности.

Ключевые слова: газотермические покрытия, испытания в соляном тумане, ранжирование материалов, степень поражения.

R.D. Bakaeva¹, e-mail: rbakaeva@yandex.ru; L.K. Baldaev², e-mail: info@tspc.ru; D.Z. Ishmukhametov², e-mail: r_dinar@mail.ru

¹ Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia).

² Technological systems of protective coatings LLC (Moscow region, Russia).

Application of method for evaluating corrosion resistance of thermal spray coatings in salt fog conditions

Due to an increased part of sour oil, water content of deposits of Russia, increase in main stock wear rate, an increase of the fault number of main and auxiliary equipment of oil refineries, chemical, petrochemical plants due to corrosion is registered. In addition, formation of cracking and pitting with the depth quite significant in comparison with general corrosion is registered for almost all machines of oil refineries (OR).

Gas-thermal coatings of different alloying systems are currently used as corrosion protection for a number of process equipment, e.g. Gazprom Dobycha Astrakhan LLC, Gazprom Neftekhim Salavat JSC etc. However, lack of regular data on gas-thermal coating stability characterizing material behavior mechanisms depending on the base and the alloying system and also lack of common structure-sensitive methods of assessment of such materials under conditions of corrosive media influence do not provide any opportunity for their wide application. Therefore this article studies the possibility of application of the gas-thermal coating corrosion stability assessment method under the salt fog conditions according to ASTM B-117-73 and GOST 9.308-85 for material ranging. Materials of coatings based on iron, nickel and cobalt applied by means of HVOF not widely known in the oil and gas industry are currently considered in the article. In addition, influence of the coating material alloying system on the size of formed point defects during tests in the salt fog is analysed to allow drawing conclusions on their corrosiveness.

Keywords: thermal spray coatings, salt fog test, ranking materials, degree of lesion.

Ссылка для цитирования (for references):
Бакаева Р.Д., Балдаев Л.Х., Ишмухаметов Д.З. Применение метода оценки коррозионной стойкости газотермических покрытий в условиях соляного тумана // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. No 2. С. 72–75.
Bakaeva R.D., Baldaev L.K., Ishmukhametov D.Z. Application of method for evaluating corrosion resistance of thermal spray coatings in salt fog conditions (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 2. P. 72–75.

Вопросы коррозионной защиты объектов различного назначения на сегодняшний день имеют актуальное значение. Это обусловлено в первую очередь растущим объемом переработки углеводородного сырья, повышением доли обводненной нефти с высоким содержанием сероводородсодержащих агрессивных компонентов [1, 2], а также мероприятиями, направленными на повышение эффективности применения, эксплуатации, хранения оборудования и материалов [3].

Известно множество методов, направленных на повышение либо сохранение в течение определенного времени коррозионных свойств изделий (лакокрасочные материалы, полимеры, металлические, комбинированные) [4]. Наиболее прогрессивными в настоящее время являются технологии газотермического напыления, основанные на формировании на поверхности функциональных слоев (покрытий) различного назначения. Для обеспечения защиты от атмосферного воздействия среды хорошо зарекомендовали себя протекторные покрытия на основе Al, Zn, систем Zn-Al, Al-Mg либо их композиции, однако для более агрессивных сред (растворы кислот, щелочей) либо для оборудования переработки нефти и газа такой коррозионной защиты оказывается недостаточно. В подобных случаях применяются материалы на основе коррозионно-стойких сталей и сплавов, в которых система легирования, подобранная для определенных условий, должна обеспечивать заданную скорость коррозии. Как правило, это катодные покрытия.

В настоящее время катодные покрытия эффективно применяются компанией ООО «ТСЗП» при разработке решений для технологического оборудования предприятий нефтегазовой отрасли (ПАО «Газпром», ОAО «Газпром нефтехим Салават» и др.).

Для правильного подбора материалов покрытий существует ряд методов, являющихся обязательными испытаниями коррозионной стойкости металлов. Оценка по этим методам входит в комплекс характеристик сплава, объединяемых в сертификате на материал. Кроме обязательных есть рекомендуемые методы испытаний, дополняющих коррозионные характеристики сплавов. В комплексе методов испытаний коррозионной стойкости, предлагаемых Американским обществом испытаний материалов (ASTM), все методы являются рекомендуемыми, к ним же относятся и ускоренные.

Методы ускоренных испытаний, прописанные в государственных стандартах, применяются для исследований образцов в средах, которых нет в практике работы конструкции. Однако они позволяют установить склонность к определенным видам локальной коррозии (образованию питтингов, язв и т.д.) и определить уязвимые элементы структуры металлов.

Известно, что при эксплуатации практически всех аппаратов НПЗ (колонные аппараты, реакторы и др.) при испытаниях в рабочих режимах зафиксированы образования питтингов, глубина которых в сопоставлении с общей коррозией весьма значительна. Появление питтингов взаимосвязано с концентрацией хлоридов в составе исходного углеводородного сырья.

Под действием переменных нагрузок происходит постепенная деградация структуры металла аппаратов, снижение его конструкционной прочности, и при наличии возникших и углубляющихся питтингов растет вероятность коррозионного растрескивания [5].

Поскольку взаимодействие материалов со средой осуществляется с поверхности, то для выявления ее активности необходимо применение структурно-чувствительных методов, позволяющих ранжировать материалы по коррозионной стойкости в конкретных средах.

Оценка при воздействии соляного тумана – это стандартный структурно-чувствительный метод тестирования для определения коррозионной стойкости материалов, защитных покрытий в нейтральных средах.

В связи с этим для ранжирования легированных материалов покрытий на различной базе (Fe, Ni, Co) проводились ускоренные испытания в среде нейтрального соляного тумана. Согласно международному стандарту ASTM B-117-73 и ГОСТ 9.308-85, коррозионная стойкость определялась по степени поражения поверхности.

Методика проведения исследований

Эксперименты проводились на плоских образцах 100х40х3 мм, изготовленных из стали марки 20ЮЧ, широко применяемой в нефтехимическом машиностроении. Образцы из 20ЮЧ имели структуру в состоянии поставки. На одну из сторон методом высокоскоростного газопламенного напыления наносились материалы покрытий, приведенные в таблице 1.

Выбор составов покрытий обусловлен необходимостью расширения ряда порошковых материалов, работающих в условиях воздействия хлорсодержащих сред.

Толщина покрытий в среднем составляла порядка 350±70 мкм.

Технология формирования покрытий состоит из выбора химического состава порошкового материала, его дисперсности, режимов обработки для получения заданной толщины покрытия за счет количества слоев с высокими адгезионно-когезионными характеристиками.

Технология нанесения покрытия должна обеспечивать минимальную пористость, с исключением сквозной.

Перед испытанием в камере соляного тумана нерабочие поверхности были изолированы с помощью химического водостойкого полимерного покрытия.

Оценка степени поражения контактной поверхности осуществлялась в соответствии с ГОСТ 9.908-85, при этом исключался краевой эффект на границе газотермического и полимерного покрытий.

Суммарная длительность испытаний в камере соляного тумана составляла 96 часов с контролем зарождения первичных поражений (питтингов) и динамики изменения их во времени. Температура среды при испытании составляла 35 0С, среда – 5% NaCl.

Результаты исследований и их обсуждение

Визуальный осмотр поверхности образцов после испытаний показал, что для ряда образцов характерно неравномерное повреждение поверхности покрытий – образование питтингов и пятен (рис. 1).

Внешний вид образцов на железной основе (рис. 1, шифр 1–2) характеризуется наличием локальных повреждений (рис. 2), при этом для покрытия шифр 2 наименьшая степень поражения обусловлена содержанием Мо (до 14%), повышающего стойкость к питтингообразованию [6].

Для образцов покрытий 3–4 (на никелевой основе) отмечается отсутствие локальных повреждений, что определяется системой легирования.

Для образца 5 (на кобальтовой основе) отмечается неравномерное распределение повреждений, при этом размер повреждений имеет вид пятен. Высокое содержание хрома и вольфрама не в полной мере компенсирует высокое содержание углерода, способствующего интенсивности развития коррозионного повреждения.

Распределение коррозионных повреждений по размерам представлено на рисунке 2.

Анализ результатов распределения дефектов в покрытиях свидетельствует о том, что коррозионная активность покрытий обусловлена точечными повреждениями минимальных размеров, кроме покрытий на никелевой основе.

Степень коррозионных поражений материалов покрытий в зависимости от основы приведена в таблице 2.

Исходя из анализа данных таблицы 2 следует, что:

• для покрытий на железной основе (шифр покрытия 1, 2) несмотря на близость значений прибавки массы Δm, средней пористости, наблюдается наибольшая степень локального поражения образца с шифром 1 при большей толщине покрытия. То есть увеличение толщины покрытия не обеспечивает уменьшения степени поражения, которая будет зависеть в основном от системы легирования;

• для покрытий на никелевой основе (шифр 3, 4) также при близости Δm с учетом краевого эффекта, пористости, находящейся в диапазоне минимальных значений, и толщины покрытия степень поражения равна нулю, что подтверждает влияние прежде всего основы материала покрытия;

• для покрытий на кобальтовой основе (шифр покрытия 5) отмечается наибольшая степень поражения, что может быть связано с высоким содержанием углерода. При этом, согласно литературным данным [7], материал данного покрытия должен иметь высокую стойкость к питтингообразованию в хлорсодержащих средах.

В соответствии с проведенными испытаниями, ранжирование материалов покрытий по степени поражения следовало бы представить в следующей последовательности шифров: 3, 4, 2, 1, 5.

Анализ реальных коррозионных проблем, обнаруженных при эксплуатации установок, свидетельствует о необходимости при выборе конструкционных материалов оборудования переработки нефти, в том числе материалов покрытий, считать склонность к локальной коррозии определяющим фактором в сравнении с величиной их общей коррозии [5].

Для ранжирования материалов покрытий на различной основе (Fe, Ni, Co) необходимо выявление механизма коррозионных процессов в ходе тонких исследований и последующих натурных испытаний.

Выводы

1. Для покрытий из высоколегированных материалов на железной основе более высокое содержание Мо способствует повышению коррозионной устойчивости к питтингообразованию в хлорсодержащих средах независимо от толщины покрытия.

2. Для покрытий на никелевой основе степень поражения будет определяться исключительно технологией нанесения.

3. Метод испытаний в условиях соляного тумана не отражает механизма поведения материалов в хлорсодержащих средах, что не позволяет его широко применять для предварительного ранжирования покрытий из высоколегированных материалов.

Литература:

1. Насыров В.А., Шляпников Ю.В., Насыров А.М. Обводненность продукции скважин и влияние ее на осложняющие факторы в добыче нефти // Экспозиция Нефть Газ. 2011. № 14. С. 14–17.

2. Основные тенденции развития глобальных рынков нефти и газа до 2025 г. // Сайт ОАО «Лукойл». Режим доступа: http://www.lukoil.ru/materials/doc/Books/Guides/25062013.pdf (Дата обращения 15.02.2016).

3. Колесова С.Б., Некрасов В.И. Развитие бизнес-процессов обеспечения производства нефтедобывающих предприятий / Под общ. ред. А.Я. Волкова. Ижевск: ФГБОУ ВПО «УдГУ», 2012. 168 с.

4. Ишмухаметов Д.З., Мухаметова С.С., Ахметгареева А.М. Защита промышленных объектов от коррозии: функциональный подход // Промышленная окраска. 2013. № 2. С. 20–23.

5. Бурлов В.В., Альцыбеева А.И., Кузинова Т.М. Локальная коррозия оборудования современного нефтеперерабатывающего завода // Известия Санкт-Петербургского государственного технологического института (технического университета). 2011. № 11. С. 92–96.

6. Реформаторская И.И. Влияние структурообразующих факторов на коррозионно-электрохимическое поведение железа и нержавеющих сталей // Российский химический журнал – Журнал Русского химического общества им. Д.И. Менделеева. 2008. № 5. С. 16–24.

7. Heimgartner P., Kretschmer I., Polak R. and Kammer P.A. New fused coatings for combined wear and corrosion resistance. Surface Engineering and Functional Materials, 1997, Vol. 3. P. 109–115.

References:

1. Nasyrov V.A., Shlyapnikov Y.V., Nasyrov A.M. Obvodnennost' produkcii skvazhin i vlijanie ee na oslozhnjajushhie faktory v dobyche nefti [Water cut wells and its influence on the complicating factors in oil]. Jekspozicija Neft' Gaz = Exposition Oil Gas, 2011, No. 14. P. 14–17.

2. Major trends in the global oil and gas markets until 2025. Access mode: www.lukoil.ru/materials/doc/Books/Guides/25062013.pdf (Access date 15.02.2016).

3. Kolesov S.B., Nekrasov V.I. Razvitie biznes-processov obespechenija proizvodstva neftedobyvajushhih predprijatij [Development of business processes to ensure the production of oil-producing companies]. Ed. by A.Y. Volkov. Izhevsk, Udmurt State University, 2012, 168 pp.

4. Ishmukhametov D.Z., Mukhametova S.S., Ahmetgareeva A.M. Zashhita promyshlennyh ob#ektov ot korrozii: funkcional'nyj podhod [Protection against corrosion of industrial facilities: a functional approach]. Promyshlennaja okraska = Industrial painting, 2013, No. 2. P. 20–23.

5. Rages V.V., Altsybeeva A.I., Kuzinova T.M. Lokal'naja korrozija oborudovanija sovremennogo neftepererabatyvajushhego zavoda [Local corrosion of the equipment of modern refinery]. Izvestija Sankt-Peterburgskogo gosudarstvennogo tehnologicheskogo instituta (tehnicheskogo universiteta) = Proceedings of the St. Petersburg State Technological Institute (Technical University), 2011, No. 11. P. 92–96.

6. Reformatskaya I.I. Vlijanie strukturoobrazujushhih faktorov na korrozionno-jelektrohimicheskoe povedenie zheleza i nerzhavejushhih stalej [Impact structural drivers on corrosion-electrochemical behavior of iron and stainless steel]. Rossijskij himicheskij zhurnal – ZhRHO im. D.I. Mendeleeva = Russian Chemical Journal – Journal of Mendeleev Russian chemical society, 2008, No. 5. P. 16–24.

7. Heimgartner P., Kretschmer I., Polak R. and Kammer P.A. New fused coatings for combined wear and corrosion resistance. Surface Engineering and Functional Materials, 1997, Vol. 3. P. 109–115.

Таблица 1. Химический состав материалов покрытий

Table 1. Chemical composition of coating material

Таблица 2. Результаты испытаний в камере соляного тумана

Table 2. Results of salt-fog chamber tests

В.А. Меркулов, зам. генерального директора; К.П. Кузьменко, зам. технического директора, В.И. Глухов, главный конструктор, ЗАО «АРТСОК»

Ретроспектива одной из инноваций

Возможность использования двуокиси углерода в качестве средства ликвидации горения нефти и нефтепродуктов давно подтверждена работами ряда ученых. Вместе с тем для противопожарной защиты реальных объектов, например резервуарных парков, сливоналивных железнодорожных и автомобильных эстакад, в которых обращаются нефть и продукты ее переработки, двуокись углерода до последнего времени не находила применения. Эта ситуация была связана как с отсутствием необходимого оборудования для создания масштабных установок пожаротушения, обеспечивающих возможность хранения и подачи значительного количества двуокиси углерода на тушение, так и с необходимостью создания новых революционных подходов к противопожарной защите указанных объектов.

ЗАО «АРТСОК» с 1998 г. производит и поставляет модули изотермические для жидкой двуокиси углерода (МИЖУ), обеспечивающие возможность хранения и подачи большого количества жидкой двуокиси углерода и предназначенные для противопожарной защиты помещений большого объема или наружных установок значительных размеров (рис. 1). И только после накопления 10-летнего опыта производства, эксплуатации и испытаний установок газового пожаротушения на основе МИЖУ в различных климатических условиях ЗАО «АРТСОК» подошло к решению проблемы противопожарной защиты резервуарных парков, сливоналивных эстакад и наружных установок технологического оборудования.

В 2007 г. впервые был проведен ряд успешных натурных огневых испытаний по тушению вертикального стального резервуара РВС-2000 объемом 2000 м³ и горизонтального резервуара объемом 60 м³. В качестве горючего использовалось дизельное топливо. Проведенные испытания позволили сформулировать требования к расчету массы двуокиси углерода для ликвидации пожара на таких объектах.

В декабре 2011 г. и январе 2012 г. совместно с компанией ОАО «АК «Транснефть» проведено шесть испытаний по тушению вертикального резервуара РВС-5000 объемом 5000 м³ (рис. 2). В качестве горючего использовались бензин АИ-80, дизельное топливо и нефть. В результате натурных испытаний получены данные, позволившие окончательно сформулировать требования к проектированию установок газового пожаротушения для противопожарной защиты вертикальных стальных резервуаров, а также разработать и испытать вспомогательное оборудование для комплектации этих установок.

В конце 2012 г. на действующем объекте ЛПДС «Южный Балык» ОАО «АК «Транснефть» проведены испытания по срабатыванию установки газового пожаротушения, осуществляющей противопожарную защиту вертикального резервуара РВСП-20000 объемом 20 тыс. м³. Продемонстрировано отсутствие повреждения резервуара в случае несанкционированного срабатывания установки газового пожаротушения, испытано предохранительное оборудование резервуара, подтверждена надежность функционирования установки в условиях эксплуатации при низких отрицательных температурах (–32 ^оС).

