Территория Нефтегаз № 7-8 2016

Наиболее распространенное осложнение в процессе бурения – поглощение бурового раствора, на борьбу с которым уходит до 12% времени. При этом до 60% материалов и времени затрачивается на изоляцию трещиноватокавернозных пластов с высокой интенсивностью поглощения, составляющих всего 10% от общего числа изолируемых зон поглощений. Использование перекрывателей со сварными и резьбовыми соединениями профильных труб полностью решило проблему изоляции зон поглощения бурового раствора независимо от их толщины, кавернозности ствола скважины и интенсивности поглощения [2].

После первого применения в конце 1970-х гг. метод локального перекрытия зон осложнений стальными трубами без цементирования и с сохранением полезного сечения ствола скважин был применен более 1400 раз, в т.ч. в Татарстане в более 950 скважинах [1].

Технология заключается в следующем: в скважину после расширения с 216 до 237 мм спускаются профильные двухканальные трубы диаметром 196 мм. Далее они раздаются до диаметра скважины. Расширение профильной части производится под действием промывочной жидкости давлением до 15 мПа, а цилиндрических участков – с помощью одношарошечных и/или роликовых развальцевателей. После раздачи трубы плотно прилегают к стенке скважины, а проходное отверстие труб с толщиной стенки 8 мм составляет не менее 216 мм, что позволяет продолжить бурение без потери диаметра [3]. Резьбовое или сварное соединение по профильным концам труб позволяет составить колонны длиной до 200 м [1].

Одним из основных инструментов в комплексе оборудования, которое применяется для осуществления технологии локального крепления скважин профильного перекрывателя, являются расширители. Наибольшая эффективность достигается при одновременном бурении и расширении ствола скважины. При этом расширители по своим технологическим параметрам не должны уступать современным долотам, которые применяются при бурении скважин. 

Опыт применения шарошечных расширителей РРМ 216/237, предназначенных для увеличения диаметра скважин с 215,9 до 237 мм роторным способом, показал, что расширение осуществляется с механической скоростью 3–9 м/ч, а проходка на один спуск бурового инструмента составляет 50–70 м в зависимости от твердости пород.

Плашки нового расширителя оснащены двумя типами породоразрушающих элементов – это резцы, армированные синтетическими алмазами (PDС), и зубки из твердого сплава. Основным отличием данной конструкции плашек является то, что каждый резец продублирован дополнительным твердосплавным элементом – импрегом [1].

Испытания расширителя в процессе одновременного бурения и расширения скважины были проведены на скв. 18, 40101Р, 4968Д и 34046 Александровского месторождения. Механическая скорость составила 5–7,85 м/ч, проходка – 300–400 м на один комплект плашек.

Использование расширителя с плашками, оснащенными резцами PDC, при одновременном бурении и расширении скважины значительно увеличивает показатели по сравнению с расширением уже пробуренного ствола за счет уменьшения вибраций и ударных нагрузок на породоразрушающие элементы. Механическая скорость при этом увеличилась в 1,25 раза. Износ резцов PDC был минимальным и составил не более 15%, что позволяет использовать расширитель многократно, без замены дорогостоящих плашек [6].

Недостатком технологии является то, что в момент работы расширителя затрудняется более точное бурение по запланированной траектории ствола [5]. Рассмотрим более подробно каж- дую траекторию ствола скважин 18, 40101Р, 4968Д и 34046. В таблицах представлены запланированные и фактические значения азимута и зенита бурения.

В скв. 18 были пробурены семь участков с осложнениями. Из этих участков шесть пробурены с одновременным расширением ствола скважины, а седьмой – по традиционной технологии (сначала был пробурен ствол скважины, а после произведено его расширение). Данные по планируемым и фактическим значениям забоя, зенита и азимута на участках 1–7 представлены в таблице 1.

Для наглядности представим показатели таблицы 1, относящиеся к 1-му участку, в виде графиков (рис. 1), на которых пунктиром обозначены планируемые значения, а сплошной линией – фактические. Вертикальная шкала отражает показатели глубины скважины, а горизонтальная – показания зенита (азимута).

Графики рисунков 1 и 2 показывают, что плановое значение зенитного угла составляет 22 градуса на данном интервале, азимута – 164 градуса. Таким образом, максимальное отклонение от планового значения зенитного угла составляет 2,4 градуса, а максимальное отклонение по азимуту – 5,5 градуса.

Аналогично в виде таблиц и графиков представлены участки № 2–7 (табл. 1, рис. 2–7). Погрешности для участков 2–7 представлены в таблице 2.

Подсчитав среднее арифметическое значение шести и семи участков, получим отклонение зенитного угла 2,52 и 2,65 градуса соответственно, что является допустимым, поскольку отклонение зенитного угла не превышает максимальное значение 3 градуса.

Рассмотрев аналогичным способом отклонения зенитного угла и азимута скважин Чишминской площади, получим данные, представленные в таблице 3. Из таблицы видно, что полученные значения также не превышают допустимого отклонения.

Таким образом, бурение с одновременным расширением ствола скважины незначительно влияет на отклонение траектории от планового значения. Сравнительный анализ плановых и фактических значений зенитного угла и азимута всех четырех скважин (скв. 18, 40101Р, 4968Д и 34046 Александровского месторождения), рассмотренных в рамках статьи, показал, что фактические значения не превышают предела допустимых отклонений.

Таблица 1. Сравнение планового и фактического значений забоя, зенита и азимута при бурении участков 1–7 скв. 18 Александровского месторождения

Table 1. Comparison of designed and actual face, zenith and azimuth values during the drilling of 1-7 sites of wells 18 Aleksandrovskoye field

В настоящее время несмотря на превалирующее использование алмазного породоразрушающего инструмента при бурении нефтяных и газовых скважин все еще широко используются шарошечные буровые долота как со стальным поверхностно-армированным, так и с твердосплавным зубчатым вооружением.

Как известно, в зависимости от свойств разбуриваемых горных пород шарошечные долота по кинематическим характеристикам делятся на две основные группы – ударно-дробящего и ударно-режущего действия, – которые обуславливают характер взаимодействия зубьев вооружения с породой.

Характерной особенностью долот ударно-дробящего действия является отсутствие или минимальное скольжение зубьев при перекатывании шарошек по забою, при этом оси вращения шарошек этих долот пересекаются с осью долота [1].

Долота ударно-режущего действия предназначены для бурения мягких и средних пород, характеризуются наличием скольжения зубьев вооружения при перекатывании шарошек по забою, а также при калибровании стенки скважины. Они оснащаются многоконусными шарошками, оси которых, как правило, не пересекаются с осью вращения долота [2].

С точки зрения механики разрушения горных пород долота этой группы предназначены для разрушения пластичных и упруго-пластичных пород и должны обеспечивать режущее воздействие на породу при ее разрушении зубьями шарошек. При этом вооружение шарошек выполняется самоочищающимся с большим вылетом вершин шарошек за центр долота и со смещенными в плане осями вращения шарошек.

В результате смещения при вращении долота осей шарошек контактирующие с забоем зубья получают относительно него дополнительное продольное скольжение, которое вместе с другими факторами увеличивает общую величину скольжения. Эта составляющая скорости скольжения зубьев тем больше, чем больше величина смещения. Увеличение величины скольжения вооружения приводит к соответствующему росту скорости разрушения пластичных пород и повышению эффективности бурения [3].

Знание и понимание основных законов этого процесса позволит повысить качество проектирования бурового инструмента за счет создания на теоретической основе более эффективной геометрии вооружения шарошек и, как следствие, увеличить одну из важнейших характеристик процесса разрушения породы – механическую скорость бурения.

С целью создания более эффективной геометрии зубчатого вооружения шарошечных буровых долот необходимо определить направления и величины проскальзывания всех зубьев вооружения в момент их соприкосновения с забоем.

На рисунке 1 представлена принципиальная схема шарошки бурового долота со смещенной в плане осью вращения, где:

ω₁ – угловая скорость вращения долота, с^-1;

ω₂ – угловая скорость вращения шарошки, с^-1.

Из рисунка видно, что переносная скорость вместе с вращением долота  точек E, M, N, H на контактирующей с забоем образующей будет направлена по направлению вращения перпендикулярно радиусу вращения этой точки вокруг центра O, то есть оси вращения долота. При этом относительная скорость в этих точках  направлена по направлению вращения шарошки перпендикулярно к ее оси вращения или к образующей.

При пересекающихся осях вращения долота и шарошки абсолютная скорость каждой из этих точек, лежащих на контактирующей с забоем образующей, составляет разность их скоростей в относительном движении (вращении шарошки) и переносном (вращении с долотом) и направлена перпендикулярно к ней (образующей).

Если разложить переносную скорость    на две составляющие –  (по направлению относительной скорости) и  (по направлению образующей) – и произвести сложение относительной скорости  и поперечной составляющей переносной скорости , то получим направление и значение так называемой поперечной составляющей скорости скольжения в каждой из этих точек .B нашем случае (рис. 1) для точек Е, М скорость   всегда будет больше, чем , поскольку поперечные скорости скольжения точек Е, М, представляющих собой окружные скорости вращения вокруг мгновенной оси вращения (условно ON), направлены в противоположную движению сторону, т.е. происходит пробуксовывание. Все точки образующей, находящейся вправо от точки N, наоборот, притормаживаются. Вектор , полученный в результате сложения поперечной   и продольной = составляющих скоростей скольжения, показывает истинную скорость скольжения в любой из этих точек.

Из рисунка 1 видно, что относительная величина продольной составляющей скорости скольжения  при данной скорости вращения долота зависит только от величины смещения осей шарошек, постоянна для всех точек шарошки и равна:

      (1). 

Поперечная составляющая скорости скольжения точек E, M, N, H:

      (2). 

Суммарная скорость скольжения по забою в точках E, M, N, H составит:

      (3).

При смещении осей шарошек в плане в направлении вращения долота продольная составляющая скольжения направлена к вершине шарошки, а суммарная скорость скольжения отклоняется в сторону центра скважины.

Угол в плане  между суммарной скоростью скольжения и образующей шарошки для каждой из рассматриваемых точек определяется как [2]:

           (4).

Таким образом, передаточное отношение скоростей вращения шарошки и долота

не зависит от величины смещения. Следовательно, при изучении кинематики шарошек со смещенными в плане осями их можно рассматривать как шарошки с пересекающимися осями, накладывая дополнительно продольные скольжения как функцию смещения [3].

Определив величины и направления проскальзывания зубьев по забою, можно приближенно геометрически определить площадь поражения забоя зубчатыми элементами вооружения в момент их соприкосновения с породой. На рисунке 2 показана принципиальная схема проскальзывания зубчатых элементов вооружения шарошки с прямозубым (стандартным) вооружением. В точках E, M и H следы зубьев представляют (условно) собой параллелограммы, а в точке N – прямоугольник. Чтобы увеличить площадь поражения забоя зубьями вооружения, не меняя при этом ширину и количество венцов, необходимо развернуть зубья таким образом, чтобы их основные рабочие поверхности были перпендикулярны направлению проскальзывания.

Чтобы оценить прирост площади поражения забоя в горизонтальной плоскости при использовании косозубого вооружения по отношению к прямозубому, достаточно определить разницу площадей параллелограмма и прямоугольника (рис. 2).

Таким образом, чем меньше угол наклона направления результирующей скорости скольжения к оси вращения шарошки, тем больше увеличение площади поражения забоя косозубым вооружением по отношению к прямозубому. В точке N преимущество косозубого вооружения становится наиболее очевидным, поскольку поражение забоя прямозубым вооружением осуществляется не одной из основных граней, а только узкой торцевой поверхностью зуба. Наибольшее увеличение площади поражения забоя косозубым вооружением по отношению к прямозубому в этой точке будет достигаться при перпендикулярном расположении зуба к оси вращения шарошки [6].

