Территория Нефтегаз № 5 2016

Долота, оснащенные алмазно-твердосплавными резцами (долота PDC), находят все более широкое применение при бурении скважин на нефть и газ.

Областью конкурирования долот PDC и шарошечных долот являются горные породы средней твердости и твердые. Долота PDC разрушают горную породу резанием-скалыванием, а шарошечные долота – дроблением скалыванием. Это является основной отличительной особенностью работы долот PDC [1].

Несмотря на широкое применение долот PDC, взаимодействие резцов с горной породой изучено недостаточно. Поэтому было выполнено стендовое изучение разрушения горной породы средней твердости единичным резцом при воспроизводстве участка профиля забоя скважины. Для проведения испытаний был сконструирован стенд, основу которого составил напольный сверлильный станок, снабженный электронным цифровым регистрирующим блоком и исполнительным узлом с установленными на нем тремя резцами PDC (рис. 1). Три резца исполнительного узла стенда имитировали работу трех лопастей долота. Используемый сверлильный станок позволял задавать проходку за один оборот исполнительного узла в широком диапазоне. Частота вращения исполнительного узла задавалась равной 90 об./мин. Зона взаимодействия резцов с породой промывалась технической водой. В качестве испытуемой горной породы использовался мрамор Коелга, в качестве независимой переменной была выбрана проходка за один оборот инструмента (интенсивность разрушения горной породы).

На рисунке 2 показана схема установки трех резцов, приведенная к одному радиусу. При этом внутренний резец имитировал работу впереди идущей лопасти долота, а периферийный – сзади идущей лопасти. Такое выполнение исполнительного узла обеспечивает постоянство сечения «стружки» горной породы для среднего резца при его винтовом движении. Средний резец установлен в тензометрической державке, позволяющей измерять усилие на резце в трех взаимно перпендикулярных направлениях. Принципиальные вопросы измерения и регистрации силовых параметров изложены в [2]. Отличием являлась более высокая частота дискретизации – 4485 Гц.

Диаметры резцов d равны 13,5 мм. Радиус забоя R переменный и в опытах задавался на трех уровнях по отношению к среднему резцу: 25, 50 и 85 мм.
Угол резания  по отношению к горизонтальной поверхности составлял 110°. Забой представлял собой винтовую поверхность с углом подъема , зависящим от проходки за один оборот и от радиуса забоя. Резец движется относительно горной породы с окружной скоростью vt.

Изучалась работа резцов двух видов: с острой режущей кромкой и с кромкой, притупленной фаской величиной 0,3 мм под углом 45°, выполненной для предупреждения выкрашивания острой кромки. Ниже приведены результаты сравнительного испытания резцов обоих видов.

На рисунке 3 представлен вид записи вертикальной G и окружной T сил в процессе испытания. Из рисунка видно, что изменение силы G во времени имеет вид кривой с максимумами и минимумами, отражающими сколы горной породы перед резцом. Изменение силы T во времени также представляет собой кривую с максимумами и минимумами, но более устойчивую по амплитуде. В то же время высота максимумов и глубина минимумов на обоих графиках изменяются значительно, что может быть отнесено к влиянию неоднородности горной породы. Минимумы и максимумы на кривых осевой и окружной сил совпадают по фазе, т.е. максимумы и минимумы окружной и осевой сил имеют место в одно и то же время, что подтверждает их связь с особенностями разрушения горной породы.

Обработка результатов испытаний проводилась с помощью средств статистического анализа данных (пакет анализа) Microsoft Excel. Программа выдает необходимую статистическую информацию, в т.ч. величины асимметрии и эксцесса, позволяющие провести оценку вида распределения значений действующих на резец сил [3]. Оценка показала, что распределение этих данных не противоречит нормальному закону. Кроме того, размах варьирования сил практически не выходит за пределы интервала с вероятностью 0,90.

С точки зрения сопротивления резцов разрушению наибольший интерес представляют максимальные вертикальная сила, окружная сила, их равнодействующая и ее ориентация (рис. 2):

   (1)

   (2)

где G – вертикальная нагрузка на резец; Т – окружная нагрузка на резец; F – равнодействующая сила; γ – угол между вектором максимальной равнодействующей силы и вертикалью.

На рисунке 4а приведена зависимость максимальной вертикальной нагрузки G_max=G_0,90 на резец с острой кромкой от проходки за один оборот h. Из рисунка видно, что зависимость G_0,90 от h отражает скачкообразность разрушения горной породы. В первой области разрушения (I) по мере роста проходки за оборот нагрузка на резец быстро возрастает, но с развитием второй области разрушения (II) темп роста сначала резко снижается, но затем снова начинает расти. С началом развития третьей области (III) разрушения нагрузка вновь стабилизируется.

На рисунке 4б приведена зависимость максимальной вертикальной нагрузки G_0,90 на резец с фаской от проходки за один оборот h. Из сопоставления с рисунком 4а видно, что для обеспечения одинаковой проходки за оборот требуется существенно большая вертикальная нагрузка на резец. Влияние скачкообразности разрушения горной породы на вид зависимости G_0,90 от h существенно меньше. На графике можно выделить только границу между первой и второй областями разрушения горной породы.

На рисунке 5а приведена зависимость максимальной окружной силы от проходки за один оборот долота для резца с острой кромкой. Из рисунка видно, что на зависимости Т_0,90 от h проявление скачкообразности разрушения существенно меньше, чем для вертикальной силы. В целом наблюдается тенденция снижения интенсивности роста силы с увеличением проходки за оборот. Аналогичная зависимость Т_0,90 от h для резца с фаской приведена на рисунке 5б. Из сопоставления рисунков 5а и 5б видно, что резец с фаской требует большей окружной силы, но увеличение не столь значительно, как для вертикальной силы, и по мере роста проходки за оборот различие становится статистически не значимым.

Из рисунков 4 и 5 видно, что при малом радиусе бурения (R=25 мм) наблюдались пониженные нагрузки на резец. По-видимому, это связано с уменьшением угла резания α за счет угла подъема  γ винтовой линии. Известно, что тангенс угла подъема винтовой линии при постоянном шаге обратно пропорционален радиусу окружности винтовой линии. При малых радиусах R уменьшение угла резания становится существенным.

Обобщающей характеристикой взаимодействия породоразрушающих инструментов с горной породой является энергоемкость ее разрушения [4]. Энергоемкость разрушения удобно представить в безразмерном виде А_о:

   (3)

где А_уд – измеренная энергоемкость разрушения горной породы при бурении; A_v – энергоемкость разрушения горной породы при вдавливании штампа. Для мрамора A_v=110 Дж/см³.

На рисунке 6 представлены зависимости энергоемкости разрушения мрамора от проходки за оборот. В случае бурения горной породы резцом с острой кромкой (рис. 6а) четко просматривается скачкообразность ее разрушения. При низкой интенсивности разрушения горной породы вначале наблюдался рост энергоемкости разрушения, а при увеличении проходки за один оборот более 0,5 мм/об. наблюдалось практически монотонное снижение энергоемкости разрушения породы. При бурении резцом с фаской (рис. 6б) энергоемкость разрушения горной породы при низкой интенсивности ее разрушения почти в два раза выше, чем при бурении острым резцом. Но по мере увеличения интенсивности разрушения горной породы наблюдалось более быстрое монотонное снижение энергоемкости ее разрушения, при проходке за оборот более 1 мм это различие становится незначительным.

На рисунке 7 приведены результаты проведенных ранее [5] стендовых испытаний восьмилопастных долот 8Л-188,7РСА производства ОАО «Азимут» (Уфа) при бурении мрамора. Одно долото было оснащено резцами с острой кромкой, а второе – резцами с фаской. Соответственно центральная часть забоя поражалась двумя, средняя – четырьмя, а периферийная – восемью лопастями. (Более подробно процесс стендовых испытаний долот описан в [5].)

Из сопоставления рисунка 7 с рисунками 6а и 6б видно, что они не имеют принципиального различия. Графики на рисунке 7 также отражают скачкообразность разрушения горной породы. По мере увеличения интенсивности разрушения породы, которая задавалась соответствующим увеличением нагрузки на долото, наблюдается снижение энергоемкости разрушения. Энергоемкость разрушения породы долотом с фаской оставалась выше практически во всем диапазоне изменения проходки за оборот, но при высокой интенсивности разрушения породы (h>1,3 мм/об.) влияние фаски становится незначительным, что также совпадает с результатами бурения единичным резцом, однако энергоемкость разрушения долотом остается существенно выше, чем единичным резцом. По-видимому, это связано со значительными затратами энергии на фрезерование стенки скважины, которое при работе единичного резца было исключено.

Из формулы (2) следует, что угол γ между вектором максимальной равнодействующей силы и вертикалью должен отражать соотношения между окружной и вертикальной нагрузками на резец. Для наглядности на рисунке 8 приведены зависимости угла γ от h.

Из рисунка 8 видно, что угол γ  для острого резца существенно больше, чем для резца с фаской. При малой интенсивности разрушения горной породы (h<0,5 мм/об.) для обоих резцов наблюдалось уменьшение угла γ по мере роста проходки за оборот. При дальнейшем увеличении проходки за оборот для острого резца наблюдался значительный рост угла γ, а для резца с фаской – его дальнейшее уменьшение, а затем и стабилизация. Отсюда следует, что для долот, оснащенных резцами с фаской, угол резания должен быть на 5–10° меньше, чем для долот, оснащенных резцами с острой режущей кромкой.

Выводы

1. Разрушение пластично-хрупких горных пород резцами PDC носит скачкообразный характер.
2. Резцы с фаской изменяют соотношение окружной и вертикальной нагрузок на резец в сторону увеличения вертикальной нагрузки.
3. По мере увеличения интенсивности разрушения горной породы начиная со второй области наблюдается снижение энергоемкости ее разрушения и сближение энергоемкостей разрушения острыми резцами и резцами, притупленными фаской.
4. При оснащении долот PDC резцами с фаской целесообразно уменьшать угол резания на 5–10° по сравнению с долотами, оснащенными резцами с острой режущей кромкой.

В последние годы как в России, так и в Западной Сибири (ЗС) постоянно растет доля месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Так, по данным А.В. Шпурова, А.Д. Писарницкого, И.П. Пуртовой и др., доля трудноизвлекаемых запасов в РФ в 2012 г. достигла 50% [12]. В настоящее время они составляют большую часть сырьевой базы РФ. Обоснование эффективного управления разработкой таких объектов возможно только на основе адекватной геолого-промысловой модели.

Основная проблема, возникающая при изучении геологического строения месторождений УВ, 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 (3D ГМ), учитывающих весь объем геолого-геофизической и геолого-промысловой информации, неоднородной по качеству и масштабу, к тому же неравномерно распределенной по площади и разрезу [1]. Точность 3D ГМ позволяет заметно повысить привлечение косвенной и априорной информации различных видов.

Как указано выше, эффективное управление разработкой месторождений нефти и газа основано на адекватных моделях залежей, причем в сильной степени на модели насыщения. Расчет нефтегазонасыщенности пород в ячейках 3D ГМ является наиболее сложной задачей геологического моделирования.

Целью данной работы является создание трехмерной модели нефтенасыщения залежи продуктивного пласта ЮВ₁¹ месторождения «А» с использованием алгоритма на основе функции Леверетта [2, 3]. 3D-модель литологии, коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности созданы Я.О. Антипиным.

Месторождение «А» относится к Вартовскому району Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Пласт ЮВ₁¹ сложен песчано-глинисто-алевритовыми породами с тонкими пропластками угля. Остатки микрофауны в этих отложениях свидетельствуют о мелководно-морских условиях осадконакопления. Коллекторами пласта ЮВ₁¹ являются песчаники серые, с бурым оттенком, мелкозернистые, среднезернистые, алевритистые. Структура пород псаммитовая и алевро-псаммитовая, текстура микрокосослоистая, волнисто-слоистая, реже горизонтально-слоистая, обусловленная соответствующими изменениями гранулометрии, распределением сидерита, слюды, пирита, лейкоксена, растительных остатков и др. Непроницаемые прослои сложены плотными песчаниками и алевролитами глинистыми или карбонатными, а также аргиллитами.

По литологическому составу породы-коллекторы относятся к типу терригенных (полимиктовых). Полимиктовые породы-коллекторы как изучаемого месторождения, так и практически всех месторождений ЗС характеризуются высокой неоднородностью и слабой согласованностью фильтрационно-
емкостных свойств. Высокая глинистость и низкая проницаемость полимиктовых пород-коллекторов предопределяют сложность строения углеводородной залежи и ее переходной зоны как по разрезу, так и по латерали [2, 3]. Немаловажным является то, что терригенные породы-коллекторы залежей изучаемого месторождений являются гидрофильными. Это значит, что вся поверхность минерального скелета гидрофильной породы покрыта пленкой воды. А нефть, в свою очередь, занимает межзерновые поры и каверны размером более 1 мкм.

Все скважины, вскрывшие изучаемый пласт в контуре нефтеносности, дали притоки безводной нефти. Наиболее глубокое залегание нефти отмечено в скв. 452-Р. При испытаниях в ее колонне получен фонтанирующий приток безводной нефти. Положение ВНК залежи пласта ЮВ₁¹ принято на абсолютной отметке –2844,4 м по скважине 452-Р. Покрышкой пласта ЮВ₁¹ являются тонкодисперсные глины георгиевской свиты и битуминозные аргиллиты баженовской свиты, которые прослеживаются на площади всего Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (ЗС НГБ). Фонд скважин составляет 216 ед. В целом по залежи сетка скважин достаточно плотная, за исключением северо-западной части, разбуренной несколькими разведочными скважинами.

Для месторождений ЗС НГБ характерна тесная статистическая зависимость коэффициента нефтенасыщения (k_н) от высоты над уровнем водонефтяного контакта (Δh) и значений капиллярных сил в пористых средах [3]. Использование такой зависимости позволяет значимо повысить точность 3D-модели насыщения. Кроме того, по мнению Ю.Я. Большакова, геолог, не учитывающий в построении модели капиллярные силы, возникающие в природном нефтегазоносном резервуаре, непроизвольно отождествляет пласт-коллектор с водопроводной трубой, где законы течения жидкостей и газов совершенно иные [13].

При построении трехмерных геологических моделей для согласования геологических и гидродинамических расчетов нефтегазонасыщенность должна быть рассчитана не до уровня геологического ВНК, а до ЗЧВ (зеркало чистой воды) с постепенным уменьшением k_н от k_н^гр до 0, где k_н^гр – граничное значение k_н на ВНК. При создании таких моделей наиболее трудной является задача определения положения ЗЧВ, то есть оценки геометрии переходной водонефтяной зоны [3]. Для оценки величины и строения переходной зоны кроме геофизических методов иногда используют регрессионные зависимости водонасыщенности от капиллярного давления, полученные на образцах керна [8].

Переходная водонефтяная зона (ПВНЗ) – это ограниченная водонефтяным контактом часть объема нефтеносного пласта с водонасыщенностью, изменяющейся снизу вверх от 100% у ЗЧВ до остаточной неснижаемой водонасыщенности на верхней границе зоны с чисто нефтяной частью разреза. Толщина переходной водонефтяной зоны для месторождений ЗС колеблется от десятков сантиметров в хорошо проницаемых коллекторах до десятков метров в низкопроницаемых неоднородных пластах. Так как свойства пород-коллекторов меняются по площади и высоте залежи, 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 зоне под ЗЧВ до подвижности только нефти в верхней части залежи [5].

В настоящее время, когда в нефтяной промышленности Российской Федерации наблюдается падение добычи нефти на старых месторождениях, а в эксплуатацию вводятся новые месторождения нефти и газа с меньшими запасами, но более сложные по строению, необходимость учета запасов и структуры нефти в зонах с двухфазным насыщением и их разработка становятся актуальными задачами [6].

Как известно, k_н=1–k_в. На характер водонасыщенности и нефтенасыщенности большое влияние также оказывает строение порового пространства породы. Изменение водонасыщенности по пласту неравномерно: на одном и том же уровне водонасыщенность меньше в высокопроницаемых и больше – в низкопроницаемых породах. То есть имеет место зависимость изменения водонасыщенности от высоты над ЗЧВ и от параметра

.

Эта закономерность используется при расчете функции Леверетта [7]. J-функция Леверетта позволяет учесть значения капиллярного давления по пробам образцов гидрофильных пород-коллекторов с различными значениями пористости и проницаемости:

,                                    (1)

где J – функция Леверетта; P_c – капиллярное давление, 10⁵ Па; k_пр – коэффициент проницаемости, 10^-3 мкм²; k_п – коэффициент пористости, д. ед.;  γ  – поверхностное натяжение углеводороды/пластовая вода, кг.м²/с²;  θ – угол смачиваемости, град.

Методику использования зависимости изменения водонасыщенности от высоты над ЗЧВ и k_пр в алгоритмах построения 3D ГМ с помощью функции Леверетта предложила А.Ф. Гималтдинова. В основе метода оценки изменения водонасыщенности нефтяного пласта лежит классическая теория равновесия между гравитационными и капиллярными силами. Капиллярное давление – это сила, которая препятствует давлению вытеснения, контролирует процесс фильтрации углеводородов в пористой среде и положение контактов флюидов; является функцией радиуса поровых каналов:

,                              (2)

где γ – поверхностное натяжение, мДж/м²; rt – радиус порового канала, м; θ – угол смачиваемости, град. Из уравнения (2) следует, что капиллярное давление возрастает при уменьшении диаметра поровых каналов, увеличении поверхностного натяжения и уменьшении угла смачиваемости [8]. С другой стороны, капиллярное давление зависит от высоты над ЗЧВ, и эта зависимость имеет вид:

,                  (3)

где ρ_в – плотность пластовой воды, кг/м³;  ρ_н – плотность нефти, кг/м³; 0.098 – градиент давления пресной воды; Δh – высота над ЗЧВ, м [9].

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 [10].

J-функция для пласта ЮВ₁¹ месторождения «А», построенная по данным 189 измерений 16 проб керна в 8 скважинах, приведена на рисунке 1.

Принятое в подсчете запасов граничное значение коэффициента водонасыщенности (k_в) в залежи пласта ЮВ₁¹, соответствующее ВНК, равно k_в=0,70 д.ед. Тогда значение J-функции, вычисленное по полученной зависимости J=0,118k_в^-0,931, равно J=0,17 [2]. На следующем этапе проанализирована изменчивость k_п по латерали в нижнем слое ячеек над ВНК. Значения коэффициента пористости в пределах указанного слоя ячеек изучаемого пласта изменяется от k_п=13,1 до k_п=23,5%, то есть изменчивость k_п значима. Это указывает на то, что ВНК не является горизонтальной плоскостью, а значит, и толщина ПВНЗ не постоянна. Учет этого факта в модели насыщения повысит ее точность. По зависимости k_пр(k_п), принятой в подсчете запасов месторождения «А», находится диапазон изменения значений проницаемости в нижнем слое ячеек над ВНК: от k_пр=0,58*10^-3 до k_пр=595,59*10^-3 мкм².