В результате проведенных многочисленных испытаний были сформулированы требования к проектированию систем газового пожаротушения с применением модуля изотермического с двуокисью углерода для противопожарной защиты вертикальных стальных резервуаров и сливоналивных эстакад с нефтью и нефтепродуктами, нашедшие отражение в своде правил СП 155.13130.2014 «Склады нефти и нефтепродуктов. Требования пожарной безопасности», введенных в действие 01.01.2014.

Летом 2014 г. были проведены повторные испытания по срабатыванию установки газового пожаротушения на ЛПДС «Южный Балык», но в условиях высокой температуры окружающей среды (+30 ^оС). Эти испытания в очередной раз подтвердили надежность срабатывания установки газового пожаротушения на базе МИЖУ независимо от температуры окружающей среды и отсутствие отрицательных последствий для защищаемых объектов (рис. 3).

Мы не зря так подробно привели основную хронологию продвижения нового, как сейчас модно говорить – инновационного, способа пожаротушения и инновационного оборудования, многократно подтвердившего эффективность применения и надежность функционирования в различных климатических условиях. Читающие эту статью, возможно, уже позавидовали нам, полагая, что за нашим оборудованием выстроилась очередь. Ничуть не бывало, до сих пор установки пожаротушения на базе МИЖУ для защиты вертикальных резервуаров нашли ограниченное применение только на объектах компании ОАО «АК «Транснефть».

Аналогичная ситуация и с защитой сливоналивных эстакад. Первая установка газового пожаротушения на базе МИЖУ для защиты сливоналивной железнодорожной эстакады была смонтирована еще в начале 2000-х гг. на одном из нефтеперерабатывающих заводов, когда еще не было нормативного документа, регламентирующего требования к такой установке, но до сих пор она остается единственной.

Следует отметить, что за последние пять лет на объектах нефтяных компаний на территории РФ и за рубежом неоднократно происходили возгорания неф-
тепродуктов в вертикальных стальных резервуарах и смонтированные ранее автоматические системы пожаротушения на этих резервуарах ни разу не ликвидировали пожары.

Не пора ли руководителям, отвечающим за противопожарную защиту дорогостоящих стратегических объектов, перейти от заклинаний об инновациях и импортозамещениях к реальным действиям по внедрению этих самых инноваций, разработанных в России? Или снова будем ждать, пока отечественные разработки вернутся к нам уже из-за рубежа, что, к сожалению, часто бывало в российской истории?

«Техэксперт»: сделано в России

В условиях импортозамещения компании нефтегазовой отрасли все чаще при выборе программного обеспечения (ПО) смотрят не только на его функционал, но и на «гражданство» разработчика. В связи с этим на нашем рынке появляется все больше качественного полностью российского ПО.

Процесс замены зарубежных технологий отечественными аналогами, несмотря на некоторые трудности, идет довольно активно. Переход на российские продукты обусловлен не только взятым курсом на импортозамещение. Падение рубля в разы увеличило стоимость поставки и обслуживания импортного оборудования и программ, что в условиях кризиса ощущают даже успешные нефтегазовые компании. Кроме того, противостояние санкций и антисанкций может в любой момент обернуться запретом на сотрудничество с иностранными поставщиками. Чтобы избавить себя от дополнительных рисков, многие предприятия разворачиваются в сторону российской IT-индустрии.

Госзаказчики уже «русифицированы»

Активному переходу на российские разработки поспособствовал и действующий в России с 1 января 2016 г. официальный запрет на приобретение государственными и муниципальными заказчиками ПО, происходящего из иностранных государств, установленный Постановлением Правительства РФ № 1236 от 16.11.2015.

Данный запрет направлен на поддержку российских производителей и является частью общей политики государства. Не исключено, что в будущем вслед за госучреждениями на обязательное использование отечественного ПО могут быть переведены предприятия и организации ведущих отраслей промышленности.

Неудивительно, что в нынешних условиях к российскому программному обеспечению предъявляются повышенные требования. Многие отечественные разработки уже сейчас не только не уступают зарубежным, но и превосходят их либо вовсе не имеют аналогов.
В частности, разработчик программных продуктов компания «Кодекс» предлагает уникальную профессиональную справочную систему «Техэксперт: Нефтегазовый комплекс».

Навигатор в мире стандартов

Система «Техэксперт» содержит крупнейшую подборку из более чем 300 тыс. профильных нормативно-технических документов, регламентирующих различные вопросы осуществления деятельности нефтегазовых предприятий: ГОСТ, СП, СНиП, ВСН, ГН, РД, ПБ и т.д. Также здесь размещены нормативно-правовые акты, аналитические, справочные материалы, каталог международных и зарубежных стандартов от ведущих мировых разработчиков документации.

Богатое наполнение подкреплено понятным интерфейсом программы и дополнено полезными сервисами и услугами для удобной работы с документами. В системе «Техэксперт» любой документ можно найти за считаные секунды, что делает ее незаменимым навигатором в мире стандартов.

Сделано в России

Все входящие в состав системы «Техэксперт: Нефтегазовый комплекс» программы и базы данных полностью соответствуют утвержденным критериям отечественного ПО. На данный момент системы проходят соответствующую регистрацию для внесения в Реестр российского программного обеспечения Минкомсвязи России.

Одна из отличительных особенностей систем «Техэксперт» – возможность интеграции с другими программами. Можно предположить, что в сфере конструкторских систем также последует постепенный отказ от иностранного ПО в пользу отечественных разработчиков. Системы «Техэксперт» готовы к такому развитию событий.

УДК 622.276.76

В.А. Лушпеев¹, e-mail: Lushpeev035@gmail.com; Л.М. Кочетков¹; С.Н. Бастриков², e-mail: sibniinp@sibniinp.ru; В.Н. Федоров³, e-mail: fedvyach@mail.ru

¹ ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет», филиал в г. Сургуте (Сургут, Россия).

² АО «СибНИИНП» (Тюмень, Россия).

³ ООО «БашНИПИнефть» (Уфа, Республика Башкортостан, Россия).

Технология исследования многопластовых объектов, оборудованных системой одновременно-раздельной эксплуатации

В работе описана технология исследования многопластовых объектов, оборудованных системой одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). Целью работы является поиск оптимальной технологии исследования для одновременно-раздельной разработки многопластовых нефтегазовых месторождений. Для условий Западной Сибири однонасосные конструкции компоновок одновременно-раздельной эксплуатации с разоб-
щающими пакерами и различными запорными устройствами для отсечения пластов (электромагнитные, электромеханические и гидравлические клапаны-регуляторы) в большинстве случаев являются наиболее предпочтительными.

Для получения информации о каждом работающем пласте необходимо разместить датчики давления и температуры у кровли пластов и в зумпфе скважины.

Скважины, оснащенные описанной компоновкой, являются полностью автоматизированными, поскольку при определенных настройках станции управления возможно обеспечение закрытия клапанов с необходимой регулярностью и фиксацией раздельных параметров работы пластов в автоматическом режиме. Данная схема является практически универсальной и позволяет контролировать и регулировать создаваемую на пласты депрессию.

Исследования скважин, оборудованных данной компоновкой, проводятся без подъема глубинного оборудования. Это позволяет существенно снизить временные и финансовые затраты. Кроме того, выполняется важнейшее требование Правил разработки месторождений: контроль выработки запасов из каждого пласта многопластового объекта.

Предложенные в работе технологические решения для эксплуатации многопластовых объектов являются универсальными и подходят для эксплуатации трех и более пластов. Описанные устройства, такие как клапан-регулятор, позволяют создавать различную депрессию на пласты, отсекать каждый из пластов для записи качественных КВД.

Технология позволит контролировать, регулировать и оптимизировать работу эксплуатируемых пластов, а также планировать и оценивать эффективность геолого-технологических мероприятий.

Ключевые слова: многопластовое месторождение нефти, одновременно-раздельная эксплуатация, клапан-регулятор, давление, температура, датчики, электроцентробежный насос (ЭЦН), пакер.

V.A. Lushpeev¹, e-mail: Lushpeev035@gmail.com; L.M. Kochetkov¹; S.N. Bastrikov², e-mail: sibniinp@sibniinp.ru; V.N. Fedorov³, e-mail: fedvyach@mail.ru

¹ Tyumen State Oil and Gas University FSBEI HPE, Surgut Branch (Surgut, Russia).

² Siberian Research Institute of Oil Industry JSC (Tyumen, Russia).

³ Bashneft PJSOC (Ufa, the Republic of Bashkortostan, Russia).

Multilayer well test technology of facilities equipped with the system of dual completion

The paper describes the technology of well test facilities equipped multilayer system of dual completion.

The aim is to search for the optimal technology of well test for dual development of multilayer oil and gas fields. For the conditions of Western Siberia Single pump design layouts dual completion packers and uncoupling with different locking systems for clipping formations (electromagnetic, electromechanical and hydraulic control valves) in most cases are the most preferred.

For information about each running formation necessary to place pressure and temperature sensors from the roof layers and sump wells.

The wells are equipped with the described arrangement, is a fully automated, since, under certain settings, the control station may ensure the closure of valves must be regularly and fixing of separate parameters of the layers automatically. This scheme is almost universal, and allows you to control and adjust the layers created in the depression.

Well test with this arrangement, carried out without raising deep equipment. This can significantly reduce the time and cost. Also it fulfills an important requirement of the Rules of mining: monitoring development of reserves of each layer multilayer object.

Proposed in technology solutions for the operation of multi-objects are universal and are suitable for the operation of three or more layers. The described device, such as a control valve, you can create different pressure drawdown, cut each of the layers for recording high-quality build-up.

The technology allows you to control, manage and optimize the performance of the exploited layers, and to plan and evaluate the effectiveness of geological and technical measures.

Keywords: multilayer oil field, dual completion, control valve, pressure, temperature sensors, electric centrifugal pump (ESP), the packer.

Ссылка для цитирования (for references):
Лушпеев В.А., Кочетков Л.М., Бастриков С.Н., Федоров В.Н. Технология исследования многопластовых объектов, оборудованных системой одновременно-раздельной эксплуатации // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. No 2. С. 76–80.
Lushpeev V.A., Kochetkov L.M., Bastrikov S.N., Fedorov V.N. Multilayer well test technology of facilities equipped with the system of dual completion (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 2. P. 76–80.

Для эффективной эксплуатации многопластовых объектов необходимы промыслово-геофизические данные, полученные в процессе разработки пластов.

Термодинамические исследования позволяют решить такие задачи, как качественное и надежное определение работающих интервалов многопластового объекта, объемный вклад в общую работу скважины каждого пласта в отдельности. Барометрия позволяет определить фильтрационные характеристики эксплуатируемых пластов, такие как проницаемость, гидропроводность, скин-фактор и другие параметры. В совокупности результаты комплексных термогидродинамических исследований можно использовать для установления оптимального технологического режима работы скважин, контроля и регулирования процесса разработки месторождения, планирования геолого-технологических мероприятий.

Использование компоновок для ОРЭ предполагает возможность создания раздельной депрессии на каждый пласт, вплоть до полного отсечения одного из пластов. Данный факт позволяет вести раздельный учет продукции по одновременно работающим пластам, что является обязательным требованием Правил разработки нефтегазовых месторождений. Если компоновки ОРЭ оснастить многодатчиковой системой регистрации пластовых параметров, то кроме раздельного учета добываемой продукции можно в режиме реального времени осуществлять мониторинг работы внутрискважинного оборудования, состояния призабойной зоны пласта, а также наблюдать за работой пластов при создании на них различных депрессий. Последний факт очень важен с точки зрения создания оптимальной депрессии на каждый пласт при их совместной работе. Вклад каждого пласта в общую работу скважины, согласно линейному закону фильтрации Дарси, прямо пропорционален проницаемости пластов, созданной на каждый пласт депрессии, и обратно пропорционален вязкости фильтрующейся жидкости. Проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП) – величина, незначительно изменяющаяся во времени и, при правильном подходе, контролируемая и регулируемая. Создаваемая на каждый из одновременно эксплуатируемых пластов депрессия оказывает наибольшее влияние на дебит скважин и продуктивность каждого из пластов. Кроме того, депрессию на пласт при наличии качественной информации об их совместной работе можно подобрать и установить ее оптимальное значение.

Для получения информации о каждом работающем пласте необходимо разместить датчики давления и температуры у кровли пластов и в зумпфе скважины. Схема компоновки для проведения исследований при ОРЭ показана на рисунке 1.

Применение данной конструкции позволяет эксплуатировать скважины, вскрывающие три и более пласта.

Скважины, оснащенные описанной компоновкой, являются полностью автоматизированными, поскольку при определенных настройках станции управления возможно обеспечение закрытия клапанов с необходимой регулярностью и фиксацией раздельных параметров работы пластов в автоматическом режиме. Данная схема является практически универсальной и позволяет контролировать и регулировать создаваемую на пласты депрессию.

Исследования скважин, оборудованных данной компоновкой, проводятся без подъема глубинного оборудования. Это позволяет существенно снизить временные и финансовые затраты.

Под каждым клапаном расположены хвостовики с манотермометрами для регистрации давления и температуры, которые являются индикаторами закрытия и открытия клапанов. При закрытии идет запись кривой восстановления давления (КВД), причем достаточно качественной, т.к. исключается влияние ствола скважины, усложняющее интерпретацию данных.

Принцип работы датчиков схож с принципом работы термоманометрической системы (ТМС) установки электроцентробежного насоса (УЭЦН). Информация по геофизическому кабелю передается на станцию управления, откуда посредством телемеханики – на автоматизированное рабочее место (АРМ) геолога, технолога или другого специалиста.

Предлагается следующая технология проведения исследований на установившихся режимах фильтрации. Для примера рассмотрен случай ОРЭ двух пластов. Скважина выводится на установившийся режим эксплуатации, при этом оба клапана-регулятора находятся в открытом положении, т.е. работают оба пласта совместно. Достижение установившегося режима работы определяется по не изменяющимся в течение 2–3 часов значениям дебита скважины и давления на всех датчиках. Время выхода скважины на установившийся режим работы зависит от вязкости фильтрующегося флюида и коллекторских свойств пласта, в частности проницаемости. Схема изменения дебита и давления при исследованиях на установившихся режимах приведена на рисунке 2.

Затем скважина с помощью частотного преобразователя переводится на следующий режим работы. В рассматриваемом примере частота вращения погружного электродвигателя (ПЭД) УЭЦН увеличивается, дебит скважины и депрессия на пласт также возрастают. При этом клапаны-регуляторы находятся в открытом положении, работают оба пласта. Значения депрессии и дебита на втором режиме фиксируются.

Третий режим работы скважины предполагает отсечение одного из пластов и регистрацию параметров работы одного пласта на установившемся режиме фильтрации. Для этого верхний клапан-регулятор переводится в закрытое положение, отсекая таким образом верхний пласт. В работе находится только нижний пласт. После достижения установившегося режима работы, что определяется стабильными показаниями манометра и расходомера, скважина переводится на следующий (четвертый) режим работы. Для этого частота вращения ЭЦН с помощью частотного преобразователя уменьшается. Работает по-прежнему только нижний пласт с меньшей, чем на третьем режиме, депрессией и, соответственно, меньшим дебитом. Значения дебита и забойного давления регистрируются и контролируются до вывода скважины на установившийся режим работы.

Пятый режим работы предполагает проведение исследований верхнего пласта. Для этого клапан-регулятор нижнего пласта переводится в закрытое положение, отсекая его. Клапан-регулятор верхнего пласта переводится в открытое положение, создавая условия для притока из верхнего пласта. Депрессия на верхний пласт такая же, как и при исследовании нижнего пласта на четвертом режиме. Скважина выводится на установившийся режим работы, давление и дебит регистрируются до момента достижения постоянных значений. Далее с помощью частотного преобразователя скважина переводится на шестой, заключительный режим работы.

Шестой установившийся режим фильтрации пластового флюида из верхнего пласта характеризуется большей по сравнению с пятым режимом депрессией, что достигается путем увеличения частоты вращения ПЭД. Давление и дебит регистрируются до момента их стабилизации.

По окончании исследований на установившихся режимах верхнего пласта клапан-регулятор нижнего пласта переводится в открытое положение, подключая в работу нижний пласт. Далее скважина эксплуатируется в стандартном технологическом режиме одновременно-раздельной эксплуатации – в работе находятся оба пласта.

Для определения коэффициента продуктивности и гидропроводности каждого пласта необходимо провести гидродинамические исследования на установившихся режимах фильтрации. Такие исследования предполагают построение зависимости дебита пласта (Q) от депрессии на него (ΔP), которая носит название «индикаторная диаграмма» (ИД). Дебит и депрессия регистрируются поочередно на нескольких (минимум двух) установившихся режимах работы каждого из пластов и при одновременной работе всех объектов (рис. 3).

Результатом исследования на установившихся режимах фильтрации становится индикаторная диаграмма (рис. 3), которая строится для трех случаев:

1) в работе находятся оба пласта (1-й, 2-й режим исследований);

2) в работе находится нижний пласт (3-й, 4-й режимы  исследований);

3) в работе находится верхний пласт (5-й, 6-й режимы исследований).

Для каждого случая определяется коэффициент продуктивности Кпрод и гидропроводности e.