У стандартного прямозубого вооружения шарошек площадки притупления зубьев ориентированы таким образом, что их большая сторона, т.е. длина, направлена вдоль образующих конусов шарошек (рис. 2.1). В результате такой ориентации зубьев при работе долота не достигается максимального использования эффекта проскальзывания вооружения шарошек относительно поверхности забоя. Это значительно снижает эффективность фрезерующего воздействия зубьев вооружения и уменьшает площадь поражения забоя в горизонтальной плоскости.

Некоторые буровые долота имеют на отдельных венцах зубья, ориентированные под углом вправо или влево к образующей конуса, однако такие конструкции также не обеспечивают максимального объема разрушения породы.

Так, например, у долот, оснащенных косозубым вооружением с незначительным разворотом зубьев в правую сторону от образующей конусов, площадь поражения забоя в горизонтальной плоскости даже уменьшается по отношению к долотам с прямозубым вооружением.

Из рисунка 1 видно, что направление проскальзывания на каждом из венцов шарошек различно, поэтому с целью обеспечения максимальной площади поражения забоя в горизонтальной плоскости зубья по венцам должны быть ориентированы под различными углами. При вращении долота и шарошек происходит внедрение зубьев вооружения в породу. При этом зубья проскальзывают относительно поверхности забоя и производят работу, напоминающую процесс фрезерования, которая помимо увеличения производительности разрушения породы обеспечивает эффект выравнивания забоя [1].

Эта работа тем больше, чем больше площадь поражения забоя, что достигается за счет ориентации зубьев вооружения под определенным углом  к образующей конуса шарошки. Максимальная площадь поражения забоя, а следовательно, и производительность бурового инструмента, достигается при ориентации зубьев вооружения таким образом, чтобы большие стороны их площадок притупления располагались под углом  к образующей конуса шарошки, обеспечивающим расположение основных боковых поверхностей зубьев перпендикулярно направлению их проскальзывания.

Однако возможность достижения максимальной площади поражения забоя является не единственным преимуществом косозубого вооружения над прямозубым. Как видно из рисунка 1, несмотря на то что у прямозубого вооружения зубья ориентированы параллельно образующим конусам шарошки, кинематика движения инструмента обуславливает их движение относительно забоя скважины с возникновением осевых составляющих от усилия разрушения породы. Вследствие их неуравновешенности это обстоятельство приводит к возникновению отклоняющего усилия на долоте, уводящего его от заданного направления бурения. Возможность создавать вооружение косозубым позволяет уже на этапе проектирования инструмента взаимно уравновесить эти силы за счет различной ориентации зубьев и их геометрии в рамках как одной шарошки, так и долота в целом [4, 5].

Рассмотрим случай, когда долото для бурения средних пород оснащено многоконусными шарошками, однако при этом смещение осей шарошек минимально или вовсе отсутствует.

На рисунке 3 представлена принципиальная схема шарошки долота данного типа, где:

ω₁ – угловая скорость вращения долота, с^-1;

ω₂ – угловая скорость вращения шарошки, с^-1.

Рассмотрим движение по гладкому забою гладкой шарошки с многоконусным контуром. Мгновенная ось вращения проходит через точку O пересечения осей складываемых вращений бурового долота и шарошки. Вторая точка мгновенной оси вращения шарошки находится на контактирующей с забоем образующей. Предположим, что это точка N. Зная положение этой точки на образующей шарошки, можно легко определить скорости скольжения на любом участке контура. Графически определив передаточное отношение

и найдя по известной угловой скорости вращения долота ω₁ угловую скорость вращения шарошки ω₂=iω₁, можно определить величину мгновенной угловой скорости вращения шарошки [2]:

                       (5),

а с учетом направления мгновенной оси вращения шарошки скорость поперечного скольжения любой точки M определяется выражением:

                                              (6).

Отсюда следует, что скорость поперечного скольжения контактирующих с забоем основных рабочих поверхностей зубьев тем больше, чем больше расстояние от них до мгновенной оси вращения шарошки. При этом если на участке образующей, расположенной влево от нескользящей точки N (рис. 3), скольжение будет направлено против направления движения, то на участке, расположенном вправо от точки N, – в противоположную сторону.

Также из рисунка 3 видно, что переносная скорость вместе с вращением долота  точек E, M, N и H на контактирующей с забоем образующей будет направлена по направлению вращения перпендикулярно радиусу вращения этой точки вокруг центра O, т.е. оси вращения долота. С другой стороны, относительная скорость в этих точках   направлена по направлению вращения шарошки перпендикулярно к ее оси вращения или к образующей.

Абсолютная скорость каждой из этих точек, лежащих на контактирующей с забоем образующей, составляет разность их скоростей в относительном движении  (вращении шарошки) и переносном  (вращении с долотом) и направлена перпендикулярно к ней (образующей).

B данном случае для точек E, M скорость    всегда будет больше, чем , так как поперечные скорости скольжения точек E, M, представляющих собой окружные скорости вращения вокруг мгновенной оси вращения, направлены в противоположную движению сторону, т.е. происходит пробуксовывание. Все точки образующей, находящейся вправо от точки N, напротив, притормаживаются.

Определив величины и направления проскальзывания зубьев по забою, можно геометрически определить площадь поражения забоя зубчатыми элементами вооружения в момент их соприкосновения с породой. На рисунке 4.1 показана принципиальная схема проскальзывания зубьев шарошки с прямозубым (стандартным) вооружением.

В точках E, M и H следы зубьев вследствие их проскальзывания по забою представляют собой прямоугольники, а в точке N проскальзывание отсутствует. Если заменить прямозубое вооружение шарошек на косозубое, не меняя при этом ширину и количество венцов, то площадь поражения забоя останется прежней, при этом следы зубьев представляют собой параллелограммы (рис. 4.2). 

У стандартного прямозубого вооружения шарошек площадки притупления зубьев ориентированы таким образом, что их большая сторона (длина) направлена вдоль образующих конусов шарошек (рис. 4.1). В результате такой ориентации зубьев при работе долота не возникают условия, обеспечивающие механическую эвакуацию шлама из зоны разрушения породы и межзубного пространства в процессе бурения, что приводит к многочисленному повторному измельчению шлама и повышенному износу вооружения породоразрушающего инструмента и, как следствие, к снижению проходки на долото.

Рассмотрим процесс разрушения породы при проскальзывании зубчатого вооружения шарошек по забою.

Во время работы шарошка бурового долота находится под воздействием двух основных сил: осевой нагрузки на долото и крутящего момента, создаваемого буровым приводом [1].
В процессе разрушения породы зубьями вооружения осевая нагрузка обеспечивает внедрение зубьев в породу, а крутящий момент – разрушение породы при перемещении зубчатых элементов по сложной траектории движения.

При работе прямозубого вооружения, когда основные рабочие поверхности зубьев ориентированы перпендикулярно или с минимальными отклонениями к направлению усилия, возникающего от действия крутящего момента, все усилие F расходуется на давление, разрушающее слой породы по ходу движения инструмента, и не имеет тангенциальной составляющей (рис. 4.1).

Если же рабочая поверхность зубчатого элемента образует с силой F и соответственно с направлением движения угол, отличающийся от 90°, то действие силы F распределяется по закону параллелограмма на нормальную F_n и касательную F составляющие (рис. 4.2). При малых углах отклонения от перпендикуляра величина F_n отличается от F незначительно, однако величина тангенциальной составляющей F уже имеет существенное значение.

В случае использования косозубого вооружения шарошек при вращении долота также происходит внедрение зубьев вооружения в породу. Одновременно зубья проскальзывают относительно поверхности забоя и производят работу, напоминающую процесс фрезерования, которая помимо увеличения производительности разрушения породы обеспечивает эффект выравнивания забоя [7]. При воздействии косозубого вооружения на разбуриваемую породу в отличие от прямозубого возникает тангенциальная составляющая F усилия F, механически эвакуирующая шлам в сторону от направления движения зуба вооружения. Таким образом, каждый наклонный зуб бурового инструмента, выполненный в виде сегмента винта, работает как миниатюрный шнек.

Как известно, при разрушении горной породы шарошечными долотами забой представляет собой шероховатую поверхность с большим числом выступов. Исследования модели забоя скважины с коническими проточками показали, что с увеличением шероховатости поверхности влияние поперечных потоков на очистку забоя от шлама резко снижается [7]. Одним из путей повышения работоспособности как системы очистки, так и самого долота является выравнивание поверхности забоя, т.е. повышение фрезерующей способности вооружения шарошечных долот за счет ориентации зубьев вооружения на поверхности шарошек.

В связи с этим винтовая поверхность зубчатого вооружения по аналогии с косозубыми фрезами за счет все той же тангенциальной составляющей значительно чище обрабатывает поверхность забоя, что способствует значительному улучшению очистки забоя от шлама, предотвращая его повторное измельчение, и тем самым способствует увеличению механической скорости бурения.

Таким образом, на основе проведенных исследований можно сделать вывод, что оснащение шарошек буровых долот, предназначенных для бурения мягких и средних пород косозубым вооружением (рис. 5), позволит повысить эффективность удаления шлама как непосредственно из зоны разрушения породы, так и из межзубного пространства вооружения.

При этом одновременно улучшится качество обработки забойной зоны за счет фрезерующего эффекта косозубого вооружения, что, в свою очередь, скажется на процессе выравнивания поверхности забоя, а следовательно, и на повышении эффективности очистки за счет поперечных потоков бурового раствора.

Все это в комплексе позволит повысить основные показатели бурения, такие как проходка и механическая скорость бурения, и тем самым снизить время и стоимость бурения нефтяных и газовых скважин шарошечными долотами в мягких и средних породах.

На примере апрельского месторождения показана возможность комплексного геологического картирования и моделирования юрских низкопроницаемых коллекторов для объектов руслового и дельтового генезиса. в интер­валах залегания продуктивных пластов ЮК₂-ЮК₅ с разной степенью достоверности выделяются палеорусла рек и речных притоков и протоков в виде узких линейных зон (врезов), окаймляющие малые формы палеорельефа с флуктуациями на меандрирование, а также предполагаемый аллювиальный конус выноса в пласте ЮК₆. Повышен­ные значения емкостно-фильтрационных свойств и повышенные толщины коллекторов тюменской свиты являются важнейшими показателями и индикаторами русловых фаций. Показано соответствие палеорельефа поверхности каждого пласта пространственному положению палеорусел рек, а также палеодельт в их устьевых частях.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Среднее по запасам Апрельское нефтяное месторождение открыто в 1982 г. и расположено в Ханты-Мансийском автономном округе. На месторождении пробурено 11 разведочных скважин на продуктивные пласты ЮК₂ и проведены сейсморазведочные работы МОГТ-3D объемом 130 км² (2010 г.). Основное отличие полученных результатов от прежних построений заключалось в переходе от пластовой однородной модели (рис. 1а) резервуара ЮК₂ к палеорусловой и палеодельтовой моделям (рис. 1б).

Геологическое строение Апрельского месторождения существенно изменилось после обработки и интерпретации сейсмических материалов МОГТ-3D с использованием передовых методологических подходов, таких как сейсмофациальный анализ и методики спектральной декомпозиции и RGB-суммирования.
В совокупности с результатами бурения полученные материалы позволили создать многофакторные инновационные модели залежей сложного строения.

Притоки нефти получены в скв. 1 (совместно опробованные пласты ЮК₁+ЮК_2-9+ЮК₁₀+Рz), 24 (ЮК₁+ЮК_2-9+ЮК₁₀+Рz), 5 (ЮК₂, ЮК₃) 6 (ЮК₂) 7 (ЮК₂) 10 (ЮК₂) Дебиты нефти – 0,12–30 м³/сут. Отсутствие воды при опробовании скважин в открытом стволе и результаты интерпретации ГИС характеризуют указанные интервалы как нефтенасыщенные до фундамента и перспективные для опробования в эксплуатационной колонне.

ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ 

В пределах рассматриваемого месторождения тюменская свита делится на три подсвиты: нижняя, средняя и верхняя. Породы нижней подсвиты тюменской свиты залегают несогласно на породах доюрского основания или отложениях горелой свиты. Свита представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, глин, углей. Породы часто слабоотсортированные, характерен растительный детрит. В составе подсвиты выделяются пласты ЮК_7–9. Они характеризуются значительной фациальной изменчивостью и литологической неоднородностью. Толщина осадков составляет 70–90 м, возраст по палинокомплексам – ааленский. Средняя подсвита в верхней части представлена слабоотсортированными песчаниками с прослоями буровато-серых алевритовых глин и углей.
В нижней части глины горизонтальнослоистые, с обугленным растительным детритом. В составе подсвиты выделяются пласты ЮК₅ и ЮК₆. Толщина отложений подсвиты – 65–75 м,
возраст по палинокомплексам – байосский. Верхняя подсвита представлена переслаиванием глинисто-алевритовых пород с пластами песчано-алевритовых пород. Характерен обугленный растительный детрит, прослои углей, изредка встречается пирит. В составе подсвиты выделяются пласты ЮК₂, ЮК₃ и ЮК₄. Толщина отложений подсвиты – 70–95 м. Возраст по палинокомплексам – бат-раннекелловейский. Общая толщина отложений тюменской свиты составляет 265–290 м.

Переинтерпретация материалов сейсморазведки Апрельского месторождения, выполненная специалистами ООО «ГПБ Ресурс» (Ingenix Group) и ОАО «Сейсмотек» («Яндекс-Терра»), выявила в разрезе тюменской свиты системы разновозрастных и разноразмерных речных каналов (палеорусла с увеличенной толщиной аркозовых и полимиктовых песчаников со следами битуминизации). Все выделенные перспективные объекты (кровли и подошвы) представлены в виде сейсмофациальных карт и в цифровом виде участвуют в трехмерных геологических моделях.

Кровля и подошва каждого перспективного объекта были пересчитаны в глубинный масштаб с использованием средних скоростей для рассматриваемых пластов ЮК₂–ЮК₆. Статистика сопоставления пересчитанных структурных поверхностей и глубин палеоканалов, подтвержденных скважинными данными, соответствует значениям ошибок определения глубин, полученных на этапе построения структурных карт по стратиграфическим кровлям соответствующих пластов. Общая толщина выделенных объектов рассчитывалась через временную толщину и при наличии информации калибровалась на скважинные данные. Общая схема выделенных уровней палеоканалов в пласте ЮК₂ (рис. 2а) и их цветокодированные по достоверности выделения трассы (рис. 2б) на примере пласта ЮК₂ представлены на рисунке 2.

В процессе выявления геологических объектов руслового генезиса в интервале пластов ЮК₂–ЮК₆ анализировались седиментационные срезы, посчитанные вдоль кровли изучаемого пласта, или пропорциональные срезы (между кровлей-подошвой пласта и/или в более широком интервале, например между ближайшими устойчивыми отражениями), а также современные аналоги подобных объектов. Частотно-зависимые атрибуты оказались наиболее информативными для геометризации границ палеоканалов, которые определялись в ручном режиме на основании анализа ряда срезов и соотносились с выделенными коллекторами по скважинам с использованием информации по вещественному составу пород (по данным керна, шлама) и результатам испытаний отложений. В дальнейшем палеорусла, подтвержденные скважинной информацией, выбирались в качестве эталона в волновой картине. Первый такой эталон, вскрытый скважинами 6Р, 9Р, 24Р, приурочен к кровельной части пласта; второй, вскрытый скважиной 8Р, приурочен к центральной и подошвенной части пласта (рис. 2, 3). Кроме того, выделяется еще целый ряд узких палеоканалов, не вскрытых скважинами.

В итоге комплексирования результатов анализа карт интервальных времен, цветовых сумм, распределения акустического импеданса, седиментационных срезов по кубу амплитуд с доминирующей частотой 38 Гц, данных ГИС и керна в тюменской свите ЮК₂ были оконтурены разноуровневые ветвящиеся и меандрирующие палеорусла в интервалах пластов ЮК₂–ЮК₅ и предполагаемый аллювиальный конус выноса в пласте ЮК₆ (рис. 1б, 2, 3, 4).

В интервалах залегания ЮК₃–ЮК₅ с разной степенью достоверности выделяются палеорусла рек, речных протоков и старицы в виде узких линейных зон (врезов), окаймляющие малые формы палеорельефа с некоторыми флуктуациями на меандрирование. Спрямленные и извилистые участки русел рек и речных долин, коленообразные изгибы водотоков речной сети, уступы, суженные и расширенные участки речных долин и другие разнообразные типы рельефа поверхности рассматриваемых пластов отразились на очертании каждого выделенного объекта, его форме, размере, протяженности, ширине и плотности фототона (рис. 1б, 2, 3). При этом в интервале ЮК₄ фиксируется широкая речная палеодолина север-северо-восточного простирания. Палеорусла, выделенные по картам спектральной декомпозиции и седиментационным срезам, находятся на разных гипсометрических уровнях. Их прогнозная ширина изменяется от 25 до 300 м, а толщина заполняющих русла песчаников достигает 20 м. Выделенные разноуровневые русла подтверждаются результатами бурения скважин (8Р, 6Р, 9Р, 24Р).

В среднетюменское время при формировании отложений ЮК₆ по целому ряду сейсмических атрибутов и по карте сейсмофаций была выявлена контрастная аномалия, отождествленная по своей конфигурации с аллювиальным конусом выноса с двумя с явно выраженными питающими его подводящими каналами (рис. 4). Размеры выявленного конуса выноса составляют 3–4 км, ширина узких подводящих каналов – около 130 м. Подводящие каналы чаще всего служат зоной транспортировки, а не аккумуляции осадков. Можно предположить, что это континентальный конус выноса водного потока с заполнением гранулярными отложениями внутренних межгорных впадин, что является признаком возможных коллекторов с хорошими коллекторскими свойствами. Коллекторские свойства подобных объектов близки к речным системам с переплетенными руслами. На Апрельском месторождении данный объект скважинами не вскрыт.

Толщина коллекторов в скважинах, расположенных в границах выделенных палеорусел, меняется от 7,5 до 14,2 м (рис. 5).
Коллекторы, заполняющие палеорусла, отличаются повышенной продуктивностью – дебиты нефти по результатам испытаний в скважинах, вскрывших русловые отложения, составляют от 10 до 30 м³/сут., после ГРП до 37 м³/сут. Повышенные значения емкостно-фильтрационных свойств и толщины коллекторов тюменской свиты являются важнейшими показателями и индикаторами русловых фаций (рис. 5).
Проницаемость пород по керну характеризуется в целом невысокими значениями, но для русловых коллекторов она выше (0,88 мД), чем для пойменных (0,38 мД). Принципиальная разница в моделировании петрофизических свойств и толщины пластов внерусловых и русловых отложений показана на рисунке 5.

Тюменская свита месторождения остается недостаточно изученной: при значительной латеральной и вертикальной неоднородности отложений в пределах изучаемой территории отсутствует керн из продуктивных отложений, нет раздельных опробований рассматриваемых пластов ЮК₃–ЮК₆. Изучение русловых фаций на месторождении только начинается, и по мере поступления новых фактов карты площадного распространения речных и дельтовой систем будут уточняться. Так, новая разведочная скв. 10, вскрывшая вместо русловых фаций тонкие пойменные прослои алевролитов, показала, что ширина русловых каналов в разрезе ЮК₂ существенно меньше, чем предполагалось ранее.

На участке работ достаточно отчетливо выделяются структурные уступы, которые по субширотными рельефообразующим сбросам формируют укрупненные блоки с различным палеоландшафтом структурной поверхности каждого пласта. Уступы совпадают с основными граничными формами палеорельефа изучаемой поверхности, служат границами новейших поднятий и прогибаний, типов рельефа и различаются гипсометрией, дробностью эрозионного расчленения. Палеогеоморфологическими признаками предпочтительной приуроченности долин рек и ручьев к разрывам нарушений могут служить крутые склоны русел рек, их резкие коленообразные изгибы и прямолинейные притоки; висячие, ложные грабенообразные прямолинейные вытянутые долины; линейно расположенные уступы и т.д.

Система участков с различными типами рельефа и характером расчлененности поверхности пласта представлена на рисунке 6.
Объемное отображение изохронных поверхностей ряда отражающих горизонтов свидетельствует об унаследованном тектоническом режиме на протяжении всего тюменского периода осадконакопления. С глубиной растет лишь контрастность повышенных и пониженных частей палеорельефа. Часть поверхности с «равнинным» рельефом на изохорной поверхности по отражающим горизонтам окрашена зеленым цветом, «горному» рельефу соответствуют коричневые тона. Переходный («предгорный») тип рельефа поверхности пласта от «горного» к «равнинному» имеет переходные оттенки.
В крайне северо-западной части рассматриваемого участка поверхность горизонта испытала максимальное погружение и на изохорной поверхности окрашена синим цветом («морской ландшафт») (рис. 6). Пространственное положение выделенных палеорусел рек различной протяженности соответствует палеорельефу каждой изучаемой поверхности. Иными словами, водные потоки в руслах рек были направлены с горной местности в сторону моря, где формировались палеодельты с характерным рисунком аккумулятивного конуса выноса – рыхлого обломочного материала (пролювия) в устьевой части  водных потоков. 

Заключение

На примере Апрельского месторождения показана возможность комплексного геологического картирования и моделирования юрских низкопроницаемых коллекторов для объектов руслового и дельтового генезиса. Для продуктивных пластов тюменской свиты выделяются палеорусла рек и речных притоков и протоков в виде узких линейных зон (врезов), окаймляющие малые формы палеорельефа, а также предполагаемый аллювиальный конус выноса в пласте ЮК₆. Повышенные значения емкостно-фильтрационных свойств и повышенные толщины коллекторов тюменской свиты являются важнейшими показателями и индикаторами русловых фаций.

Показано соответствие палеорельефа поверхности каждого отражающего горизонта в продуктивном разрезе отложений пространственному положению палеорусел рек, а также палеодельт в их устьевых частях.

Пильтун-Астохское нефтяное месторождение было открыто в 1986 г. По величине запасов месторождение относится к крупным, имеет протяженность около 35 км и ширину порядка 5–10 км. Месторождение расположено на северо-восточном шельфе о-ва Сахалин, на широте южного окончания залива Астох, на расстоянии 11–14 км от береговой линии к востоку от южной оконечности Пильтунского залива между месторождением Одопту-море на севере и месторождением Аркутун-Даги на юге. Разработка месторождения ведется в рамках проекта «Сахалин-2» [1].

В целях оптимальной разработки на месторождении выделено два участка: Астохский и Пильтунский. На Астохском участке установлена платформа «Пильтун-Астохская-А» (ПА-А), на Пильтунском – «Пильтун-Астохская-Б» (ПА-Б) [2].

Платформа ПА-Б представляет собой буровую и добывающую платформу гравитационного типа, на которой добывают, подготавливают и отгружают нефть и попутный газ Пильтунского участка месторождения на береговой технологический комплекс (БТК).

Принципиальная схема подготовки нефти, подтоварной воды и воды для поддержания пластового давления (ППД) приведена на рисунке 1. Продукция добывающих скважин поступает в трехфазный сепаратор 1, предназначенный для отделения основного количества газа и воды. Далее поток, проходя через теплообменник 2, нагревается до 60 °С и подается в двухфазный сепаратор 3 низкого давления для удаления растворенных газов. Удаление воды из нефти для получения нефти товарного качества (концентрация Н2О < 0,5% объемн.) осуществляется в электродегидраторе 4 (ЭДГ).