Используя формулу (1) для расчета значений P_c по известным значениям J-функции и фильтрационно-емкостных свойств (проницаемость и пористость), определяются пределы изменения капиллярного давления от P_c=0,01*10⁵ до P_c=0,22*10⁵ Па. Как известно, значение капиллярного давления зависит и от высоты над уровнем ЗЧВ. Согласно формуле (3), расстояние от уровня ВНК до ЗЧВ для данного диапазона P_c и фиксированных значений плотности пластовой воды и нефти изменяется от 0,8 до 16 м (выражаем Δh из формулы 3). Расчет и построение поверхности ЗЧВ как нижней границы переходной зоны основан на том, что на поверхности ЗЧВ P_c=0 [4].

Таким образом, капиллярные давления позволяют, используя значения плотностей нефти и воды, определять, на какой высоте от уровня ЗЧВ встречается рассчитанное давление P_c. Эти величины позволяют оценить расстояние между уровнем ВНК и ЗЧВ для залежи, то есть толщину переходной водонефтяной зоны (рис. 2).

Карта толщин ПВНЗ (h_пз) имеет сложное геометрическое строение, она существенно неоднородна. Укажем также, что она характеризуется повышенными значениями вблизи зон отсутствия коллекторов, то есть в зонах с пониженными значениями kп (рис. 3).

Как видно из сопоставления карт на рисунках 2 и 3, в зонах с высокими значениями k_п нефтенасыщенных коллекторов толщина ПВНЗ наименьшая, а в зонах с низкими значениями k_п – соответственно, наибольшая. Полученные результаты хорошо согласуются с капиллярно-гравитационной концепцией нефтегазонакопления [13].

Алгоритм построения модели насыщения с учетом геометрии переходной зоны имеет такой вид:

1. по экспериментальным данным капиллярометрических исследований керна находится регрессионная зависимость J = f(_kв);
2. используется карта ВНК (по данным принятого проекта разработки или отчета по подсчету запасов);
3. из найденной зависимости J=f(_kв) вычисляется значение J-функции, соответствующее проектному уровню ВНК. Выражается P_c из формулы (1), и по полученной зависимости рассчитывается капиллярное давление P_c в переходной зоне от ЗЧВ до ВНК, то есть строится куб параметра Pc переходной зоны. Для этого используются кубы коэффициентов К_п и К_пр;
4. на основе выражения Δh из формулы (3) и куба параметра P_c переходной зоны рассчитывается расстояние от проектного ВНК до ЗЧВ;
5. строится карта ЗЧВ, куб параметра Δh и карта толщин переходной зоны;
6. с использованием отметки поверхности ЗЧВ рассчитывается куб P_c от ЗЧВ до верхней границы залежи, то есть строится куб параметра P_c всей системы «нефть – вода»;
7. по значениям капиллярного давления P_c в системе «нефть – вода» и фильтрационно-емкостным свойствам породы рассчитывается куб значений параметра J-фунции по формуле (1);
8. по зависимости J=f(_kв) (рис. 1) рассчитывается значение куба К_в^тр (куб водонасыщенности трендовый);
9. по данным РИГИС в скважинах с учетом тренда К_в^тр методом кригинга интерполируется куб К_в, затем находится куб К_н по формуле К_н=1–К_в [9].

Куб нефтенасыщенности К_н залежи пласта ЮВ₁¹ построен по описанной методике с использованием одномерного тренда – зависимости J-функции Леверетта, оцененной по данным капиллярометрических исследований. Такая методика построения К_н позволяет учесть зависимость нефтенасыщенности от строения порового пространства породы, значений P_c и высоты над ЗЧВ.

Сопоставление значений k_н по данным ГИС и интерполированного куба К_н показало, что данный метод позволяет адекватно оценить насыщение коллекторов (рис. 4). Как значения k_н по данным ГИС скважины 602, так и значения куба К_н плавно увеличиваются по направлению к зоне предельного нефтенасыщения, которая характеризуется максимальными значениями k_н. Внутри этой зоны вверх по пласту происходит уменьшение содержания капиллярно-удерживаемой воды, поскольку гравитационные силы продолжают увеличиваться, и нефть заполняет поры все меньшего размера [5]. В итоге куб К_н, построенный по предложенной методике, адекватно описывает изменение нефтенасыщенности по всему объему залежи пласта ЮВ₁¹.

Внешняя проверка непротиворечивости модели эксплуатационным данным проводилась путем анализа коэффициента обводненности нефти k_обв по группе скважин (по которым имеются исчерпывающие эксплуатационные данные и данные ГИС) в зависимости от толщины переходной зоны (h_пз). Для этого оценена регрессионная зависимость фактической обводненности продукции от толщины переходной водонефтяной зоны (рис. 5).

Из рисунка 5 видно, что зависимость k_обв(h_пз) линейная обратная и тесная. Это говорит о том, что чем больше расстояние от нижней границы интервала перфорации до ЗЧВ, тем меньше содержание воды в продукции скважины.

Для сравнения трехмерной геологической модели залежи пласта ЮВ₁¹ месторождения «А», созданной автором, и предыдущей модели приведены карты нефтенасыщенности, полученные по соответствующим кубам К_н (рис. 6а и 6б).

Границы распространения пород-коллекторов в авторской модели пересмотрены с учетом новых данных по скважинам. Уточним, что интерполяция куба насыщения К_н в предыдущей модели залежи пласта ЮВ₁¹ месторождения «А» проведена на основе только скважинных данных без привлечения какой-либо косвенной и априорной информации (рис. 6а). Такой метод интерполяции не позволяет адекватно отразить насыщение пород-коллекторов в межскважинном пространстве на малоразбуренных площадях как по разрезу, так и по латерали, а также в зонах, не охарактеризованных ГИС. Естественно, этот метод не позволяет оценить параметры ПВНЗ залежи. Отметим, что карты нефтенасыщенности предыдущей и авторской моделей значимо отличаются.

Для проверки точности моделей К_н сравним данные по новой и предыдущей моделям с дебитами эксплуатационных скважин в первый месяц работы (рис. 7а и 7б).

Зависимости q_н(k_н) говорят о более точной модели нефтенасыщения в авторской модели залежи пласта ЮВ₁¹ месторождения «А».

Построенный по предложенной методике куб насыщения (рис. 6б) дает прогнозные значения насыщения на тех участках разреза залежи, 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.

Изменение коэффициента насыщения в зависимости от К_пр коллекторов приведено на рисунках 8а и 8б.

Из анализа этих рисунков следует, что только в авторской модели имеется тренд К_н(К_пр). Кроме того, в предыдущей модели отсутствуют значения k_н<0,5 д. ед., что невозможно при наличии ПВНЗ. Эти результаты подтверждают большую точность авторской модели.

Выводы

Уточнена методика построения куба нефтенасыщения в терригенных гидрофильных коллекторах, состоящая из двух этапов. На первом этапе отстраивается модель геометрии переходной водонефтяной зоны. На втором – методом интерполяции с учетом переходной водонефтяной зоны и с привлечением в качестве косвенной информации капиллярного давления, фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов и одномерного вертикального тренда J-функции Леверетта вычисляется куб нефтенасыщения.

Модель нефтенасыщения с учетом переходной водонефтяной зоны залежи пласта ЮВ₁¹ месторождения «А», построенная по описанной методике, позволила построить поверхность зеркала чистой воды, обосновать толщину переходной водонефтяной зоны, адекватно отразить нефтенасыщение. Показано, что построенный по предложенной методике куб нефтенасыщения дает прогнозные значения коэффициента нефтенасыщенности на тех участках разреза залежи, где его определение затруднено по ряду причин (толщина пропластков < 2 м, отсутствие ГИС, низкая плотность сетки скважин и др.), а также в переходной зоне, где определение k_н по общепринятым методикам затруднительно.

Модели нефтенасыщенности 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 адекватны и более полно отвечают современным требованиям трехмерного геологического и гидродинамического моделирования [11].

Ссылка для цитирования (for citation):
Кунина П.С., Бунякин А.В., Величко Е.И., Нижник А.Е., Дубов В.В., Иноземцев Д.А., Музыкантова А.В. Моделирование технологических процессов транспорта газа в магистральных трубопроводах // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 5. С. 30–33.
Kunina P.S., Bunyakin А.V., Velichko Ye.I., Nizhnik А.Ye., Dubov V.V., Inozemtsev D.А., Muzykantova А.V. Modelling of gas transport processes at main gas pipelines (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 5, P. 30–33.

Газопроводы относятся к типу больших сложных систем, управление функционированием которых невозможно без использования различных видов моделей. При этом весьма существенно то, что центральный технологический объект – линейная часть – обладает рядом таких специфических особенностей, как:

• сложность структуры и стохастичность связей между элементами;
• неоднозначность отклика при воздействии на объект;
• большое количество переменных, влияющих на показатели динамики;
• неполнота текущей информации о структуре, свойствах и поведении при том или ином способе воздействия на объект.

Необходимо также подчеркнуть ограниченность возможностей экспериментального исследования как самой линейной части, так и других технологических систем, входящих в структуру газопровода, а также существенную затрудненность получения в достаточном количестве информации об истинном состоянии отдельных его элементов, чем преимущественно и вызвана неполнота данных. Все это делает весьма актуальной разработку методик моделирования систем транспорта углеводородного сырья.

Как известно, механика сплошных сред имеет дело с идеализированными объектами и субстанциями. Течения же в трубопроводе во многом определяются конкретными деталями: материалом труб, конструкцией трубопровода, его состоянием, расположением на местности, составом транспортируемого газа или жидкости и т.д., причем полное знание об объекте в принципе недостижимо. По существующим математическим моделям невозможно определить в соответствии с данными эксплуатации местоположение гидратных пробок, образующихся в магистральном газопроводе, что не дает возможности предупредить возникновение аварийных и опасных ситуаций.

Эффективность математического моделирования как методологии исследования процессов и явлений, происходящих в объектах, на их математических моделях зависит в первую очередь от уровня адекватности такой модели реальному объекту [1]. Проблема адекватности осложнена еще и тем, что объекты транспорта газа в большинстве случаев характеризуются существенной нелинейностью и полное решение уравнений состояния потока с привязкой их к реальному объекту, как показывает опыт, практически невозможно. Наиболее реально решать подобные задачи моделирования, используя диагностические уравнения, которые отбрасывают второстепенные факторы воздействия на систему, но позволяют все же составить реальную картину истинного технического состояния объекта исследования. Поэтому проведенные авторами исследования и дают возможность не только оценить текущее состояние трубопровода, но и установить ориентировочно места возникновения гидратных образований.

Рассмотрим динамику функционирования произвольного линейного подземного или морского участка трубопровода.

Обозначим через P(x), T(x), V(x), h(x) соответственно давление, температуру, скорость и геометрическую отметку над уровнем моря исследуемого участка трубопровода в зависимости от координаты х вдоль трубы, когда известны только длина и профиль трубопровода, остальные подлежат определению.

В общем виде математическая модель может быть записана тремя основными уравнениями:

1) уравнение потерь импульса движущегося газа при гидравлическом трении:

,                         (1)

где  – ρ плотность газовой смеси; λ – коэффициент гидравлического сопротивления, который может определяться по различным эмпирическим формулам или задаваться; d – диаметр трубопровода;

2) уравнение потерь энергии газа за счет теплоотдачи через стенку трубы:

,             (2)

где k – коэффициент теплоотдачи (табличная величина); T_S – температура снаружи от трубы; c_V – удельная теплоемкость газовой смеси при постоянном объеме;

3) уравнения состояния газа и сохранения его массового расхода Q:

,

,

где R – универсальная газовая постоянная; µ – молярная масса смеси газа;  Z – коэффициент сверхсжимаемости газа, который может быть определен по зависимости [1, 2], представляющей собой нелинейное уравнение, имеющее единственный положительный корень Z. Этот корень может быть найден методом Ньютона, для чего уравнение дифференцируется с независимыми переменными P, T:

,             (4)

где Р_кр и Т_кр – соответственно критические давление и температура смеси газов.

Для численного решения уравнений (2) и (4) можно реализовать для их явный метод (Рунге – Кутта 4-го порядка аппроксимации).

При движении по магистральному трубопроводу с глубиной заложения не менее 0,8 м температура газового потока в течение суток (что весьма важно для системы оперативного управления транспортом газа) изменяется незначительно, поэтому уравнение (1) может быть переписано в виде:

.                         (5)

Для удобства дальнейших рассуждений обозначим

.

Как показали расчеты,   имеет порядок 10^-5, поэтому этим членом можно пренебречь по сравнению с остальными, и интегрирование уравнения движения газа может быть произведено по упрощенной схеме, а именно с использованием уравнения [2]:

.                         (6)

Численное интегрирование системы дифференциальных уравнений (1), (2), (3) требует итерационного нахождения Z после каждого шага по x.

Композиция и принципиальная блок-схема алгоритма диагностирования технического состояния трубопровода с использованием математической модели проиллюстрирована на рисунке 1.

Кроме того, в структуру алгоритма входят нормативно-справочная информация, параметры перекачиваемого газа и параметры, зависящие от конфигурации системы.

Проверка модели необходима для достижения приемлемого уровня уверенности пользователя в том, что любой вывод о поведении системы, сделанный на основе этой модели, будет правильным. Первый метод проверки – сравнение результатов моделирования с работой реальной трубопроводной системы; второй – проверка исходных предположений; третий – проверка преобразований информации от входа к выходу. Модели динамики трубопроводной системы следует ориентировать на решение только тех вопросов, на которые необходимо иметь ответ, не анализируя ситуации в реальной трубопроводной системе во всех подробностях [3].

При этом следует иметь в виду, что все виды регулирования параметров можно выполнять только в определенном диапазоне состояний, поэтому модель управления функциональным состоянием транспорта газа по определенному участку трубопровода в общем виде можно представить следующим образом (рис. 2).

Разработанная авторами система моделирования течения газа в трубопроводе была апробирована на морском участке газопровода «Россия – Турция» и не только показала положительные результаты при определении истинного технического состояния системы, но и дала возможность диспетчерской службе компрессорной станции «Береговая» оперативно принимать решения по корректированию технологических параметров работы.

На обводненных газовых месторождениях с падающей добычей могут наблюдаться, как правило, пробковый, вспененный и капельно-пленочный режимы течений вертикальных восходящих двухфазных потоков. При изменении скорости смеси и содержания фаз в газожидкостной смеси происходит смена режимов. Например, в случае пузырькового течения пузырьки могут сливаться. Без применения соответствующих мер этот режим является неустойчивым и наблюдается тенденция роста пузырьков. Поперечный размер пузыря может возрасти настолько, что пузырь занимает все поперечное сечение трубы. В результате пузырьковый режим переходит в пробковый.При дальнейшем увеличении скорости газожидкостной смеси от значений, характерных для пробкового течения, возникает динамическая хаотическая структура газожидкостного потока, заполняющего весь объем трубы. Этот режим называется вспененным.

С практической точки зрения в качестве рабочего режима скважины для нас особенно важен капельно-пленочный режим течения двухфазных потоков.
В этом режиме часть жидкости движется вдоль стенок трубы в виде пленки, а газ вместе с каплями жидкости – в центральной части потока. Ориентировочной границей существования этого режима для системы «вода – воздух» является скорость газа, превышающая 10 м/с.

Рассмотрим существующие подходы к разработке моделей газожидкостных потоков. Это прежде всего прямое физическое моделирование движения двухфазных смесей в условиях, приближенных к промысловым, на экспериментальном стенде в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» [1].

В области теории по принципу от простого к сложному исследователи переходили от существовавших моделей однофазного течения к двухфазным моделям. На первом этапе двухфазные системы рассматривались как однородные смеси, хотя такой подход редко отражает реальную ситуацию, за исключением пузырькового режима течения.

В настоящее время модели описания параметров газожидкостных потоков можно разделить на три класса – эмпирические корреляции, физико-
математические модели и коммерческие компьютерные программы.

Как показал анализ [2], в продвинутых эмпирических корреляциях учитывается как эффект проскальзывания газа и жидкости относительно друг друга, так и режим потока газожидкостной смеси. Эмпирические корреляции неплохо согласуются с экспериментальными результатами, однако требуют дополнительных методов определения режима потока.

О коммерческих компьютерных программах, таких как пакеты OLGA и TACITE, можно сказать, во-первых, что они довольно широко используются за неимением лучших вариантов и, во-вторых, что они представляют собой закрытую систему, т.е. так называемый черный ящик. Они запатентованы, а информация о деталях используемой модели и результатах недоступна для широкого использования. В целом в настоящее время проблема импортозамещения актуальна для программного обеспечения, производимого за пределами Российской Федерации.

В физико-математических моделях описания газожидкостных потоков с использованием основных физических законов прогнозируется режим потока и моделируются сложные свойства потока.

В работе [2] приводятся результаты оценки моделей разных режимов потока для газожидкостных смесей, применительно к скважинам газовых и газоконденсатных месторождений они могут быть сформулированы следующим образом:

1. для газовых скважин необходимо использовать физико-математические модели газожидкостных потоков;
2. ни одна из существующих моделей в полной мере не учитывает влияние угла наклона скважины на характеристики газожидкостного потока;
3. ни одна модель газожидкостных потоков не позволяет рассчитывать характеристики потока, состоящего из газа, конденсата (нефти) и воды.

Целью данной работы является создание моделей капельно-пленочного и пробкового режимов течения двухфазного потока в вертикальных газовых скважинах. В перспективе это позволит моделировать работу наклонных скважин, а также скважин, продукция которых состоит из газа, конденсата и воды.

Рассмотрим капельно-пленочный режим течения двухфазных потоков. Схема участка скважины с восходящим газожидкостным потоком приведена на рисунке 1.

Уравнения движения для вертикального восходящего потока с жидкой пленкой на стенке и газом с каплями влаги в ядре потока имеют вид (первое уравнение – для пленки, второе – для газа) [3]:

где

объем элемента пленки;

объем элемента газа;   – касательные напряжения на границе «пленка – газ»; – периметр канала для газа;   – касательные напряжения на стенке трубы;  – периметр трубы; г – плотность газа; ж – плотность жидкости; g – ускорение свободного падения.

Основные уравнения модели стационарного капельно-пленочного течения после преобразований принимают вид (как и ранее, первое уравнение – для пленки, второе – для газа) [3]:

,

Образование волн на поверхности пленки жидкости, обтекаемой газом, приводит к развитию неустойчивости Кельвина – Гельмгольца и к образованию шероховатости стенок канала. На основании обобщения большого количества экспериментальных данных было получено выражение для величины  гидравлического сопротивления  _г на границе газа и пленки [4]. Поэтому в дальнейшем используем формулы:

где  – относительная скорость газа и пленки;

плотность газа с каплями;

расходная доля жидкости в каплях;

_n– расход жидкости в пленке;  _г – расход газа; _ж – расход жидкости.