Технология проведения исследований на неустановившихся режимах при ОРЭ заключается в регистрации кривых восстановления давления поочередно в интервалах каждого из пластов при их отсечении с помощью клапанов-регуляторов. Данный вид исследований можно совместить с исследованиями на установившихся режимах фильтрации. Рассмотрим тот же случай, что и при описании исследований на установившихся режимах (рис. 2): скважина, вскрывшая два пласта, эксплуатируется с компоновкой ОРЭ, имеющей отсекающие пакеры и клапаны-регуляторы. При проведении исследований нижнего пласта на установившихся режимах (3-й, 4-й режимы) верхний пласт не работает, верхний клапан-регулятор переведен в закрытое положение.
С момента изоляции верхнего пласта в этом интервале давление начинает восстанавливаться. При этом происходит регистрация кривой восстановления давления (КВД) напротив верхнего пласта (рис. 4). Влияния ствола скважины и нижнего работающего пласта при условии качественной герметизации клапанов-регуляторов на вид регистрируемой КВД не будет. Таким образом, во время исследования нижнего пласта на установившихся режимах производятся исследования верхнего пласта на не-
установившихся режимах фильтрации методом КВД. Время регистрации КВД, так же как и время исследований на каждом из установившихся режимов, определяется коллекторскими свойствами пласта. При этом надо понимать, что чем дольше производится регистрация КВД, тем большую зону вокруг скважины она характеризует.

Аналогично производятся исследования нижнего пласта. В период исследования верхнего пласта на установившихся режимах (5-й, 6-й режимы) производится регистрация кривой восстановления давления напротив нижнего пласта (рис. 4). При условии качественной герметизации клапана-регулятора влияния ствола скважины на вид КВД не будет.

Выводы

Разработана и предложена технология получения информации о многопластовых объектах, эксплуатируемых скважинами с системой одновременно-раздельной добычи.

Предложенные в работе технологические решения для эксплуатации многопластовых объектов являются универсальными и подходят для эксплуатации трех и более пластов. Описанные устройства, такие как клапан-регулятор, позволяют создавать различную депрессию на пласты при эксплуатации нескольких пластов одним электроцентробежным насосом, отсекать каждый из пластов для записи качественных КВД.

Технология позволит контролировать, регулировать и оптимизировать работу эксплуатируемых пластов, а также планировать и оценивать эффективность геолого-технологических мероприятий.

Литература:

1. Цику Ю.К., Захаров И.В. Опыт и перспективы одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых месторождений НГДУ «Комсомольскнефть» // Нефтяное хозяйство. 2012. № 8. С. 52–54.

2. Федоров В.Н., Мешков В.М., Лушпеев В.А. Технология термогидродинамических исследований многопластовых объектов // Нефтяное хозяйство. 2006. № 9. С. 80–82.

3. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Гуляев Д.Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей. Ижевск, 2012. 119 с.

4. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин: Учебное пособие. М.: МАКС Пресс, 2008. 476 с.

5. Камартдинов М.Р., Кулагина Т.Е. Гидродинамические исследования скважин: Анализ и интерпретация данных. Томск, 2010.

References:

1. Tsiku Yu.K., Zakharov I.V. Opyt i perspektivy odnovremenno-razdel'noj jekspluatacii mnogoplastovyh mestorozhdenij NGDU «Komsomol'skneft'» [Experience and prospects of dual operation of multilayer fields of «Komsomolskneft» Oil and Gas Production Directorate]. Neftjanoe hozjajstvo = Oil Industry, 2012, No. 8. P. 52–54.

2. Fedorov V.N., Meshkov V.M., Lushpeev V.A. Tehnologija termogidrodinamicheskih issledovanij mnogoplastovyh ob’ektov [Technology of thermohydrodynamical studies of multilayer sites]. Neftjanoe hozjajstvo = Oil Industry, 2006, No. 9. P. 80–82.

3. Ipatov A.I., Kremenetskiy M.I., Gulyaev D.N. Informacionnoe obespechenie i tehnologii gidrodinamicheskogo modelirovanija neftjanyh i gazovyh zalezhej [Information support and technologies of hydrodynamic simulation of oil and gas deposits]. Izhevsk, 2012. 119 pp.

4. Kremenetskiy M.I., Ipatov A.I. Gidrodinamicheskie i promyslovo-tehnologicheskie issledovanija skvazhin [Pressure transient analysis and field technological studies of wells]: Textbook. Moscow, MAKS Press, 2008. 476 pp.

5. Kamartdinov M.R., Kulagina T.E. Gidrodinamicheskie issledovanija skvazhin: Analiz i interpretacija dannyh [Pressure transient analysis of wells: Analysis and interpretation of data]. Tomsk, 2010.

УДК 622.276.43

Е.В. Чепкасова^{1, 3}, e-mail: E.V.Chepkasova@gmail.com; М.Г. Иванов^{2, 3}, e-mail: Ivanov.mg@noyabrsk-dobycha.gazprom.ru

¹ Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина (Москва, Россия).

² Кафедра разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина (Москва, Россия).

³ ООО «Газпром добыча Ноябрьск» (Ноябрьск, Россия).

Оценка технологической эффективности применения воды в качестве агента вытеснения в условиях низкопроницаемого коллектора

Изменения в структуре запасов нашей страны и существенное увеличение запасов, приуроченных к низкопроницаемому коллектору, приводит к росту значимости трудноизвлекаемых запасов, с вовлечением в разработку которых связано будущее России. В работе рассматриваются теоретические и практические вопросы, связанные с рациональной и эффективной выработкой запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых коллекторах. Проведен анализ проблем, возникающих при разработке подобных коллекторов методом заводнения. Поскольку проектные решения по разработке месторождений углеводородов формируются на основании расчетных технологических показателей разработки, полученных в ходе гидродинамических расчетов, то учет качества закачиваемой в пласт воды является критическим параметром при разработке низкопроницемых коллекторов. Стандартный подход моделирования процесса вытеснения нефти водой, заложенный в программные комплексы, предполагает идеальную степень очистки воды, что не встречается на практике. В статье разработана и опробована методика, которая позволяет оценить влияние качества закачиваемой воды (в зависимости от содержания и размеров твердых взвешенных частиц) на технологические показатели разработки низкопроницаемых коллекторов при проведении прогнозных гидродинамических расчетов. Методика позволяет выделить области пласта, охваченные процессом вытеснения нефти водой, в зависимости от характера распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта и качества подготовки рабочего агента. Данный подход позволяет приблизить основные технологические показатели разработки, полученные посредством гидродинамических расчетов, к реальным условиям. Гидродинамический расчет с использованием разработанной методики показал, что неучет качества закачиваемой воды в условиях низкопроницаемого коллектора приводит к завышению КИН почти на 50%.

Ключевые слова: трудноизвлекаемые запасы, низкопроницаемый коллектор, качество закачиваемой воды в системе ППД.

E.V. Chepkasova^{1, 3}, e-mail: E.V.Chepkasova@gmail.com; M.G. Ivanov^{2, 3}, e-mail: Ivanov.mg@noyabrsk-dobycha.gazprom.ru

¹ Сhair «Oil field development» of Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University) (Moscow, Russia).

² Сhair «Gas field development» of Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University) (Moscow, Russia).

³ Gazprom dobycha Noyabrsk LLC (Noyabrsk, Russia).

Technological efficiency evaluation applying water like as displacement agent in low permeable formation

Changes in structure reserves in our country and substantial increase in hard to recover reserves such as low-permeability reservoirs, leads to increase importance of such reserves, development of which is connected with future of Russia. The paper deals with the theoretical and practical issues related to the rational and effective oil production from low-permeability reservoirs. There is an analysis of problems encountered during oil development from such reservoirs by flooding. Accounting quality of injected water is a critical parameter in low-permeable reservoir development, as all design decision of hydrocarbon development are formed upon calculated main technological parameters hydrocarbon deposits development obtain from reservoir simulation. Ordinary approach included in software of water-oil displacement modeling account an ideal degree water purification, which does not occur in practice. In article present methodology for evaluating impact of injected water quality (depending on concentration and diameter of solids) on technological parameters of oil development from low-permeability reservoirs during forecast reservoir simulation was developed and tested. The technique allows emphasizing reservoir area covered water-oil displacement depending on reservoir properties distribution and degree preparation of injected water. The approach permits to approximate main technological parameters hydrocarbon development obtained by reservoir simulation to real condition. Example in using developed method during simulation showed that neglect water injected quality in low-permeable formation leads to overestimation oil recovery factor by almost on 50%.

Keywords: hard to recover reserves, low-permeable reservoir, injection water quality in flood pattern.

Ссылка для цитирования (for references):
Чепкасова Е.В., Иванов М.Г. Оценка технологической эффективности применения воды в качестве агента вытеснения в условиях низкопроницаемого коллектора // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. No 2. С. 82–86.
Chepkasova E.V., Ivanov M.G. Technological efficiency evaluation applying water like as displacement agent in low permeable formation (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 2. P. 82–86.

Истощение запасов месторождений с маловязкой нефтью, нефтью, сосредоточенной в коллекторах относительно простого геологического строения, или, иными словами, запасов, относящихся к традиционным запасам нефти, приводит к ухудшению общей структуры запасов в нашей стране. Таким образом, остро возникает потребность в эффективном вовлечении в разработку трудноизвлекаемых запасов, сосредоточенных на территории Российской Федерации. К их группе принято относить запасы, сосредоточенные в коллекторах с проницаемостью менее 0,05 мкм2 и формирующие группу низкопроницаемых коллекторов. По различным оценкам [2, 5], на их долю приходится от 28 до 40% промышленных запасов, что занимает максимальную долю в структуре трудноизвлекаемых запасов.

В России наиболее распространенным методом воздействия на нефтяные пласты был и пока остается метод заводнения. Более 92% добычи нефти в нашей стране получено при реализации этого метода, в то время как в США эта доля составляет только около 40% от общей добычи нефти. Эффективность извлечения нефти с применением заводнения во многом связана с соблюдением определенных требований как к геолого-физическим характеристикам объекта (критерии применимости), так и к технологическим решениям по его реализации. Отступление от этих правил приводит не только к низкому значению коэффициента извлечения нефти (КИН), но и к формированию нового класса трудноизвлекаемых запасов – остаточных запасов нефти, выработка которых либо будет невозможна, либо потребует значительного увеличения затрат.

Эффективность системы заводнения в условиях низкопроницаемого коллектора была основана на анализе ряда месторождений Западной Сибири, для которых расчетные показатели КИН оказались в 2–3 раза выше, чем фактически достижимые. Одной из вероятных причин значительного расхождения расчетных и фактических показателей разработки являются ограниченные возможности гидродинамических симуляторов, которые по умолчанию не учитывают качество подготовки закачиваемой в пласт воды.

В ходе исследования было рассмотрено влияние качества закачиваемой воды на технологические показатели разработки в условиях низкопроницаемого коллектора. В основу легла аналитическая методика, определяющая максимальные размеры твердых взвешенных частиц (ТВЧ) и их концентрацию для коллекторов с различной фильтрационной характеристикой пластов [2].

Полученная в ходе исследования методика позволяет учитывать влияние качества закачиваемой в пласт воды на величину коэффициента охвата пласта заводнением путем задания ограничений на характер относительной фазовой проницаемости (ОФП) для воды в ячейках с критичными значениями проницаемости.

Геолого-физические характеристики исследуемого объекта

Объектом вычислительных экспериментов являлись низкопроницаемые залежи легкой нефти терригенных отложений тюменской свиты, которые повсеместно распространены в центральной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и запасы которых отнесены к категории трудноизвлекаемых. Привлекательностью развития разработки углеводородов, сосредоточенных в месторождениях подобного строения, является развитая инфраструктура региона, что позволяет сократить затраты на обустройство месторождения.

Пласты имеют сложное геологическое строение, которое выражено чередованием прослоев и линз песчаников, алевролитов и аргиллитов; характеризуются невыдержанностью нефтенасыщенной толщины по разрезу, нулевой вертикальной проницаемостью между чередующимися песчаными линзами и низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Требования, предъявляемые к качеству закачиваемой воды

Существенную роль в эффективности применения системы поддержания пластового давления (ППД) играет качество воды. Закачиваемая вода не должна снижать проницаемость породы и вызывать коррозию оборудования. Закачка воды продолжается длительный период, небольшие примеси в закачиваемой воде постепенно засоряют околоскважинную зону пласта (ОЗП) и снижают приемистость скважин, а применение различных технологий по ее очистке не всегда дает положительный эффект.

Механические примеси в основном имеют размеры до 15 мкм, но могут достигать и 25 мкм. Частицы сульфида железа, содержащиеся в механических примесях, имеют размеры от 5 до 10 мкм и могут создавать агломераты размерами до 50 мкм. Содержание капелек нефти в закачиваемой воде может изменяться от 30 до 150 мг/л. Размеры капель нефти и механических примесей имеют размеры, соизмеримые с размерами поровых каналов [6].

В глинистом коллекторе снижение минерализации пластовой воды при закачке пресной воды может приводить к набуханию глин и ухудшению ФЕС. Снижение минерализации воды с 40 до 10 г/л может снизить проницаемость в 1,5–2 раза. Содержание глин в продуктивном коллекторе пластов юрских отложений может достигать 12%.

Поскольку ФЕС рассматриваемых пластов лежат вне диапазона границ применимости процесса заводнения (для удобства в таблице выделены параметры, не удовлетворяющие диапазону применимости заводнения), то такой параметр, как качество подготовки или очистки воды, является одним из определяющих для рассматриваемого процесса. По лабораторным исследованиям установлено, что коллектор с проницаемостью менее 0,001 мкм2 нельзя рассматривать как объект разработки с системой ППД.

В ходе работы была сделана попытка оценить влияние качества закачиваемой воды на технологические показатели исследуемых залежей. Поскольку задача состояла в проведении расчетов технологических показателей разработки низкопроницаемого коллектора с использованием гидродинамического симулятора, где явным способом задать параметр, отвечающий за степень подготовки закачиваемой в пласт воды нельзя, то нами был проведен предварительный анализ, позволивший определить диапазон значений проницаемости пласта, в котором вода с заданной степенью очистки не участвовала в процессе вытеснения нефти. Далее при построении гидродинамической модели для полученных таким образом областей были заданы модифицированные ОФП воды.

Методика позволила установить соответствие между зонами пласта, которые будут охвачены процессом заводнения, и степенью очистки воды, выраженной в размере ТВЧ и их концентрации. По результатам проведенного анализа были установлены граничные значения работающих интервалов пластов по проницаемости в зависимости от содержания (мг/л) и размеров (мкм) ТВЧ в закачиваемой воде соответственно (рис. 1, 2). Так, при содержании в закачиваемой воде ТВЧ с концентрацией 5 мг/л и размером частиц не более 0,4 мкм в процессе вытеснения нефти водой будут участвовать гидродинамически связанные области с проницаемостью не менее 0,02 мкм2 для пласта 1. Увеличение концентрации и размера ТВЧ в воде приводит к увеличению и порогового значения проницаемости гидродинамически связанных пластов, участвующих в процессе вытеснения нефти водой.

Аналогичным образом по графикам были определены критические значения проницаемости для остальных пластов в зависимости от степени подготовки воды.

Результаты гидродинамических расчетов

Прогнозные показатели разработки низкопроницаемых пластов с учетом степени очистки воды проводили с использованием гидродинамического симулятора PumaFlow (Beicip Franlab). Полученные на основании аналитической методики части пласта, охваченные процессом заводнения в зависимости от степени очистки воды, были выделены в области, где происходил процесс заводнения. Оставшаяся часть пласта разрабатывалась на естественном режиме.

На рисунках 3–5 представлены основные технологические показатели разработки низкопроницаемых пластов с учетом и без учета качества закачиваемой воды. В процессе расчетов было рассмотрено несколько степеней очистки воды: первая позволила охватить процессом заводнения ту часть пласта, проницаемость которой больше 0,010 мкм2, вторая – 0,005 мкм2, третья – 0,001 мкм2, четвертая – весь коллектор (идеальная степень очистки воды или без учета влияния качества закачиваемой воды). Неучет качества закачиваемой в пласт воды при разработке низкопроницаемых коллекторов приводит к улучшению технологических показателей разработки: завышена динамика годовой добычи нефти, завышен коэффициент охвата пласта воздействием, и, как следствие, завышено значение конечного КИН, а обводненность продукции растет более быстрыми темпами.

Таким образом, решения, принятые относительно подхода разработки низкопроницаемых коллекторов без учета качества закачиваемой воды и без учета изменения характера вытеснения нефти водой в этих условиях, приводят к недостижению утвержденного проектом разработки КИН, а также влекут за собой дополнительные затраты, связанные с усовершенствованием системы разработки, что в конечном итоге уменьшает экономическую эффективность проектов.

Методика, разработанная в ходе данного исследования, позволяет более детально описать влияние процесса заводнения на технологические показатели разработки низкопроницаемых коллекторов в зависимости от степени подготовки воды системы ППД и, как следствие, оценить экономическую эффективность заводнения в конкретных условиях. Стоит также подчеркнуть, что результаты, полученные с использованием предложенной методики, носят оптимистический характер, что связано в первую очередь со структурой порового пространства или гофрировкой пор, информация о которой имеет точечный характер распределения и мало учитывается при построении геологических моделей.

Выводы

В ходе исследования было показано, что для прогнозирования технологических показателей разработки низкопроницаемых коллекторов с применением заводнения необходимо учитывать качество закачиваемой воды.

Неучет качества закачиваемой воды приводит к завышению оценки КИН почти на 50%.

Предложенный авторами подход позволяет не только более объективно оценить КИН, но и спрогнозировать зоны низкопроницаемого пласта, которые не будут вовлечены в процесс вытеснения нефти.

Полученные результаты прогнозных показателей разработки месторождений даже с учетом качества закачиваемой воды носят оптимистический характер, поскольку гидродинамические модели представляют некую идеализацию реальной картины, не учитывающей эффект гофрировки пор.

Литература:

1. Базив В.Ф. Экспертно-аналитическая оценка эффективности систем разработки нефтяных месторождений с заводнением. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007. 396 с.