Подтоварная вода из сепаратора 1 и ЭДГ 4 подается в двухфазный сепаратор 5 для удаления остатков углеводородов и растворенного газа. Из сепаратора 5 вода, смешиваясь с подготовленной морской водой, подается во всасывающую линию насоса высокого давления 6 закачки воды ППД.

Для подготовки воды ППД морская вода проходит через систему фильтров 7 с послойной загрузкой активированного угля и пиролюзита, где происходит удаление 96% частиц размером >10 мкм. Подготовленная вода подается в деаэрационную колонну 8, где для снижения скорости кислородной коррозии кислород удаляют до концентрации <10 мкг/л. После этого вода направляется во всасывающую линию дожимного насоса 9, который служит для обеспечения достаточного давления на всасывающей линии насоса высокого давления 6.

Для обеспечения качества подготавливаемой нефти, подтоварной воды и воды ППД, а также для поддержания надежной эксплуатации различных элементов производства на платформе применяют реагенты нефтепромысловой химии, а именно: деэмульгатор, ингибитор солеотложений, биоцид, поглотитель кислорода и нитрат кальция.

При добыче нефти одной из наиболее часто встречающихся проблем является образование устойчивых эмульсий, приводящее к увеличению как содержания воды в товарной нефти, так и содержания нефти в подтоварной воде. Еще более остро проблема образования водонефтяных эмульсий стоит при морской добыче и подготовке нефти, где общее время сепарации редко превышает 15–20 минут.

На платформе ПА-Б деэмульгатор подают перед сепаратором 1 (рис. 1). Об эффективности применения реагента судят по результатам анализа проб товарной нефти на концентрацию воды. Дополнительно, по данным уровнемеров, контролируют уровень эмульсионного слоя в сепараторах и ЭДГ. Недостаточная концентрация деэмульгатора приводит к увеличению концентрации воды в товарной нефти, а также к увеличению концентрации нефти в подтоварной воде до уровней выше 200 мг/л. Передозировка деэмульгатора обычно не представляет серьезной угрозы, если только фактическая его концентрация не превышает указанную в 10 раз или более. При большой передозировке деэмульгатор может стабилизировать или создать эмульсию и, таким образом, увеличить концентрацию воды в товарной нефти.

На основании данных об ионном составе водной фазы продукции добывающих скважин с использованием программного обеспечения OLI Analyzer Studio, Version 3 был проведен расчет тенденции к солеотложению для подтоварной воды месторождения. Расчет показал, что в системе подготовки нефти и ППД возможно образование солей BaSO₄, CaSO₄ и CaCO₃. Данные расчета нашли подтверждение при проведении ремонтных работ на насосе высокого давления 6 системы ППД (рис. 1) и клапане, установленном на линии системы подтоварной воды. Внутренние части насоса (рис. 2) и клапана (рис. 3) были покрыты отложениями, состоящими в основном из CaCO₃ и BaSO₄.

Поскольку положительный прогноз образования солеотложений был подтвержден реальными наблюдениями, на платформе ПА-Б была начата закачка ингибитора солеотложений (ИС) как в систему ППД, так и в систему подготовки нефти для предотвращения образования отложений в поверхностном оборудовании. Точка ввода ИС в систему ППД находится после деаэрационной колонны 8 (рис. 1), а в систему подготовки нефти ИС вводится на устье добывающих скважин. Эффективность применения реагента оценивают на основании результатов инспекций внутренних поверхностей трубопроводов и оборудования, а также на основании анализа причин отказов оборудования. Недостаточное дозирование ИС приведет к увеличению скорости солеотложений.

Природные воды, используемые для ППД, являются источником аэробных и анаэробных бактерий, включая сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ). При ненадлежащем контроле численность бактерий растет, что может привести к ряду проблем, связанных с подготовкой нефти, подтоварной воды и обеспечением бесперебойной эксплуатации. Основной причиной таких проблем является образование сероводорода, являющегося одним из продуктов жизнедеятельности СВБ. Образование сероводорода приводит к усиленной коррозии промыслового оборудования, а также к увеличению вероятности закисления (образования сероводорода как продукта жизнедеятельности СВБ) продуктивного пласта. Необходимо отметить, что биопленка, образующаяся в результате жизнедеятельности бактерий, может привести к закупориванию фильтров на линии всасывания насосов, массообменных тарелок деаэрационной колонны, что приводит к существенному ухудшению процесса удаления кислорода из воды.

Биопленка, накапливаясь в сепараторах, может значительно затруднить процесс подготовки нефти из-за образования межфазного слоя, препятствующего отделению нефти от воды. Для контроля микробиологической активности, а также предотвращения биообрастания, микробиологической коррозии и закисления пласта в воду системы ППД на периодической основе с высокими концентрациями подают биоцид, что позволяет предотвратить развитие колоний бактерий, а также удалить биопленку с внутренней поверхности оборудования. На платформе ПА-Б закачку биоцида осуществляют перед и после деаэрационной колонны 8 и перед сепаратором 1 (рис. 1). Эффективность применения биоцида оценивают на основании результатов мониторинга концентрации СВБ в подтоварной воде и воде ППД. Мониторинг осуществляется в соответствии с [3]. Недостаточная закачка биоцида приводит к тому, что значительная часть бактерий не будет удалена. В свою очередь это увеличит скорость микробиологической коррозии, а также вероятность закисления пласта. Передозировка биоцидов может приводить к образованию пены, особенно при обработке деаэрационных колонн. Это связано с тем, что для улучшения отмывающих свойств в состав биоцидов вводят поверхностно-активные вещества.

Снижение концентрации кислорода в воде ППД осуществляют для предотвращения кислородной коррозии. Удаление растворенного кислорода осуществляют в деаэрационной колонне. Основную часть растворенного кислорода удаляют отдувкой воды попутным природным газом/азотом или вакуумной деаэрацией. При этом концентрация кислорода в воде снижается с 5–8 мг/л до 50 мкг/л. На следующем этапе деаэрации для снижения концентрации растворенного кислорода до <10 мкг/л в деаэрационную колонну 8 (рис. 1) подают поглотитель кислорода. На платформе ПА-Б в качестве поглотителя кислорода используют водный раствор бисульфита аммония (БСА). БСА реагирует с O₂, при этом общее уравнение реакции можно записать следующим образом: O₂ + 2NH₄HSO₃ → (NH₄)2SO₄ + H₂SO₄ (1). При недостаточной дозировке реагента остаточный кислород будет вызывать кислородную коррозию, рост численности аэробных бактерий, что может привести к локальной микробиологической коррозии. При передозировке реагента оставшийся после реакции с кислородом БСА может прореагировать с биоцидом, вводимым на следующем этапе, таким образом, снижая эффективность последнего и/или образуя продукты реакции с повышенной вязкостью. Также остаточные сульфит-ионы, наряду с сульфат-ионами, являются акцепторами электронов в процессе метаболизма СВБ, тем самым повышая активность данных бактерий, что способствует закислению пласта. Эффективность применения реагента отслеживают по данным потоковых анализаторов кислорода, показания которых проверяют аналитическими методами определения растворенного кислорода. В целях недопущения передозировки реагента остаточную концентрацию сульфит-ионов контролируют с помощью регулярного проведения экспресс-анализов по данному показателю.

Одной из проблем, связанных с использованием технологии заводнения с применением морской воды в качестве метода повышения нефтеотдачи, является значительное увеличение вероятности закисления резервуара. Высокая (2000–4000 мг/л) концентрация сульфат-ионов и наличие СВБ в морской воде, а также последующее удаление кислорода являются главными факторами, обуславливающими тот факт, что закисление пластов наблюдается в 80% случаев применения морской воды для повышения нефтеотдачи.

Авторы [4, 5] показали, что добавление нитрата кальция в воду ППД способствует росту бактерий, использующих нитраты (нитратвосстанавливающие бактерии – НВБ). В свою очередь НВБ препятствуют продуцированию сероводорода СВБ тремя способами:

• НВБ конкурируют с СВБ за питательные вещества, таким образом снижая количество питательных веществ, доступных для продуцирования сероводорода;

• некоторые из НВБ окисляют сульфиды за счет нитратов, препятствуя завершению процесса образования сероводорода. Такие бактерии называют нитратвосстанавливающими сульфидокисляющими бактериями (НВСОБ). Они окисляют сульфиды до сульфатов;

• НВБ также включают бактерии, превращающие нитраты в нитриты и оксид азота, что мешает протеканию метаболических реакций СВБ с выделением сероводорода.

С целью обеспечения источника питательных веществ для роста популяции НВБ и, как следствие, предотвращения продуцирования сероводорода СВБ на платформе ПА-Б используют водный раствор нитрата кальция, который закачивают в воду ППД после деаэрационной колонны 8 (рис. 1) с концентрацией 65 мг/л (в пересчете на нитрат-ион). Косвенно об эффективности применения данного реагента можно судить по соотношению НВБ/СВБ в пробах воды ППД. При эффективном дозировании раствора нитрата кальция концентрация НВБ должна существенно превышать концентрацию СВБ в пробах воды.

Одним из важнейших факторов в обеспечении эффективности применения реагентов нефтепромысловой химии является соблюдение установленных норм закачки. В соответствии с инструкциями компании – оператора проекта «Сахалин-2», применение реагента считается эффективным в том случае, если отклонения в закачке реагента не превышают +10/–5% за день и при этом количество дней, в которые объем закачки был за пределами установленного лимита, не должен превышать 3% от общего количества дней применения реагента. Для достижения данных показателей проведен ряд мероприятий, направленных на улучшение процесса закачки реагентов, а именно:

1. разработан процесс учета и прогнозирования потребления, а также планирования поставок. Это позволило сократить случаи снижения объемов закачки реагентов ниже нормативных по причине их отсутствия на борту платформы;

2. для увеличения доступности оборудования системы реагентного хозяйства разработаны графики техобслуживания и ремонта. Было обеспечено наличие основных запасных частей системы закачки реагентов на складах компании. Это позволило сократить случаи снижения объемов закачки реагентов ниже нормативных по причине поломок оборудования системы реагентного хозяйства;

3. для каждого реагента разработана программа его применения с указанием периодичности обработок и дозировки. Фактические объемы закачки ежедневно сравнивают с установленными.

Выводы

1. На примере морской нефтегазодобывающей платформы ПА-Б описаны типичные проблемы, возникающие при добыче и подготовке нефти и воды ППД.

2. Проблемы образования эмульсии, солеотложений, бактериологического загрязнения продуктивных пластов и оборудования, а также подготовки воды ППД при морской добыче нефти стоят столь же остро, как и при материковой.

3. Описаны основные реагенты нефтепромысловой химии, использующиеся при добыче и подготовке нефти и воды ППД.

4. Приведены рекомендации по обеспечению эффективности применения реагентов нефтепромысловой химии на морских нефтегазодобывающих установках.

5. В целом применение реагентов нефтепромысловой химии при морской добыче нефти сходно с материковым, однако основными отличительными чертами применения реагентов на морских нефтегазодобывающих установках являются удаленность объектов и сопутствующие трудности, связанные с их доставкой, а также ограниченность места для хранения реагентов. 

Истощение запасов традиционной нефти каменноугольных и девонских отложений Республики Татарстан – актуальная проблема рационального вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья, к которым относятся тяжелые сверхвязкие нефти и природные битумы (ПБ), запасы и ресурсы которых в пермских отложениях Республики Татарстан, по разным оценкам, составляют до 7 млрд т [1].