В условиях динамического равновесия срыва капель потоком газа с волнистой поверхности пленки и осаждения их обратно на пленке для построения модели используется графическая зависимость расходной доли жидкости в каплях _жот параметра Х [3], где ;

 – вязкость газа;  – коэффициент поверхностного натяжения.

Для замыкания модели необходимо определить касательные напряжения для пленки на стенке трубы. Выражение для касательных напряжений на границе «пленка – труба» имеет вид [4]:

где

 – число Рейнольдса.

Результаты расчетов по разработанной модели для трубы с внутренним диаметром 62 мм, при расходе воды 250 л/ч и давлении р=0,6 МПа приведены на рисунках 2–6 в зависимости от расхода газа – воздуха. В эксперименте длина трубы в составе стенда составляла
29,6 м. Все расчетные параметры брались из экспериментальных данных.

На рисунке 2 представлена расчетная зависимость перепада давления в трубе, маркерами показаны экспериментальные результаты. Как видно из сравнения теоретической модели с экспериментальными данными, разработанная модель восходящих газожидкостных потоков хорошо согласуется с экспериментом на правой восходящей с ростом расхода газа ветви графика. Эта область соответствует реализации капельно-пленочного режима восходящего двухфазного потока. Там, где этого режима в эксперименте не наблюдается – на левой ветви экспериментальной зависимости, – отличия от теоретической модели становятся все больше с уменьшением расхода газа.

Таким образом, в наиболее интересующей нас с практической точки зрения области капельно-пленочного режима восходящего потока разработанная теоретическая модель хорошо согласуется с экспериментальными данными. Это повышает надежность полученных в результате расчета важных параметров двухфазного течения (рис. 3–6, 8–11), которые не могли быть непосредственно измерены в процессе эксперимента.

Расчетная зависимость толщины водяной пленки на стенке трубы приведена на рисунке 3. С ростом расхода газа толщина пленки сначала быстро уменьшается с 2,25 мм при расходе
93 м³/ч до 0,5 мм при расходе 135 м³/ч, затем плавно снижается до толщины 0,3 мм при расходе 185 м³/ч.

Средняя скорость движения пленки нелинейно увеличивается с ростом расхода газа (рис. 4). Она составляет 0,16 м/с при расходе 93 м3/ч и возрастает до 0,9 м/с при расходе 185 м³/ч.

Заметно меняется доля жидкости в каплях в газовом ядре потока (рис. 5). Она возрастает с 3% при расходе газа 93 м³/ч до 25% при расходе 185 м³/ч.

Число Рейнольдса пленки с ростом расхода газа уменьшается (рис. 6). Оно составляет 1430 при расходе газа 93 м³/ч и снижается до 1080 при расходе 185 м³/ч.

Результаты расчетов по разработанной математической модели сравнивались также с результатами экспериментов при различных давлениях в трубе. На рисунке 7 приведены теоретические и экспериментальные зависимости перепада давления от расхода газа (воздуха) в трубе с внутренним диаметром 100 мм при расходе воды 68 л/ч. Результаты получены при давлениях 0,66; 0,98 и 1,5 МПа соответственно.
В области капельно-пленочного режима течения восходящего двухфазного потока правых ветвей на графике наблюдается согласованность разработанной теоретической модели и эксперимента. В целом отмечается рост потерь давления с ростом давления в трубе. Так, при расходе газа 325 м³/ч потери выросли на 80% при увеличении давления с 0,66 до 1,5 МПа.

Теоретические зависимости толщины пленки воды на стенке трубы от расхода газа при разных давлениях в трубе приведены на рисунке 8. Толщина пленки возрастает с уменьшением давления в трубе. Например, при расходе газа 325 м³/ч толщина пленки увеличивается с 0,12 мм при давлении 1,5 МПа до 0,225 мм при давлении в трубе 0,66 МПа.

Рассчитанные на основе разработанной теоретической модели зависимости скорости пленки от расхода газа приведены на рисунке 9. Скорость пленки увеличивается с ростом давления в трубе. При расходе газа 325 м³/ч и давлении 0,66 МПа скорость пленки составляет 0,25 м/с, а при давлении 1,5 МПа увеличивается до 0,375 м/с.

Доля жидкости в каплях в ядре потока возрастает с ростом давления в трубе (рис. 10). Так, при расходе газа 325 м³/ч и давлении в трубе 0,66 МПа доля воды в каплях составляет 7%, а при давлении в трубе 1,5 МПа увеличивается до 27%.

Рассчитанные на основе разработанной теоретической модели восходящих двухфазных газожидкостных потоков зависимости числа Рейнольдса пленки от расхода газа приведены на рисунке 11.
Число Рейнольдса пленки уменьшается с ростом давления в трубе. Например, при расходе газа 325 м3/ч и давлении 0,66 МПа число Рейнольдса пленки составляет 222, а при давлении 1,5 МПа уменьшается до 172.

Таким образом, разработанная капельно-пленочная модель восходящих газожидкостных потоков хорошо согласуется с экспериментальными данными на правой восходящей ветви зависимости потерь давления в трубе от расхода газа (рис. 2, 7), что подтверждается результатами и при других значениях параметров эксперимента. При работе на стенде в области левой спадающей ветви характеристики в ряде случаев удалось визуально наблюдать режимы, похожие на пробковый или вспененный. Работы, в которых моделируется вспененный режим течения двухфазной смеси, нам неизвестны. В настоящей работе для моделирования газожидкостных потоков в соответствующей области параметров анализировался пробковый режим течения.

Пробковый режим течения характеризуется последовательным прохождением по трубе одиночных пузырей большого размера, занимающих практически все его поперечное течение. При разработке теоретического подхода использовалась работа [4].

На первом этапе рассматривается динамика одиночного пузыря. Поток разбивается на части, и рассматривается отдельная ячейка, включающая один газовый пузырь и части жидких пробок сверху и снизу от него.

Средняя плотность суммарного объемного расхода при заданном суммарном объемном расходе определяется соотношением

где S – площадь поперечного сечения трубы.

Если не учитывать влияние прохождения предыдущего пузыря по каналу, профиль скорости в жидкой пробке будет зависеть от шероховатости стенки и числа Рейнольдса

Скорость дрейфа газовой фазы определяется разностью скоростей пузыря и смеси:

Средняя объемная концентрация газа (величина объемного газосодержания) равна отношению приведенной скорости газовой фазы  и скорости пузыря:

С практической точки зрения нас интересует падение давления по потоку. Его удобно представить в виде трех составляющих – падение давления в жидкой пробке, на концах газового пузыря и вдоль пузыря.

Давление вдоль пузыря практически не изменяется, и вклад третьего слагаемого в падение давления равен нулю.

Для расчета падения давления в пробке жидкости может быть использована обычная методика для однофазного течения.

При определении падения давления на концах пузыря используются основные параметры течения.

Газовый пузырь движется в более плотной жидкости под действием подъемной силы. Скорость всплытия v∞, с которой одиночный пузырь движется в покоящейся жидкости, определяется взаимодействием подъемной силы и других действующих на пузырь сил, зависящих от его формы и характера движения. Кроме подъемной силы существенными являются три силы, характеризующие инерцию жидкости, вязкость жидкости и поверхностное натяжение.

Как показывает анализ, для наших экспериментальных и промысловых условий важен безразмерный комплекс, связывающий подъемную силу и силу инерции жидкости:

В приведенном выражении числитель характеризует силу инерции, а знаменатель – подъемную силу на единицу длины пузыря.

В наших условиях газожидкостной поток определяется приведенным безразмерным комплексом. Выражение для скорости всплытия пузыря имеет вид:

Как показали теоретические и экспериментальные исследования [4], скорость подъема пузыря относительно неподвижной жидкости не зависит от длины пузыря, а безразмерная постоянная k₁=0,345.

В теории вводится безразмерная обратная вязкость

и безразмерный комплекс, называемый числом Этвеша

где  – коэффициент поверхностного натяжения на границе пузыря. Тогда область преобладающего влияния инерционных сил на пробковое течение газожидкостного потока определяется выражениями: N_f>300; N_E>100; k₁=0,345.

Для рассмотренных экспериментальных и промысловых данных эти условия практически всегда выполняются.

Чтобы найти приближенное выражение для градиента давления, нужно пренебречь влиянием касательных напряжений на стенке на динамику пузыря. При движении одиночного пузыря в неподвижной жидкости скорость дрейфа газовой фазы равна скорости всплытия пузыря:

,

поэтому скорость пузыря с учетом наличия результирующего потока определяется выражением:

Тогда величина среднего объемного газосодержания находится по формуле:

Последнее выражение можно переписать через объемные расходы фаз:

В результате в первом приближении градиент давления определяется выражением:

Можно уточнить выражение для градиента давления. Так, след предыдущего пузыря также влияет на профиль скорости. Эти эффекты учитываются введением поправочных множителей к выражению для скорости пузыря:

где коэффициент С₁ учитывает отличие средней плотности объемного расхода от средней скорости жидкости, а коэффициент С₂ – реальный профиль скорости.

Как правило, мы реализуем в наших экспериментах полностью развитое турбулентное течение в жидкой пробке. В этом случае при числе Рейнольдса более 8000 скорость пузыря относительно приблизительно постоянной скорости в турбулентном ядре равна v_∞. Для круглого канала и полностью развитого турбулентного течения Re_j>8000: С₁=1,2; С₂=1.

С учетом сделанных поправок выражение для среднего объемного газосодержания принимает вид:

В случае значительных касательных напряжений на стенке также необходимо ввести соответствующую поправку к выражению для градиента давления. Выражение для градиента давления принимает вид:

где С_j определяется числом Рейнольдса Re_j:

Наконец, необходимо ввести поправки для длинных пузырей. Это связано с тем, что, если длина пузыря велика, например больше 15 диаметров трубы, то в окружающей пузырь пленке содержится большое количество жидкости. Пленка жидкости имеет постоянную толщину и стекает с постоянной скоростью.

Значение этих параметров можно рассчитать по теории стекающей пленки [4]. Жидкость, содержащаяся в пленке, не вносит вклад в величину суммарного градиента давления, поскольку касательное напряжение на стенке уравновешивает ее вес. При этом также уменьшается длина пробок жидкости за счет той ее части, которая содержится в пленке. Эти два эффекта можно учесть, если скорректировать величину объемного газосодержания, входящую в выражение для градиента давления.

Отношение объема цилиндрического пузыря, окруженного пленкой с толщиной , к объему трубы равно

Выражение для эффективного объемного газосодержания принимает вид:

Его необходимо использовать при расчете градиента давления.

Для расчета толщины пленки рассмотривается сечение трубы через цилиндрическую часть пузыря. Скорость движения газа вверх в центре трубы равна скорости пузыря:.

Поэтому при использовании выражения для скорости пузыря выражение для скорости газа имеет вид:

Расход газа через поперечное сечение трубы определяется выражением:

.

Расход жидкости в пленке Q^’_ж , стекающей в рассматриваемом сечении вниз, определяется из условия постоянства суммарного объемного расхода через любое поперечное сечение трубы:

Из полученных соотношений следует выражение для приведенной скорости жидкости, стекающей вниз в пленке:

В теории стекающей пленки [4] показано, что при больших числах Рейнольдса по газу 3500<Re_г<30000 приведенная скорость жидкости связана с толщиной пленки соотношением:

Совместное решение двух последних уравнений дает относительную толщину пленки , далее определяется модифицированное значение объемного газосодержания  С его использованием находится искомый градиент давления при пробковом течении газожидкостной смеси.

Результаты расчетов для пробкового режима течения двухфазной смеси сравнивались с экспериментами, проведенными на стенде ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Эксперименты проводились на трубах большого диаметра, их длина составляла 29,6 м.

Результаты расчетов по разработанной модели для труб с внутренними диаметрами 62 мм и 100 мм приведены на рисунках 12–13. Расход жидкости составил 250 л/ч и 885 л/ч соответственно, давление в трубах р=0,6 и 0,615 МПа. На рисунках 12–13 показаны расчетные зависимости перепада (потерь) давления на трубе, маркерами показаны экспериментальные результаты. На графиках нанесены также правые ветви, рассчитанные по описанной ранее капельно-пленочной модели восходящих двухфазных потоков.

Как видно из сравнения теоретической модели с экспериментальными данными, разработанная модель пробкового режима восходящих газожидкостных потоков качественно согласуется с экспериментом на левой нисходящей с ростом расхода газа ветви графика, однако количественного согласия достичь не удалось. Вероятно, данная область значений параметров не соответствует четкой реализации пробкового режима восходящего двухфазного потока, возможны вспененный или переходной режимы.

Можно констатировать, что для количественного согласия теории и эксперимента в области левой ветви зависимости перепада давления от расхода газа требуется уточнение теории. Это увеличивает ценность полученных экспериментальных результатов, которые в рассматриваемой области остаются надежным источником информации для практического использования.

Заключение

1. Разработана гидродинамическая модель восходящих вертикальных двухфазных потоков в газовых скважинах для условий завершающей стадии разработки месторождений.

2. Проведено сравнение гидродинамической модели восходящих двухфазных потоков с экспериментами на стенде ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

3. Гидродинамическая модель создана для пробкового и капельно-пленочного режимов газожидкостного течения, характерных для работы обводненных скважин месторождений на поздней стадии эксплуатации.

4. Результаты расчетов с использованием созданной модели хорошо согласуются с экспериментальными результатами, полученными на стенде, в наиболее практически важном случае восходящего капельно-пленочного режима течения двухфазных потоков.

5. Гидродинамическая модель в дальнейшем будет использоваться для обоснования технологического режима эксплуатации скважин, для моделирования двухфазных потоков в наклонных скважинах, а также для моделирования трехкомпонентных потоков.

Стальные трубы нефтяного сортамента с внутренним защитным полимерным покрытием находят все более широкое применение у нефтяных компаний для строительства промысловых трубопроводов, сооружения колонн насосно-компрессорных, обсадных, бурильных труб. Накопленный в нефтегазовой отрасли опыт их применения показывает, что внутреннее полимерное покрытие стальных труб нефтяного сортамента является перспективным направлением повышения их энергетической эффективности, надежности, безопасности и технологичности. Правильно подобранные материалы и конструкции внутреннего полимерного покрытия позволяют защитить трубную сталь от коррозионного разрушения, коррозионного и сульфидного растрескивания, коррозионной и сорбционной усталости, предотвратить на внутренней поверхности труб образование значительных твердых отложений, выпадающих из транспортируемой среды, защитить трубы от гидроабразивного износа при воздействии потока жидкости, содержащей механические примеси, снизить гидравлическое сопротивление [1]. Одной из важных характеристик внутреннего полимерного покрытия труб нефтяного сортамента, определяющих его защитную способность, является диэлектрическая сплошность.

При укладке строящегося промыслового трубопровода в траншею, при бурении наклонных скважин и боковых отводов скважин, при сооружении колонн насос-
но-компрессорных труб в наклонных скважинах и в боковых отводах скважин стальные трубы с внутренним защитным полимерным покрытием подвергаются значительному поперечному изгибу, что может вызвать растрескивание покрытия, т.е. нарушить его диэлектрическую сплошность. Поэтому одной из важных характеристик внутреннего полимерного покрытия труб нефтяного сортамента является сохранение его диэлектрической сплошности при поперечном изгибе трубы при максимально возможной стреле ее прогиба на стадиях хранения, транспортирования, монтажа, использования по назначению.

Максимально возможная стрела прогиба трубы при поперечном изгибе определяется максимально допустимым напряжением в металле трубы _р, которое, согласно действующим стандартам
[2, п. 2, пп. 2.8] не должно превышать 0,9 _Т, где _Т – предел текучести металла трубы.

В настоящее время отсутствует метод контроля диэлектрической сплошности внутреннего полимерного покрытия труб при их поперечном изгибе с заданной стрелой прогиба, соответствующей максимально допустимому напряжению в металле труб на различных стадиях их жизненного цикла у потребителя. Существуют лабораторные методы контроля диэлектрической сплошности полимерного покрытия стальной пластины после ее поперечного изгиба с заданной стрелой прогиба, соответствующей напряжению в металле пластины _р = 0,9 _Т [1]. Испытания на поперечный изгиб на пластинах недостаточно точно моделируют напряженно-деформированное состояние трубы. Подобные испытания можно проводить в лабораторных условиях при контроле качества материалов, разрабатываемых для внутреннего покрытия труб. Условия формирования покрытия на пластине существенно отличаются от условий его формирования на внутренней поверхности трубы. При полимеризации внутреннего полимерного покрытия трубы в промышленных сушильных камерах возможен перегрев покрытия, что повышает его хрупкость и, как результат этого, снижает сопротивление растрескиванию при последующем изгибе. Это обуславливает необходимость контроля сопротивления внутреннего полимерного покрытия труб при поперечном изгибе с заданной стрелой прогиба при приемо-сдаточных испытаниях в заводских условиях. Не менее важно проводить контроль диэлектрической сплошности внутреннего покрытия труб нефтяного сортамента после опытно-промышленных испытаний на промысловых полигонах, позволяющих в отличие от лабораторных испытаний объективно оценить сохранение диэлектрической сплошности полимерного покрытия труб при реальных механических, физико-химических и тепловых воздействиях на них. В этом существенное преимущество промысловых полигонов, позволяющих объективно оценить надежность труб с покрытием.

Для контроля диэлектрической сплошности внутреннего полимерного покрытия стальных труб нефтяного сор-
тамента после поперечного изгиба в заводских условиях при приемо-сдаточных испытаниях и на трубных базах нефтяных компаний после опытно-промышленных испытаний на промысловых полигонах в лаборатории конструирования полимерных покрытий нефтегазового оборудования и сооружений РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина была разработана, установка, схема которой представлена на рисунке 1.

Установка представляет собой жесткую сварную раму (1), на верхней плоскости которой смонтированы сменные призмы (5) для установки труб с внутренним защитным покрытием. Типоразмеры используемых призм определяются типоразмерами контролируемых труб. Для обеспечения горизонтальности и соосности призм предусмотрена соответствующая регулировка их относительного положения. На поворотном кронштейне (9) вертикальной стойки, установленной на опорной плите рамы (1), закреплен гидроцилиндр (6), на свободном конце штока которого установлена сменная нагрузочная призма (2), типоразмер которой определяется типоразмером контролируемых труб (4).

На опорной плите рамы установлен соосно со штоком гидроцилиндра лазерный измеритель (7).

Контроль диэлектрической сплошности покрытия осуществляется дефектоскопом (3), установленным на транспортирующей штанге.

В комплект установки входит блок контроля (8), предназначенный для создания испытательного электрического напряжения на головке дефектоскопа (3) и регистрации диэлектрического пробоя покрытия. Принцип действия блока контроля основан на преобразовании электрических сигналов, фиксируемых блоком контроля, в сигналы звуковой и световой сигнализации.