2. Гладков П.Д. Обоснование технологий физико-химического воздействия на низкопроницаемые полимиктовые коллектора (на примере южной лицензионной территории Приобского нефтяного месторождения): автореф. дисс. … канд. техн. наук: 25.00.17. СПб.: Национальный минерально-сырьевой ун-т «Горный», 2012. 20 с.

3. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. Казань: Изд-во «Фн» Академии наук РТ, 2005. 688 с.

4. Муслимов Р.Х. Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее: Учебное пособие. Казань: Изд-во «Фн» Академии наук РТ, 2012. 664 с.

5. Назарова Л.Н. Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: Учеб. пособие для вузов. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. 156 с.

6. Тронов В.П., Тронов А.В. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД. Казань: Фн, 2001. 476 с.

References:

1. Baziv V.F. Jekspertno-analiticheskaja ocenka jeffektivnosti sistem razrabotki neftjanyh mestorozhdenij s zavodneniem [Expert analytical estimation of water flooding oil field development system efficiency]. Moscow, All-Russian Research Institute for the Organization, Management and Economics of the Oil and Gas Industry, 2007. 396 pp.

2. Gladkov P.D. Obosnovanie tehnologij fiziko-himicheskogo vozdejstvija na nizkopronicaemye polimiktovye kollektora (na primere juzhnoj licenzionnoj territorii Priobskogo neftjanogo mestorozhdenija) [Substantiation of technology of physical and chemical impact on low permeability polymictic reservoir (in terms of the southern licensed territory of the Priobskoye field)]. Author's Abstract, Candidate of Science: 25.00.17. Saint-Petersburg, National Mineral Resources University (Mining University), 2012. 20 pp.

3. Muslimov R.Kh. Sovremennye metody povyshenija nefteizvlechenija proektirovanie, optimizacija i ocenka jeffektivnosti [Modern methods of oil recovery increase, designing, optimization and efficiency assessment]. Textbook. Kazan, Fen Publishing House under Tatarstan Academy of Sciences, 2005. 688 pp.

4. Muslimov R.Kh. Nefteotdacha: proshloe, nastojashhee, budushhee [Oil recovery: past, present and future]. Textbook. Kazan, Fen Publishing House under Tatarstan Academy of Sciences, 2012. 664 pp.

5. Nazrova L.N. Razrabotka neftegazovyh mestorozhdenij s trudnoizvlekaemymi zapasami [Development of oil-gas fields with hard-to-recover reserves]. Textbook for Institutions of Higher Education. Moscow, Gubkin Russian State Oil and Gas University, 2011. 156 pp.

6. Tronov V.P., Tronov A.V. Ochistka vod razlichnyh tipov dlja ispol'zovanija v sisteme PPD [Purification of water of different types for use in FPM (formation pressure maintenance) system]. Kazan, Fen Publ., 2001. 476 pp.

Таблица. Результаты оценки соответствия геолого-физических свойств исследуемых пластов критериям применимости метода заводнения

Table. Assessment results of researched layers geological and physical properties compliance with criteria of water flooding method applicability

Итоги ежегодного совещания по повышению надежности газотранспортной системы

17–19 ноября 2015 г. в г. Сочи состоялось ежегодное совещание с главными инженерами, начальниками производственных отделов по эксплуатации компрессорных станций (ПОЭКС) и инженерно-технических центров (ИТЦ) газотранспортных обществ по повышению надежности газотранспортной системы.

В мероприятии приняли участие более 110 человек: представители администрации ПАО «Газпром», дочерних обществ и организации Группы «Газпром», а также компании – производители оборудования и материалов для объектов транспорта и хранения газа.

Пленарное совещание на тему повышения надежности газотранспортной системы с приветственным словом открыл Вячеслав Александрович Михаленко – член Правления, начальник Департамента ПАО «Газпром».

В рамках совещания состоялись заседания ряда секций, в числе которых:

• секция главных инженеров газотранспортных предприятий и предприятий подземного хранения газа (ПХГ), основной тема которой являлась качество оборудования компрессорных станций и линейной части магистральных газопроводов как основное направление повышения надежности газотранспортной системы, проблемные вопросы и пути решения;

• секция начальников ПОЭКС газотранспортных предприятий и ПХГ и начальников ИТЦ, в рамках которой были подведены основные итоги работы направления КС, цели и задачи на 2016 г.

В ходе работы секций с докладами выступили представители промышленных предприятий и компаний.

В завершение были подведены итоги мероприятия, рассмотрены предложения для включения в протокол совещания. Кроме того, участники совещания смогли обменяться мнениями по всем рассмотренным вопросам.

Технический организатор отраслевого совещания – журнал «Территория «НЕФТЕГАЗ» (ООО «Медиа Миры») – выражает признательность Администрации ПАО «Газпром», а также Департаменту (В.А. Михаленко) за оказанное доверие в проведении данного мероприятия.

УДК 621.644.07
Д.С. Густов¹, e-mail: gds-secure@yandex.ru
¹ Кафедра транспорта и хранения нефти и газа, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный» (Санкт-Петербург, Россия).

Экспериментальное исследование прочности армированных труб для транспорта газа

В предлагаемой статье приводятся результаты эксперимента, предназначенные для уточнения методики расчета классических армированных полиэтиленовых труб, состоящих из трех слоев: внутреннего герметизирующего полиэтиленового слоя, армирующего каркаса из высокопрочных нитей и внешнего слоя из высокотемпературного сополимера.

Такие трубы все чаще используются за рубежом в рамках проектов по транспортировке углеводородов. В России популярность композитных труб достаточно низка, и основной причиной этого является то, что отсутствует нормативная база по применению таких трубопроводов.

Одним из необходимых аспектов создания нормативной базы для применения того или иного материала является наличие методов по расчету прочности. Такие методы должны, с одной стороны, обеспечивать надежность системы, а с другой – не быть перегруженными необоснованными коэффициентами запаса. Это приводит к перерасходу материала, увеличению себестоимости и, как следствие, к нерентабельности применения материала в определенных условиях. В настоящий момент основным способом прочностного расчета армированных труб является расчет лишь армирующего каркаса ввиду того, что остальные слои являются функциональными и не вносят свой вклад в общую прочность конструкции.

В данной статье рассматривается оценка прочности труб путем суммирования прочности полиэтилена (при рабочем давлении, обеспечивающем работоспособность трубы на срок 50 лет) и армирующего каркаса с введением трех коэффициентов регрессии – для полиэтиленового слоя, для армирующего слоя и учитывающий тип внешнего покрытия. В ходе проведения трехфакторного двухуровневого эксперимента с использованием метода наименьших квадратов были получены коэффициенты регрессии и подтверждено предположение о совместном участии полиэтилена и армирующего каркаса в обеспечении общей прочности трубы, а также показано, что полиэтилен не передает все возникающие в нем напряжения на армирующий слой и воспринимает нагрузку в течение длительного времени испытаний.

Предложена методика расчета критического давления для классической композитной трубы и сформулированы выводы о характере разрушения стенки трубы.

Ключевые слова: прочность, методика, эксперимент, испытание, композитные, многослойные, армированные, трубы, трубопровод, транспорт.

D.S. Gustov¹, e-mail: gds-secure@yandex.ru
¹ Oil and gas transportation and storage department, Gornyi National Mineral Resources University (St. Petersburg, Russia).

Experimental study of the reinforced pipes strength for gas transportation

This article presents the result of an experiment conducted to refine the methodology for strength calculation the of reinforced polyethylene pipe, consisting of three layers: internal sealing polyethylene layer; layer of high-strength reinforcing fibers; the outer layer of high-copolymer.

Such pipes are increasingly applied abroad for projects on transportation of hydrocarbons. In Russia, the popularity of composite pipes is rather low and the main reason for this is that there is no regulatory framework for the use of such pipelines.

One of the essential aspects of establishing a regulatory framework for the use of a material is the availability of methods for the strength calculation. Such methods should, on the one hand, ensure the reliability of the system, and on the other should not be overwhelmed by unreasonable safety margins, because this leads to a waste of material and increased costs, and their use becomes unprofitable under certain conditions. At present, the main method of strength calculation is only the calculation of reinforcement, because the other layers are functional and do not contribute to the overall strength of the structure.

This article suggests considering the strength calculation by adding the polyethylene strength (calculated as the operating pressure not more than performance for a period of 50 years) to the reinforcement strength using three regression coefficients - for the plastic layer, for the reinforcement layer and one for the type of external coatings. During the three-factor bilevel experiment using a least squares method regression coefficients were obtained and thesis of equal participation of polyethylene and reinforcement strength as total was proven. It was also shown that polyethylene does not transmit all arising internal stresses to the reinforcement and did not stop working after many hours of testing.

Conclusions and proposed method of calculating the critical pressure for the considered composite pipe was also provided.

Keywords: strength, a technique experiment, test composite, multilayer, reinforced pipes, tubing, trucks.

Ссылка для цитирования (for references):
Густов Д.С. Экспериментальное исследование прочности армированных труб для транспорта газа // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 2. С. 88–93.
Gustov D.S. Experimental study of the reinforced pipes strength for gas transportation (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016,
No. 2. P. 88–93.

Армированные стекловолокном полиэтиленовые трубы является сравнительно молодым продуктом, однако уже длительное время считаются перспективными в транспорте углеводородов. Действительно, в отчетах зарубежных компаний о завершении проектов все чаще можно увидеть в качестве материала трубопровода разновидности усиленного стекловолокном полиэтилена [1]. В российской нефтегазовой промышленности такие трубы пока не известны, но интерес к ним успел появиться [2, 3].

В качестве одного из аспектов обоснования применения полиэтиленовых труб, армированных стекловолокном, для транспорта газа предлагается уточненная методика расчета кратковременной прочности.

Методы расчета армированных труб зачастую необоснованны и используют большие коэффициенты запаса. Считается, что при использовании высокопрочных материалов для армирования полиэтиленовых труб армирующая система воспринимает на себя 90–95% всей нагрузки, а полимерные слои в силу малой деформации системы нагружены незначительно [4]. При этом внешний слой, придающий монолитность конструкции, вообще не учитывается в расчетах [5, 6]. Это приводит к перерасходу дорогостоящего материала и снижает рентабельность использования таких материалов, а следовательно, ограничивает их применение.

Полиэтиленовые трубы, армированные стекловолокном, можно отнести к композитным, поскольку они состоят из нескольких слоев. В данной работе рассматривается их классическое исполнение, которое состоит из трех компонентов:

• внутренний герметизирующий полиэтиленовый слой;

• армирующий каркас из высокопрочных нитей;

• внешний слой из высокотемпературного сополимера.

Область применения полиэтиленовых труб, армированных стекловолокном, – газопроводы давлением до 7,5 Мпа, диаметром до 325 мм.

В качестве внутреннего слоя использовался сшитый полиэтилен PE-X. Армирование производится нитями Kevlar® в количестве 36 штук, плотность –
3300 Dtex, прочность на разрыв каждой нити – 670Н.

Конструкционный слой из высокотемпературного сополимера наносится для защиты армирующего каркаса от механических повреждений и спаивается с внутренним полиэтиленом для обеспечения монолитности конструкции.

Как известно, прочность полимеров характеризуется температурно-временной зависимостью. Следовательно, предельное значение внутреннего давления, при котором происходит разрушение стенки полиэтиленовой трубы, отличается в зависимости от проектируемого срока эксплуатации. В данной работе внутреннее давление, необходимое для работы полиэтилена на протяжении 50 лет, принимается в качестве критического.

Критическое давление армирующего каркаса рассчитывалось по известной формуле:

где N – количество нитей, проложенных в двух направлениях;

R – прочность на разрыв армирующей нити;

 – угол укладки армирующих нитей по отношению к оси трубы;

D – внешний диаметр внутренней полиэтиленовой трубы.

Расчет полиэтиленового слоя проводился согласно формуле [7]:

где A, B, C, D – эмпирические коэффициенты в зависимости полимера по эталонным кривым из ГОСТ 52134-2003;

σ – напряжение в полиэтилене;

Т – температура среды.

Напряжение в полиэтилене было найдено по IV теории прочности:

где P – внутреннее давление;

D – внешний диаметр трубы;

 – кольцевые напряжения;

 – меридиональные напряжения;

S – толщина стенки.

В результате напряжение в стенке трубы рассчитывается по:

Подставляя t = 438 000 ч (50 лет) в левую часть уравнения 1 при log (438 000) = 5,641474111 и с учетом уравнения 2 (3).

С помощью элементарных преобразований получаем (4).

Складываем полученные критические давления для полиэтиленового слоя и армирующего каркаса и вводим регрессионные коэффициенты по прочности ПЭ и армирующего каркаса, а также коэффициент , учитывающий тип материала внешнего слоя:

.

Для условий проводимого исследования при Т = 293 0К и для сшитого полиэтилена PE-X, используемого в данной работе, получаем:

.

План трехфакторного двухуровневого эксперимента представлен в таблице 1.

Исследование проводилось в несколько этапов для каждого из образцов по схеме, представленной на рисунке 1, при постоянной температуре жидкости 20 0С.

Линейный размер образцов принимался согласно ГОСТ 24157-80 «Метод определения стойкости при постоянном внутреннем давлении» [8] не менее (не считая фитингов):

• для номинального диаметра 90 мм – 520 мм;

• для диаметра 110 мм – 580 мм.

Образец 1 с помощью фитингов 2 и 3 герметизировался и подключался к системе гидроиспытания. С помощью контроллера 8 задавалось давление этапа и время выдержки, по истечении которого давление повышалось до следующего планового значения. Повышение давления производилось с помощью насоса 6 согласно графику, приведенному на рисунке 2. Момент разгерметизации образца учитывался манометром P с передачей значения в контроллер и фиксацией фактического времени выдержки t на текущем этапе.

Идея проведения эксперимента заключалась в выдержке образца на определенном начальном давлении с последовательным поэтапным повышением давления и выдержкой на этом давлении определенное время. Сброс давления из образца между разными этапами не проводился, испытание проводилось до момента разрушения образца.

По окончании исследования при осмотре образцов были выявлены три основных типа разрушения, представленных на рисунке 3.

Разрушение первого типа происходит на образцах с повышенным углом укладки армирующих нитей вне зависимости от диаметра. Разрушение второго типа происходит с кручением и характерно для образцов с равновесным армированием. На образцах с эпоксидным внешним покрытием зафиксированы разрушения 3-го типа, которые в отличие от первых двух происходят в полиэтилене на большой поверхности и одновременно разрушают армирующий каркас в зоне повреждения вдоль всей поврежденной части полиэтилена.

Важно отметить, что после приложения экспериментальных данных к теоретической модели выяснилось: для образцов с повышенным углом укладки ( = 650) отсутствует зависимость между типом повреждения и превышением предела прочности по оси трубопровода или в кольцевом направлении. При продольном разрушении трубы с повышенным углом укладки и условным диаметром 90 произошло превышение предела прочности по осевой нагрузке в армирующем каркасе, а для трубы с повышенным углом укладки и условным диаметром 110 при том же характере разрушения – превышение кольцевого предела прочности армирующего каркаса. При этом в ходе обработки данных выяснилось, что тип внешнего покрытия не влияет на данный процесс.

В таблице 2 представлен сводный протокол испытания. В большом количестве литературы указывается, что внутренний полиэтиленовый слой практически полностью передает напряжение на армирующий каркас, однако в ходе эксперимента на начальном этапе образцы выдерживались значительное время. При этом образец № 1 отдельно был выдержан при давлении 35 бар, близком к критическому давлению всей конструкции, в течение 66 часов, затем сохранял герметичность определенное время на критическом давлении, равном 40 бар. По расчетам ГОСТ, полиэтиленовая труба с исходными диаметром и толщиной стенки без армирующего слоя разрушается практически мгновенно при давлении в 35 бар, а отдельно армирующий слой – при давлении 26 бар. Однако окончательный результат в 40 бар совпал с теоретическим предположением о том, что внутренний полиэтилен способен внести вклад в общую прочность конструкции согласно предложенной модели.

По результатам обработки полученных данных эксперимента методом наименьших квадратов для нахождения k1, k2 и  коэффиценты k1 и k2 оказались близки к 1 и были приравнены, а коэффициент  = 0,598 для М604ТБ и  =0,9989 для PERT принят равным 0,6 и 1 соответственно.

Результаты эксперимента совпали с теоретической моделью с точностью, не превышающей 7% (рис. 4). Погрешность обусловлена большим шагом увеличения давления при проведении испытания и может быть значительно снижена при дальнейших испытаниях за счет уменьшения шага.

Для частного случая, когда в качестве внутреннего слоя используется сшитый полиэтилен PE-X и при Т = 293 0К после применения коэффициентов:

где ε = 0,6 для М604ТБ,  ε =1 для PERT.

Основным выводом, полученным по результатам эксперимента, является то, что при расчете прочности на разрыв полиэтиленовых труб, армированных стекловолокном, необходимо учитывать не только прочность армирующего каркаса, но и прочность внутреннего полиэтиленового слоя, при этом:

• критическое внутреннее давление полиэтилена следует считать как давление, при котором долговременная прочность обеспечивается на срок
50 лет (438 000 часов);

• коэффициенты регрессии получены с помощью МНК. Значения k1, k2 оказались близки к 1, поэтому k1=k2=1;
 в зависимости от внешнего покрытия равен 0,6 либо 1;

• как видно из эксперимента на образце № 1, резкой потери напряжений через несколько часов испытания в полиэтилене не происходит;

• для труб с увеличенным углом намотки стекловолокна и условным диаметром 90 разрушение происходит от превышения предела прочности по осевым нагрузкам, а для труб с увеличенным углом намотки стекловолокна и условным диаметром 110 – от превышения предела прочности по кольцевым нагрузкам вне зависимости от типа внешнего покрытия.