Месторождения сверхвязкой нефти и природных битумов в Татарстане имеют небольшую глубину залегания. Малая подвижность подобной нефти и битума обусловлена их высокой вязкостью в пластовых условиях. Попытки разработки битуминозных песчаников пермских отложений известны еще с XIX в. Ласло Шандор, американский предприниматель, в пос. Шугурово вел добычу нефтенасыщенного песчаника. Работы велись шахтовым методом. Длина штолен достигала 2,5 км. Нефтенасыщенная порода из шахты вывозилась на поверхность, на поверхности в котлах порода смешивалась с водой и нагревалась. Нефть всплывала и отбиралась с поверхности. В начале
XX в. работы прекратились из-за низкой рентабельности. Поэтому для добычи в настоящее время применяют технологии, способствующие снижению вязкости нефти и природного битума в пластовых условиях с целью обеспечения притока к добывающим скважинам и повышению рентабельности разработки. К числу таких технологий относятся закачка теплоносителя в пласт, внутрипластовое горение и другие [2]. В зоне деятельности ПАО «Татнефть» выявлено 149 залежей СВН пермских отложений, освоение которых сдерживается ввиду отсутствия высокоэффективных технологий разработки.

В качестве полигона для отработки технологий добычи мелкозалегающих залежей ОАО «Татнефть» были выделены Мордово-Кармальское и Ашальчинское нефтяные месторождения.

В 1980 г. институтом «ТатНИПИнефть» на основе новых данных был составлен проектный документ, где предусматривалось разбуривание залежи Мордово-Кармальского месторождения по площадной обращенной семиточечной системе с расстоянием между вертикальными скважинами 100 м, добыча за счет реализации влажного внутрипластового горения, опытно-промышленные испытания на трех элементах Южного участка циклической закачки воздуха в пласт при внутрипластовом горении и на четырех элементах Северного участка – закачки пара с воздухом [3–5]. Накопленная добыча нефти составила 224,3 тыс. т нефти (24,1% от начальных извлекаемых запасов), жидкости – 685,2 тыс. т. Текущий коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,06 д. ед. при водонефтяном факторе 2,05 д. ед. Проектный КИН равен 0,272 д. ед. Добычу обеспечили закачка 1,04 млрд м3 воздуха, 98,7 и 46,1 тыс. т пара и парогаза соответственно. В 1992 г. достигнут наибольший за всю историю разработки залежи уровень добычи нефти, равный 21,6 тыс. т. Объем добычи обеспечивался эксплуатацией 104 добывающих скважин, среднесуточный дебит которых составил 1,6 т нефти при обводненности продукции 48,4%. Нагнетательный фонд составлял 44 скважины, в которые было закачано 79,9 млн м³ воздуха. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины составляла 20,5 тыс. м³/сут. С целью тепловой обработки закачано 8,5 тыс. т
пара в 63 скважины, 4,9 тыс. т парогаза в 5 скважин. Удельно на добычу одной тонны нефти израсходовано 3,7 тыс. м³ воздуха [6–8]. В связи с прекращением прямого финансирования из источников союзного министерства, отсутствием специальных парогенераторов, компрессоров для сжатия воздуха, термостойких насосных установок, устьевых арматур и пакеров, низкой результативностью технологий произошло постепенное снижение добычи нефти. Одной из основных причин остановки реализации внутрипластового горения является большое значение образующегося в пласте сгорающего топлива и связанное с ним высокое значение удельного расхода закачиваемого воздуха на извлечение нефти.

На Ашальчинском месторождении СВН испытывались следующие технологии:

• паротепловое воздействие на обращенном семиточечном элементе с расстоянием между скважинами 100 м с 1989 по 1993 г. и в 2001, 2002 гг.;

• парогазовое воздействие на обращенном девятиточечном элементе с расстоянием между скважинами 100 м
  в 1991 г.

Эти технологии промышленного распространения не получили, в частности, по следующим причинам:

• пласт не принимает закачиваемые флюиды вследствие исходной низкой приемистости из-за большого фильтрационного сопротивления, ухода пара в водонасыщенную часть пласта ввиду малой подвижности сверхвязкой нефти, что не позволяло закачивать пар необходимыми темпами;

• продуктивный пласт расположен на небольшой глубине, и это накладывает ограничения по давлению нагнетания – необходимо закачивать пар при давлении нагнетания не более давления гидроразрыва, что ограничивает оптимальный режим закачки в пласт теплоносителя – пара;

• требуется применение плотных сеток скважин и больших объемов капиталовложений.

В реальности разработка разбуренной по плотной сетке вертикальных скважин залежи оказывалась малорезультативной по объему добычи и нерентабельной по экономическим показателям. Вертикальные скважины не обеспечили рентабельных дебитов при отборе продукции из пласта, а приемистость скважин и охват пласта тепловым воздействием, особенно на начальном этапе, были низкими.

Зарубежный опыт применения горизонтальных скважин для добычи тяжелых СВН позволил создать собственную технологию с использованием попарно расположенных горизонтальных скважин (одна – добывающая, вторая – паронагнетательная), имеющих два устья (рис. 1). Технология опробована на Ашальчинском месторождении [9]. Основное преимущество применения горизонтальных скважин на залежах СВН по сравнению с традиционными вертикальными скважинами заключается в том, что они позволяют вовлечь в разработку большую часть коллектора, увеличить производительность, ускорить добычу и сократить конусное обводнение. При разработке залежей СВН горизонтальные дренирующие скважины уменьшают величину перепада давления, что препятствует образованию конуса обводнения и ослабляет приток песка. Применение технологии позволяет повысить эффективность закачки пара – увеличивается объем пара, закачиваемого в пласт, что ведет к созданию максимально возможной площади прогрева продуктивного пласта и, соответственно, к увеличению площади дренирования скважины.

За девять лет эксплуатации залежи СВН добыто 1015 тыс. т тяжелой нефти (данные на 01.03.2016). Большая часть тяжелой нефти была добыта горизонтальными скважинами (рис. 2).

Дебиты горизонтальных скважин в 8–10 раз выше вертикальных. Средний суточный дебит по горизонтальным скважинам в 2015 г. составлял 22,9 т нефти. За счет увеличения количества горизонтальных скважин годовая добыча в 2015 г. составила 376,4 тыс. т нефти.

В процессе опытно-промышленных работ для строительства первых парных горизонтальных скважин были пробурены оценочные скважины, проведены геофизические и лабораторные исследования для оценки критериев применимости метода парогравитационного дренажа на горизонтальных скважинах (толщина пласта – не менее 10 м).

В процессе бурения парных горизонтальных скважин были пройдены водонасыщенные интервалы продуктивного пласта, которые негативно повлияли на показатели эксплуатации добывающих скважин. Водонасыщенные интервалы не отмечались геологическими построениями по материалам пробуренных в этом районе вертикальных разведочных и оценочных скважин. Это подтверждает сильную изменчивость положения поверхности водонефтяного контакта на небольших расстояниях Ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения по площади залежи в пределах десятка метров. Снизить отрицательное влияние водонасыщенных интервалов позволило наличие двух устьев, которые позволяли выбрать оптимальный режим отбора и закачки.

За все время эксплуатации трех двух-устьевых пар горизонтальных скважин среднее паронефтяное соотношение составило 2,6, геологические запасы по двухустьевым парам – 547 тыс. т СВН, накопленная добыча – более 222 тыс. т СВН. Рисунок 3 показывает, что наблюдается снижение суточных дебитов по нефти, что связано с активной выработкой геологических запасов продуктивного пласта, приводящее к увеличению обводненности отбираемой продукции продуктивного пласта. Степень выработки запасов по трем парам от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) составила более 58%. Средний текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) по двухустьевым скважинам составил 0,408 д. ед.

После проведения опытно-промышленных работ с использованием двухустьевых горизонтальных скважин началось активное разбуривание Ашальчинского поднятия парными одноустьевыми горизонтальными скважинами.

Критерии подбора участка для проводки пары горизонтальных скважин в продуктивном пласте зависят от толщины разрабатываемого пласта. Минимальное расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами должно составлять не менее 5 м, поэтому пары горизонтальных скважин располагают в центре залежи продуктивного пласта, а одиночные горизонтальные скважины – на периферии залежи. Такое расположение горизонтальных скважин на поднятии позволяет повысить эффективность процесса выработки запасов СВН, применяя парогравитационное дренирование по всей залежи с созданием общей паровой камеры. 

На начальном этапе проводится освоение скважин закачкой пара в целях прогрева около- и межскважинной зоны. После предварительного прогрева скважин закачка пара в скважины останавливается на время термокапиллярной пропитки, в процессе которой теплота пара передается породе и насыщающим флюидам. Эксплуатация скважин ведется с одновременной закачкой пара в верхнюю горизонтальную скважину и отбором из нижней.

За время эксплуатации горизонтальными скважинами на Ашальчинском поднятии происходит активная выработка продуктивного пласта.

С начала эксплуатации накопленная добыча нефти по каждой паре одноустьевых горизонтальных скважин составляет более 19 тыс. т нефти (рис. 4).
Среднее значение паронефтяного отношения по всем одноустьевым горизонтальным скважинам, вышедшим на режим эксплуатации по технологии парогравитационного воздействия на пласт, составляет 3,1 т/т.

Выработка разрабатываемого продуктивного пласта центральной части Ашальчинского поднятия парогравитационным дренированием с начала разработки идет равномерно (рис. 5).

Среднесуточная добыча по горизонтальным скважинам не снижается. По трем парам суточная добыча превысила более 60 т по нефти. Работа скважин характеризуется низким дебитом нефти в начале работы скважин и высокой обводненностью. По мере эксплуатации пары скважин в призабойной зоне добывающей скважины наблюдается повышение температуры, что свидетельствует о подтягивании паровой камеры к скважине. После достижения температуры в призабойной зоне добывающей скважины около 90–110° добыча нефти возрастает, и снижается обводненность продукции. Период выхода скважин на промышленную добычу нефти у скважин отличается. Отличия работы скважин связаны как с геологическими причинами, так и с особенностью конструкции скважин и их проводки по пласту.

Для выработки периферийных участков продуктивного пласта Ашальчинского поднятия применяют пароциклическое воздействие на 15 одиночных горизонтальных скважинах.

Пароциклические обработки добывающих скважин осуществляются периодическим нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей их эксплуатацией. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои, т.е. меняется с ней местами.

Средний дебит по нефти по горизонтальным пароциклическим скважинам составляет 4,16 т [10]. Максимальная успешность отмечается по скважинам, работающим вблизи парных горизонтальных скважин, за счет отбора нефти от развивающейся в их сторону паровой камеры. Средние дебиты по нефти парогравитационного дренирования в 6,5 раза выше по сравнению с пароциклическим воздействием на продуктивный пласт Ашальчинского поднятия (рис. 6).

Cравнивая показатели эксплуатации метода парогравитационного дренирования одно- и двухустьевых скважин с пароциклическим методом воздействия, можно сделать вывод, что наибольший суточный дебит наблюдается у одноустьевых скважин. В то же время самые высокие показатели накопленной и удельной добычи нефти – у двух-
устьевых скважин, поскольку их эксплуатация началась с 2006 г. Применение одноустьевых горизонтальных скважин позволило снизить стоимость обустройства скважин и увеличить длину горизонтальных скважин, но потребовало закупки на начальном этапе специальных буровых установок, позволяющих выполнять устье скважин наклонным. С бурением каждой следующей скважины повышается опыт в проводке горизонтального ствола, и снижаются риски попадания в водонасыщенные интервалы [11, 12].

Для разработки залежей СВН со сложным геологическим строением, схожим с Ашальчинским поднятием, наиболее перспективным способом является парогравитационное дренирование.

Для оценки эффективности расположения горизонтальных скважин анализировалась толщина продуктивного пласта по Ашальчинскому поднятию.

В куполе Ашальчинского поднятия толщина продуктивного пласта составляет более 25 м. Разработка центральной части залежи парогравитационным дренированием позволяет создать паровую камеру и вовлечь в разработку весь продуктивный пласт, тем самым увеличивается отбор разогретой СВН, поэтому с увеличением толщины продуктивного пласта удельная добыча нефти на 1 т пара в горизонтальных скважинах будет также увеличиваться (рис. 7).