На рисунке 2 представлена схема дефектоскопа, основными элементами которого являются: головка (IV) с лепестками токопроводящей резины и транспортирующая штанга (I), состоящая из алюминиевых труб, соединяемых с помощью быстроразъемного соединения, получившего название БРС (III). Транспортирующая штанга предназначена для крепления головки дефектоскопа требуемого типоразмера и перемещения этой головки внутри трубы в зону контроля. Конструкция БРС предусматривает соединение разъемов электропроводов, расположенных внутри алюминиевых труб и обеспечивающих подачу требуемой величины напряжения на лепестки головки дефектоскопа. На транспортирующей штанге установлены ролики (V), исключающие повреждение внутреннего полимерного покрытия при ее перемещении.

Установка работает следующим образом (рис. 1). Трубу (5) устанавливают с помощью подъемника на опорные поверхности установочных призм (6). С помощью лазерного измерителя (7) контролируют исходное положение крайней нижней точки поверхности трубы и заносят результаты контроля в журнал испытаний. Затем включают гидропривод, обеспечивающий осевое перемещение штока гидроцилиндра (6) с нагрузочной призмой (2) на его конце, которая создает изгибающую нагрузку на трубу, вызывающую ее поперечный прогиб.

Требуемую величину стрелы прогиба определяют в следующей последовательности [3, с. 96–98]:

1. рассчитывают максимальный изгибающий момент, соответствующий величине напряжений в стали, равной 0,9 _Т по следующей формуле:

,                                    (1)

где _Т – предел текучести стали;

W_x – осевой момент сопротивления сечения трубы;

n_T – коэффициент запаса, равный 1,4 [4];

2. рассчитывают силу реакции опоры:

,                                    (2)

где  – максимальный изгибающий момент при напряжении, равном 0,9 _Т;

l – расстояние между опорами;

3. рассчитывают изгибающую нагрузку, которую необходимо приложить к трубе, для создания напряжения в стали, равного 0,9  _Т:

F_изг=2*R_A;                             (3)

4. строят эпюры изгибающих нагрузок: единичной и грузовой (рис. 3);
5. рассчитывают величину стрелы прогиба трубы по формуле:

,                         (4)

где Ω[М_х(p)] – площадь грузовой эпюры;

y_с[М_х(1)] – ордината единичной эпюры под центром площади грузовой эпюры;

Е – модуль упругости стали сердцевины трубы;

I_х – осевой момент инерции сечения трубы.

В таблице в качестве примера приведены требуемые значения нагрузки (F_изг) при поперечном изгибе насосно-компрессорных труб нагружающей призмой в зависимости от рассчитанной величины стрелы прогиба (f_max) и геометрических размеров (D, s, d, L) контролируемых труб с внутренним защитным покрытием.

В процессе поперечного изгиба трубы на призмах стрела прогиба непрерывно фиксируется лазерным измерителем. При достижении требуемой заранее рассчитанной величины стрелы прогиба нагружение трубы прекращают и нагружающую призму возвращают в исходное положение. Величину стрелы прогиба записывают в журнале испытаний.

Для проведения контроля диэлектрической сплошности внутреннего покрытия трубы после ее поперечного изгиба с заданной стрелой прогиба дефектоскоп вводят внутрь испытываемой трубы до места измерения стрелы прогиба. Затем включают блок контроля для подачи требуемой величины электрического напряжения на лепестки головки дефектоскопа (4). Нарушение диэлектрической сплошности контролируемого покрытия сопровождается звуковыми и световыми сигналами от блока контроля.

По результатам контроля делается заключение о сохранении диэлектрической сплошности внутреннего защитного покрытия трубы после ее поперечного изгиба с максимально возможной стрелой прогиба на различных стадиях жизненного цикла у потребителя.

Использование разработанной установки для контроля диэлектрической сплошности внутреннего полимерного покрытия стальных труб нефтяного сортамента после поперечного изгиба с заданной стрелой прогиба в заводских условиях при приемо-сдаточных испытаниях и на трубных базах неф-
тяных компаний после опытно-промышленных испытаний на промысловых полигонах позволит существенно повысить надежность промысловых трубопроводов, колонн насосно-компрессорных, обсадных и бурильных труб с внутренним защитным полимерным покрытием.

Таблица. Зависимость изгибающей нагрузки и стрелы прогиба от геометрических параметров НКТ
Table. Dependence of the bending load and bending deflection of the tubing geometrical parameters

Комсомольский НПЗ располагается в г. Комсомольск-на-Амуре, занимая территорию около 2 км2. Предприятие обеспечивается электроэнергией от четырех линий 110 кВ. На территории завода расположены две главные понизительные трансформаторные подстанции (ГПП) 110/6 кВ (НПЗ-1 и НПЗ-2), около 10 распределительных подстанций (РТП) 6 кВ и более 20 трансформаторных подстанций (ТП), обеспечивающих питание 0,4 кВ. Территориальная рассредоточенность электрохозяйства соответствует размерам самого предприятия. Длины кабельных линий между отдельными подстанциями достигают нескольких сотен метров.

В общей сложности распредустройства обеспечивают подключение нескольких сотен фидеров, большинство из которых оборудовано микропроцессорными устройствами защиты.

Столь масштабная система не может работать без централизованного управления, поэтому на предприятии в службе главного энергетика существует диспетчерская служба, круглосуточно следящая за работой энергохозяйства. До внедрения СДУ дежурная смена службы сталкивалась с рядом проблем. На диспетчерском пункте был установлен мнемощит (рис. 1), на который выводилась информация только о положении коммутационных аппаратов основных присоединений без какой-либо дополнительной информации. Сообщения о перебоях электроснабжения остальных потребителей поступали, как правило, по телефону от дежурных соответствующих цехов. Причины перебоев устанавливались по визуальной индикации устройств защиты, дающей очень ограниченное количество информации. Отсутствие автоматической привязки к единому времени всех устройств системы затрудняло определение последовательности развития аварий. Дополнительные сложности эксплуатационным службам создавало то, что распределительные устройства строились в разное время с использованием оборудования разных производителей. Все это приводило к довольно длительным простоям, а неточности в определении причин повышали вероятность повторных аварий. 

Трудности были и со сбором информации о текущих режимах работы. Данные собирались вручную, путем ежедневных обходов. Дежурные фиксировали показания щитовых приборов и счетчиков технического учета электроэнергии, и на основании собранных данных принималось решение о необходимости принятия каких-либо мер по изменению режимов работы и уставок РЗА.

Сам мнемощит был реализован просто: лампы сигнализации подключались кабелем напрямую к сухим контактам положения коммутационных аппаратов. Такое решение не являлось достаточно надежным из-за длины линий связи и большого количества промежуточных контактов. В результате большую часть времени мнемощит не был полностью исправен. Кроме того, такой подход крайне затруднял либо делал невозможным вывод дополнительной аналоговой информации.

Для исправления всех этих недостатков и замечаний в 2013 г. руководство завода приняло решение о внедрении новых оперативных средств диагностики и управления энергохозяйством и создании современной единой системы диспетчеризации. Работа в этом направлении велась поэтапно, и на всех этапах создания СДУ работы выполняла «Научно-производственная фирма «ЭНЕРГОСОЮЗ» (г. Санкт-Петербург).

Сотрудничество Комсомольского НПЗ и НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» началось в 2000 г., когда на НПЗ-1, обеспечивающей электропитание завода от двух линий 110 кВ, была установлена система регистрации аварийных событий «НЕВА» производства НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ». 

Данная система состояла из регистратора и автоматизированного рабочего места (АРМ) дежурного, на котором просматривались аварийные осциллограммы и отображалась информация о текущем положении коммутационных аппаратов и значения токов и напряжений. Система позволила в реальном масштабе времени отслеживать изменение текущих нагрузок по основным потребителям, а также вести подробную запись аварий: осциллограммы токов и напряжений (64 канала) и последовательность срабатывания всех механизмов защит и автоматики с точностью до 1 мс (до 240 сигналов). Это существенно упростило выяснение причин аварий и позволило принимать необходимые меры по предотвращению повторения аварийных ситуаций. Кроме того, наличие осциллограмм позволило аргументированно отстаивать позицию в спорах с энергоснабжающей организацией.

К 2013 г. было завершено строительство и ввод новой трансформаторной подстанции НПЗ-2 для подключения к двум новым линиям 110 кВ. В рамках этого проекта было проведено объединение существующей системы РАС НПЗ-1 и новой системы НПЗ-2 и реализована отказоустойчивая схема с применением двух серверов с горячим резервированием. На этапе проектирования было принято решение, что система «НЕВА» будет использоваться не только как регистратор аварийных событий, но и как система дистанционного управления распред-
устройствами. Примененные решения позволили собирать информацию со всех микропроцессорных устройств защиты как КРУЭ-110 кВ, так и КРУ-6 кВ на одном автоматизированном рабочем месте (АРМ) (рис. 2) и с этого же рабочего места управлять всеми коммутационными аппаратами.

В ходе выполнения данных работ в службе главного энергетика были окончательно сформированы требования к системе диспетчеризации всего энергохозяйства завода. Наличие уже работающей системы управления ГПП повлияло на выбор компании для реализации проекта, так как использование уже существующей инфраструктуры и оборудования упростило и удешевило реализацию. Предполагалось серьезное развитие существующей системы – предстояло собрать полную информацию о работе десятка распределительных трансформаторных подстанций. Количество осциллографируемых сигналов с более чем 300 ячеек на всех распредустройствах превысило 2000. В систему должны были быть интегрированы более 200 микропроцессорных терминалов защит, а количество сигналов телеуправления достигло 300. Все это потребовало установки специализированного программного обеспечения (ПО) – полноценной SCADA-системы.
В качестве такой системы была выбрана «СКАДА-НЕВА» разработки НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ». 

Для обеспечения непрерывности электроснабжения предприятия выполнение работ было разбито на 18 последовательных этапов. Был составлен график работ, подробный проект, список устанавливаемого оборудования, а также оборудования, которое предстояло интегрировать в систему диспетчерского управления.

В процессе реализации СДУ было установлено более 30 шкафов с контрольным и коммуникационным оборудованием, смонтировано 3,5 км контрольных кабелей и проложено 2 км оптоволоконного кабеля в дополнение к существующим каналам связи. Были решены проблемы совместимости с устаревшим и уже снятым с производства микропроцессорным оборудованием. Помимо этого, уже в ходе работ в проект добавлялись новые задачи. Например, при реконструкции системы освещения завода, которая производилась в это же время, было решено реализовать управление освещением средствами строящейся системы диспетчерского управления. В результате суммарное количество сигналов, обрабатываемых SCADA-системой, достигло 20 тыс.

Установленный программно-технический комплекс (ПТК) «НЕВА» аппаратно состоит из регистраторов аварийных событий «НЕВА-РАС», каналов связи, коммутационного оборудования, преобразователей последовательных интерфейсов, сервера точного времени и двух серверов обработки и хранения данных с установленным программным обеспечением «СКАДА-НЕВА» (рис. 3).

«НЕВА-РАС», установленные на каждой трансформаторной подстанции, ведут сбор текущей информации о состоянии ТП, протекающих нагрузках и положении коммутационных аппаратов, производят запись аварийных осциллограмм при появлении признаков аварии, осуществляют передачу данных на верхний уровень и выдают команды на исполнительные механизмы распред-
устройства.

Одновременно с микропроцессорных устройств РЗА по шине RS-485 собираются данные нормального режима и записи журналов срабатывания защит. Эти данные не подходят для записи аварийных процессов и используются для записи в архив нормального режима и отображения на рабочих местах пользователей. Для подключения терминалов защит к общей сети использованы преобразователи интерфейсов RS-485/Ethernet. 

Команды управления могут передаваться как прямо на устройства РЗА по шине RS-485, так и через выходные реле телеуправления, установленные в «НЕВА-РАС». Конструктивно второй способ несколько сложнее, но он позволяет управлять практически любыми механизмами, в том числе не оборудованными микропроцессорными устройствами. Кроме того, встроенный в регистраторы аварийных событий интерпретатор позволяет выполнять дополнительные алгоритмы блокировки. В реализуемой системе диспетчеризации используется управление как через микропроцессорные устройства защиты, так и через регистраторы аварийных событий в зависимости от контролируемого оборудования и необходимости реализации дополнительных блокировок.

Связь всех компонентов системы обеспечивается по сети Ethernet, построенной с использованием сетевых коммутаторов промышленного исполнения с поддержкой технологий избыточности.

В состав программного обеспечения «СКАДА-НЕВА», внедренного на КНПЗ, входят необходимые компоненты для сбора, хранения, просмотра и анализа информации о состоянии электрооборудования. В первую очередь это программа «Мнемосхема», выполняющая функцию мнемощита, – она отображает текущее состояние коммутационных аппаратов и множество других параметров, как измеренных, так и рассчитанных на их основе. Гибкая система видеокадров позволяет просматривать информацию с различной степенью детализации: от общей схемы завода, с перечислением основных параметров (аналогично старому мнемощиту) до отдельных ячеек распредустройств с отображением подробной информации по данному присоединению (рис. 4). Также непосредственно из программы «Мнемосхема» производится управление оборудованием с контролем выполнения команд.

Все события, происходящие в энергохозяйстве, автоматически фиксируются в журнале событий, в который с точностью до 1 мс заносятся данные о срабатывании защит, изменении состояния электрооборудования, действиях персонала и работе самого программного комплекса. Программа просмотра журнала имеет систему фильтров для анализа событий. Предусмотрены также цветовая и звуковая сигнализации, позволяющие настраивать индивидуальные сообщения для отдельных сигналов или для целого класса событий.

Измеренные значения аналоговых сигналов записываются в базу данных программы «Самописец», пользовательский интерфейс которой также позволяет просматривать хранящиеся данные за любой период и выводить их на печать в виде графиков или в виде табличных значений. «Самописец» фиксирует данные нормального режима, т.е. текущие значения токов, напряжений и нагрузки с периодичностью от секунды, в зависимости от настроек.

В случае срабатывания аварийной сигнализации при выходе параметров энергосистемы за предусмотренные диапазоны или по команде оператора запускается осциллографирование параметров. Записанные осциллограммы позволяют рассмотреть процессы, происходящие в системе, с разрешением в 1 мс. При этом цифровой осциллограф настроен таким образом, что записывает как непосредственно момент аварии, так и события до 5 секунд, предшествующих срабатыванию, а также до 60 секунд после аварии. Это позволяет определить причину, подробно рассмотреть развитие аварии, оценить срабатывание устройств РЗА и последствия аварии.

Для просмотра и анализа осциллограмм служит программа «Осциллограф», позволяющая по имеющимся записям измерять токи, напряжения, временные интервалы, строить векторные диаграммы, графики годографа сопротивлений и производить другие действия, необходимые для анализа аварийных событий.

Помимо этого, в составе комплекса имеются подсистема точного времени, обеспечивающая синхронизацию времени всех компонентов системы от единого источника астрономического времени, и подсистема самоконтроля состояния, непрерывно оценивающая состояние оборудования, каналов связи и сигнализирующая в случае возникновения неполадок в самой системе «НЕВА».

На сегодняшний день на заводе «СКАДА-НЕВА» используется как основная система для интеграции других систем, связанных с энергоснабжением. Проектируется расширение СДУ на строящиеся трансформаторные подстанции для новой установки гидрокрекинга, а также рассматривается вопрос подключения управления системой отопления помещений.

Несмотря на большой объем работ, благодаря имеющемуся опыту и грамотной организации работы были выполнены с опережением графика, и менее чем за год полномасштабная СДУ была введена в эксплуатацию. В результате персонал завода получил мощный и эффективный инструмент для мониторинга и управления энергохозяйством.

Подземное хранение газа в России имеет 60-летнюю историю. В настоящее время подземное хранение природного газа практически превратилось в самостоятельную подотрасль газовой промышленности, играющую важную роль в обеспечении устойчивости газоснабжения.

ПХГ являются неотъемлемой частью ЕСГ и расположены в районах наибольшего потребления газа. Помимо основной задачи – обеспечения сезонной неравномерности подачи газа российским потребителям – ПХГ выполняют и такие функции, как покрытие пикового спроса на газ при наступлении аномально холодных дней, компенсация аварийных недопоставок газа, обеспечение надежности экспортных поставок газа, повышение маневренности системы при колебании спроса на газ с учетом конъюнктуры рынка, обеспечение энергетической безопасности государства за счет создания долгосрочного резерва. Значение ПХГ возрастает благодаря развитию рынка природного газа, наращиванию добычи независимыми производителями газа, изменению ценовой политики на газ, расширению зарубежных контрактов, повышению ответственности за перебои в поставках природного газа потребителям, удлинению маршрутов от новых регионов добычи и усложнению природно-климатических и геолого-технических условий новых регионов газодобычи. Подземные хранилища позволяют гарантированно обеспечивать потребителей природным газом независимо от времени года, колебаний температуры, форс-мажорных обстоятельств.

Подземное хранение газа в России представляет собой очень динамичную структуру, которая в процессе свой деятельности интенсивно преобразуется и совершенствуется с целью наиболее полного соответствия стратегическим задачам и текущим потребностям отрасли.

Энергетической стратегий России до 2020 г. и Генеральной схемой развития газовой отрасли России на период 2030 г.
определены ориентиры (контрольные показатели) по добыче, транспорту и другим видам деятельности ПАО «Газпром». И хотя из-за влияния различных факторов внутренней и внешней направленности эти показатели могут варьироваться в течение рассматриваемого интервала времени, тем не менее они остаются реперными точками для разработки новых программ преобразования газовой отрасли. Направления эволюции ПХГ на краткосрочную и среднесрочную перспективы определяются стратегией развития России в целом.

Привлечение мощностей ПХГ позволяет балансировать работу ЕСГ, увеличивая производительность газотранспортной системы или аккумулируя избыточные объемы товарного газа в период низкого спроса. Созданная сеть ПХГ позволяет обеспечивать в отопительный период до 20% поставок газа российским потребителям, а в дни резких похолоданий эта доля может превышать 30%.

На сегодняшний день в России эксплуатируются 28 объектов хранения газа, в т.ч. 19 – в истощенных месторождениях, 8 – в водоносных пластах, 1 – ПХГ в солях. На протяжении 60 лет эксплуатация ПХГ осуществляется в условиях постоянного наращивания и одновременного старения мощностей.

Руководство ПАО «Газпром» уделяет большое внимание развитию ПХГ. На достижение наиболее важного показателя в подземном хранении газа – максимальной суточной производительности – были нацелены Прорамма-550, Программа-700, Программа -1000. Все эти программы разработаны в рамках «Генеральной схемы развития газовой отрасли на период до 2030 г.».

Следует отметить, что за период, прошедший после распада СССР, «Газпрому» удалось не только восстановить, но и превысить почти в 1,5 раза уровень максимальной суточной производительности на территории России, существовавший ранее в СССР (рис. 1).