Литература:

1. Густов Д.С., Любин Е.А., Самигуллин Г.Х. Зарубежный опыт применения композитных труб для транспорта газа // Газ России. 2015. № 1. С. 80–87.

2. Алексей Миллер: Конкретный участок газопровода станет полигоном для испытаний композитных труб. Режим доступа: http://www.gazprom.ru/press/news/2014/february/article184302/ [Дата обращения: 04.02.2016].

3. Алексей Миллер: Сделан важный шаг по использованию композитных труб в «Газпроме». Режим доступа: http://www.gazprom.ru/press/news/2014/august/article199561/ [Дата обращения: 04.02.2016].

4. Фаттахов М.М., Терегулов Р.К., Шаммазов И.А., Мастобаев Б.Н., Мовсун-заде Э.М. Транспорт углеводородного сырья по трубопроводам из полимерных и композитных материалов. СПб.: Недра, 2011. 288 с.

5. Гориловский М., Гвоздев И., Швабауэр В. К вопросу прочностного расчета армированных полимерных труб // Полимерные трубы. 2005. № 2. С. 22–25.

6. Шаляпин С.В., Гвоздев И.В., Симонов-Емельянов И.Д. Расчет и прогнозирование прочноcти многослойных полимерных армированных труб // Вестник МИТХТ. 2012. Т. 7. № 4. С. 112–116.

7. ГОСТ 52134-2003. Трубы напорные из термопластов и соединительные детали к ним для систем водоснабжения и отопления. Введ. 25.06.2003.

8. ГОСТ 24157-80. Трубы из пластмасс. Метод определения стойкости при постоянном внутреннем давлении. Введ. 29.04.1980.

References:

1. Gustov D.S., Lyubin Ye.A., Samigullin G.Kh. Zarubezhnyj opyt primenenija kompozitnyh trub dlja transporta gaza [Foreign experience in the use of composite pipes for gas transportation]. Gaz Rossii = Russian Gas, 2015, No. 1, p. 80–87.

2. Aleksej Miller: Konkretnyj uchastok gazoprovoda stanet poligonom dlja ispytanij kompozitnyh trub [Aleksey Miller: The specific pipeline section will be the experimental area for testing the composite pipes]. Access mode: http://www.gazprom.ru/press/news/2014/february/article184302/ [Accessed date: 04.02.2016].

3. Aleksej Miller: Sdelan vazhnyj shag po ispol'zovaniju kompozitnyh trub v «Gazprome» [Aleksey Miller: An important step in the use of composite pipes at Gazprom]. Access mode: http://www.gazprom.ru/press/news/2014/august/article199561/ [Accessed date: 04.02.2016].

4. Fattakhov M.M., Teregulov R.K , Shammazov I.A , Mastobayev B.N., Movsun-zade E.M.. Transport uglevodorodnogo syr'ja po truboprovodam iz polimernyh i kompozitnyh materialov [Crude hydrocarbons transportation by the pipelines made of polymeric and composite materials]. St. Petersburg, Nedra Publ., 2011, 288 pp.

5. Gorilovskiy M., Gvozdev I., Shvabauer V. K voprosu prochnostnogo rascheta armirovannyh polimernyh trub [Regarding the issue of the reinforced plastic pipes strength calculation]. Polimernye truby = Polymer pipes, 2005, No. 2, p. 22–25.

6. Shalyapin S.V., Gvozdev I.V , Simonov-Yemelyanov I.D. Raschet i prognozirovanie prochnocti mnogoslojnyh polimernyh armirovannyh trub [Calculation and forecast of the multilayer polymeric reinforced pipes strength]. Vestnik MITHT = Information bulletin of M.V. Lomonosov Moscow State University of Fine Chemical Technologies, 2012, Vol. 7, No. 4, p. 112–116.

7. GOST 52134-2003. Pressure pipes made of thermoplastics and their fittings for water and heating supply systems (In Russ.). Introduction 25.06.2003.

8. GOST 24157-80. Pipes made of plastics. Method for determining the resistance at the constant internal pressure (In Russ.). Introduction 29.04.1980.   

В.В. Муленко¹, e-mail: vmulenko@mail.ru; К.М. Сапрыкина², e-mail: ks.saprykina@gmail.com
¹ Кафедра машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина (Москва, Россия).
² Кафедра геологии РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина (Москва, Россия).

Экологические и экономические риски разработки морских нефтегазовых месторождений Крайнего Севера

На основе анализа ведущихся в настоящее время масштабных работ на российском шельфе Арктики в районе полуострова Ямал, направленных на увеличение добычи нефти и газа в среднесрочной перспективе, авторы работы рассматривают основные экологические риски, которые будут связаны с этой деятельностью и способны привести к серьезным экономическим потерям. Отмечается, что многократный рост уровня антропогенной нагрузки на экосистемы Карского моря, Обской и Тазовской губ, а также на прилегающие к арктическому шельфу территории неминуемо приведет к значительному росту загрязнений арктических акваторий.

В статье подробно рассматриваются технические средства, методы локализации и технологии ликвидации разливов жидких углеводородов в акваториях в условиях Крайнего Севера, а также готовность сил и средств аварийно-спасательных служб отвечать стремительно увеличивающемуся уровню угроз в арктических широтах. Проведенный в статье анализ показывает, что на сегодняшний день имеется недостаточное количество эффективных и надежных с точки зрения получаемого результата методов и технологий для ликвидации аварийных разливов нефти в акваториях Крайнего Севера. Отмечается, что для минимизации потерь существует необходимость применения некоторых ранее широко не использовавшихся технологий в условиях акваторий арктических морей, таких как пневматический барьер.

Политика в отношении проведения мероприятий ликвидации аварийных разливов должна исходить в первую очередь из необходимости предотвращения разливов жидких углеводородов и только потом концентрироваться на их устранении или компенсации ущерба, применяя дополнительные технологии локализации разливов нефти в арктических акваториях. Одна из таких технологий – использование пневматических барьеров – представляется перспективным направлением.

Ключевые слова: технические средства локализации, экологические риски в Арктике, ликвидация аварийных разливов, экологические проблемы Арктики, метод реагирования, пневматический барьер.

 V.V. Mulenko¹, e-mail: vmulenko@mail.ru; K.M. Saprykina², e-mail: ks.saprykina@gmail.com
¹ Oil and gas industry machinery and equipment Department at I.M. Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia).
² Geology Department at I.M. Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia).

Environmental and economic risks of developing offshore oil and gas fields of the Far North

Based on the analysis of ongoing large-scale works on the Russian Arctic shelf in the Yamal Peninsula region, that are aimed at increasing oil and gas production in the medium term, the authors considered the major environmental risks that are associated with this activity and can lead to serious economic losses.

It is noted that the multiple increase of anthropogenic pressures on ecosystems of the Kara Sea, the Ob and Taz Bays, as well as adjacent to the Arctic shelf area will inevitably lead to the significant increase of pollution of Arctic waters.

The article discusses in details the technical means and methods of localization and technology of liquid hydrocarbons spills liquidation in the Far North waters, as well as the readiness of forces and means of rescue services to respond rapidly increasing level of threats in the Arctic.

The performed article analysis indicates that today there is insufficient effective and reliable in terms of the result, methods and technologies for the oil spill in the waters of the Far North. It is noted that there is a need to minimize the loss of application of some previously not widely used technologies in the conditions of waters of the Arctic seas, such as the air barrier.

Policy Event spills response should starts primarily from the need to prevent spills of liquid hydrocarbons and then to concentrate on their elimination or compensation of damage by applying additional technology localization of oil spills in Arctic waters. One of them – the use of pneumatic barriers – a promising trend.

Keywords: technical equipment of localization, environmental risks in the Arctic, spills response service emergency, environmental issues in the Arctic, methods of response, pneumatic barrier. 

Ссылка для цитирования (for references):Муленко В.В., Сапрыкина К.М. Экологические и экономические риски разработки морских нефтегазовых месторождений Крайнего Севера // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 2. С. 94–99.Mulenko V.V., Saprykina K.M. Environmental and economic risks of developing offshore oil and gas fields of theFar North (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 2. P. 94–99.

Поводом к написанию данной статьи послужило желание провести анализ комплекса факторов, связанных с продолжением освоения российского шельфа Арктики с учетом возникающих перед учеными проблем построения системы экологической безопасности добычи углеводородов в этом регионе.

Постепенное сокращение запасов углеводородного сырья, добываемого на суше, привело к увеличению морской нефтегазодобычи (на данный момент превышает 30% от мировой добычи). Из разведанных запасов в России восполнить истощение нефтедобычи на суше можно либо за счет более дорогостоящих вариантов, к которым, например, относится разработка трудноизвлекаемой нефти Баженовской свиты на территории Западной Сибири или добыча нефти в труднодоступных областях Восточной Сибири и Дальнего Востока, либо за счет морской добычи нефти на шельфе, в том числе арктическом. Согласно энергетической стратегии России на период до 2030 г., «создание промышленных центров добычи газа на полуострове Ямал, на морских месторождениях газа континентального шельфа Баренцева, Печорского и Карского морей удовлетворит перспективную потребность экономики в природном газе…» [1].

Сегодня российские ученые отмечают недостаток изученности морских акваторий арктического региона [3, 4] и предлагают широкомасштабную разработку месторождений нефти и газа в этом регионе отложить. Несмотря на большие перспективы нефтегазоносности акваторий Арктики, следует отметить, что в российской части Арктики прогнозируемые запасы нефти невелики. После опубликования в 2013 г. Министерством природных ресурсов и экологии РФ данных о запасах нефти выяснилось, что доля месторождений арктического шельфа России составляет всего около 2%. А вот весь природный газ сосредоточился именно у берегов России.

К дополнительным сдерживающим факторам добычи нефти и газа в Арктике следует отнести: высокую экологическую чувствительность региона, отсутствие надежной информации об объемах реально добываемых нефтяных и газовых залежей, дорогие технологии и инфраструктуру нефтедобычи, высокую зависимость от импортных технологий и оборудования. Экстремально сложные природно-климатические условия и имеющиеся на современном этапе технологические и экономические проблемы отодвинули начало разработки в Баренцево-Карском регионе (Штокмановское, Победа и т.д.) на неопределенный срок. Единственным реально разрабатываемым месторождением на арктическом шельфе в России является Приразломное месторождение.

В предлагаемой работе делается попытка на основе анализа и обобщения существующей информации получить ответы на следующие вопросы: «Будет ли продолжена нефтегазовая деятельность в морях Арктики и на шельфе в условиях дешевеющих углеводородов? Каковы будут масштабы этой деятельности? Какие при этом ожидаются экологические риски? Имеются ли силы и средства для ликвидации возможных опасностей?» В работе рассматриваются методы ведения хозяйственной деятельности в арктическом регионе, сочетающие улучшение экологической составляющей и экономического развития, а также предлагаются пути уменьшения рисков опасных ситуаций.

Полуостров Ямал как центр промышленного бума в Арктике

Полуостров Ямал с прилегающими морскими акваториями является базовой национальной провинцией по добыче газа на среднесрочную перспективу. Для промышленной разработки новых месторождений полным ходом идет развитие транспортной инфраструктуры Ямала. Прокладываются газопроводы и железная дорога, закладывается морской порт, введен в эксплуатацию новый аэропорт. Строительство на Ямале завода по сжижению газа и порта в сочетании с высоким потенциалом Северного морского пути (СМП) делает этот проект необычайно привлекательным экономически.

Основными системообразующими центрами нефтегазодобычи полуострова Ямал являются Бованенковское, Тамбейское, Новопортовское, Мессояхинское и Каменномысское месторождения. Суммарная добыча этих районов превосходит половину всего добываемого природного газа в России. Ямал дает России 14% нефти, 85% газового конденсата, а также до 90% природного газа.

Известно, что стоимость нефте- и газодобычи на шельфе выше, чем на суше. Исключением могут являться только месторождения, расположенные в переходных зонах «суша – море». Такие месторождения разрабатываются с берега горизонтальными скважинами, что существенно дешевле и безопаснее для экосистемы Арктики. К перспективным районам развития морской газодобычи относятся месторождения Обской и Тазовской губ. Наличие развитой газопромысловой инфраструктуры с действующими газопроводами Ямбургского месторождения повышает их рентабельность. Россия уже почти десятилетие является лидером добычи товарных углеводородов из субаквальных залежей Арктики, за счет разработки с берега субгоризонтальными скважинами залежей Юрхаровского месторождения, большая часть запасов которых расположена под дном Тазовской губы Карского моря [2].

Одним из самых крупных разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений полуострова Ямал, откуда с 2014 г. началась морская отгрузка ямальской нефти в Европу, является Новопортовское, расположенное в 30 км от побережья Обской губы. Полномасштабная разработка месторождения начнется в 2016 г. Для отгрузки сырья на мысе Каменном сооружен терминал по круглогодичной перевалке нефти морским путем. Порт способен принимать танкеры ледового класса Arc6. Для безопасной круглогодичной навигации в районе Обской губы «Газпром нефть» заказала на Выборгском судостроительном заводе два ледокола Aker Arc130А, первый из которых планируется изготовить в 2017 г.

Морской порт Сабетта в Обской губе как источник конфликта между транспортировкой углеводородов, интенсификацией судоходства и угрозой уничтожения возобновляемых биоресурсов

Строительство порта Сабетта предназначено в первую очередь для транспортировки сжиженного природного газа (СПГ) и газового конденсата морским путем. Одновременно с портом идет строительство второго завода в России по производству СПГ мощностью 16,5 млн т в год на базе Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения. Переход на СПГ сегодня – глобальный мировой тренд. Объем мирового производства СПГ за последние десять лет вырос почти в два раза. Лицензия на разработку месторождения принадлежит компании «Ямал СПГ». 60% акций принадлежат компании НОВАТЭК, у французской Total – 20%, у китайской CNPC – 20%.

При строительстве порта Сабетта будут созданы: два причала для приема строительных грузов, два причала для приема грузов с судов типа Ro-Ro, причал для приема крупногабаритных модулей, причал ГСМ, подходные каналы к порту в прилегающей акватории. Для обеспечения безопасного подхода к портовому перегрузочному комплексу предусмотрено углубление дна портовой акватории и подходного канала до отметок 12 м ниже нулевого уровня. По состоянию на начало 2015 г. строительство объектов «Ямал СПГ» завершено на 20–25%, но в связи с ухудшением экономической ситуации в стране сроки завершения проекта «Ямал СПГ» сдвинутся.

Вывоз продукции завода запланирован по СМП, что требует наличия танкерного и ледокольного флотов. В этой связи уже объявлены планы южнокорейской компании DSME по строительству 16 СПГ-танкеров ледового класса для перевозки СПГ из порта Сабетта на мировые рынки. Также к 2017 г. запланировано строительство 10 ледоколов для транспортировки СПГ, способных работать в арктических условиях. На Балтийском заводе начато строительство первого (из трех) атомного ледокола, по своим характеристикам являющегося одним из самых мощных в мире.

Помимо проведения работ по углублению дна в районе порта для подхода крупных танкеров через Обский бар (мелководье на границе «море – река») строится канал длиной около 50 км, шириной более 300 м и глубиной 10–12 м. Мелководье Обского бара длиной в десятки километров являлось естественной преградой на пути соленых вод из Карского моря. По мнению экологов, рукотворное разрушение этой преграды приведет к необратимому изменению экосистемы Обской губы. Прокладка судоходного канала через мелководье приведет к перемещению границы соленых и пресных вод в глубину полуострова, результатом может стать разрушение существующей экосистемы Обской губы и гибель многих видов сиговых рыб [6].

Актуальным представляется поиск технологических и технических решений в области экологической защиты, чтобы в процессе работ, направленных на увеличение нефтегазовых доходов, сохранилась устойчивая добыча возобновляемых биоресурсов в акватории Обской губы.

Альтернатива промышленному освоению Арктики

Существует возможность сохранить объемы добычи нефти без разработки дополнительных месторождений арктического шельфа за счет направления усилий и средств на предотвращение потерь от разливов нефти на уже эксплуатируемых месторождениях. Из-за утечек только в трубопроводной системе ежегодно в экосистемы попадает 3–4% добытой нефти, потери природного газа еще больше. Огромный ресурс заключен в эффективном использовании попутного нефтяного газа (ПНГ) за счет широкого развития газохимии. Для снятия этих вопросов необходимо комплексное решение ряда задач по оснащению нефтепромыслов производственными мощностями для переработки, хранения и транспортировки ПНГ. Одновременно у России остается огромный потенциал в области энергосбережения.

Для повышения эффективности и экологической безопасности разработки морских месторождений необходимо внедрять донную четырехкомпонентную 4D-сейсмосъемку (4D–4С) [4]. Применение этой технологии позволяет определять литологические свойства, выявлять флюиды, визуализировать разломы и поля напряжений осадочных пород, что ведет на ряде месторождений почти к двукратному увеличению коэффициента извлечения нефти. Сегодня коэффициент извлечения нефти в России не превышает 30%.

Экологические риски в Арктике

Несмотря на то что реализация вышеупомянутых мегапроектов на Ямале переносится на более поздние сроки, нет оснований думать, что эти проекты будут полностью заморожены, так как здесь решаются очень важные для экономики России задачи. Значительно возрастает уровень антропогенной нагрузки на экосистемы Карского моря, Обской и Тазовской губ, а также на прилегающие к арктическому шельфу территории в результате масштабного освоения природных богатств полуострова Ямал: строительства порта, эксплуатации перегрузочных терминалов, увеличения судоходства, прокладки нефте- и газопроводов, бурения скважин.