По мере движения от центральной части к периферийным участкам залежи эффективность работы скважин снижается, поэтому применение технологии парогравитационного дренирования рекомендуется в продуктивном пласте с нефтенасыщенной толщиной более 10 м.

В процессе разработки месторождений сверхвязкой нефти активно используется система контроля на месторождениях. На используемом полигоне производят отбор поверхностных (4 водопоста) и подземных проб вод (2 колодца,
4 родника) и почв. Также для определения загрязнения подземных вод используется эколого-гидрогеологические скважины. В процессе эксплуатации скважин осуществляются наблюдения за состоянием воздуха на наличие выброса вредных газов в атмосферу.

В процессе нагнетания теплоносителя и отбора из продуктивного пласта сверхвязкой нефти ведется контроль деформации земли, при этом сбор данных производится в автоматическом режиме с интервалом в 1 час и передается в центр обработки информации.

По текущим результатам опытно-промышленных работ на Ашальчинском месторождении можно сделать следующие выводы:

1. для залежи СВН Ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения выявлена сильная изменчивость положения водонефтяного контакта на небольших расстояниях, которая усложняет процесс добычи СВН;

2. процесс парогравитационного дренирования является наиболее эффективной технологией добычи для Ашальчинского месторождения СВН и может быть распространен на аналогичные месторождения;

3. показана зависимость между добычей нефти на 1 т пара и толщиной пласта. С увеличением толщины продуктивного пласта эффективность работы горизонтальных скважин, эксплуатирующихся технологией парогравитационного дренирования, возрастает;

4. среди одиночных горизонтальных скважин максимальная успешность отмечается по скважинам, работающим вблизи парных горизонтальных скважин, за счет отбора нефти от развивающейся в их сторону паровой камеры;

5. в процессе разработки месторождения СВН ведется контроль за поверхностными и подземными водами, производится отбор проб почв и атмосферного воздуха. Замеры деформаций земли осуществляются с интервалом 1 час в автоматическом режиме, данные передаются в центр обработки информации. Производимый контроль позволяет разрабатывать месторождения сверхвязкой нефти без негативного воздействия на экологическую обстановку.

В ходе работ по ПНП и охвата воздействием залежей трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ) нефти усложняются как геолого-технические, так и экономические условия их проведения на нефтяных месторождениях. В связи с этим перед научным сопровождением таких работ встают новые задачи, такие как задачи повышения адресности проведения работ по ПНП, а также ограничения водопритока (ОВП) и ремонтно-изоляционных работ (РИР) с учетом существующих проблем и источников обводнения продукции, задачи адаптации технологий к условиям залежей ТИЗ нефти на поздней стадии разработки, оптимизации объемов рабочих оторочек гелеобразующих составов, учета потенциала эффективности технологий ПНП, ОВП и РИР при подборе объектов воздействия и другие.

Рассмотрим данный вопрос на примере объекта АС11 Западно-Салымского месторождения. Основными его геологическими особенностями являются:

• многопластовость и расчлененность при сильном различии составляющих пластов по строению и геолого-физическим свойствам, в частности по средней проницаемости и нефтенасыщенности;

• присутствие на большинстве залежей данного объекта развитых водонефтяных зон (ВНЗ);

• наибольшие запасы нефти при этом сосредоточены в пласте АС112.

Перечисленные характеристики обусловили опережающее обводнение продукции скважин.

При планировании работ по ПНП на данном объекте была использована усовершенствованная методика подбора участка воздействия, включающая:

• сравнительный дифференциальный анализ выработки запасов нефти различных пластов и зон с целью выявления среди них наиболее проблемных и локализации в них остаточных запасов нефти;

• анализ проблемных участков на соответствие критериям эффективности технологий ВПП нагнетательных скважин и выявление наиболее им соответствующих;

• диагностика механизмов обводнения скважин проблемных участков с использованием аналитических методов;

• сравнительный анализ проблемных участков по потенциалу эффективности технологий ПНП и подбор среди них наиболее потенциальных.

Сравнительный дифференциальный анализ выработки запасов нефти

Такой анализ, проведенный на первом этапе планирования работ по ПНП, включал:

• сравнительный площадной анализ выработанности приходящихся начальных извлекаемых запасов (НИЗ) нефти и локализацию остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ) по площади объекта;

• расчет и сравнительный анализ показателей выработки запасов нефти объекта в целом и составляющих его пластов;

• прогноз с использованием характеристик вытеснения показателей выработанности запасов нефти объекта в целом и отдельных пластов на момент достижения предельно допустимой обводненности продукции при использовании существующей системы разработки;

• анализ полученных материалов совместно с геологическими картами и выявление причин, обусловивших низкую текущую и прогнозную локальную выработку запасов нефти.

Результаты дифференциального анализа выработки запасов нефти отдельных пластов объекта АС₁₁ Западно-Салымского месторождения на 01.10.2011 представлены в таблице.

На рисунке 1 представлены сравнительные динамики Ln водонефтяного фактора (ВНФ) продукции двух (АС₁₁² и АС₁₁^3-4) из четырех пластов объекта АС₁₁ относительно шкалы накопленной добычи нефти, а также величины НИЗ нефти и значения Ln ВНФ продукции (3,89), соответствующее предельно допустимой обводненности (98,0%). Отмечается тенденция линейного роста значений Ln ВНФ в последние годы, что указывает на рост доли закачиваемой воды в продукции скважин.

Пласт АС₁₁², вмещающий основные запасы нефти объекта, на момент проведения анализа (на 01.10.2011) характеризовался сравнительно высоким значением текущего коэффициента извлечения нефти (КИН) (0,176), что объясняется его высокой средней проницаемостью (70,0 мД), однако прогнозная динамика Ln ВНФ продукции показала недостижимость проектного КИН (рис. 1а), что указывает на целесообразность проведения мероприятий по ПНП. Пласт АС₁₁^3-2 отличался наименьшими значениями текущего КИН (0,051) при наибольшей обводненности продукции (69,6%). Прогнозная динамика Ln ВНФ его продукции (рис. 1б) ярко показала недостижимость проектного КИН, а прогнозный коэффициент охвата пласта разработкой не превысил значения 0,241, что также показало целесообразность проведения работ по ПНП.

Площадной анализ выработки запасов нефти и локализация остаточных запасов нефти по площади осуществлялись с помощью следующих карт указанного объекта:

• карта выработанности приходящихся НИЗ нефти;

• карта начальных нефтенасыщенных толщин;

• карта текущих нефтенасыщенных толщин, совмещенная с картой текущих отборов, с помощью которой отмечались зоны с наибольшими остаточными запасами нефти при высокой обводненности продукции добывающих скважин.

Анализ проблемных участков залежи на соответствие критериям эффективности технологий ПНП

Такой анализ проводился на втором этапе поиска участков работ по ПНП. Использовались критерии [1, 2], уточненные при проведении факторного анализа эффективности работ по ПНП на месторождениях Западной Сибири и специальных вычислительных экспериментов [3]. В соответствии с ними при подборе участков воздействия на объекте АС11 Западно-Салымского месторождения дополнительно строились карты проницаемости, проницаемостной неоднородности и расчлененности пласта. При этом преимущество отдавалось участкам с повышенными значениями.

С точки зрения эффективности физико-химических технологий ПНП наиболее оптимальны следующие геологические условия [3, 4]:

• повышенная вязкость пластовой нефти, обуславливающая языкообразование фронта вытеснения нефти водой в ходе разработки залежи;

• повышенная проницаемостная неоднородность и расчлененность пласта, обуславливающие, с одной стороны, опережающее обводнение скважин закачиваемой водой, с другой – повышенную селективность тампонирования промытых пропластков при проведении ВПП, а также высокую длительность технологического эффекта;

• в условиях монолитного пласта необходима его высокая проницаемостная анизотропия, ограничивающая межпластовые перетоки, а также рост проницаемости по разрезу сверху вниз, обуславливающий повышенные остаточные запасы нефти;

• высокая обводненность продукции добывающих скважин за счет прорыва закачиваемых вод по пласту, обуславливающая повышенную селективность тампонирования промытых пропластков при ВПП;

• трещиноватость продуктивного пласта, обуславливающая высокую эффективность ВПП при применении специальных жестких гелей;

• повышенная проницаемость, а также толщина продуктивных пород, обуславливающая высокие базовые дебиты жидкости и нефти.

При планировании работ по ПНП на нефтяной залежи также используются технологические критерии эффективности. Опережающее обводнение продукции скважин оценивается величиной избыточной обводненности [5], представляющей разницу между фактической обводненностью скважины и приемлемой, соответствующей текущей водонасыщенности пласта в интервале вскрытия согласно диаграммам ОФП пласта, функции Бакли – Леверетта [6] и свойствам пластовых флюидов. Карта избыточной обводненности продукции скважин объекта АС₁₁ Западно-Салымского месторождения представлена на рисунке 2а.

При обосновании работ по ПНП темп обводнения продукции скважин проще выразить так называемым показателем интенсивности обводнения продукции (ПИО), представляющим разность между текущей обводненностью продукции скважины в долях единицы и выработанностью приходящихся НИЗ нефти. Его расчетная формула такова:

,                         (1)

где   – показатель интенсивности обводнения, д. ед.;

ƒ_тек – текущая обводненность продукции скважин, д. ед.;

 – текущая выработанность НИЗ нефти, д. ед.;

Q_нак – накопленная добыча нефти, тыс. т;

N_НИЗ – начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т;

N_геол – геологические запасы нефти, тыс. т;

 – конечный коэффициент вытеснения нефти водой из пласта, д. ед.;

 – конечный коэффициент охвата пласта заводнением, д. ед.

С учетом текущего коэффициента охвата пласта заводнением и текущего коэффициента вытеснения нефти водой для гидрофильных полимиктовых коллекторов Западной Сибири, в которых имеет место близкое к поршневому вытеснение нефти водой, а текущий коэффициент вытеснения за фронтом заводнения почти равен конечному, формула (1) перепишется так:

,             (2)

где К_од – коэффициент текущего охвата заводнением дренируемого объема пласта, равный отношению его заводненного объема к дренируемому, д. ед.

Таким образом, ПИО качественно выражает степень опережения процесса заводнения дренируемой части нефтяного пласта процессом обводнения продукции скважин. На рисунке 2б представлена карта ПИО объекта АС11 Западно-Салымского месторождения, на которой отмечены участки, анализируемые на целесообразность проведения работ по ПНП. Причем участки с высоким ПИО почти совпадают с участками наибольшей избыточной обводненности продукции (рис. 2а). Это объясняется тождественностью величины выработанности приходящихся НИЗ нефти данной скважины величине текущей водонасыщенности ее призабойной зоны пласта (ПЗП) и, соответственно, величине приемлемой обводненности продукции. Это позволяет использовать ПИО в качестве одного из основных критериев подбора участков воздействия технологиями ПНП [3].

Диагностика механизмов обводнения скважин аналитическими методами

Технологии ВПП нагнетательных скважин применимы при обводнении окружающих скважин закачиваемой водой. Для подтверждения ее присутствия в попутно добываемой воде при планировании работ по ПНП вполне достаточно использовать аналитические методы, в частности корреляционный [7] и метод Чана [8].

Так, с использованием графоаналитической методики диагностики обводнения продукции скважин [5] была построена карта источников обводнения западной среднедевонской залежи Возейского месторождения (рис. 3), на которой стрелками отмечены направления внутрипластового движения воды от конкретных нагнетательных скважин к добывающим, обводняющимся закачиваемой водой.