Несмотря на высокий уровень развития ПХГ, в России есть регионы с недостаточной обеспеченностью в подземных газохранилищах, прежде всего Северо-Западный, Центральный и Уральский. Новые задачи стоят перед отраслью при развитии ЕСГ в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

Перспективное развитие ПХГ, определяемое изменением ресурсной базы, перераспределение объемов потребления, экспорта и импорта газа, предполагает не только сооружение новых объектов ПХГ, но и оптимальное, экономически эффективное использование существующих и интенсивно эксплуатируемых мощностей за счет современной реконструкции и капитального ремонта. При этом строительство новых объектов ПХГ осуществляется в основном одновременно с реконструкцией действующих. Решение этой масштабной отраслевой проблемы предполагает знание фактических, проектных и перспективных возможностей объектов на каждом этапе преобразования.

При прогнозировании показателей эксплуатации ПХГ использовалось три основных способа:

1. прогноз «Проект» – определяется на основе данных о проектных показателях ПХГ, используется для долгосрочного планирования;
2. прогноз «Факт» – определяется на основе данных о фактических показателях ПХГ на начало прогнозного периода с учетом вывода ПХГ на проектные показатели, используется для краткосрочного планирования;
3. прогноз «Переходная зона» – определяется на основе данных о проектных показателях с учетом текущего состояния ПХГ и проектной документации, используется для среднесрочного планирования.

С точки зрения стратегии развития ПХГ, включая стратегию ресурсосбережения, способ прогноза «Факт» является наиболее достоверным, так как он основан на использовании фактической информации работы газохранилища, учитывающей проектные показатели эксплуатации.

Основной проблемой при прогнозировании развития подземного хранения газа является текущая информация о работе ПХГ, а также достоверная информация по результатам геолого-разведочных работ по новым площадям. Под текущей информацией понимаем получение данных по незавершенным периодам эксплуатации. Например, план закачки газа в подземные хранилища предоставляется до окончания периода отбора и т.п.

Из ряда факторов, влияющих на развитие ПХГ, можно выделить три основных группы:

1. геолого-технологическая:

• геологическое строение объекта хранения;
• особенности технологии создания и эксплуатации ПХГ;
• возможность обеспечения подачи газа в случае нештатных ситуаций в ЕСГ;

2. экономическая:

• конъюнктура рынка и уровень цен на газ на мировом рынке;
• характер потребительского спроса;
• льготное налогообложение на долгосрочный резерв газа;
• экспортные поставки газа;

3. законодательная:

• политика государства в области развития ПХГ;
• состояние нормативно-правовой базы;
• экологическая политика.

На краткосрочный прогноз наибольшее влияние оказывает первая группа факторов, на средне- и долгосрочный прогнозы – в большей степени 2-я и 3-я.

Помимо факторов, влияющих на развитие ПХГ, существуют условия эффективного развития, которые необходимо реализовывать.

К таким условия относятся:

• модернизация и реконструкция оборудования для ПХГ;
• строительство новых объектов ПХГ;
• поиск новых объектов для целей ПХГ;
• синхронизация развития ПХГ с расширением и реконструкцией ЕСГ;
• совершенствование технологии эксплуатации ПХГ;
• разработка и внедрение методов регулирования формирования газовой залежи ПХГ в водоносных пластах;
• совершенствование технологии заканчивания и капитального ремонта скважин ПХГ;
• совершенствование системы надзора за созданием и эксплуатацией ПХГ;
• разработка технологий хранения неуглеводородных газов;
• совершенствование нормативных документов в области создания и эксплуатации ПХГ;
• создание интеллектуальных ПХГ.

Важно отметить, что при планировании реконструкции и модернизации объектов ПХГ важно не допустить избыточных объемов работ. В связи с этим требуется четкое обоснование необходимости вывода объектов в реконструкцию на основе объективных критериев. Также при планировании реконструкции с целью вывода объектов ПХГ на утвержденные показатели стоит учитывать, что при необходимости или целесообразности использования в процессе производственной деятельности новой техники, технологии, материалов, не предусмотренных проектом, допускается составление дополнений к проектной документации, которые подлежат переутверждению в установленном порядке.

Кроме того, реконструкция любого объекта ПХГ должна рассматриваться с позиций системного подхода, т.е. с учетом технологической взаимосвязи существующих, вновь вводимых и реконструируемых объектов. Важно учитывать критерии:

• технологические – отражают предельное техническое состояние объектов, при котором дальнейшая эксплуатация невозможна или осуществляется с нарушением требований промышленной и экологической безопасности, правил технической эксплуатации, требований технических регламентов и стандартов отрасли;
• экономические – позволяют производить сравнение предлагаемых мероприятий по реконструкции и техническому перевооружению объектов хранения газа, а также оценить перспективы отказа от реконструкции за счет капитального ремонта.

Совокупность факторов и условий эффективного развития и определяет стратегию ресурсосбережения. Данная стратегия не противоречит основополагающим целям политики ПАО «Газпром», она создает предпосылки для развития системы подземного хранения газа в средне- и долгосрочной перспективах (рис. 2).

В последнее время при выборе объектов для реконструкции большое внимание уделяется объектам, в которых возможно без увеличения оперативного резерва значительно повысить максимальную суточную производительность. Данная задача решается существующими современными техническими и технологическими способами, которые могут кратно увеличить максимальную суточную производительность хранилища на единицу прироста оперативного резерва.

Важнейшей составляющей ресурсосбережения является совместная работа фундаментальных и прикладных научно-исследовательских школ страны с разработчиками и производителями отечественного оборудования, а также развития международного сотрудничества с целью организации инновационных и совместных проектов.

Необходимо подчеркнуть, что развитие объектов подземного хранения газа может обеспечить своевременное реагирование на изменяющиеся внешние условия взаимодействия структур энергетического комплекса России, обеспечивать решение актуальных проблем внутри отрасли, создавая тем самым условия для эффективного функционирования многих отраслей экономики страны и укрепления ее энергобезопасности.

Опыт реализации в ПАО «Газпром» трех комплексных среднесрочных программ развития подтвердил обоснованность основных концептуальных подходов, на базе которых формировались эти программы, и их экономическую эффективность.

Однако опыт показал, что снижение темпов планируемого финансирования программ и его неритмичность приводит к затягиванию сроков реализации запланированных мероприятий, накапливанию проблем технического характера, осложняет своевременное проведение реконструкции оборудования, проведение геолого-разведочных работ на новых площадях и в конечном счете снижает уровень надежности обеспечения регулирования сезонной неравномерности подачи газа российским потребителям.

 Процесс разработки нефтяных месторождений необходимо непрерывно контролировать. При контроле за разработкой выделяют три основных направления: изучение процесса выработки запасов залежей нефти, оценку эффективности применения различных методов повышения нефтеотдачи пластов, диагностику состояния нефтяных пластов. В настоящее время имеется методическая база, позволяющая решать задачи, возникающие по всем трем направлениям [1, 2].

Ключевой задачей контроля за разработкой месторождений нефти является анализ выработки запасов. Особую актуальность эта задача приобретает при разработке сложнопостроенных многопластовых месторождений. Зачастую система разработки таких месторождений предполагает наличие многоствольных скважин.

Основными геофизическими методами определения параметров работающих стволов многоствольных скважин и интервалов притока в горизонтальной скважине являются:

1. пассивная акустика (спектральная шумометрия). Проблема использования стандартных (интегральных) модификаций шумометрии связана с недостаточной чувствительностью при сильном шунтирующем влиянии шумов от движения флюида по стволу;
2. радиометрия и широкополосная акустика;
3. дебитометрия (однако чувствительность приборов при исследовании малодебитных объектов недостаточная);
4. термометрия (занимает одно из лидирующих положений в решении представленной задачи).

Термометрия скважин включает в себя методы естественного теплового поля и методы искусственных тепловых полей, созданных заполнением скважины, охлажденным или нагретым раствором [3, 4]. Начальная термограмма (температурная кривая), замеренная по стволу скважины до ее пуска в работу, дает представление о естественном тепловом поле земли. Переходные температурные процессы после пуска скважины в работу отражают геометрию призабойной зоны, а установившиеся возмущения естественного теплового поля позволяют определить интервалы притока и поглощения и их продуктивность.

Высокая информативность метода термометрии при исследовании скважин обусловлена высокой чувствительностью термометров к различного рода изменениям состояния скважины и пласта. Это является достоинством и недостатком метода, поскольку существенно затрудняет процесс интерпретации термограмм. Для обеспечения достоверности решения задач термометрии необходимо знание влияющих факторов, связанных с состоянием скважины и условиями измерений.

Для эффективной эксплуатации многоствольных скважин необходимы промыслово-геофизические данные, полученные в процессе разработки пластов. Технически не всегда возможна доставка оборудования в пробуренные боковые стволы, следовательно, исследования процессов, протекающих в них, существенно затрудняются.

Для решения вышеприведенных задач исследования многоствольных объектов фирма Baker Hughes разработала многопакерную установку. Данная установка отсекает каждый из боковых стволов, что позволяет осуществлять раздельную эксплуатацию и возможность исследования геофизическими приборами. Основным недостатком данного метода является затухающий режим эксплуатации при исследовании (которые проводятся при помощи компрессорной установки), что значительно искажает фактические данные.

С развитием в последние годы современной исследовательской техники и технологий стало возможным получать необходимую информацию об объектах по результатам комплексных исследований, одним из наиболее информативных и краткосрочных из них является многодатчиковая технология термогидродинамических исследований скважин. Данная технология успешно применяется на практике и в настоящее время адаптирована для исследований многоствольных скважин. Сегодня многодатчиковая технология термогидродинамических исследований может быть применена на объектах с многозабойными скважинами для определения качественного и количественного вклада каждого из исследуемых стволов в общую работу скважины. Этот способ позволяет осуществлять качественный контроль за разработкой месторождений, эксплуатируемых такого рода скважинами.

Термодинамические исследования позволяют решить такие задачи, как качественное и надежное определение исходных параметров, необходимых при подсчете запасов, проектировании разработки залежи и установлении оптимального технологического режима работы скважин. Отличительной особенностью предлагаемой технологии является возможность исследований при установившихся и неустановившихся режимах фильтрации на нескольких циклах отработки скважины. Это позволяет сравнивать пластовые параметры от режима к режиму и уверенно говорить о корректности получаемых данных.

При проведении термогидродинамических исследований в пилотном стволе над верхним окном врезки устанавливается пакер, а на дальнейшем участке насосно-компрессорных труб от верхнего окна врезки до забоя пилотного ствола напротив каждого бокового ствола в контейнерах устанавливаются комплексные автономные приборы в количестве, необходимом для получения информации о каждом боковом стволе многоствольной скважины (рис. 1).

Подготовка скважины к проведению исследований включает в себя извлечение подземного оборудования (при наличии) и промывку забоя технической жидкостью. Непосредственно перед пуском в работу скважина должна быть выдержана определенное время в покое для выравнивания градиента температуры.

Количество установившихся режимов, время воздействия на каждом установившемся режиме и время восстановления после отработки определяется для каждой скважины индивидуально. Моделирование термодинамических процессов в системе «скважина – пласт» показало, что для достижения поставленной цели необходимым условием является мгновенное изменение давления в стволе при пуске и остановке скважины. Условие это необходимо для четкого проявления адиабатического эффекта в скважине, что позволяет минимизировать проявление процесса теплообмена жидкости в скважине с окружающими горными породами. Адиабатический, дроссельный и калориметрический эффекты являются качественными характеристиками данного метода исследования. Для выполнения поставленных условий наиболее приемлемым является использование для вызова притока струйного насоса, позволяющего создать в подпакерной зоне заданную депрессию и поддерживать ее необходимый промежуток времени.

Для решения вопроса количественного вклада каждого бокового ствола в общий дебит скважины необходимо проанализировать и решить уравнение сохранения энергии потока в пласте относительно линейных скоростей фильтрации в каждом отдельном стволе. Решение для многопластовых объектов представлено в работе [4].

Используя тот же принцип, мы получаем уравнение для определения количественного вклада каждого исследуемого ствола многоствольной скважины. Чем интенсивней движение жидкости в интервалах зарезки боковых стволов (места установки приборов), тем интенсивней прогреваются эти зоны. Определив отношение темпов изменения температуры в интервалах зарезки боковых стволов, определим отношение скоростей потоков жидкости в боковых стволах.

Обозначив отношение скоростей потоков жидкости в боковых стволах коэффициентом К, прямо пропорциональным отношению темпов изменения температуры напротив исследуемых стволов, получим:

                                     (1)

где v_i – скорость потока в i-м стволе;

 – производная температуры по времени.

Таким образом, коэффициент пропорциональности скоростей фильтрации К определяется отношением производных температуры в начальные моменты времени τ. Зная отношение скоростей течения жидкости исследуемых стволов и общий дебит, можно определить качественный и количественный вклад каждого бокового ствола в общий дебит многоствольной скважины.

Наличие пакера и обратного клапана позволяет отсекать подпакерную зону от полости скважины, что предотвращает приток жидкости в скважину после прекращения отбора (при этом гидростатическое давление над пакером остается первоначальным). Указанные выше технологические особенности позволяют соблюдать важные условия гидродинамики и термометрии.

Весь процесс исследования (включая спуск и подъем оборудования) регистрируется комплексными автономными приборами, в составе которых – датчики давления и температуры.

Данная технология позволяет производить работы с применением утвержденных типов схем обвязки устья скважин, используемых при освоении, испытании и капитальном ремонте.

Предлагается следующая схема проведения термогидродинамических исследований: скважина запускается в работу на три часа, затем останавливается для восстановления давления на три часа; данный этап повторяется еще два раза, затем скважина останавливается для регистрации длительной КВД на 12 часов. Весь процесс исследования на установившихся и неустановившихся режимах занимает 27 часов (без учета спуско-подъемных операций), что позволяет отнести данную технологию к разряду экспресс-исследований.

На скважине 3002Гр одного из месторождений Западной Сибири были проведены термогидродинамические исследования по описанной технологии. Целью работ являлось определение продуктивных параметров скважины, в т.ч. боковых стволов, и работающих интервалов пилотного горизонтального ствола. Исследования проведены по многодатчиковой технологии с использованием струйного насоса и хвостовика с «гирляндой» автономных приборов АМТ-09.

Результаты термогидродинамических исследований.

Скважина отработана на первых двух режимах по три часа, и на третьем – 4,5 часа, при устьевых давлениях нагнетания 60, 80 и 90 атм. соответственно. После первого и второго режимов работы скважина остановлена на три часа. После третьего режима – на 20 часов для записи кривой восстановления давления (КВД).

При отработке скважины на режимах контроль притока осуществлялся по изменению объема жидкости в мерной емкости агрегата ЦА-320. Рост объема жидкости в мернике агрегата наблюдался на всех режимах отработки.

В процессе отработки приток водонефтяной эмульсии из пласта составил: 2,8; 4,4 и 6,2 м³ на 1-м, 2-м и 3-м режимах соответственно. Суммарный объем извлеченной жидкости – 13,4 м³.

На рисунке 2 представлены результаты замера изменения давления на трех установившихся режимах фильтрации по десяти приборам, расположенным в горизонтальном участке основного ствола и напротив окон зарезки боковых стволов.

Интерпретация результатов исследований

Пластовое давление (273,5 атм.) принято по результатам исследования скважины. Индикаторная диаграмма (рис. 3)
имеет линейный характер. Коэффициент продуктивности, определенный по ИД, – 0,515 м³.сут./атм.

Результаты замера температуры по шести приборам, расположенным в горизонтальном участке основного ствола скважины, представлены на рисунке 4.
Темпы изменения температуры по приборам 2, 3, 4, 6 при отработке на режимах имеют единый характер, отличный от характера темпов прибора 1, установленного в зоне, где приток заведомо отсутствует. Темп изменения температуры по прибору 5 характеризует отсутствие притока на первых двух режимах и слабый приток на 3-м режиме. Прибор 7 находился выше исследуемого горизонтального ствола, что дает возможность не учитывать его в интерпретации данных.

Изменение температуры по приборам 8, 9, расположенным в интервале зарезки окон боковых стволов, представлено на рисунке 6. Прибор 8 по техническим причинам не сработал, в связи с чем нет данных для интерпретации.

Темп изменения температуры по приборам, расположенным ниже второго окна зарезки, медленнее, чем темп изменения температуры по прибору 9, расположенному напротив интервала зарезки второго бокового ствола. Первый боковой ствол характеризуется как неработающий в связи с техническими неполадками. Второй боковой ствол можно характеризовать как продуцирующий. Результаты определения удельных дебитов приведены в таблице.

Заключение

Многоствольные скважины являются перспективным направлением в разработке месторождений нефти и газа, однако требуют вдумчивого подхода к планированию и интерпретации результатов исследований. На сегодняшний день технологии и техника исследований многоствольных скважин дают возможность качественной оценки работы скважины, в частности каждого из стволов. Плановое проведение подобных исследований позволит оптимизировать существующие системы разработки и грамотно построить разработку вновь вводимых месторождений.

Предложенная технология исследований многоствольных скважин позволяет качественно и количественно определить вклад каждого ствола скважины, что обеспечивает контроль за выработкой запасов в области исследуемых скважин и месторождения в целом, а также дает возможность технологически обосновывать режим эксплуатации многоствольной скважины и оценивать коэффициент извлечения нефти каждой эксплуатируемой части залежи или месторождения во времени.

Таблица. Результаты расчетов удельного дебита исследуемых интервалов

Table. Results of specific rate of yield calculations for surveyed ranges

«Шаман» – вездеход в полном смысле этого слова. Для преодоления глинистых участков пути или обледенелых дорог мы оборудовали наш вездеход системой полного привода, межосевой и межколесной блокировкой, колесной формулой 8х8, шинами низкого давления.

Он довезет вас до места назначения вне зависимости от того, где вы находитесь, ведь «Шаман» приспособлен для эксплуатации в экстремальных метеоусловиях: от –60 до +50 °С.

При создании вездехода мы использовали новейшие технологии. Оригинальная герметичная рама, колеса и легкосъемный гребной винт помогают вездеходу преодолевать водные преграды. Габариты и скоростные возможности позволяют использовать вездеход и на обычных дорогах, не создавая помех другим водителям.

Единственным препятствием на дорогах могут стать лишь другие водители, остановившиеся, чтобы полюбоваться вашим вездеходом. Особой гордостью «Шамана» является яркий интерьер, который по сравнению с другими вездеходами не уступает автомобилям бизнес-класса. В версии «Турист» в салоне устанавливаются 8 кресел с регулировкой наклона, подлокотниками и ремнями безопасности. В версии «Охотник» – длинные комфортные сиденья, которые трансформируются в спальное место, рассчитанное на 4 человек. Предусмотрены и места для перевозки багажа.

Водительское место, расположенное посередине, в сочетании с большой площадью остекления обеспечивает отличную обзорность. Эргономичное расположение приборов и оригинальные пульты выбора режимов работы трансмиссии, рулевого управления и подкачки колес облегчают задачу водителю.