На всех этапах производственных и технологических операций с нефтью и нефтепродуктами возможны аварийные разливы, приводящие к загрязнению окружающей среды, поэтому требуется всесторонняя оценка применяемых технических решений, с тем чтобы своевременно предложить согласованные действия по экологически безопасному и экономически эффективному освоению этих территорий.

Загрязнение окружающей среды при добыче нефти и газа возникает всегда в той или иной степени. При современных методах освоения месторождений ни одно арктическое государство не может быть застраховано от загрязнений своих акваторий и прибрежной зоны углеводородами.

Экологические риски на шельфе и море

Интенсификация работ, связанных с нефтегазовыми операциями в Баренцевом (включая Печорское море) и Карском морях (включая устья Оби и Енисея), повышает вероятность разлива нефти.

Операции на Крайнем Севере характеризуются суровыми эксплуатационными условиями. К потенциальным элементам риска относятся низкие атмосферные температуры, обледенение, морской лед, айсберги, палеомерзлота на суше и в донных отложениях на море, отрицательные температуры водной толщи вблизи дна, скопления газов в придонных отложениях, сипы и газогидраты, удаленность, темнота и туманы [4].

В период строительства нефтяных и газовых промыслов и их инфраструктуры возникают следующие осложнения: слабые донные грунты, сложный рельеф дна и оползневые явления, разрывные нарушения и покмарки в донных отложениях, абразия берега, проседания поверхности земли и техногенные землетрясения, термокарсты.

Бурение и эксплуатация скважин в Арктике осложняется широко распространенным аномально высоким пластовым давлением (АВПД), наличие которого неоднократно приводило к тяжелым аварийным ситуациям на суше и на море.

К наиболее существенным источникам поступления нефтяных углеводородов в водные экосистемы всего арктического региона [7] относятся (в порядке значимости): речной сток, морская транспортировка, сточные воды прибрежной зоны, атмосферные выпадения, аварийные разливы.

Проведенные наблюдения за качеством речного стока показывают, что средние концентрации загрязняющих веществ в реках Обь, Надым, Пур, Таз, а также в Обской и Тазовской губах превышают предельно допустимые концентрации в 10–25 раз [5]. Здесь следует отметить еще одну важную роль Обской губы: помимо возобновляемых водных биоресурсов это природный потенциал самоочищения. Обская губа пропускает через себя до 530 км3 пресных вод в среднегодовом исчислении, причем этот пресноводный сток собирается с огромной территории, на которой расположены крупные промышленные центры, сбрасывающие в реки широкий спектр загрязняющих веществ. Однако Обская губа, принимая в себя сильно загрязненные речные стоки, перерабатывает их и очищает, сбрасывая в Карское море уже достаточно чистые воды.

Экологические риски, связанные с интенсификацией судоходства

Главным инструментом освоения и развития российской Арктики является Арктическая транспортная система, причем большая роль по перевалке углеводородов в Европу и страны Азиатско-Тихоокеанского региона отводится СМП. СМП является кратчайшим маршрутом, соединяющим Европу и Азию, а морской порт Сабетта становится одной из опорных точек на этом пути. Планируемое увеличение плотности движения судов в ограниченном водно-ледовом коридоре вместе с возрастанием продолжительности навигационного периода в суровых арктических условиях неизбежно приведет к увеличению чрезвычайных ситуаций.

К основным источникам загрязнения акваторий, связанных с судоходством, относятся: катастрофы танкеров, перевозящих нефть; грузовые операции на терминалах; незаконные сбросы в акваторию промывочных и балластных вод с судов; сбросы в портах и припортовых акваториях. По существующим оценкам, в 2020 г. в Печорском и Карском морях объемы перевозок нефти и СПГ превысят 50 млн т, что в 10–20 раз больше всего грузопотока по СМП в 2012 г. Вывоз данного объема нефти и СПГ потребует 700–1000 заходов крупнотоннажных танкеров [2].

Известно, что объемы аварийных разливов нефти при ее транспортировке в десятки раз выше, чем при морской добыче. При этом объемы транспортируемой нефти морским путем достигают 40% мировой добычи. Международная статистика произошедших аварий танкеров, сопровождающихся крупными разливами нефти, показала, что порядка 60% таких случаев были связаны со столкновениями и посадкой танкеров на мель (в равном соотношении). Следует ожидать, что с расширением грузопотока в Арктике столкновения и посадка на мель также станут представлять наибольшую опасность [3].

Технологии ликвидации аварийных разливов нефти (ЛАРН) в акваториях

В мире пока еще отсутствуют надежные технологии устранения разливов жидких углеводородов в акваториях в условиях Крайнего Севера. Мировой опыт показывает, что в экстремальных ледовых условиях Арктики можно собрать не более 20% разлившейся нефти.

Сегодня силы и средства аварийно-спасательных служб не отвечают стремительно увеличивающемуся уровню угроз в арктических широтах, поскольку имеют место: моральное и физическое старение судов, удаленность базирования аварийных сил, отсутствие современных средств обнаружения и контроля, отсутствие современных технологий. Ближайшие спасательно-координационные центры находятся в Мурманске, Архангельске и на Диксоне. Мурманское бассейновое аварийно-спасательное управление, в зону ответственности которого входит арктическое побережье округа, способно организовать спасательные работы в акватории Обской губы только через семь суток, что недопустимо долго [5]. Суммарное же влияние природных условий делает проведение ЛАРН в арк-тических и субарктических областях практически не реализуемым на протяжении длительного периода времени. Ситуация с ростом объема перевозок морем при почти полном отсутствии сил и средств ЛАРН является крайне опасной.

С 1 июля 2013 г. вступил в силу Федеральный закон от 30 декабря 2012 г. № 287-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «О континентальном шельфе Российской Федерации», согласно которому эксплуатирующая организация обязана выполнять план предупреждения и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов. Кроме того, с 2013 г. во всех вновь выдаваемых лицензиях в Арктике фиксируется обязанность недропользователя иметь проверенные технологии по ликвидации разливов нефти.

К основным методам реагирования на разлив нефти относятся: механический сбор нефти, физические и химические диспергаторы, термический метод (сжигание нефти на месте разлива). Сегодня в России в основном применяют механический сбор нефти в акваториях. Суть метода заключается в сдерживании распространения нефтяного пятна с применением боновых заграждений и плавучих барьеров, а также скиммеров для удаления нефти с морской поверхности.

Механический сбор нефти в акваториях, покрытых льдом, значительно усложняется, но вместе с тем при достаточном объеме льда его можно использовать как боновое заграждение, естественным образом снижающее скорость распространения пятна, уменьшая площадь разлива и поддерживая условия для сбора нефтепродуктов. Лед также будет сдерживать выветривание нефти, и устройства-скиммеры различной конфигурации смогут эффективно работать в арктических условиях.

Применение химических реагентов – диспергентов позволяет удалять нефть с поверхности воды за счет снижения межфазного натяжения (нефть – вода), диспергенты способствуют образованию капель нефти в водной толще, которые, в свою очередь, будут легче подвергаться процессам биодеградации.

Сжигание нефти представляет собой контролируемое сгорание/сжигание разлившейся нефти на месте так, чтобы нефтяные углеводороды преимущественно преобразовались в CO2 и воду. Сжигание нефти может происходить как при уже оконтуренном бонами пятне, так и при свободно плавающей нефти в воде. Воспламеняющие устройства могут находиться либо на поверхности (на судах или на берегу), либо в воздухе (вертолеты). Также ряд исследований показал, что арктические льды могут служить естественным боновым заграждением, что повысит эффективность проведения работ.

Диспергенты и сжигание на месте переводят загрязнения в другую форму, но не уничтожают его полностью. В связи с этим использование этих двух методов в Арктике нежелательно. В России сжигание нефти на море запрещено, к тому же отсутствуют и огнестойкие заградительные боны. В большинстве стран мира использование диспергентов на глубинах менее 20 м запрещено.

Для эффективного реагирования на нефтяные разливы в акваториях необходим комплексный подход к организации и проведению мероприятий по ЛАРН, с тем чтобы, имея в наличии универсальный набор методик, применять ту, что будет наиболее эффективна для конкретных условий Арктики. Больше внимания следует уделить технологиям и методикам, позволяющим увеличить скорость реагирования на разливы нефти с учетом их эффективности в арктических условиях.

Фактор времени при локализации разлива на водных акваториях играет решающую роль, т.к. распространение нефти на воде происходит быстрее, чем на грунте. С фактором времени связаны: стратегия ликвидации, материальные и технические затраты, трудовые и финансовые ресурсы. Упущенное время многократно увеличивает затраты на ликвидацию последствий аварии.

Наибольший вред нефтяное загрязнение наносит береговой линии. Поэтому логистика проведения операций по реагированию на нефтяные разливы акваторий должна быть направлена на активизацию мер реагирования в море, чтобы помешать разлившейся нефти достичь берега.

В соответствии с законодательством Российской Федерации, время локализации аварийного разлива нефти и нефтепродуктов в акватории не должно превышать 4 часов. Отсутствие нужного количества специализированных судов ледового класса в составе аварийно-спасательных служб и их удаленность делают нормативные требования по локализации разливов в акваториях Арктики практически не реализуемыми. Более реалистичным решением является сбор нефти без постановки бонов, например с борта судов навесными системами. Для локализации разливов перспективными могут быть технологии, применяемые для защиты морских портов, нефтяных терминалов, перевалочных пунктов и особо охраняемых природных территорий, среди них можно выделить: использование всплывающих боновых заграждений (невозможно при наличии льда) и использование пневматических барьеров [8] (рис.).

Учитывая небольшие глубины в акваториях Обской губы, применение здесь пневматических барьеров может быть эффективно ввиду следующих их преимуществ: имеют небольшую стоимость; не создают помех судоходству; позволяют автоматизировать режим запуска; способны не допускать образования льда; удерживают нефть и на поверхности, и в толще воды; могут служить звуковой завесой; имеют короткое время запуска (около минуты); сочетаются с методом сжигания, так как заменяют собой огнестойкие боны. 

Заключение

В результате падения цен на углеводороды и с учетом введенных санкций разработка арктического шельфа является убыточной для России, и процесс освоения шельфа, вероятно, замедлится. Конкретный порог эффективности разработки арктических месторождений, по мнению ряда экспертов, делает бурение там убыточным при цене на нефть ниже 100 долл. США за баррель. Целесообразность ускоренного неф-тегазового освоения арктического шельфа России (в ближайшие 10–15 лет) представляется сомнительной.

Россия не готова к промышленному освоению морских месторождений Арктики. Однако при освоении арктического шельфа на месторождениях «суша – море» с уже существующей инфраструктурой, при разработке месторождений горизонтальными скважинами с берега добыча будет более дешевой. Кроме того, она будет и экологически более безопасной.

Политика в отношении проведения мероприятий ЛАРН должна исходить в первую очередь из необходимости предотвращения разливов жидких углеводородов и только потом концентрироваться на их устранении или компенсации ущерба. При этом необходимо применять дополнительные технологии локализации разливов нефти в арктических акваториях. Одна из них – использование пневматических барьеров – представляется перспективным направлением.

Литература:

1.     Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. Режим доступа: http://www.minenergo.gov.ru/activity/energostrategy/ [Дата обращения: 04.02.2016].

2.     Богоявленский В.И., Богоявленский И.В. Стратегия, технологии и технические средства поиска, разведки и разработки морских месторождений в Арктике // Вестник МГТУ. 2014. Т 17. № 3. С. 437–451.

3.     Богоявленский В.И., Богоявленский И.В., Будагова Т.А. Экологическая безопасность и рациональное природопользование в Арктике и Мировом океане // Бурение и нефть. 2013. № 12. С. 10–16.

4.     Лаверов Н.П., Дмитриевский А.Н., Богоявленский В.И. Фундаментальные аспекты освоения нефтегазовых ресурсов Арктического шельфа России // Арктика: экология и экономика. 2011. № 1. С. 26–37.

5.     Аркадий Бессонов о проблемах предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций в Арктике // Вестник МЧС. Режим доступа: http://www.89.mchs.gov.ru/pressroom/news/item/854427/ [Дата обращения: 04.02.2016].

6.     Книжников А.Ю., Голубчиков С.Н., Зайцева Ю. Б. О возможных экологических последствиях реализации проекта «Ямал СПГ». Режим доступа: http://www.wwf.ru/data/ekologicheskie-problemy-yamal-spg_final.pdf[Дата обращения: 04.02.2016].

7.     Сапрыкина К.М. Современное экологическое состояние Арктической зоны РФ и возможная динамика развития // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 5. С. 86–90.

8.     Дубинова И.С., Мерициди И.А. Перспективы использования технологии на основе пневмогидравлического эффекта для локализации разливов нефти в акватории вблизи нефтепромыслов// Территория «НЕФТЕГАЗ». 2011. № 3. С. 56–59.

References:

1.     Russian Federation Energy Strategy for the period up to 2030 (In Russ.). Access mode: http://www.minenergo.gov.ru/activity/energostrategy/ [Accessed date: 04.02.2016].

2.     Bogoyavlenskiy V.I , Bogoyavlenskiy I.V. Strategija, tehnologii i tehnicheskie sredstva poiska, razvedki i razrabotki morskih mestorozhdenij v Arktike [Strategy, technology and technical means for prospecting, exploration and development of marine fields in the Arctic]. Vestnik MGTU = Information bulletin of Bauman Moscow State Technical University, 2014, Vol. 17, No. 3, p. 437–451.

3.     Bogoyavlenskiy V.I., Bogoyavlenskiy I.V., Budagova T.A. Jekologicheskaja bezopasnost' i racional'noe prirodopol'zovanie v Arktike i Mirovom okeane [Environmental safety and sustainable use of natural resources in the Arctic and World Ocean]. Bureniye i Neft = Burenie i neft', 2013, No. 12, p. 10–16.

4.     Laverov N.P., Dmitriyevskiy A.N., Bogoyavlenskiy V.I. Fundamental'nye aspekty osvoenija neftegazovyh resursov Arkticheskogo shel'fa Rossii [Fundamental aspects of oil and gas resources development on the Russian Arctic shelf]. Arktika: jekologija i jekonomika = Arctic: ecology and economics, 2011, No. 1, p. 26–37.

5.     Arkadiy Bessonov. Regarding the problems of prevention and liquidation of emergency situations in the Arctic [Arkadij Bessonov o problemah preduprezhdenija i likvidacii chrezvychajnyh situacij v Arktike]. Vestnik MChS = Information bulletin of the EMERCOM of Russia. Access mode: http://www.89.mchs.gov.ru/pressroom/news/item/854427/ [Accessed date: 04.02.2016].

6.     Knizhnikov A.Yu., Golubchikov S.N., Zaytseva Yu.B. O vozmozhnyh jekologicheskih posledstvijah realizacii proekta «Jamal SPG» [Regarding the possible environmental effects of Yamal SPG project implementation]. Access mode: http://www.wwf.ru/data/ekologicheskie-problemy-yamal-spg_final.pdf [Accessed date: 04.02.2016].

7.     Saprykina K.M. Sovremennoe jekologicheskoe sostojanie Arkticheskoj zony RF i vozmozhnaja dinamika razvitija [Contemporary ecological state of the Russian Federation Arctic zone and the possible development trends]. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 5, p. 86–90.

8.     Dubinova I.S., Meritsidi I.A. Perspektivy ispol'zovanija tehnologii na osnove pnevmogidravlicheskogo jeffekta dlja lokalizacii razlivov nefti v akvatorii vblizi neftepromyslov [Prospects for the use of technology on the basis of pneumohydraulic effect for oil spill containments in water zone near oil fields]. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2011, No. 3, p. 56–59.

УДК 504:622.691
Г.С. Акопова¹, Е.В. Косолапова¹, Г.М. Юлкин¹, e-mail: G_Yulkin@vniigaz.gazprom.ru
¹ ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, Россия).

Вклад ПАО «Газпром» в стабилизацию выбросов парниковых газов от энергетического сектора РФ

Данная статья посвящена анализу текущего воздействия на глобальный климат в части выбросов парниковых газов, приходящихся на энергетический сектор в мире и в России. Несмотря на масштабные политические силы, формирующие механизмы снижения антропогенной нагрузки на окружающую среду во всем мире, наибольшим источником негативного воздействия на климат остается энергетический сектор национальных экономик стран, являющихся наиболее крупными агентами международных торгово-экономических отношений.

На сегодняшний день Россия является одной из крупнейших держав, обеспечивающих энергетическую безопасность в мире. В российской энергетике сосредоточены основные источники национальных выбросов парниковых газов. И именно в энергетическом секторе страны сконцентрирован основной потенциал сокращения выбросов парниковых газов, в частности в газовой промышленности.

Природный газ признан самым привлекательным из доступных энергоносителей с точки зрения экологической безопасности и экономической целесообразности. По мнению членов Международного газового союза, в условиях повышения значимости экологических показателей традиционной энергетики природный газ является оптимальным энергоносителем для сбалансированного перехода к новому ветку развития глобальной энергетики.

На российском рынке природного газа доминирующую позицию занимает ПАО «Газпром». В структуре национальных выбросов диоксида углерода России на ПАО «Газпром» приходится около 5%. ПАО «Газпром» проводит политику планомерного снижения выбросов парниковых газов. Снижение выбросов парниковых газов ПАО «Газпром» вносит большой вклад в стабилизацию уровня выбросов парниковых газов в масштабе страны.

Ключевые слова: парниковые газы, изменение климата, сокращение выбросов, уровень выбросов диоксида углерода, экологическая безопасность сектора энергетики.