Для данного объекта по результатам анализа обводнения и дифференциального анализа выработки запасов нефти были предложены пять нагнетательных скважин (2320, 2257, 2310, 2610 и 2263) для проведения ВПП по комплексной технологии [9], включающей кислотную стимуляцию скважины после проведения ВПП. Целесообразность последнего связана со сниженным пластовым давлением участка воздействия и необходимостью сохранить приемистость обработанных нагнетательных скважин.

Примененный на объекте АС11 Западно-Салымского месторождения корреляционный метод диагностики водопритоков [7] показал, что на участках планируемого воздействия реагирующие скважины обводняются главным образом закачиваемой водой. При этом процесс вытеснения нефти водой из дренируемой части пласта почти завершен, что обеспечивает высокую селективность тампонирования заводненных пропластков при проведении обработок.

Сравнительный анализ проблемных участков по потенциалу прироста добычи нефти

Анализ проводился на последнем этапе подбора объектов работ по ПНП. Величина данного потенциала определяется двумя величинами:

• суммарной добычей или суммарным дебитом жидкости участка;

• показателем интенсивности обводнения продукции.

Действительно, потенциальный прирост текущей добычи нефти на участке после проведения ВПП равен величине потенциального снижения обводненности продукции, помноженной на величину потенциальной добычи жидкости. При этом снижение добычи жидкости в первый месяц после проведения ВПП определяется снижением приемистости обработанной нагнетательной скважины согласно регламенту используемой технологии. Для технологий, не снижающих приемистость обрабатываемых скважин [9], потенциальное снижение обводненности умножается на величину текущей добычи жидкости:

                   (3)

где  – потенциальный прирост текущей добычи нефти, тыс. т;

Q_Ж – текущая добыча жидкости участка, тыс. т;

∆ƒ_{ПОТЕНЦИАЛ} – потенциальное снижение обводненности продукции после ВПП, д. ед.

Потенциальную величину обводненности продукции участка после проведения ВПП рекомендуется оценивать с использованием величины выработанности его НИЗ и ПИО участка данной залежи с меньшим и более характерным темпом обводнения продукции либо ПИО всей залежи в целом:

     (4)

где ƒ_{ПРОГНОЗ} – потенциальная обводненность продукции участка после ВПП, д. ед.;

 – текущая выработанность НИЗ нефти участка, д. ед.;

 – потенциальный ПИО, равный ПИО продукции всей залежи либо ее участка с меньшим и наиболее характерным темпом обводнения, д. ед.

Формула (4) соответствует постановке задачи снижения темпа обводнения продукции наиболее проблемного участка до средней величины для данной залежи, что часто соответствует результатам практических работ. Использование данной формулы обосновывается прямым линейным характером динамик обводненности продукции различных чисто нефтяных залежей (ЧНЗ) относительно шкалы выработки НИЗ при величинах более 0,3, что позволяет переносить значение ПИО в качестве критерия с участка на участок данной залежи.

Тогда потенциальное уменьшение обводненности продукции выразится следующим образом:

,  (5)

где ƒ – фактическая обводненность продукции участка, д. ед.;

 – фактический ПИО продукции участка, д. ед.

При достаточной точности площадной локализации ОИЗ нефти на залежи представленный алгоритм позволяет по меньшей мере объективно ранжировать различные ее участки по практическому потенциалу месячной дополнительной добычи нефти за счет работ по ПНП.

Описанные принципы использованы при сравнительном анализе участков объекта АС₁₁ Западно-Салымского месторождения в ходе подбора участка с наибольшим потенциалом эффективности ПНП. Анализ карты ПИО на 01.10.2011 (рис. 2б), на которой отмечены четыре участка (западный, центральный, восточный и северо-восточный), позволил отметить, что на центральном участке значение ПИО максимально и изменяется от 0,15 до 0,30 д. ед. На других участках ПИО изменялся от 0,1 до 0,18. В целом же по залежи АС₁₁ Западно-Салымского месторождения значение ПИО на 01.10.2011 составляло 0,097. Указанные цифры позволили спрогнозировать по формуле (5) потенциал снижения обводненности продукции центрального участка после проведения работ по ПНП:

,             (6)

который заметно превысил аналогичные значения для других участков.

На центральном участке также отмечен наибольший реагирующий фонд добывающих скважин с высокими дебитами жидкости. С близкими к ним дебитами жидкости работает реагирующий фонд северо-восточного участка, однако при меньшем количестве скважин. На восточном же участке дебиты жидкости заметно ниже.

Потенциал снижения обводненности продукции после проведения ВПП на центральном и на других участках был учтен при расчете прогнозной дополнительной добычи нефти, которая на центральном участке оказалась наиболее высокой и составила 16,5 тыс. т. На основании этого центральный участок был выбран в качестве основного участка воздействия, а остальные – в качестве резервных.

Подбор нагнетательных скважин для проведения ВПП внутри выбранного участка воздействия производится исходя из таких критериев, как:

• высокое значение приемистости при герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца и при удаленности скважины от контура нефтеносности;

• высокие значения дебита жидкости и обводненности продукции окружающих реагирующих скважин за счет прорыва к ним нагнетаемых вод по пласту;

• повышенное количество таких скважин в ближнем окружении;

• однородность распределения высоких значений обводненности продукции по реагирующим скважинам.

Последний критерий важен в связи с тем, что при проведении ВПП нагнетательных скважин перераспределение потоков закачиваемой воды происходит не в меньшей степени по площади, чем по разрезу пласта [3], и, если рядом с высокообводненными реагирующими скважинами присутствует среднеобводненная, площадное перераспределение потоков может привести к прорыву в ней закачиваемой воды. Это часто происходит в условиях площадной девятиточечной системы заводнения, когда в скважинах, расположенных диагонально относительно нагнетательных, отмечается меньшая обводненность продукции.

Согласно описанным принципам, для проведения ВПП на объекте АС₁₁ Западно-Салымского месторождения в
2011 г. были подобраны 5 первоочередных нагнетательных скважин, 9 второочередных и 3 резервные. На участке, рекомендованном для первоочередных обработок, добывающие скважины обводнялись закачиваемой водой. При этом на других участках присутствует обводнение скважин подошвенной водой и не полностью завершен процесс вытеснения нефти водой из высоко- и среднепроницаемых пропластков.

В результате воздействия в 2011 г. технологиями ВПП нагнетательных скважин на подобранном центральном участке объекта АС11 Западно-Салымского месторождения средняя обводненность продукции снизилась на 0,048 д. ед., а дополнительная добыча нефти составила 15,769 тыс. т. Таким образом, результаты воздействия почти совпали с прогнозными цифрами.

Оптимизация объема рабочей оторочки гелеобразующего состава

Данный вопрос является одним из основных из числа возникающих при планировании ВПП нагнетательных скважин. Статистический анализ применения большеобъемных оторочек сшитых полимерных составов (СПС) на объекте АС_5–6 Мамонтовского месторождения показал, что оптимальный объем рабочей оторочки составляет 0,4% от объема пор промытой части пласта [10]. Следует отметить, что данный объект представлен водоплавающей залежью, и, как показали результаты промыслово-геофизических исследований (ПГИ), немалая доля технологического эффекта от обработок связана с тампонированием водонасыщенной подошвы продуктивного пласта. Поэтому перенос указанной закономерности на условия ЧНЗ неоправдан.

Некоторые предприятия при расчете оптимального объема рабочей оторочки для ВПП исходят из водонасыщенного порового объема пласта в радиусе воронки репрессии. Данный метод также неточен, т.к. не учитывает прочностные свойства гелей.

В работе [2] представлена попытка решения данной задачи с использованием алгоритма расчета степени проникновения гелеобразующего состава в разнопроницаемые пропластки при ВПП. Данный алгоритм, однако, не учитывает различий в насыщенности разнопроницаемых пропластков, что на практике обычно выдерживается для обеспечения селективности обработки. Опыт решения рассматриваемой задачи показывает, что учесть все факторы невозможно, да и не обязательно. Например, не обязательно учитывать кольматацию низкопроницаемой части пласта, если при ВПП выдерживались необходимые снижающие условия.

Ниже представлены новые методы оценки необходимого объема рабочей гелевой оторочки при проведении ВПП нагнетательной скважины.

Минимально необходимый объем геля при проведении ВПП нагнетательной скважины с механической точки зрения можно оценить исходя из минимально необходимого радиуса гелевого экрана, устанавливаемого в ПЗП высокопроницаемых пропластков, который обеспечит целостность экрана под воздействием нагрузок, возникающих в первые часы работы скважины после ВПП. Величины этих нагрузок рассчитываются на основании промысловых данных о максимально возможном забойном давлении нагнетания и о пластовом давлении в высокопроницаемом пропластке и сопоставляются с результатами фильтрационных исследований механической прочности используемого геля при данной проницаемости пласта и при данной температуре:

,                                     (7)

где R_min – минимально необходимый радиус гелевой оторочки;

 – максимально возможное забойное давление нагнетания в обработанной скважине после ее пуска под закачку;

Р_пласт – среднее пластовое давление в зоне нагнетания;

grad P_{предельн} – минимальное значение градиента давления, при котором гель разрушается.

Максимально возможное забойное давление нагнетания воды в обработанной скважине можно оценить исходя из значения забойного давления нагнетания воды до обработки, давления нагнетания на кустовой насосной станции (КНС) и из характеристики работающего в ней центробежного насоса. При использовании формулы (7) принимается, что за периоды обработки скважины, ее предварительной остановки перед обработкой и ее остановки на гелеобразование после обработки пластовое давление в удаленной зоне высокопроницаемого пропластка снизится до уровня среднего пластового давления в зоне нагнетания. Также принимается, что объем продавочной жидкости при обработке равен внутреннему объему обрабатываемой скважины, т.е. внутренний радиус устанавливаемой гелевой оторочки равен радиусу скважины, которым при расчетах можно пренебречь.

На основании величин минимально необходимого радиуса гелевой оторочки, промытой толщины пласта или суммарной толщины высокопроницаемых пропластков, коэффициентов пористости и начальной нефтенасыщенности пласта, а также коэффициента вытеснения нефти водой из пласта рассчитывается минимально необходимый объем гелевой оторочки при проведении ВПП:

,  (8)

где  – минимально необходимый объем гелевой оторочки;

h_{промыт.} – промытая толщина пласта или суммарная толщина его высокопроницаемых пропластков;

К_пор. – коэффициент пористости в высокопроницаемых пропластках;

К_н.нас. – коэффициент начальной нефтенасыщенности в высокопроницаемых пропластках;

К_выт. – коэффициент вытеснения нефти водой для высокопроницаемых пропластков.

Коэффициенты начальной нефтенасыщенности и вытеснения нефти водой в формуле (8) учитывают тот факт, что гелеобразующий состав не может заполнить в пористой среде пласта объем, занятый связанной водой и остаточной нефтью.

Для оптимизации объемов рабочих оторочек при планировании ВПП можно использовать результаты факторного анализа эффективности предыдущих работ на данной залежи. Для этого строится и анализируется зависимость показателей эффективности предыдущих ВПП от удельного объема использованной рабочей оторочки, под которым понимается объем закачанного гелеобразующего состава, приходящийся на единицу приемистости обработанной нагнетательной скважины:

,                                                (9)

где V_уд – удельный объем рабочей оторочки;

V_раб – объем закачанного в скважину гелеобразующего состава;

q_пр – приемистость нагнетательной скважины по воде.

На рисунке 4 графически представлены две отмеченные зависимости величины дополнительной добычи нефти в результате проведения ВПП от величины удельного объема рабочей оторочки. Первая характерна для объекта БС101 Средне-Итурского месторождения, согласно результатам обработок в 2006–2008 гг., вторая – для объекта БС11 Пограничного месторождения. В обоих случаях отмечается прямое влияние, различие же этих закономерностей связано с различиями в геологическом строении залежей и в применяемых системах разработки.