«Шаман» оснащен инновационной системой рулевого управления с тремя режимами работы:

• поворот передних осей для стабильного движения на высоких скоростях;
• подруливание колес задних осей для минимального радиуса поворота;
• разворот всех колес в одну сторону.

Вездеход «Шаман» станет незаменимым помощником в работе руководителей крупных промышленных компаний. Он идеально подойдет любителям активного отдыха на природе.

Учитывая эксклюзивность проекта, вездеходы выпускаются небольшими сериями и индивидуально, с учетом пожеланий каждого клиента.

Звоните, чтобы записаться на тест-драйв или сделать заказ!

Производством трубоукладчиков в России занимаются четыре компании, лидером среди которых является «ЧТЗ

Уралтрак». В 2015 г. объемы выпуска компании сократились на 53% по сравнению с показателями 2014 г., а если сравнивать с более ранними данными, то к аналогичному показателю 2012 г. падение составило и вовсе 84,9%. На сегодняшний день в производственной линейке компании присутствуют трубоукладчики ТР20.22.01 и ТР12.22.01 грузоподъемностью 12,5 и 20 т.

Интересно, что новый производитель трубоукладчиков, челябинский завод «ДСТ-УРАЛ», по производственным показателям вышел на вторую позицию, выпустив 15 единиц техники, что на три трубоукладчика больше прошлогодних показателей. В 2010 г. специалисты завода создали для РФ линейку трубоукладчиков, фактически являющихся аналогами трубоукладчиков Liebherr. Главной особенностью продукции «ДСТ-УРАЛ» является максимальная маневренность и плавность хода, обеспеченная ГСТ-трансмиссией, а это обеспечивает точность позиционирования трубоукладчика, что особенно важно, по краю траншеи. Производственная линейка «ДСТ-УРАЛ», несмотря на относительную молодость бренда, представлена четырьмя серийными моделями ТО-12.24Е1/E2, ТГ-20.32Е1, ТГ-30.50Е1/Е2 и ТГ-50.100E2 BDF ГСТ грузоподъемностью 12, 20, 30 т. 

На ОАО «Промтрактор» выпускаются трубоукладчики под брендом «Четра». По итогам 2015 г. на предприятии было произведено семь машин, что более чем в 7 раз меньше значений 2014 г. Специалисты ОАО «Промтрактор» готовы предложить своим покупателям пять моделей трубоукладчиков – Четра ТГ122, Четра ТГ222, Четра ТГ302, Четра ТГ503, Четра ТГ511 грузоподъемностью от 25,6 до 104,5 т.

Также выпуском трубоукладчиков в России занимается Березовский ремонтно-механический завод. По итогам 2015 г. на предприятии было произведено четыре единицы техники, как и годом ранее. Предприятие, расположенное в Свердловской области, имеет незначительную долю на рынке, несмотря на то что история завода началась в 1962 г.

Импортная составляющая рынка трубоукладчиков по итогам 2015 г. представлена пятью производителями. Изменение стоимости рубля в значительной мере отразилось на цене машин, однако объемы ввоза за последние три года находятся в пределах 63–76 импортируемых трубоукладчиков в год. Тем не менее по сравнению с 2011 и 2012 гг. показатели минувшего года упали на 76,7 и 52% соответственно.

Впрочем, есть и качественные изменения рынка, связанные с ростом доли новых машин. По итогам 2015 г. в Россию был ввезен только один подержанный трубоукладчик Caterpillar 594H далекого 1981 года выпуска. С большим отрывом от остальных лидирует Komatsu. Наиболее популярной моделью стал трубоукладчик D355C-3DA. Далее идут Liebherr (модели RL54 и RL64), Caterpillar (модели PL61 и 594H) Volvo (модели PL4809D, PL4608 и PL3005D) и Shantui (модель SP25Y).

Предварительные итоги первого квартала 2016 г. показывают значительные изменения на импортном рынке. Немецкий производитель техники Liebherr уже на 10 единиц улучшил показатели всего 2015 г., а марка Caterpillar практически повторила показатели годичной давности. Остальные участники в данном сегменте пока выдерживают паузу. Если говорить о производстве, то за первые два месяца текущего года объем выпущенной техники составил только пять трубоукладчиков.

В 2016 г. к уже имеющимся проблемам, среди которых отметим снижение цен на нефть, рост курса иностранных валют, сокращение объема инвестиций, отток капитала из страны, высокую ставку по кредитам, добавилась очередная «головная боль», связанная с введением в нашей стране утилизационного сбора. Под действие этого постановления попали и трубоукладчики. Согласно нововведению, величина уплаты для новой техники составит от 1,5 млн руб. за трубоукладчик массой не более 25 т и до 3,75 млн руб. – за машину массой свыше 50 т. Для подержанных машин старше трех лет размер выплат составит 4,5 млн и 15 млн руб. соответственно.

   В настоящее время достаточно сложно спрогнозировать, насколько изменится рынок, поскольку сам механизм взимания пока до конца не ясен и до сих пор остается достаточно много вопросов как практического, так и бюрократического характера. Однако объемы ранее ввезенной техники в определенной степени должны покрыть текущие потребности. Тем не менее в будущем может создаться эффект отложенного спроса, при котором в 2017–2018 гг. объемы выпуска и ввоза техники могут вырасти.

 Автотехника СПМТ

Аббревиатура СПМТ обозначает «самоприводные модульные транспортеры». Эту транспортную технологию придумали машиностроители Германии в начале 1980-х гг. Первым запатентовал перспективную технологию машиностроительный завод Scheuerle Fahrzeugfabrik («Шоерле»), в 1984 г. выпустивший первую подобную систему для заказчика – голландской компании Mammoet, ставшей впоследствии крупнейшей мировой группой по предоставлению услуг перевозки тяжелых грузов.

В течение 1990-х и 2000-х гг. технологии СПМТ завоевали доверие пользователей по всему миру и были поставлены в большинство стран и регионов, в том числе в Россию, Казахстан и Азербайджан. В прочих странах СНГ эти технологии пока побывали только временно – для работы по проектам от той же компании Mammoet или ее конкурентов – ALE (Великобритания) и Sarens (Бельгия). Наиболее обширные парки такой автотехники работают в настоящее время в Китае, США, Канаде и Великобритании.

Разберем принципы работы этой технологии, чтобы понять ее преимущества и специфику эксплуатации.

Модульная технология

Что же означает понятие «модуль» применительно к автотранспорту? Это значит, что отдельные транспортные платформы (модули) могут соединяться между собой для распределения нагрузки на платформу и ходовые части. Соединяться они могут как встык (механически), так и в роспуск (на удалении друг от друга) для перевозки максимально тяжелых грузов общей массой до нескольких тысяч тонн.

Недавно была разработана технология сплит-модулей – это те же самые транспортные модули, только теперь они могут разделяться надвое продольно по платформе. Таким образом, возможные комбинации модулей стали еще более разнообразными.

Самоходные платформы

Другое название техники СПМТ, известное в мире, – самоходные платформы. Это означает, что СПМТ – техника не прицепная, а самоходная, то есть не требующая отдельных грузовых автомобилей-тягачей для движения.
В состав системы модулей включаются так называемые силовые блоки мощностью от 40 до 390 кВ. Это специальные дизельные двигатели, помещенные в стальные боксы, которые крепятся к торцевым сторонам модулей. Мощности одного силового блока хватает для придания крутящего момента колесным осям от 2 до 8 модулей СПМТ.

Силовые блоки также позволяют транспортным системам преодолевать уклон дороги до 12% (120 промилле) и поднимать/опускать платформу СПМТ, на которую помещают груз, с помощью системы гидравлической подвески.

Транспортные системы СПМТ оснащены пультами дистанционного управления. Это означает, что всей системой модулей при перевозке даже самого тяжелого и большого груза управляет всего один человек. Он может идти рядом с движущейся транспортной системой (скорость передвижения – до 4 км/ч), либо сидеть на платформе модуля на специальном сиденье.

Компактность

Маневренность и компактность – одни из ключевых преимуществ техники СПМТ. Благодаря электронной системе руления колесных линий вся транспортная система может разворачиваться на месте, а также синхронно двигаться в любых направлениях и по любой траектории.

Стандартная ширина модуля СПМТ – 2,43 м – позволяет перевозить модули в кузове обычного дорожного прицепа или грузить в контейнеры. Высота платформы в движении составляет 1,5 м, при этом система гидравлической подвески дает возможность опускать или поднимать ее на +/–350 мм.

Универсальность

Благодаря системе подъемной погрузочной платформы техника СПМТ может выполнять самые разные логистические задачи и с точки зрения перевозимого груза является универсальной.

К примеру, СПМТ может перевозить как непосредственно сам груз, так и груз вместе с поддоном (кассетой), на котором этот груз может храниться. Грузовой поддон должен иметь высоту не менее 1,2 м, и тогда СПМТ без труда способны подъехать под сам поддон, с помощью системы подвески поднять его, отвезти в пункт назначения и аналогичным образом разгрузить. Данная логистическая схема позволяет экономить время на погрузку-разгрузку в случае высокой интенсивности операций.

Гидравлическая подвеска

Как было указано ранее, техника СПМТ обладает системой гидравлической подвески. Это влечет за собой целый ряд преимуществ.

Во-первых, гидравлическая подвеска может поднимать и опускать платформу с грузом на общую величину в 700 мм и ограничивается лишь грузоподъемностью всей системы.

Во-вторых, при неосторожной погрузке различных тяжелых грузов на платформу СПМТ гидравлическая подвеска гасит все удары и пиковые нагрузки и распределяет массу равномерно по всем колесным осям. Таким образом, пиковых нагрузок непосредственно на ходовые здесь просто не может быть. Нагрузки всегда распределяются равномерно на все колесные линии независимо от веса.

В-третьих, техника СПМТ благодаря системе гидравлической подвески и компенсации колесных осей может без труда перемещаться по самому неровному дорожному покрытию, будь то кочки, выбоины или железнодорожные переезды. При любых условиях максимальная нагрузка на саму транспортную систему всегда одинакова – 10 т на колесо.

В-четвертых, одно из самых важных преимуществ системы гидравлической подвески – благодаря своим возможностям подавления пиковых нагрузок и воздействий неровной дороги гидроподвеска на транспортном средстве полностью исключает любое повреждение груза при перевозке по техническим причинам (за исключением ошибок операторов).

Длительный срок службы

Техника СПМТ отличается значительным сроком службы – до 20 лет и более. Средний срок службы составляет 25 лет при условии проведения периодических технических осмотров и замены расходных запчастей. Минимальный срок службы техники СПМТ связан со сроком жизни дизельного двигателя и гидромоторов, который составляет минимум 15 тыс. часов, после чего их необходимо заменять.

Таким образом, транспортные системы СПМТ являются незаменимым инструментом крупных производственных и сервисных организаций в деле перевозки тяжелых грузов в большинстве стран мира. На сегодняшний момент только одной техники СПМТ марки Scheuerle в мире насчитывается около 11 тыс. осевых линий. Лидирующие сервисные организации типа компании Mammoet считают СПМТ Scheuerle самыми надежными помощниками при перевозке дорогостоящих грузов.

Важнейшая эксплуатационная характеристика авиационных двигателей – их способность быстро изменять режим работы. Она в значительной степени определяет такие качества газоперекачивающей установки, как быстрота запуска двигателя и готовность к работе, оперативность и безопасность реагирования в критических ситуациях

Правильный учет всех действующих факторов при расчете и регулировании двигателя на переходных режимах в различных условиях работы компрессорных станций магистральных газопроводов (КС МГ) позволяют сочетать хорошие динамические свойства газоперекачивающего агрегата (ГПА) с надежной работой его элементов.
С улучшением термодинамических характеристик ГПА, их конструкций и систем регулирования существенно улучшилась и динамика современных газотурбинных приводов (ГТП). Это выразилось в сокращении времени переходных процессов. Но в результате более существенной, чем раньше, стала роль тепловой и газодинамической нестабильности режимов работы приводов, изменяющих характеристики как элементов, так и двигателя в целом.

Следует отметить сложность теоретического анализа газотурбинного привода ГПА в условиях конвертирования для КС МГ и экспериментальных исследований неустановившихся режимов.

При конвертировании двигателей АЛ31СТ к условиям КС МГ фактор нестабильности режимов является одним из наиболее значимых в ряду параметров, влияющих на ресурс лопаток ТВД, испытывающих максимальную, порой предельную нагрузку при вынужденном колебании режимов работы.

Впервые влияние нестабильности режимов работы ГПА на работоспособность линейной части МГ диаметром 1420 мм подробно изучалось авторами [1–5 и др.]. Было доказано разрушающее воздействие, проявляющееся в стресс-коррозионном разрушении трубопровода. В [6, 7] было отмечено также негативное воздействие температурных колебаний на шлейфы и непосредственно на газоперекачивающие агрегаты [8].

Для оценки параметров потока газа, обтекающего рабочую лопатку турбины высокого давления, использовалась программа Comsol Multiphisics 4.3b [9], позволяющая выполнить расчет методом конечных элементов.

Пакет Comsol Multiphisics 4.3b позволяет моделировать практически все физические процессы, которые описываются частными дифференциальными уравнениями. Программа содержит различные алгоритмы, которые быстро реализуют даже самые сложные задачи, а простая структура приложения обеспечивает простоту и гибкость использования. Спектр задач, поддающихся моделированию, в программе чрезвычайно широк. Решение данной задачи базируется на численном решении уравнений в частных производных методом конечных элементов. Для решения задачи необходимо создание 2D-модели, которая строится на основании системы дифференциальных уравнений, описывающих течение потока газа в межлопаточном канале рабочей решетки ТВД.

Процесс течения потока газа в межлопаточных каналах профиля рабочих лопаток ТВД описывается системой уравнений, которая состоит из уравнения Навье – Стокса, уравнения сжимаемости среды, а также начальных и граничных условий.

Уравнение Навье – Стокса служит для исследования движения вязких сжимаемых жидкостей и газов и является основой гидромеханики и газодинамики [10].

Модель течения потока газа является двумерной, соответственно, уравнение Навье – Стокса используется для каж-
дой оси движения потока газа в виде уравнений (1) и (2).

Система дифференциальных уравнений содержит также уравнение неразрывности рабочего потока (3) и замыкается характеристическим уравнением (4).

,                         (1)

,                         (2)

,                         (3)

,                                                 (4)

где ρ – плотность среды;

p – давление среды;

µ – коэффициент динамической вязкости;

u – скорость движения потока по оси x;

v – скорость движения потока по оси y;

t – время.

На рисунке 1 представлен профиль рабочей лопатки турбины высокого давления в среднем сечении. Профиль использовался для создания 2D-модели течения потока газа в межлопаточном канале совместно с системой дифференциальных уравнений.

На основании полученной системы уравнений и заданного профиля рабочей лопатки ТВД построена 2D-модель течения потока газа в межлопаточном канале.

Следует особо отметить, что взаимодействие газового потока с лопатками оптимально только при одном режиме – номинальном [11]. Кинематика потока и крутящие моменты ТВД при эксплуатации в трассовых условиях (зимой, летом) могут очень сильно отличаться от проектных значений. Это приводит к превышению фактических нагрузок на венцы лопаток и преждевременному их выходу из строя – поломке, что и происходит при эксплуатации двигателей АЛ-31СТ на КС МГ [12–14].

Данная 2D-модель позволяет смоделировать течение потока газа на нерасчетных режимах.

Диапазон изменения температур атмосферного воздуха tа принят в расчетах характерным для условий континентального климата, с отклонением ±30 ⁰С от номинального значения t_а = +15 ⁰С.

Изменяя начальные параметры потока газа на входе в рабочую решетку, можно расчетным путем получить параметры, характеризующие кинематику потока при температуре наружного воздуха, значительно отличающейся от номинальной (t_а = +15 ⁰С), в данном случае в диапазоне температур от –15 до +45 ⁰С.

Для реализации 2D-модели течения потока газа в межлопаточном канале на различных режимах эксплуатации газотурбинного привода АЛ-31СТ в условиях КС МГ рассчитаны и приведены в таблице основные параметры потока на входе и выходе турбины высокого давления:

• окружная скорость вращения рабочей решетки U_ТСР,
• абсолютные скорости потока на входе  С₁ и выходе С₂,
• относительные скорости обтекания лопатки на входе W₁ и выходе W₂,
• углы входа α₁ и выхода α₂ абсолютной скорости,
• углы входа β₁ и выхода β₂ относительной скорости, которые приведены в таблице 1.

Параметры потока газа, обтекающего рабочую лопатку ТВД, при различных температурах наружного воздуха, представленные в таблице 1, приняты в качестве исходных данных при расчете силового воздействия рабочего потока на лопатки ТВД. Как видно, на режимах, отличных от номинального по температуре наружного воздуха, отличие параметров от номинальных достигает 5%.

Для наглядной оценки параметров потока газа используются треугольники скоростей, которые дают представление о векторных направлениях скорости потока газа, обтекающего рабочую лопатку ТВД (рис. 2). Построение планов скоростей выполнено согласно [11].

Для сравнения входных и выходных параметров потока газа на разных режимах работы построены совмещенные треугольники скоростей на номинальном режиме и режиме при граничных температурах наружного воздуха (рис. 3 и 4).

На рисунке 3 видно, что при переходе газотурбинного привода АЛ-31СТ с работы на номинальном режиме на нерасчетный режим при граничной температуре воздуха +45 0С происходит резкое смещение выходных параметров потока газа. Такое изменение свидетельствует о сильном влиянии на обтекание потоком газа рабочей лопатки ТВД повышения температуры атмосферного воздуха t_а до +45 ⁰С.

О снижении эффективности работы ГПА с газотурбинным приводом в летний период, которая выражается в повышении удельных затрат и снижении КПД, свидетельствуют промышленные данные и многочисленные публикации [15–17 и др.]

Нельзя не отметить и тот факт, что при повышении температуры наружного воздуха цикловой воздух, сжатый в компрессорах КНД и КВД, имеет более высокую температуру, чем при номинальном режиме, и, следовательно, охлаждение рабочей лопатки ТВД происходит менее интенсивно. Возникает дополнительная тепловая нагрузка, которая перегревает рабочую лопатку ТВД. Это приводит к еще большему снижению мощности газотурбинного привода АЛ-31СТ, более выраженными становятся неблагоприятные условия обтекания рабочей лопатки ТВД. Причина – в изменении кинематики потока газа, обтекающего рабочую лопатку ТВД.

Так, для нормальных (благоприятных) условий обтекания профиля рабочей лопатки ТВД необходимо, чтобы при изменении скорости натекания потока газа на рабочую лопатку треугольники скоростей оставались бы подобными между собой. Сохранить подобие треугольников на нерасчетных режимах при изменении температуры наружного воздуха в условиях компрессорных станций не представляется возможным [18].