G.S. Akopova¹, E.V. Kosolapova¹, G.M. Yulkin1, e-mail: G_Yulkin@vniigaz.gazprom.ru
¹ Gazprom VNIIGAZ LLC (Moscow, Russia).

Gazprom contribution into mitigation of greenhouse gas emissions from the russian energy sector

The present article focuses on analysis of the impact on the global climate in terms of carbon dioxide emissions both on the international and national scale of Russia. Despite intensive political powers involved in the mitigation of a negative environmental impact the climate change has been mostly accelerated by the energy sector of national economies, which operate the most of the world’s commerce.

Nowadays Russia is one of the biggest countries ensuring the global energy security. The Russian energy sector stands for the most of the national greenhouse gas emissions. Along with that the energy sector, particularly the national gas industry, provides the biggest opportunities for greenhouse gas emissions reduction.

Natural gas is recognized as the most attractive energy source of all the existing options in terms of environmental safety and economic feasibility. The International Gas Union members consider natural gas is the optimal solution for the new global energy milestone of the ongoing greening of conventional energy sector.

Gazprom is a dominating company on the Russian gas market. The company’s national greenhouse gas emissions share is proportionate to the country’s global share. Gazprom is implementing a stepwise corporate strategy of the emissions mitigation. The reduction of corporate greenhouse gas emissions results in a substantial contribution into mitigating of the country-wide emissions.

Keywords: greenhouse gases, climate change, emission reduction, carbon dioxide emissions rate, environmental safety in energy sector.

Ссылка для цитирования (for references):
Акопова Г.С., Косолапова Е.В., Юлкин Г.М. Вклад ПАО «Газпром» в стабилизацию выбросов парниковых газов от энергетического сектора РФ // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. No 2. С. 100–104.
Akopova G.S., Kosolapova E.V., Yulkin G.M. Gazprom contribution into mitigation of greenhouse gas emissions from the russian energy sector (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 2. P. 100–104.

В современной мировой экономике перед бизнес-сообществом стоит непростая  

задача. С одной стороны, прирост населения в мире определяет растущий спрос на энергию и необходимость обеспечения национальной энергетической безопасности стран. С другой стороны, в последние годы особенно актуальным вызовом энергетического бизнеса стал социально-экологический фактор, заключающийся в том, что потребитель стремится выбирать контрагента, который ответственно  

относится не только к финансово-экономическому благополучию, но и к гармоничному и устойчивому развитию своей компании в условиях изменяющегося климата. По оценкам Датского совета по технологии, четверо из пяти граждан Земли обеспокоены последствиями изменения климата [1], что повышает актуальность учета и мониторинга воздействия на глобальный климат в части выбросов парниковых газов, приходящихся на энергетический сектор в мире в целом и в России в частности. 

Основным фактором воздействия сектора энергетики на климат являются выбросы диоксида углерода, которые стали предметом исследования в данной статье.

Существующая глобальная оценка выбросов диоксида углерода

На планете Земля происходит естественный круговорот диоксида углерода. Оценки массы диоксида углерода, ежегодно попадающей в атмосферу, сильно разнятся и находятся в интервале 700–900 млрд т. Однако авторы оценок сходятся в том, что 96% этого количества приходится на природные источники (рис. 1). Несмотря на это, при оценке воздействия хозяйственной деятельности на климат необходимо учитывать, что из дополнительных выбросов от антропогенных источников природа способна абсорбировать около 40%. Оставшаяся часть продолжает накапливаться в атмосфере, что объясняет устойчивый многолетний рост концентрации углерода в приземном слое атмосферы, зафиксированный в оценочных докладах Межправительственной группы экспертов по изменению климата [2].

По оценке Информационно-аналитического центра по выбросам диоксида углерода (CDIC), с 2009 по 2013 г. ежегодные антропогенные выбросы СО₂ выросли на 10% – до 34 мрлд т. (рис. 2) [3], причем наиболее интенсивный рост наблюдается в странах Азии и Южной Америки (на них приходится около половины выбросов диоксида углерода в мире).

Страны Приложения 1 к Рамочной конвенции ООН об изменении климата

С 1994 г., с момента ратификации Рамочной конвенции ООН об изменении климата (РКИК), учету выбросов парниковых газов, в том числе диоксида углерода, уделяется все большее внимание. В таблице 1 представлена динамика совокупных выбросов парниковых газов в странах Приложения 1 к РКИК [4]. По данным Международного валютного фонда, на страны – участницы конвенции приходится около половины мирового ВВП. Более 82% антропогенных выбросов парниковых газов происходит от энергетических компаний этих стран. Свыше 80% этих выбросов составляет диоксид углерода.

В результате реализации национальных политик и мер по охране климата выбросы диоксида углерода в странах РКИК снизились в 2012 г. на 6% по сравнению с 2008 г. и на 10% – по сравнению с базовым годом РКИК 1990 (до 13,8 мрлд т). Необходимо отметить, что на Россию приходится около 11% всех выбросов диоксида углерода среди стран – участниц РКИК и менее 5% от глобальных выбросов.

В России основные источники выбросов парниковых газов сосредоточены в энергетическом секторе экономики (более 80%), что соответствует общемировой структуре антропогенных выбросов парниковых газов. В 1990 г., согласно национальному кадастру выбросов парниковых газов, на категорию «Энергетика» приходилось 82%, на категорию «Сельское хозяйство» – 8%, а на «Промышленные 

процессы» – 7%. В 2013 г. долевое участие в валовых выбросах парниковых газов сельского хозяйства снизилось на 3%, и оно стало меньше доли промышленных процессов (рис. 4). Необходимо отметить, что в национальном кадастре выбросов парниковых газов Российской Федерации источники выбросов диоксида углерода сосредоточены в категориях «Энергетика» (более 90%) и «Промышленные процессы» (менее 10%).

В контексте текущего переговорного процесса по новому международному соглашению по климату Россия в рамках своего национального вклада к 2030 г. планирует ограничить выбросы парниковых газов до 70–75% от уровня 1990 г.

Выбросы диоксида углерода в ПАО «Газпром»

На сегодняшний день мировое энергетическое сообщество понимает, что при использовании природного газа образуется наименьшее количество парниковых газов по сравнению с другими ископаемыми видами топлива. Реализуя масштабные проекты по газификации регионов, продвижению газомоторного топлива, строительству терминалов по сжижению газа и других на территории России, ПАО «Газпром» вносит существенный вклад в снижение выбросов парниковых газов за счет повышения доли природного газа в топливном балансе. С целью реализации корпоративной экологической политики в части снижения выбросов парниковых газов ПАО «Газпром» выполняет мероприятия по повышению энергоэффективности и экономии топливно-энергетических ресурсов, оптимизирует производственную деятельность, развивает сотрудничество и устанавливает партнерские отношения, стремится к привлечению новых инвестиций в разработку инновационных технологий, совершенствование технологических решений.

В структуре национальных выбросов диоксида углерода России на ПАО «Газпром» приходится примерно 5%. За период 2010–2014 гг. выбросы диоксида углерода в атмосферный воздух от объектов дочерних обществ ПАО «Газпром» сократились на 20% (до 67,9 млн т), при этом валовые выбросы России снизились на 57 млн т за тот же период (рис. 4). Следовательно, примерно треть национального объема сокращений выбросов диоксида углерода является результатом корпоративной деятельности ПАО «Газпром» в области управления выбросами СО₂ за пять лет.

В 2010–2014 гг. совокупные выбросы парниковых газов снизились на 20% – до 110,7 млн т СО₂-экв. (табл. 2).

С учетом данных, приведенных во втором разделе настоящей статьи, результаты оценки корпоративных выбросов диоксида углерода свидетельствуют о том, что на ПАО «Газпром» приходится не более 0,3% от глобальных антропогенных выбросов СО₂ (среди стран – участниц Приложения 1 к РКИК ООН).

Выводы

Объективизация оценок масштаба антропогенного воздействия на климат является одной из наиболее трудных задач мирового научного сообщества. Эти оценки дают представление о неразрывной взаимосвязи деятельности человека и природных процессов в части проблем, связанных с воздействием на глобальный климат.

Несмотря на разнообразие и высокую неопределенность оценок, все они свидетельствуют о том, что ввиду интенсивного использования ископаемого топлива в энергетическом секторе сконцентрированы наиболее значимые источники выбросов диоксида углерода, что отчетливо видно на примере наиболее развитых стран.

Корпоративная стратегия развития ПАО «Газпром» не только позволяет компании удерживать лидирующие позиции на рынке газа за счет соответствия ожиданиям потребителей в части экономии средств и обеспечения наилучших экологических показателей, но и вносит ощутимый вклад в области сдерживания и снижения национальных выбросов диоксида углерода Российской Федерации.

Литература:

1.     Кого не хватает в климатических переговорах ООН? Граждан! // Меньше двух градусов. Режим доступа: http://below2.ru/2015/06/11/01-8/ (Дата обращения 15.02.2016).

2.     Кокорин О.А. Изменение климата: обзор Пятого оценочного доклада МГЭИК. М.: Всемирный фонд дикой природы (WWF), 2014.

3.     Выбросы СО2 от ископаемого топлива для проекта Full Global Carbon Budget // Статистическая база Информационно-аналитического центра по выбросам диоксида углерода (Carbon Dioxide Information Analysis Center, CDIC). Режим доступа: http://cdiac.ornl.gov/trends/emis/meth_reg.html (Дата обращения 15.02.2016).

4.     Электронная база данных выбросов парниковых газов // Рамочная конвенция ООН об изменении климата. Режим доступа: http://unfccc.int/ghg_data/ghg_data_unfccc/items/4146.php (Дата обращения 15.02.2016).

5.     Экологический отчет ПАО «Газпром» за 2014 г. Режим доступа: http://reports2.equitystory.com/reports/gazprom/other/2014/er/Russian/0.html (Дата обращения 15.02.2016).

6.     Robert T. Watson, Ian R. Noble, Bert Bolin, N. H. Ravindranath, David J. Verardo and David J. Dokken (Eds.). Land Use, Land-Use Change and Forestry, IPCC, 2000, Cambridge University Press, UK, pp 375. Режим доступа: http://www.ipcc.ch/ipccreports/sres/land_use/index.php?idp=19 (Дата обращения 15.02.2016).

7.     Falkowski P. et al. The Global Carbon Cycle: A Test of Our Knowledge of Earth as a System. Science 13 October 2000: Vol. 290, No. 5490, pp. 291–296, DOI: 10.1126/science.290.5490.291. Режим доступа: http://www.sciencemag.org/content/290/5490/291 (Дата обращения 15.02/2016).

8.     NASA Earth Observatory. The Carbon Cycle, 2011. Режим доступа: http://earthobservatory.nasa.gov/Features/CarbonCycle/ (Дата обращения 15.02/2016).

9.     Данные о выбросах энергетики и промышленности за 2011 г. Trends in global СО2 emissions, 2012 report, EC Joint Research Center, PBL Netherlands. Режим доступа: http://edgar.jrc.ec.europa.eu/СО2REPORT2012.pdf (Дата обращения 15.02/2016).

   
References:

1.     Kogo ne hvataet v klimaticheskih peregovorah OON? Grazhdan! [Who needs to be present in the climate negotiations of UNO? Citizens!]. Men'she dvuh gradusov = Less than two degrees. Access mode: http://below2.ru/2015/06/11/01-8/ (Accessed date: 15.02.2016).

2.     Kokorin O.A. Izmenenie klimata: obzor Pjatogo ocenochnogo doklada MGJeIK [Climate Change: Review of the Fifth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change]. Moscow, World Wildlife Fund (WWF), 2014.

3.     Vybrosy СО2 ot iskopaemogo topliva dlja proekta Full Global Carbon Budget [СО2 Emissions of Fossil Fuel for Full Global Carbon Budget Project]. Statisticheskaja baza Informacionno-analiticheskogo centra po vybrosam dioksida ugleroda [Statistical Data Base of Carbon Dioxide Information Analysis Center, CDIC]. Access mode: http://cdiac.ornl.gov/trends/emis/meth_reg.html (Accessed date: 15.02.2016).

4.     Jelektronnaja baza dannyh vybrosov parnikovyh gazov [Electronic Data Base of Greenhouse Gas Emissions]. Ramochnaja konvencija OON ob izmenenii klimata [United Nations Framework Convention on Climate Change]. Access mode: http://unfccc.int/ghg_data/ghg_data_unfccc/items/4146.php (Accessed date: 15.02.2016).

5.     Jekologicheskij otchet PAO «Gazprom» za 2014 g. [Ecological Report of Gazprom PJSC for 2014.]. Access mode: http://reports2.equitystory.com/reports/gazprom/other/2014/er/Russian/0.html (Access date 15.02.2016).

6.     Robert T. Watson, Ian R. Noble, Bert Bolin, N. H. Ravindranath, David J. Verardo and David J. Dokken (Eds.). Land Use, Land-Use Change and Forestry, IPCC, 2000, Cambridge University Press, UK, pp 375. Access mode: http://www.ipcc.ch/ipccreports/sres/land_use/index.php?idp=19 (Access date 15.02.2016).

7.     Falkowski P. et al. The Global Carbon Cycle: A Test of Our Knowledge of Earth as a System. Science 13 October 2000: Vol. 290, No. 5490, pp. 291–296, DOI: 10.1126/science.290.5490.291. Access mode: http://www.sciencemag.org/content/290/5490/291 (Access date 15.02/2016).

8.     NASA Earth Observatory. The Carbon Cycle, 2011. Access mode: http://earthobservatory.nasa.gov/Features/CarbonCycle/ (Access date 15.02/2016).

9.     Data on emissions of the power sector and industry for 2011. Trends in global СО2 emissions, 2012 report, EC Joint Research Center, PBL Netherlands. Access mode: http://edgar.jrc.ec.europa.eu/СО2REPORT2012.pdf (Access date 15.02/2016).

УДК 621.3 
А.В. Егоров¹, e-mail: egorov.a@gubkin.ru; А.Н. Комков¹, komkov.a@gubkin.ru; Г.Н. Малиновская¹, malinovskaya.g@gubkin.ru
¹ РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина (Москва, Россия).

К вопросу о взаимном влиянии электроприводов в составе электротехнической системы

Вопросы устойчивости промышленных электротехнических систем актуальны для значительного числа предприятий топливно-энергетического комплекса, отличающихся непрерывностью и напряженностью большинства технологических процессов. Несмотря на значительную теоретическую проработку этих вопросов, данный аспект продолжает учитываться в недостаточной степени при проектировании новых и реконструкции действующих предприятий нефтяной и газовой промышленности. Отсутствие достаточного и достоверного учета влияния системных связей
в промышленных электротехнических системах может приводить к существенным проблемам при их эксплуатации, в том числе к ошибочной настройке элементов и систем электрических и технологических защит и автоматики.
В статье рассмотрены вопросы искажения механических характеристик асинхронных машин, вызванных влиянием режима работы электрических близких приводов. Кратко описаны применяемые модели асинхронных машин, прошедшие неоднократную апробацию в исследовательских задачах и практических расчетах, и тестовый пример, рассмотрены физические основы описываемых явлений. Учитываются электромеханические переходные процессы, характер протекания которых преимущественно определяет показатели устойчивости промышленных электротехнических систем. Приведены примеры расчетов динамики асинхронных электроприводов с учетом их взаимного влияния, выполненные с помощью специализированного программного обеспечения. Показана необходимость учета рассматриваемых явлений при проектировании электротехнических систем сложных многомашинных производственных объектов, в том числе систем управления и защиты электроприводов. Статья полезна специалистам в области электропривода и промышленного электроснабжения, технологическому персоналу предприятий с непрерывными технологическими процессами, организациям, связанным с проектированием и эксплуатацией электротехнических комплексов и систем нефтяной и газовой промышленности, а также студентам старших курсов и аспирантам электротехнических специальностей вузов.

Ключевые слова: электротехническая система, асинхронные приводы, взаимное влияние, системные связи, искажение механических характеристик.

A.V. Egorov¹, e-mail: egorov.a@gubkin.ru; A.N. Komkov¹, komkov.a@gubkin.ru; G.N. Malinovskaya¹, malinovskaya.g@gubkin.ru

1 Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University) (Moscow, Russia).

On the issue of interaction of electric drives as a part of the electrical system

The stability issues of industrial electrical systems are relevant for a significant number of enterprises of the fuel and power sector characterized by continuity and intensity of the most operating procedures. In spite of considerable theoretical study of these issues this aspect is still considered insufficiently when designing new oil and gas enterprises and reconstructing the existing ones. Lack of sufficient and reliable recording of influence of system connections in industrial electrical systems can cause significant problems during their use, including faulty adjustment of elements and systems of electrical and process protections and automatics. The articled deals with the issues on mechanical performance distortions of asynchronous machines caused by the influence of the operation modes of electric closely spaced drives. It gives short description of applied models of asynchronous machines that have undergone repeated approbation within research tasks and practical calculations and a test case and considers the physical basis of the described phenomena. Electromechanical transients, whose history mainly determines the stability index of industrial electrical systems, are taken into account. Examples of the asynchronous drive dynamic analysis are given with regard to their interaction developed using special software. A necessity to take into account the considered phenomena when designing electrical systems of complex multiple-machine industrial facilities, including control systems and electric drive protections, is demonstrated. The article is useful for The specialists in the area of electric drives and industrial power supply, the process personnel of continuous operating procedures, the organizations involved in designing and operation of electrical complexes and the oil and gas industry systems and the senior students and the postgraduates of the electrical engineering discipline of higher education institutions will find this article useful.

Keywords: electrical system, asynchronous drives, interaction, system connections, mechanical performance distortion.

Ссылка для цитирования (for references):
Егоров А.В., Комков А.Н., Малиновская Г.Н. К вопросу о взаимном влиянии электроприводов в составе электротехнической системы // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. No 2. С. 106–112.
Egorov A.V., Komkov A.N., Malinovskaya G.N. On the issue of interaction of electric drives as a part of the electrical system (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 2. P. 106–112.

Вопрос взаимного влияния электроприводов в составе электротехнической системы был кратко обсужден в [1], однако, как показывает педагогический опыт авторов и опыт практической работы по повышению устойчивости электротехнических систем промышленных предприятий, он остается не вполне ясным не только для студенческой аудитории, но и для практических специалистов-электроэнергетиков. Вместе с тем именно данное явление обуславливает практически все проблемы, касающиеся устойчивости промышленных электротехнических систем. Об актуальности самой проблемы устойчивости в целом, особенно применительно к объектам нефтяной и газовой промышленности, говорилось неоднократно. Таким образом, представляется целесообразным еще раз вернуться к обсуждению данного вопроса и постараться дать по возможности наглядное и ясное его описание и объяснение. При этом суть вопроса кратко может быть выражена весьма просто. Характеристики электропривода, работающего изолированно и получающего питание от системы неизмеримо большей мощности, чем он сам, отличаются от характеристик того же привода, находящегося в составе электротехнической системы, особенно при существенно ограниченной мощности источника электроснабжения.

Ограничимся рассмотрением асинхронных нерегулируемых электроприводов, с одной стороны, наиболее распространенных в промышленности, а с другой – позволяющих проиллюстрировать обсуждаемое явление достаточно наглядно. В задачах устойчивости представляется возможным не рассматривать электромагнитные процессы в системе внутреннего электроснабжения и в асинхронных приводах и ограничиться рассмотрением только электромеханических переходных процессов [1, 2].
В основу анализа таких процессов положена электромеханическая модель асинхронного двигателя, основанная на его Т-образной схеме замещения [3]. В связи с большой единичной мощностью двигателей для такой модели необходим учет изменения ее параметров вследствие вытеснения тока в проводниках обмотки ротора и насыщения стали машины. При отсутствии информации о форме паза ротора принимается модель эквивалентного прямоугольного паза. Поскольку решается задача иллюстрации общих закономерностей, использование более подробных и более сложных моделей нецелесообразно. Таким образом, каждый единичный асинхронный привод может быть описан одним дифференциальным уравнением – уравнением движения (в нашем случае – для одномассового электромеханического комплекса) и набором алгебраических в комплексных переменных и трансцендентных уравнений. Очевидно, что описание всей электротехнической системы будет представлено системой неоднородных нелинейных дифференциальных уравнений с переменными коэффициентами. Как нелинейность уравнений, так и переменность коэффициентов исключают возможность применения для решения задач устойчивости классических методов теории автоматического управления. Тем более исключена возможность получения аналитического решения как для самой системы, так даже и для единичного электропривода. Подобные задачи могут быть решены только численно методами компьютерного моделирования.

Поскольку здесь поставлена задача иллюстрации основных закономерностей поведения электротехнической системы при определенных возмущениях, целесообразно исключить влияние сложности самой системы, ее структуры, разнородности электрических машин и их различной удаленности от источника электроснабжения, различие нагрузки машин.
В этой связи будет рассматриваться однородная электротехническая система, в которой все приводы одинаковы по всем параметрам и равноудалены от источника. Такой подход неоднократно использовался при анализе ряда закономерностей поведения электротехнических систем и показал свою эффективность [1] именно за счет исключения влияния вторичных по отношению к рассматриваемым явлениям факторов. Опыт исследования закономерностей устойчивости электротехнических систем показывает обоснованность обобщения полученных результатов на случай произвольного состава и структуры системы.

Обобщенная схема тестовой электротехнической системы представлена на рисунке 1. Сама электротехническая система содержит одну секцию шин 10 кВ, к которой присоединяются десять асинхронных двигателей номинальной мощностью по 4 МВт каждый. Сопротивление каждой линии от шин до двигателя одинаково и составляет 0,02 + j0,008 Ом. Все двигатели работают с коэффициентом загрузки по активной мощности, равным 70%, и нагружены на одинаковые механизмы с вентиляторным моментом сопротивления.

Система внешнего электроснабжения представлена традиционной для задач устойчивости моделью «ЭДС за сопротивлением» и включает идеальный источник синусоидальной ЭДС с действующим значением 11,3 кВ, связанный с входными шинами электротехнической системы через сопротивление 0,012 + j0,535 Ом. При таком выборе параметров напряжение на шинах при условно нормальном режиме работы электротехнической системы и источника внешнего электроснабжения составляет 10,5 кВ. Все расчеты выполнены в программном комплексе SAD [1].

При выводе уравнений механической или электромеханической характеристики любой электрической машины предполагается, что напряжение на ее зажимах остается неизменным независимо от режима работы самой машины.
В терминах теоретической электротехники данное предположение эквивалентно утверждению о том, что источником питания машины служит идеальный источник ЭДС. Предположение об идеальности источника предполагает его бесконечно большую мощность. В реальности это предположение не может быть принято. В промышленных электротехнических системах, даже получающих питание от источника внешнего электроснабжения (энергосистемы), мощность такого источника всегда ограниченна. Характеристикой ограничения мощности может служить значение входного (эквивалентного) импеданса источника. Электротехническая система связана с питающей энергосистемой входным трансформатором. Он также имеет свое сопротивление. От распределительных устройств до распределительных пунктов и далее до собственно электроприводов проложены линии электропередачи, здесь же могут быть установлены те или иные аппараты и средства измерения и контроля. Все эти элементы также обладают сопротивлением.

Как сказано выше, в основу моделирования положена наиболее распространенная математическая модель асинхронной машины – ее схема замещения. Электрически внешнее сопротивление и сопротивление статорной обмотки оказываются соединенными последовательно, следовательно, их можно объединить. Получающиеся механическая и электромеханическая характеристики будут отличаться от тех, что получены при нулевом значении внешнего сопротивления, но учет этих отличий не составляет труда. Столь же несложно учесть влияние на характеристики единичного изолированного привода изменения напряжения на его статоре при условии, что это изменение неизменно. Однако проблема не исчерпывается необходимостью учета внешнего сопротивления или постоянного отклонения напряжения. Физически влияние асинхронных приводов друг на друга можно объяснить следующим образом: изменение режима работы привода неизбежно ведет к изменению его скорости и, следовательно, скольжения приводного асинхронного двигателя. Это приводит к изменению эквивалентного сопротивления машины и, следовательно, напряжения на зажимах ее статора. Одновременно это в той или иной степени сказывается на напряжении статоров всех остальных машин электротехнической системы, поскольку все машины, входящие в электротехническую систему, электрически связаны друг с другом. Следовательно, изменение скорости даже одного привода ведет к изменению механических характеристик всех приводов. Изменение режима работы привода влияет на остальные приводы электротехнической системы тем существенней, чем больше мощность приводного двигателя и чем меньше мощность источника внешнего электроснабжения. Следовательно, при анализе работы даже одиночного привода в составе электротехнической системы пренебрежение приводами, электрически с ним связанными, и их режимами их работы может приводить к существенной погрешности в результатах. Тем более при анализе переходных процессов в электротехнической системе, в частности при расчетах ее устойчивости, необходимо так или иначе учитывать все входящие в нее приводы. С целью наглядной, насколько это возможно, иллюстрации такого взаимного влияния был выполнен ряд вычислительных экспериментов, результаты которых приводятся и поясняются ниже.

Таким образом, приведенные соображения показывают высокую степень сложности системных связей в электротехнических системах. В данном случае проблема не исчерпывается ограниченностью пропускной способности системных связей – линий электропередачи. Состояние каждого из конечных элементов системы – электроприводов – зависит от состояния любого из других таких элементов. Иными словами, система в электрическом смысле полностью нелинейна. В частности, из этого следует невозможность установления некоторого фиксированного значения минимального напряжения на любом отдельно взятом электроприводе в качестве какого-либо критического значения, поскольку это значение будет в той или иной степени определяться состоянием всех остальных элементов системы. Определение каких-либо критических параметров возможно только для всей системы как единого целого. К сожалению, данный факт не всегда учитывается не только в технических работах, например в проектах, но и часто не принимается во внимание в публикациях, известных по научно-технической литературе.

Для приведенной тестовой электротехнической системы были проведены следующие вычислительные эксперименты: пуск одного из приводов при девяти работающих приводах; пуск трех приводов при семи работающих приводах; попытка одновременного пуска четырех приводов при работающих шести приводах. Во всех случаях эквивалентные параметры источника внешнего электроснабжения принимались неизменными и соответствующими нормальному режиму работы электротехнической системы. Кривые разгона пускаемых электроприводов в координатах «время – скольжение»* приведены на рисунке 2. Поскольку рассматривается однородная электротехническая система, очевидно, что кривые разгона для всех пускаемых приводов (на рисунке приведена кривая разгона двигателя во второй ветви) будут совпадать друг с другом. Числа в скобках указывают количество одновременно пускаемых приводов. Из приведенных кривых видно, что одновременный разгон трех двигателей происходит за заметно большее время, чем одного, а одновременный пуск четырех приводов в данной электротехнической системе просто невозможен. В данном случае система «повисает» в устойчивом промежуточном режиме [1].

Динамика изменения тока пускаемого двигателя показана на рисунке 3. Стоит отметить, что значительный бросок тока при пуске вызывает существенное снижение напряжения на шинах, общих для всех двигателей (узел 2 на схеме, рис. 1). Кривые изменения напряжения приведены на том же рисунке.

Поскольку к шинам подключены не только пускаемые двигатели, но и двигатели, работавшие на момент включения пускаемых приводов, такое снижение напряжения повлияет и на работу этих двигателей. Как видно из рисунка 4 (на примере двигателя 6-й ветви, на момент пуска находящегося в работе), скольжение двигателей, не участвующих в пуске, существенно изменяется и в момент пуска трех двигателей возрастает более чем в три раза по сравнению со своим рабочим значением. Такое изменение скольжений приводит к возрастанию токов двигателей, не участвующих в процессе пуска, особенно реактивных составляющих этих токов. Соответствующие кривые приведены также на рисунке 4.

Очевидно, что увеличение токов этих двигателей вносит свой вклад в снижение напряжения на питающих шинах. Так, например, при пуске трех двигателей дополнительное снижение напряжения за счет увеличения тока, потребляемого одним двигателем, не участвующего в пуске, составляет почти 50 В. А вклад в снижение напряжения семи этих двигателей достигает уже 400 В, что составляет 10% от падения напряжения на шинах. Поэтому пренебрегать таким существенным влиянием на переходный процесс двигателей, не участвующих в пуске, недопустимо. Построим графики величины провала напряжения в случае учета влияния работающих двигателей и без такого учета. Соответствующие кривые представлены на рисунке 5. В данном случае кривая U(3) построена с учетом влияния соседних приводов, а кривая U(3-) – без такого учета. Можно видеть, что вклад двигателей, не участвующих непосредственно в процессе пуска, но снижающих свою угловую скорость при пуске соседних приводов, весьма значителен.

Помимо отмеченного снижения напряжения рост тока статора двигателя, не участвующего в пуске, более чем на 40% при одновременном пуске трех двигателей, как это видно из представленных графиков, приводит к возрастанию переменной составляющей потерь в машине более чем в два раза. Это явление обусловлено тем, что в рабочем диапазоне напряжений асинхронные машины ведут себя близко к поведению систем с постоянной мощностью. Отметим, что для полностью загруженного (тем более – для перегруженного) двигателя рост тока будет еще большим в силу нелинейности рабочих характеристик. Рост потерь приведет к определенному перегреву двигателя, впрочем, в большинстве случаев не опасному для его изоляции в силу значительной тепловой инерции машин большой единичной мощности. В то же время при жесткой настройке защиты от перегрузки пуск электрически близких двигателей может приводить к срабатыванию названной защиты. Такое срабатывание нельзя считать ложным, но вполне можно отнести к необоснованным, вызванным лишь неправильной оценкой условий работы того или иного двигателя в составе электротехнической системы и соответствующим выбором уставок защит. Остается лишь отметить, что полная загрузка и перегрузка приводных двигателей на сегодняшний день не редкость в нефтяной и газовой промышленности и что авторам приходилось сталкиваться со случаями таких отключений на практике.

Взаимное влияние электроприводов в составе электротехнической системы наглядно показывают приведенные кривые. Можно показать, какой была бы траектория пуска привода при отсутствии влияния названного процесса на скольжение остальных приводов. Использованное программное обеспечение позволяет проводить такие вычислительные эксперименты. Полученные кривые приведены на рисунке 5. В данном случае знак минус в обозначении линии обозначает кривую разгона, полученную при отсутствии влияния части электроприводов, не участвующих в пуске, при одновременном пуске трех одинаковых двигателей. Таким образом, можно видеть, что и здесь рассматриваемое влияние достаточно велико. Кроме того, из-за дополнительного снижения напряжения происходит увеличение времени пуска на 2,4 с. Увеличение длительности пуска необходимо учитывать при отстройке защит от затянутого пуска, тепловых защит.

По результатам выполненных вычислительных экспериментов можно построить динамические (на уровне электромеханических переходных процессов) механические характеристики асинхронного двигателя в составе электротехнической системы в процессе пуска одного или нескольких приводов. Поскольку рассматривается однородная в указанном выше смысле электротехническая система, такие характеристики будут одинаковы для всех входящих в нее двигателей. При построении характеристик каждому реализованному значению скольжения ставится в соответствие текущее значение напряжения на питающих шинах.

Таким образом, на рисунке 6 показаны динамическая механическая характеристика асинхронного двигателя при одновременном пуске трех приводов и характеристика рабочего механизма. Здесь же для сравнения построена естественная механическая характеристика асинхронного двигателя для рабочего значения напряжения на его статоре. Относительно взаимного влияния электроприводов в электротехнической системе можно в данном случае отметить следующее. Взаимное влияние приводит к снижению пускового момента электродвигателя по сравнению со значением пускового момента для естественной характеристики. Для случая одновременного пуска трех электродвигателей значение пускового момента снижается в два раза. Кроме того, из-за снижения напряжения на зажимах двигателей происходит снижение значения критического (максимального) момента в 1,5 раза.

При построении механической характеристики для случая попытки одновременного пуска четырех двигателей участок, расположенный между устойчивыми точками, строился в предположении неизменности напряжения на статоре двигателя. За расчетное значение напряжения для этого участка принималось напряжение при достижении пускаемыми приводами второй устойчивой точки. Для построения начального участка характеристики (от нулевого значения скольжения до первой устойчивой точки) напряжение принималось равным своему рабочему значению. Понятно, что такой прием носит несколько искусственный характер, но никакого влияния на качественную картину ситуации он не оказывает.

Уже из рассмотренных характеристик видно, насколько существенно влияние пребывания двигателей в момент пуска в составе единой электротехнической системы. На рисунке 6 также построена механическая характеристика асинхронного двигателя в составе ЭТС при попытке одновременного пуска четырех электроприводов. Данная характеристика построена с учетом изложенных выше ограничений. Здесь же показана характеристика рабочего механизма. Как и следовало ожидать, неуспешный пуск, который проиллюстрирован кривыми разгона (рис. 2), происходит в результате того, что при пуске момент сопротивления рабочего механизма превысил момент, развиваемый двигателем, и, как следствие, двигатель не выходит на рабочий режим и остается в пусковом режиме.

Авторы надеются, что приведенные здесь иллюстрации и пояснения существенности системных связей в промышленных электротехнических системах, обусловленных взаимным влиянием электроприводов друг на друга, позволят яснее представить не только сложность рассматриваемых явлений, но и необходимость их учета в инженерной практике. Описанные в данной статье явления являются основной причиной нарушения устойчивости электротехнических систем при провалах напряжения, после которых все двигатели в составе электротехнической системы находятся в режиме самозапуска. При этом провал напряжения может быть вызван как внешними причинами, то есть аварийными режимами в системе внешнего электроснабжения, так и внутренними, обусловленными нештатными режимами работы самой электротехнической системы. Выход на рабочий режим в таких ситуациях далеко не всегда будет успешным. Остается только отметить, что взаимное влияние друг на друга оказывают не только асинхронные приводы, но и синхронные, а также приводы, входящие в электротехнические системы смешанного состава. К сожалению, в этих случаях дать столь наглядные иллюстрации значительно сложнее.

Литература:

1. Ершов М.С., Егоров А.В., Трифонов А.А. Устойчивость промышленных электротехнических систем. М.: Издательский дом «Недра», 2010.

2. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. М.: Высшая школа, 1985.

3. Меньшов Б.Г., Доброжанов В.И., Ершов М.С. Теоретические основы управления электропотреблением промышленных предприятий. М.: Нефть
и газ, 1995.

References:

1. Yershov M.S., Yegorov A.V., Trifonov A.A. Ustojchivost' promyshlennyh jelektrotehnicheskih sistem [Stability of industrial electrical systems]. Moscow, Nedra Publ., 2010.

2. Venikov V.A. Perehodnye jelektromehanicheskie processy v jelektricheskih sistemah [Electromechanical transients in electrical systems]. Moscow, Vysshaya Shkola, 1985.

3. Menshov B.G., Dobrozhanov V.I., Yershov M.S. Teoreticheskie osnovy upravlenija jelektropotrebleniem promyshlennyh predprijatij [Theoretical basis for industrial enterprise supply management]. Moscow, Neft i Gaz Publ., 1995.