На рисунке 4 видно, что при переходе с номинального режима работы на нерасчетный режим при граничной температуре –15 ⁰С происходит изменение в параметрах потока газа. Входной треугольник скоростей примерно подобен треугольнику скоростей на номинальном режиме работы, а выходные треугольники скоростей различаются по вектору направления и значению скорости. Однако тот факт, что угол входа потока подобен углу входа на номинальном режиме работы лопатки, а угол выхода потока продуктов сгорания изменяется, приводит к увеличению нагрузки на лопатку дополнительными изгибающими моментами, которые приводят к перераспределению сил давления.

Известно и рассматривается как положительный факт, что на данном режиме, при низких температурах, наружный воздух легче сжимается компрессорами КНД и КВД [16]. Воздух сжимается легче из-за понижения наружной температуры и после сжатия в компрессоре имеет температуру ниже номинальной, поскольку небольшая часть сжатого воздуха отбирается на охлаждение лопаток турбин. Это позволяет сделать вывод, что на данном режиме рабочая лопатка ТВД охлаждается лучше. Таким образом, в зимний период рабочая лопатка ТВД эксплуатируется в щадящем режиме.

На основе полученных исходных данных и треугольников скоростей для каждого режима в программе Comsol Multiphisics 4.3b с помощью созданной 2D-модели обтекания рабочей лопатки ТВД потоком газа выполнен расчет параметров потока газа в межлопаточном канале рабочей решетки (2D-модель).

Для расчета обтекания рабочей лопатки строится сетка элементов, изображенная на рисунке 5. Сетка элементов распределена таким образом, что на входных, выходных кромках, а также на границе «поток газа – рабочая лопатка» имеет большую концентрацию расчетных элементов, что повышает точность расчетов 2D-модели.

Произведенный расчет, включающий 10 450 итераций, выполнен с уменьшением ошибки расчета до минимально возможной на каждом режиме эксплуатации.

На рисунке 6 изображен сегмент рабочей решетки ТВД в среднем сечении, состоящий из трех рабочих лопаток. Две боковые рабочие лопатки обеспечивают правильное направление потока продуктов сгорания, натекающего на среднюю лопатку, что позволяет произвести анализ результатов с минимальной погрешностью отклонения вектора направления потока от проектного на номинальном режиме работы.

Течение газа характеризуется неравномерностью обтекания пера рабочей лопатки. Отчетливо видны зоны образования вихрей. При появлении вихрей теряется часть энергии потока, что существенно уменьшает мощность привода, что характерно для летнего периода.

Выполненные таким образом расчеты показали значительные отличия кинематики и динамики потока газа при граничных значениях температур наружного воздуха –15 и +45 ⁰С и составили основу для определения силового воздействия потока газа на рабочую лопатку.

Рабочая лопатка ТВД под воздействием потока газа, натекающего с определенной скоростью, приводится в движение за счет импульса потока газа. Используя полученные данные и зная, какая масса газа проходит через межлопаточный канал, можно определить приближенно импульс силы, действующей на рабочую лопатку на разных эксплуатационных режимах на основании закона сохранения импульса:

.             (5)

Из уравнения (5) видно, что при изменении скорости потока dv, обтекающего рабочую лопатку ТВД, при неизменной массе m протекающего газа меняется и импульс силы F*dt, действующий на нее. Соответственно, при изменении режима лопатка испытывает силовое воздействие, которое заставляет ее гнуться из стороны в сторону, тем самым вызывая усталость материала. Для оценки изменения изгибающего момента рабочей лопатки ТВД при переходе с одного режима на другой приведена таблица 2.

Из таблицы 2 видно, что изгибающие моменты при переходе с одного режима на другой меняются примерно на 5%. Такие изменения изгибающего момента для рабочей лопатки ТВД значительны. Кроме того, нагрузка на рабочую лопатку ТВД привода АЛ-31СТ, которая по размерам мала, увеличивается за счет тепловых нагрузок и центробежных сил. Такое воздействие происходит в ходе всего срока эксплуатации. Дополнительная тепловая нагрузка имеет наибольшее влияние в летнее время.

Периодический изгиб рабочей лопатки ТВД приводит к слому пера лопатки ТВД в корневом сечении от усталости материала лопатки, что и подтверждается на практике. Поддержание на проектном уровне среднесуточной температуры не обеспечивает стабильную силовую нагрузку рабочих лопаток ТВД.

Дело в том, что колебания температуры в трассовых условиях максимально проявляются в районах с континентальным и резко континентальным климатом. Например, в условиях Башкортостана суточные колебания температуры воздуха достигают 18 0С [19]. Именно кратковременные и суточные колебания температуры, соизмеримые со временем релаксации аппаратов воздушного охлаждения (АВО), не позволяют выполнять качественное регулирование режимов работы КС МГ [1–5]. Становится очевидной необходимость качественного отслеживающего регулирования, подобно тому, как это предлагается в [3].

 Выводы:

1. Перерасчет газогенератора привода АЛ-31СТ к условиям наземного применения позволил установить пульсирующий режим силовых нагрузок на рабочие лопатки ТВД, определяемый климатическими и суточными колебаниями температуры воздуха с максимальным отклонением от номинального по амплитуде, достигающим 5%.
2. Для повышения работоспособности рабочих лопаток ТВД рекомендуется отслеживающее регулирование, основанное на контроле температурного режима в нескольких характерных сечениях газовоздушного тракта ГТУ, обеспечивающее стабильные параметры рабочего потока на входе в первую ступень ТВД.

Таблица 1. Параметры потока газа, обтекающего рабочую лопатку ТВД, при различных температурах наружного воздуха
Table 1. Gas flow parameters flowing around the HPT rotor blade at different ambient air temperatures

Таблица 2. Значения изгибающих моментов
Table 2. Bending moments values

• стальные вертикальные цилиндрические резервуары объемом от 100 до 50 000 м³ для нефти и нефтепродуктов;
• газгольдеры для хранения газов емкостью от 100 до 30 000 м³;
• баки-аккумуляторы для горячей воды емкостью от 100 до 20 000 м³;
• резервуары изотермические одностенные и двухстенные.

Гибкие полимерно-металлические трубы – это многослойные металлополимерные конструкции, применяемые при обустройстве нефтяных месторождений [1] в качестве выкидных трубопроводов и линий систем поддержания пластового давления. 

ГПМТ обладают целым рядом технико-технологических преимуществ [2]:

• обладают высокой химической стойкостью к нефтепромысловым средам, нефти, пластовым сточным водам, содержащим сероводород, углекислый газ, механические примеси;
• имеют высокую монтажеспособность, не требуют проведения сварочных работ;
• срок службы таких трубопроводов может достигать 25–50 лет в условиях и средах, при которых стальные не выдерживают и полугода;
• выдерживают высокие давления (рабочее давление – до 20 МПа).

Конструкция гибкой полимерно-металлической трубы, рассматриваемой в данной работе, представлена на рисунке 1.

Прочностной расчет гибких труб такой конструкции проводится по формулам [3]:

,                                           (1)

,                                    (2)

где К – разрывное усилие проволоки, равное произведению временного сопротивления материала проволоки на площадь поперечного сечения;
t – шаг спирали;
d_сп – диаметр проволочного каркаса гибкой трубы;
Т_разр – разрывная нагрузка грузонесущих элементов;
d_вн – внутренний диаметр гибкой трубы.

Стальная проволока в гибкой трубе изготавливается из конструкционных высокоуглеродистых сталей марок сталь 65, сталь 70 и сталь 75 [4]. Для расчетов принимаем сталь 65 со значением временного сопротивления 980 МПа [5]. Разрывное усилие полипропиленового шпагата было определено авторами ранее [6] и составляет 927 Н.

Расчет критического давления для тонкостенных цилиндрических оболочек (в частности, стальных труб) базируется на частных случаях уравнения Лапласа и производится на основе следующих формул:

,                        (3)

,                           (4)

где P – критическое давление;
d_вн – внутренний диаметр трубы;
t – толщина стенки;
σ_кц – кольцевые напряжения (временное сопротивление материала трубы);
σ_пр – продольные напряжения (временное сопротивление материала трубы).

При разработке расчетной модели многослойная конструкция гибкой трубы может быть заменена эквивалентной двухслойной моделью (рис. 2) с такими механическими свойствами, чтобы внутренний слой воспринимал радиальные нагрузки, а внешний – осевые, причем передача осевой составляющей внутреннего давления происходила от внутреннего слоя к внешнему. Поскольку слои модели являются сплошными тонкостенными цилиндрами, к ним применимы формулы (3) и (4).

 Таким образом, необходимо соблюдение следующих условий:

1. для внутреннего слоя модели:

,                                    (5)

где σ_{в рад}, σ _{т рад}, Е_рад – пределы прочности, текучести и модуль Юнга внутреннего слоя модели в радиальном направлении;
в σ_ос, σ_{т ос,} Е_ос – пределы прочности, текучести и модуль Юнга внутреннего слоя модели в осевом направлении;
σ_{в каркаса,} σ_{т каркаса,} Е_{каркаса} – механические свойства воспринимающего радиальные нагрузки материала проволочного каркаса;

2. для внешнего слоя модели:

,                                    (6)

где σ^’_{в ос,} σ^’_{т ос,} Е^’_ос – пределы прочности, текучести и модуль Юнга внешнего слоя модели в осевом направлении;
σ^’_{в рад,} σ^’_{т рад,} Е^’_рад – пределы прочности, текучести и модуль Юнга внешнего слоя модели в радиальном направлении;
σ_{в груз,} σ_{т груз,} Е_груз – механические свойства материалов, воспринимающих осевые нагрузки.

Геометрические размеры слоев эквивалентной модели совпадают с размерами основных грузонесущих слоев гибкой трубы: внутренний слой имеет толщину 3 мм, что соответствует толщине слоя проволочного каркаса, а внешний –8 мм, что равно суммарной толщине слоев грузонесущих повивов.

Главной задачей в данном случае является определение значений безразмерных коэффициентов a и b. Для этого был использован метод заполненного периметра. Суть метода заключается в расчете степени заполнения несущим элементом конструкции сечения гибкой трубы, перпендикулярного вектору приложения усилия.

При приложении внутреннего давления стенка трубопровода равнонапряжена по любому из радиусов. Рассмотрим продольное сечение ГПМТ. Радиальные напряжения воспринимаются спиральным каркасом, поэтому интересующая нас часть поперечного сечения ГПМТ будет выглядеть так, как представлено на рисунке 3.

Для описания алгоритма применения метода заполненного периметра сечения необходимо ввести понятие «кластер». В настоящей работе под кластером подразумевается площадь слоя, на которую приходится минимум одно полное поперечное сечение проволоки или повивов.

Шаг спирального бандажа в гибкой трубе составляет 3,0–3,2 мм, примем его постоянным и наибольшим. Следовательно, площадь кластера равна
9,6 мм², а площадь поперечного сечения проволоки – 7,07 мм².

Отношение площадей являет собой безразмерный коэффициент а1=0,74.

Отсюда можно вывести пределы текучести и прочности проволочного бандажа и, следовательно, конструкции в целом в радиальном направлении по осям приложения вектора давления: 

                                    (7)

                                    (8)

В отличие от стальных труб ГПМТ может свободно изгибаться на любой угол при условии соблюдения минимально допустимого радиуса изгиба. Радиус изгиба ГПМТ составляет 0,6; 0,75 и 1,1 м

в зависимости от условного диаметра. В местах изгиба будет наблюдаться увеличение шага спирали по внешней образующей дуги трубы и, следовательно, местное уменьшение прочности конструкции. Площадь кластера при изгибе несколько увеличивается, и новое значение коэффициента a1 составит 0,71. Получим:

                         (9)

                       (10)

В работе [7] установлено значение а2 в зависимости от условного диаметра в пределах 0,75–0,8. При допущении значения а = 0,74 как среднего между a1 и a2 механические свойства внутреннего слоя модели вычисляются:

.                       (11)

Таким образом, определив механические характеристики внутреннего слоя эквивалентной модели, проведем расчеты модели на прочность по формуле тонкостенных цилиндров, сравнив результаты с прочностными расчетами ГПМТ по формулам армированных труб (табл. 1).

На основании расчетных данных сделан вывод о высокой степени соответствия результатов расчетов эквивалентной модели и армированных рукавов.

Свойства внешнего слоя модели в осевом направлении при растяжении в первую очередь определяются свойствами полипропиленовых шпагатов. Существующая формула (2), характеризующая критическое внутреннее давление при осевом растяжении, выведена для бурильных гибких труб с грузонесущими элементами, выполненными из стальной проволоки. Для таких конструкций справедливо неравенство E_{оболочек} « E_груз, где E_{оболочек} – упругость внешней и внутренней камер и герметизирующих оболочек, E_груз – упругость стали.

Рассматриваемые в работе промысловые гибкие трубы не испытывают в процессе эксплуатации таких больших осевых нагрузок, как бурильные, поэтому стальная проволока в них заменена на полипропиленовые нити.
В этом случае справедливы следующие выражения [8]: E_{оболочек} ~ E_груз ; σ_{т оболочек} ~ σ_{т груз}; σ_{в оболочек} ~ σ_{в груз}.

Нити накладываются под углом 25° к продольной оси трубы, а их количество выбирается из условия полного заполнения периметра трубы. С учетом этого коэффициент b:

b=0,78.                                               (12)

Отсюда σ'_{т ос}=b σ_{т ПП}; σ'_{в ос}=b σ_{в ПП}.

Однако такой подход неприменим для рассматриваемой конструкции, поскольку механические свойства полипропилена сопоставимы со свойствами материалов внешней и внутренней камер и гидроизолирующих слоев и эти элементы необходимо учитывать при исследовании осевых механических свойств гибкой трубы. При оценке влияния каждого из полимерных слоев на осевую прочность были сделаны следующие допущения:

• поскольку [6] эксперимент показал, что механические свойства поливинилхлорида ниже, чем полиэтилена и полипропилена, а толщина слоев винила < 1 мм, участием этих слоев в восприятии осевых нагрузок можно пренебречь;
• в силу защитной функции внешнего полиэтиленового слоя в нем допустимо наличие местных дефектов, что противоречит условию обеспечения осевой прочности в каждом поперечном сечении трубы, поэтому учет данного слоя приведет к неоправданному завышению расчетных результатов.

Для слоев грузонесущих элементов и внутренней камеры были рассчитаны максимальные осевые нагрузки на растяжение с учетом формулы (12). Результаты представлены в таблице 2.

В силу того что предложенная в работе модель имеет один воспринимающий осевые нагрузки слой, суммарная расчетная прочность гибкой трубы в осевом направлении должна обеспечиваться внешним слоем эквивалентной модели толщиной 8 мм. Отсюда можно вычислить значения предела прочности внешнего слоя модели.

Таким образом, формула прочности гибкой трубы в осевом направлении будет выглядеть так:

,           (13)

где b – коэффициент по методу заполненного периметра;
σ_{в ПП} – предел прочности полипропилена;
S_груз – площадь поперечного сечения слоя грузонесущих элементов;
σ_{в ПНД} – предел прочности ПНД;
S_кам – площадь поперечного сечения внутренней камеры.

Общий вид формулы продольной прочности эквивалентного слоя для многослойной тонкостенной оболочки, имеющей n грузонесущих слоев с различными механическими характеристиками (при условии E₁~E₂~…~E_n):

,                       (14)

где S_экв – площадь поперечного сечения слоя эквивалентной модели (слоя конструкции, воспринимающего наибольшую осевую нагрузку).

Эксперимент по определению механических свойств полимерных материалов показал для ПП и ПНД значения т, близкие к σ_в, примем σ'_{т ос}~σ'_{в ос}.

Поэтому прочностные расчеты в гибких трубах по критерию текучести проводить нельзя.

Поскольку основную часть осевой нагрузки воспринимают грузонесущие повивы, модуль упругости в случае конкретной конструкции необходимо принимать равным модулю упругости полипропилена.

Отсюда механические свойства внешнего слоя модели:

.           (15)

С учетом полученных механических свойств внешнего слоя модели были проведены расчеты на осевую прочность модели по методике тонкостенных цилиндров. Результаты сравнивались с результатами расчетов по формулам армированных труб (табл. 4).

Так как осевые нагрузки воспринимаются грузонесущими элементами и внутренней камерой, при достижении Р_{кр разруш} происходит обрыв одного или более грузонесущих повивов, что не приводит к разгерметизации конструкции, однако нарушает ее целостность. В данном случае методики расчета двухслойной модели и армированных труб дают расхождение в диапазоне 6,7–17,7%. Это объясняется следующими причинами:

• методика армированных труб предполагает сонаправленность приложения вектора осевой нагрузки и направления навивки грузонесущих элементов и не учитывает угол навивки относительно оси трубопровода;
• в традиционной методике не учитывается влияние на осевую прочность внутренней полиэтиленовой камеры.

Отношение толщины внутренней камеры к диаметру гибкой трубы в различных типоразмерах не является постоянной величиной.

Давления гидроиспытаний являются максимальными радиальными нагрузками, воспринимаемыми гибкими трубами в штатных режимах эксплуатации. Они составляют 30; 22,5 и 15 МПа для ГПМТ с условными диаметрами 50, 75 и 100 мм соответственно, и их значения практически равны расчетным значениям
P_{кр расчетное}, полученным при вычислениях по эквивалентной модели.

На основании аналитических исследований и решения задач методом конечных элементов выведены значения механических характеристик слоев модели исходя из свойств используемых материалов и геометрии слоев. Благодаря полученным значениям проведен прочностной расчет и расчет осевого напряжения по формулам тонкостенных цилиндров. Полученные результаты сравнивались с результатами расчетов гибких труб по традиционным методикам и с паспортными значениями, максимальное расхождение при этом составило 6,2–17,7% в зависимости от условного диаметра и типа расчета. Также вычислен вклад внутренней камеры в восприятии осевых нагрузок – доля внутренней камеры составляет 17,7–28,8% от общей прочности в зависимости от условного диаметра гибкой трубы.

Таблица 1. Результаты расчетов гибких труб на прочность

Table 1. Results of flexible pipes strength calculations

Таблица 2. Максимальные осевые нагрузки для слоев, доля ПНД в осевой прочности

Table 2. The maximum axle loads for layers, portion of low-density polyethylene in the axial strength

Таблица 3. Пределы прочности внешнего слоя эквивалентной модели

Table 3. Tensile strength of the equivalent model outer layer

Таблица 4. Расчетные значения критического давления ГПМТ (осевая прочность)
Table 4. Calculated values for FPMP critical pressure (axial strength)

Традиционно значимое место в обеспечении эффективности деятельности ПАО «Газпром» занимают реконструкция производственных мощностей, внедрение инновационных технологий, совершенствование системы корпоративного экологического управления, профилактика аварийных ситуаций и снижение выбросов парниковых газов (ПГ)

Сокращение валовых выбросов в газовом комплексе до 2013 г. было связано преимущественно с сокращением выбросов природного газа в сегменте линейной части магистральных газопроводов (ЛЧМГ). Это обуславливалось снижением объемов планово-предупредительных ремонтов (ППР) на объектах транспорта газа, реализацией программы энергосбережения, в рамках которой дочерние газотранспортные общества выполняли мероприятия по выработке газа с помощью газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и перепуску части газа из ремонтируемых в соседние участки газопровода, применением технологий врезки под давлением при замене трубопроводной арматуры (ТПА) и выработки газа на собственные технологические нужды (СТН) компрессорных станций (КС) и газораспределительных станций (ГРС) [1].

В целом с 2010 по 2013 г. валовые выбросы от стационарных источников ПАО «Газпром» сократились на 387,10 тыс. т, в том числе природного газа – на 382,56 тыс. т.

Сегодня снижение выбросов ПГ – это часть корпоративной стратегии ПАО «Газпром», позволяющей удерживать лидирующие позиции в рейтингах по устойчивому развитию и способствовать достижению национальной цели, сформулированной в Указе Президента РФ от 30.09.2013 № 752 – обеспечить к 2020 г. сокращение объема выбросов до уровня не более 75% объема 1990 г. [2].

В 2014 г. выбросы ПГ по Группе Газпром в целом составили 228,25 млн т, в том числе в ПАО «Газпром» – 110,7 млн т, что на 9,4% ниже уровня 2013 г. (рис. 1). К основным причинам сокращения выбросов можно отнести снижение расхода природного газа на компримирование, повышение эффективности использования топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), реализацию новых мероприятий в области энергосбережения.

В результате выполнения в 2014 г. Программы энергосбережения и повышения энергетической эффективности ПАО «Газпром» фактическая экономия ТЭР составила 2,51 млн т у. т., в том числе:

• природного газа – 2070,7 млн м3;
• электроэнергии – 254,6 млн кВт.ч;
• тепловой энергии – 237,2 тыс. Гкал.

Общая величина сэкономленных ТЭР превысила запланированную на 23,7%. Основная величина экономии ТЭР (83,2%) приходится на магистральный транспорт газа (рис. 2). В результате реализации Программы за период 2010–2014 гг. среднегодовая экономия ТЭР составила 2,57 млн т у. т., суммарная экономия ТЭР c учетом фактических цен на энергоресурсы – 7142,1 млн руб.

Наиболее эффективные направления в экономии природного газа в магистральном транспорте представлены на рисунке 3.

В 2010–2014 гг. при транспортировке природного газа зафиксированы 24 аварии и 96 инцидентов с общим материальным ущербом 0,5 млрд руб. и потерями газа 50 млн м3. Установлены причины аварий и инцидентов.
В большинстве случаев это строительные дефекты, коррозионное растрескивание под напряжением (КРН), дефекты труб, нарушение условий и режимов эксплуатации, механические повреждения, наружная и внутренняя эрозия газопроводов.

Превентивные мероприятия позволяют повысить надежность работы оборудования и снизить вероятность аварий на производственных объектах [3, 4]. К числу профилактических мероприятий относятся техническое диагностирование трубопроводов, выполнение комплексов ППР, мероприятия в паводковый период и для подготовки к осенне-зимней эксплуатации, регулярные вертолетные обследования ЛЧМГ на отсутствие утечек газа с применением приборов лазерной локации [5].

В компаниях Группы Газпром ежегодно проводятся научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы
(НИОКР), результатом которых является пуск новых объектов, внедрение нового оборудования и технологий. Внедрение технических новаций и решение актуальных производственных проблем основано на исследованиях, проводимых ведущими российскими научными организациями.

В 2014 г. был выполнен целый ряд научно-исследовательских работ в области ресурсосбережения, отвечающих целям повышения надежности и промышленной безопасности производственных объектов, экологической безопасности, энергоэффективности и экономической целесообразности.

В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» проведена разработка нормативов предельно-
допустимой концентрации (ПДК) смеси метана и одоранта на основе природных меркаптанов в атмосферном воздухе населенных пунктов и предложений по корректировке нормативов платы за их выбросы в атмосферный воздух. Выполнена комплексная оценка и разработан реестр наилучших существующих и перспективных технологий, обеспечивающих экологически безопасное освоение, подготовку, транспортировку, хранение и переработку углеводородного сырья ПАО «Газпром». Проведена оценка потенциального ущерба окружающей среде, включая аварийное воздействие, и разработка единой программы природоохранных и компенсационных мероприятий для всех объектов ПАО «Газпром» при развитии газодобывающих, газотранспортных, газоперерабатывающих и газохимических мощностей в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока. Выполнена оценка интенсивности техногенного воздействия на окружающую среду и научно-методическое сопровождение работ при обустройстве месторождений полуострова Ямал и прилегающих акваторий.

Разработаны такие нормативные документы, как «Методика определения потенциала энергосбережения технологических объектов», «Методические указания по разработке Программы энергосбережения и повышения энергетической эффективности дочернего общества и организации», «Методика расчета величины экономии расхода топливно-энергетических ресурсов при внедрении энергосберегающих мероприятий в дочерних обществах», «Методические указания по оценке потенциала энергосбережения в газораспределительных организациях ПАО «Газпром» по видам производств», СТО Газпром «Система управления энерго-
сбережением в ПАО «Газпром».

В ООО «Газпром трансгаз Казань» изготовлен опытный образец мобильной компрессорной установки для перекачки газа, разработана техническая документация и проведены приемочные испытания. Установка используется для перекачки природного газа из выводимого в ремонт участка в действующий МГ.

В ООО «Газпром трансгаз Казань» разработан и изготовлен опытный образец преобразователя частоты для генератора собственных нужд ГПА-25И с целью увеличения энергоэффективности ГПА и повышения надежности энергоснабжения.

В 2014 г. в ПАО «Газпром» проведена опытно-промышленная эксплуатация технологии сканирования трубопроводов, позволяющая обследовать участки трубопроводов, не адаптированные для внутритрубной диагностики (ВТД).

В ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» введен в эксплуатацию комплекс по производству сжиженного природного газа, в технологии которого используется турбодетандерная установка для утилизации энергии редуцированного на ГРС магистрального газа.

В ООО «Газпром добыча Астрахань» разработана и внедрена ресурсосберегающая система автоматического управления работой подогревателей на площадках скважин и оптимизации температурных режимов Астраханского промысла. Применение этой энергоэффективной системы позволяет сократить расход очищенного газа для предварительного подогрева пластовой смеси на площадках скважин, снизить тепловые потери на сборных пунктах, обеспечивает соблюдение повышенных мер безопасности в условиях малолюдных технологий.

Разработаны и внедрены технологии выявления и ремонта потенциально опасных участков газопроводов, подверженных поперечному КРН, методики выявления потенциально опасных участков трубопроводов с высокими изгибными напряжениями, основанные на анализе проектной, исполнительной и эксплуатационной документации, а также данных дефектоскопии.

Проведена модернизация внутритрубных средств диагностики, обеспечившая возможность определения указанными средствами поперечных трещин с глубиной от 10% толщины стенки трубы и осуществления высокоточной регистрации зон повышенных напряжений в трубопроводе.

Эффект от внедрения результатов перечисленных мероприятий достигается за счет предотвращения аварий и исключения возможности причинения вреда окружающей среде.

Перспективными с точки зрения ресурсосбережения в недалеком будущем могут стать мероприятия по:

• сокращению эмиссии компримированного метана в атмосферу от различных видов технологического оборудования, например при нормальном останове центробежных компрессоров, и использованию его в качестве топливного газа;
• внедрению методов дегазации масла из «масло-газ»-уплотнений, улавливания и подачи газа на СТН;
• применению неподвижных сухих уплотнителей вместо малоэффективных «масло-газ»-уплотнений.

Перспективы развития вертикально-интегрированной компании ОАО «Сургутнефтегаз» связаны в первую очередь с разработкой на территории Российской Федерации залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти и формированием новых кластеров нефтедобычи. При этом руководство компании направляет значительные средства на природоохранную деятельность и уделяет особое внимание решению задачи рационального управления и использования природных и финансовых ресурсов, а также оценке рисков, связанных с конструктивным развитием нефтяного бизнеса. Динамика изменения производственных показателей деятельности компании ОАО «Сургутнефтегаз» и некоторые ретроспективные данные, взятые из годовых отчетов о финансовых показателях компании, приведены на рисунках 1, 2.

Из графиков следует, что в первые 15 лет начала XXI в. деятельность компании в целом характеризуется ростом деловой и производственно-экономической активности, несмотря на высокую волатильность динамики представленных на рисунках 1, 2 показателей с течением времени. Даже кризисные явления в мировой и российской экономике принципиально не изменили положительный поступательный характер бизнес-деятельности ОАО «Сургутнефтегаз». По предварительным расчетам, эта тенденция может сохраниться и в стратегической перспективе развития компании (рис. 3).

Вместе с тем результаты регрессионного анализа дали возможность сделать вывод о том, что на стоимость активов (А) и выручку (В) инвестиции в нефтедобычу (I₁), нефтепереработку (I₂) и природоохранные мероприятия (I₃) на долгосрочную и среднесрочную перспективу (15 и 9 лет соответственно) влияют по-разному. В первом случае финансовые затраты на природоохранные мероприятия увеличивают стоимость активов и объем выручки. Во втором – указанные затраты негативно отражаются на значениях этих показателей:

А₁₅=–41,853+12,913I₁–15,087I₂+3,465I₃, (1)

В₁₅=60,782 3,187I₁+0,035I₂+9,161I₃,         (2)

А₉=195,589+14,351I₁–12,193I₂–18,903I₃, (3)

В₉=374,924+3,935I₁+1,847I₂–11,393I₃. (4)

В долгосрочном периоде (2000–2014 гг.) финансовые затраты на нефтедобычу и природоохранные мероприятия повышают стоимость активов при одновременном увеличении выручки в рублях, в то время как затраты на нефтепереработку, способствуя повышению выручки, снижают стоимость активов компании – (1), (2). Это может быть обусловлено, например, разнонаправленным влиянием на рассмотренные показатели рыночных цен на продаваемые нефтепродукты и воздействием амортизационных отчислений на введенное в эксплуатацию производственное оборудование, а также налоговых и прочих платежей. В среднесрочном периоде (2006–2014 гг.) финансирование природоохранных мероприятий негативно отразилось на стоимости активов (3) и выручке (4), что явилось вполне логичным, поскольку эти затраты, как правило, окупаются за сравнительно продолжительные сроки деятельности компании. Влияние выручки в рублях на стоимость активов и в стратегический, и в среднесрочный периоды деятельности имело ярко выраженный положительный характер, причем для среднесрочного периода отмечена более существенная тенденция роста стоимости активов компании по сравнению с 15-летним интервалом:

А₁₅=–154,524+2,474В₁₅,                                                (5)

А₉=–763,381+3,349В₉.                                                    (6)

Таким образом, представленные данные свидетельствуют о положительной динамике экологически ориентированной бизнес-деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» в рассматриваемые интервалы времени. Этому способствовала выбранная и, соответственно, реализованная в указанный период времени инвестиционная экологически ориентированная стратегия. Ниже приведены результаты ретроспективного анализа эколого-экономической деятельности компании при проведении инвестиционных решений в период 2009–2014 гг., после мирового экономического кризиса 2008 г. В данной статье приведен вариант упрощенной критериальной оценки решений для выбора стратегии развития бизнеса на ближайшую, среднесрочную и стратегическую перспективу. Учитывая то обстоятельство, что руководитель выбирает стратегию деятельности компании в условиях неопределенности, при выполнении расчетов использовано правило Гурвица, взвешивающее пессимистический и оптимистический подходы к рассматриваемым ситуациям [1].

Информация о показателях, использованных для выбора конкретных решений, сведена в таблицах 1–4.

Оценку стратегии инвестиционных мероприятий за указанный период времени выполняли по показателю величины функции смешанной стратегии в формате 4-летних временных интервалов с 2009 по 2014 г. Соответствующие исходные данные приведены в матрицах (табл. 2–4). Известно [2], что функция эффективности смешанных стратегий G(P) достигает своего супремума G_S в стратегиях множества S, причем если найдется стратегия P⁰ S и удовлетворяющая равенству G(P⁰)=G_S, то вместо понятия супремума (G_S=sup{G(P):PS<∞, SS_A) можно использовать понятие максимума (G_S=max{G(P):PS}), а смешанная стратегия P⁰ является оптимальной. Функция эффективности смешанных стратегий G(P) может быть рассчитана:

,                                                                   (7)

где λ_j – коэффициент, удовлетворяющий условиям: j=1, …, n, ; H(P, П_lj) – строка средневзвешенного показателя, при смешанной стратегии P=(p₁, …, p_m) и при каждом значении показателя П_j, j=1, …, n, вычисляемого как математические ожидания случайных величин, образующих строку:

.

Переставив значения показателя в данной строке в неубывающем порядке, соответственно получаем строку:

,

где P – обозначение смешанной стратегии, которая геометрически отождествлялась с m-мерным вектором P=(p₁, …, p_m), координаты которого удовлетворяли условиям p_i≥0,I=1, …, m;  ; П_lj – величина показателя в строке неубывающей матрицы стратегий (табл. 5–7).

Коэффициенты, характеризующие показатели пессимизма (λ_p) и оптимизма (λ_o), рассчитывали по формулам (8–12), а коэффициенты в неубывающей матрице стратегий – по формулам (13, 14):

, если n – четное,                    (8)

, если n – нечетное,  (9)

, если n – четное,      (10)

 , если n – нечетное, (11)

,                 (12)

где для определения b_n-j+1 и b использовали формулы:

,                 (13)

.                                  (14)

В таблицах 8 и 9 представлены результаты расчетов критериев пессимизма(λ_p), оптимизма (λ_o), средневзвешенных показателей (H_(P,Пlj)) и эффективности смешанных стратегий (G_i) для трех перечисленных выше этапов 4-летних интервалов с 2009 по 2014 г.
Данные расчетов свидетельствовали о непрерывном повышении эффективности выполнения среднесрочных инвестиционных решений, принятых руководством при проведении довольно осторожной, низкорисковой (o/p<1) политики финансирования мероприятий в нефтедобывающем, нефтеперерабатывающем и природоохранном секторах производственной деятельности компании в посткризисный период развития мировой и отечественной экономики после 2008 г. Оценка такого варианта планирования и освоения инвестиционных затрат в среднесрочной перспективе указала на наличие 30%-ного резерва дальнейшего увеличения эффективности смешанной стратегии финансирования рассматриваемых секторов бизнеса при соблюдении паритета показателей оптимизма и пессимизма на теоретически рассчитанном уровне для смешанных стратегий, отличающихся риском менее 50%. Соответствующие результаты представлены в таблице 10 и на рисунке 4.

При отношении λ_o/λ_p>1 риск превышает 50%, и эффективность смешанной стратегии может стать значительно выше 30%. Однако такой вариант инвестиционной политики, характерный для венчурного (высокорискового) бизнеса, вряд ли следует рассматривать в качестве конструктивного предложения по финансированию эколого-экономических мероприятий в нефтяной деятельности ОАО «Сургутнефтегаз». Это вполне корреспондирует с позицией руководства, согласно которой эти риски могут отрицательно повлиять на операционные и финансовые результаты компании, а также на ее репутацию [3]. Таким образом, отношение λ_o/λ_p можно использовать в качестве своеобразного регулятора при оперативном и среднесрочном планировании инвестиций на нефтедобычу, нефтепереработку и природоохранные мероприятия. Гармоничное сочетание затрат в указанных сферах деятельности компании при обеспечении низкого риска достигается при λ_o/λ_p<1, а гарантированная эффективность смешанной стратегии планирования этих расходов может быть достигнута при уровне λ_o/λ_p~0, 9. Наиболее просто планирование инвестиций на очередной год или последующий среднесрочный период времени целесообразно производить методом итерации в четырехлетнем временном формате, в котором известны основные производственно-экономические и экологические показатели за предыдущие первые три года деятельности компании и заложены плановые показатели на четвертый год. Затем, используя метод расчета коэффициентов в неубывающей матрице стратегий и оценки значений критериев оптимизма-пессимизма, определяют показатели эффективности смешанных инвестиционных стратегий для λ_o/λ_p<1 и на основании полученных результатов принимают решение по реализации предлагаемого плана. Понятно, что планирование инвестиционной деятельности на длительные периоды будет сопровождаться более сложными вариантами построения соответствующих матриц, а также громоздкими расчетами коэффициентов и критериев. Однако эти трудности вполне преодолимы при использовании специализированной компьютерной программы, позволяющей ускорить выполнение необходимых рутинных расчетов по гармоничному соответствию инвестиционных решений целям эколого-экономического развития нефтедобывающей компании. 

Таблица 1. Динамика основных инвестиционных показателей деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» за 2009–2014 гг.

Table 1. Dynamics of the major investment performances Surgutneftegas OJSC for 2009–2014

Таблица 2. Динамика основных инвестиционных показателей за 2009–2014 гг. Матрица 1

Table 2. Dynamics of the major investment indicators for the period of 2009–2014. Matrix 1

Таблица 3. Динамика основных инвестиционных показателей за 2010–2013 гг. Матрица 2

Table 3. Dynamics of the major investment indicators for the period of 2010–2013. Matrix 2

Таблица 4. Динамика основных инвестиционных показателей за 2011–2014 гг. Матрица 3

Table 4. Dynamics of the major investment indicators for the period of 2011–2014. Matrix 3

Таблица 5. Неубывающие матрицы инвестиционных стратегий (матрицы «В»).
Матрица 4 (2009–2012 гг.)

Table 5. Non-decreasing matrix of investment strategies (matrix B). Matrix 4 (2009–2012)

Таблица 6. Неубывающие матрицы инвестиционных стратегий (матрицы «В»). Матрица 5 (2010–2013 гг.)

Table 6. Non-decreasing matrix of investment strategies (matrix B). Matrix 5 (2010–2013)

Таблица 7. Неубывающие матрицы инвестиционных стратегий (матрицы «В»). Матрица 6 (2011–2014 гг.)

Table 7. Non-decreasing matrix of investment strategies (matrix B). Matrix 6 (2011–2014)

Таблица 8. Динамика изменения критериев пессимизма-оптимизма

Table 8. Time history of pessimism-optimism criteria

Таблица 9. Динамика изменения средневзвешенного показателя математического ожидания случайных величин (H_{(P,Пl j)}), функции эффективности смешанных стратегий (G_i) и показателей риска (λ_o/λ_p)

Table 9. Time history of weighted average indicator of random variables (H_{(P, Pl j)}) expectation, the function of mixed strategies (G_i) efficiency and risk indicators (λ_o/λ_p)

Таблица 10. Результаты расчета влияния показателей риска (λ_o/λ_p) на функцию эффективности смешанных стратегий (G_i)

Table 10. The results of risk indicators influence calculation (λ_o/λ_p) on the function of mixed strategies (G_i)

* Расчетные данные получены методом экстраполяции по уравнению G_i=84,566+24,25 λ_o/λ_p.
* Estimated data obtained by extrapolation from the equation G_i=84,566+24,25 λ_o/λ_p.