Получив из анализа эффективности предыдущих работ такую зависимость для конкретной залежи, можно с ее помощью оптимизировать величину удельной рабочей оторочки, а для каждой нагнетательной скважины этой залежи – объем самой рабочей оторочки.

Необходимый объем «жесткого» геля для тампонирования трещин в продуктивном пласте при проведении ВПП можно оценить из объема самой трещины, соединяющей нагнетательную скважину с реагирующей добывающей. Его можно рассчитать по результатам индикаторных исследований, проведенных на данном участке пласта [2], либо по результатам гидродинамических исследований КПД в нагнетательной скважине с использованием метода Полларда и Уоррена – Рута, адаптированного В.А. Санниковым и В.И. Курочкиным [11].

Планирование работ по ПНП с удаленным межскважинным гелеобразованием

Этот вид работ наиболее актуален после многократного использования на залежи нефти традиционных технологий ВПП [12] и почти полной выработки ОИЗ нефти в зоне нагнетания.

С целью уточнения возможности установки гелевого экрана в удаленном межскважинном пространстве пласта для вовлечения в заводнение его остаточных запасов с использованием термотропных гелеобразующих составов был проведен специальный вычислительный эксперимент. Его задачей была оценка соотношения скоростей продвижения фронта вытеснения нефти водой и фронта охлаждения в высокопроницаемом пропластке высокотемпературного неоднородного пласта. На рисунке 5 представлен диагональный разрез схематической секторной модели ячейки площадной системы заводнения проницаемостно-неоднородного пласта, состоящего из трех пропластков с распределением проницаемости сверху вниз соответственно 10, 50 и 500 мД. На рисунке 5а цветом отмечено распределение по разрезу пласта текущей нефтенасыщенности на момент достижения повышенной обводненности продукции скважин, на рисунке 5б – распределение температуры.

Анализ рисунка позволяет отметить, что после почти полного заводнения наиболее проницаемого пропластка фронт охлаждения заметно отстает от фронта заводнения и не достигает даже середины расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами. Шрихпунктирными эллипсами на рисунке 5б отмечены зоны потенциального гелирования термотропного гелеобразующего состава.

Таким образом, результаты эксперимента показывают возможность установки гелевого экрана в удаленном пространстве пласта с использованием термотропных гелеобразующих составов. При планировании таких работ предлагается следующая последовательность действий:

1. детализация геологического строения участка воздействия в его секторной гидродинамической модели путем уплотнения расчетной сетки;

2. адаптация секторной модели участка воздействия к фактической динамике показателей его разработки;

3. расчет текущего поля температур в промытом высокопроницаемом пропластке с учетом теплоемкости вмещающих пород;

4. расчет в модели наиболее оптимальных положения и объема гелевого экрана с позиции технологической эффективности и экономической целесообразности;

5. регулирование с учетом результатов проведенных расчетов температуры гелирования термотропного гелеобразующего состава так, чтобы она равнялась начальной пластовой температуре, что обеспечит наиболее удаленное формирование гелевого экрана в пласте.

Такая работа проведена, в частности, на одном из нефтяных месторождений Надымского региона при планировании работ по ПНП.

Таблица. Результаты расчета выработанности запасов нефти отдельных пластов объекта АС11 Западно-Салымского месторождения на 01.10.2011:

Table. Results of calculation of oil reserves depletion at separate formations of facility АС11 of Zapadno-Salymskiy field at 10/01/2011

Вопросы повышения эксплуатационных характеристик стальных труб в средах, отличающихся высокой коррозионной активностью, становятся все более актуальными. Это имеет значение для труб, предназначенных как для транспортировки, так и для добычи углеводородов. В последние годы повышение стойкости металла труб для магистральных трубопроводов к коррозионному растрескиванию под напряжением (КРН, или Stress Corrosion Cracking – SCC) и, в качестве частного случая, к сульфидному растрескиванию под напряжением (СРН, или Sulfide Stress  racking – SSC) стало основным направлением исследований научных подразделений как производителей, так и потребителей труб. Следует подчеркнуть, что данные процессы, как и сопутствующие им, являются частными в общем явлении растрескивания в различных средах, проявляющемся для широкого круга конструкционных материалов (Environmental Cracking – EC).

В данной статье рассмотрены вопросы обеспечения стойкости к сульфидному растрескиванию под напряжением насосно-компрессорных и обсадных труб, применяемых для добычи углеводородов, с описанием основных подходов к решению задачи и результатов их практической реализации.

В общем случае растрескивание при нагружении в определенной среде, происходящее путем медленного стабильного и предсказуемого развития трещин или внезапного катастрофического разрушения, связывают с процессами коррозионного воздействия на поверхностные слои металла, в частном случае – стали, и их охрупчиванием в результате насыщения водородом. Для труб, применяемых для добычи углеводородов, содержащих значительное количество сероводорода, это означает развитие специфических видов разрушения. Внутренние разрывы либо вздутия на поверхности, называемые блистерингами, наблюдаются, как правило, в сталях, используемых для производства линейных труб с относительно невысокими прочностными свойствами, в результате диффузии водорода коррозионного происхождения и его скопления на дефектах кристаллического строения стали (ловушках). В результате становится возможной рекомбинация атомов в молекулы, главным образом на границах матрицы и неметаллических включений, на протяженных участках сопряжения феррита и вытянутых упрочняющих структурных составляющих, что может приводить к раскрытию трещин. Это происходит без приложения внешней нагрузки, только за счет напряжений, создаваемых вблизи таких мест, что определило название явления – растрескивание, вызванное водородом (Hydrogen Induced Cracking – HIC), или водородное растрескивание (ВР). Зарождению и развитию трещин может способствовать наличие внешних или внутренних растягивающих напряжений. Явление развивается достаточно быстро, поскольку определяется скоростью перемещения и рекомбинации легко диффундирующего в железе при комнатной температуре атомарного водорода. Поэтому стандартный тест проводят путем погружения образцов в модельный раствор, насыщенный сероводородом, на 96 часов [1].

Обычно в более прочных сталях (с пределом текучести 500 МПа и выше) данное явление не наблюдается. Для таких сталей, применяемых для изготовления обсадных и насосно-компрессорных труб, характерно другое явление – СРН, заключающееся в зарождении на поверхности изделия трещин коррозионного происхождения и их распространении внутрь, в плоскости, преимущественно перпендикулярной приложенной растягивающей нагрузке. Зарождение и рост трещин происходит только в случае воздействия в течение длительного времени напряжения выше определенного, которое является свойством материала. Характерно, что к такому разрушению в общем случае оказываются склонными наиболее прочные материалы, что предопределило невозможность применения высокопрочных сталей в контакте со средой, содержащей влажный сероводород, с одной стороны, и необходимость поиска эффективных решений по подбору материалов и способов их упрочнения, совместимых с эксплуатацией в так называемых кислых средах под воздействием значительных напряжений, с другой стороны. Такая работа привела к постепенному перемещению сферы применимости конструкционных сталей в область более высоких напряжений, однако вопросы сопротивления СРН высокопрочных сталей продолжают привлекать внимание исследователей и инженеров во всем мире.

На сегодня не существует достаточно строгих теорий, которые бы полностью объясняли поведение материалов, наблюдаемое в лабораторных условиях или на практике. Тем не менее последние достижения в области металлургии стали и технологий ее обработки позволили обеспечить определенный прогресс при разработке материалов для труб различного назначения, обладающих повышенной стойкостью против СРН. Очевидно, что распространение трещин при этом является результатом комбинированного и синергетического взаимодействия приложенной механической нагрузки и коррозионных процессов. Синергетическое воздействие – одно из основных условий этого явления. Зачастую СРН ошибочно трактуют как последовательные процессы образования дефектов на поверхности в результате коррозионного воздействия и их раскрытия при достижении критической для данного материала величины. Наличие растягивающих напряжений, величиной не превышающих предела текучести материала, является необходимым условием для развития данного процесса. Напряжения могут быть приложенными (внешними), а также внутренними (остаточными), однако на практике создание остаточных сжимающих напряжений зачастую является эффективным способом предотвращения разрушений.

Принято считать, что по ряду признаков рассматриваемое явление можно отнести к задержанному разрушению, при котором трещина после зарождения развивается с очень малой скоростью (от 10^-9 до 10^-6 м/c) до тех пор, пока величина напряжения в оставшемся сечении не приблизится к пределу прочности материала. Обычно выделяют три стадии данного процесса:

• стадия 1 – зарождение трещины;

• стадия 2 – стабильный рост трещины;

• стадия 3 – ускоренный рост трещины и полное разрушение.

Проявление данных стадий обычно более или менее заметно в зависимости от выбранных методов исследования. Наименее изученным и однозначным в настоящее время является процесс зарождения трещины, что в большой степени связано с трудностями экспериментального наблюдения данной стадии. Тем не менее признаются три основных механизма зарождения КРН:

• на поверхностных дефектах;

• на питтингах коррозионного происхождения;

• путем межкристаллитной коррозии или растворения на плоскостях скольжения.

Поверхностные дефекты, как правило, являются результатом процесса обработки или эксплуатации и включают царапины, подрезы, плены, заусенцы, грат и др. Холодный наклеп поверхности, сопутствующий появлению дефекта при механическом воздействии, способствует проявлению КРН.

При приложении постоянной нагрузки к образцам без предварительно нанесенных надрезов фиксируется время до полного разрушения в данной среде. Как показано на диаграмме (рис. 1а), по мере снижения приложенного напряжения время до полного разрушения резко увеличивается. Общее время до разрушения состоит из времени, необходимого для зарождения трещины (инкубационного периода) t_in, и времени развития трещины t_cp. Пороговое напряжение S_th определяется как максимальное напряжение, при котором в данной среде разрушение не происходит. Данный подход использован при реализации теста на одноосное растяжение цилиндрического образца (метод А) по стандарту NACE0177 [2], нашедшего широкое применение при квалификации материалов для использования в кислых средах. Проведение данных экспериментов позволяет определить уровень напряжений, при которых можно избежать разрушения, установить период инспекционного обследования объектов, а также определить влияние металлургических факторов и изменения параметров среды на проявление и развитие трещин. Следует отметить, что продолжительность инкубационного периода определяется многими факторами, включая состояние поверхности, наличие на которой трещинообразных дефектов значительно сокращает время зарождения коррозионных трещин.

При испытаниях образцов с предварительно нанесенной трещиной регистрируется скорость распространения трещины dl/dt для данного уровня интенсивности напряжений в ее вершине, задаваемая постоянной нагрузкой или фиксированным раскрытием трещины (рис. 1б). Расчет коэффициента интенсивности напряжений ведется на основании известных соотношений для данного типа образцов, длины трещины в текущий момент времени и приложенной (создаваемой) нагрузки. Важно, что ниже порогового значения интенсивности напряжений К_ISCC трещины не имеют тенденции к росту. Это пороговое значение определяется не только природой материала, но также характеристиками среды и такими свойствами материала, как фазовый состав, структура, наличие примесей, количество и морфология неметаллических включений. Кроме того, данное значение можно считать минимальным значением напряжения, необходимым для синергетического взаимодействия со средой. Данный подход реализован в виде испытания материалов по методу D стандарта NACE 0177 [2] и в последнее время находит все большее применение.

На первой стадии с низким уровнем напряжений в вершине трещины скорость ее распространения увеличивается достаточно быстро с ростом коэффициента интенсивности напряжений. На промежуточной стадии скорость распространения трещины может рассматриваться как близкая к постоянной и практически слабо зависящая от механической движущей силы. Данная скорость V_уст является характеристикой комбинации «среда – материал» и определяется (лимитируется) скоростью процессов взаимодействия со средой, таких как скорость массопереноса в области вершины трещины. На завершающей третьей стадии скорость роста превышает скорость установившейся стадии, а коэффициент интенсивности напряжений приближается к критическому значению K_IC для инертной среды.

Распространение трещины становится возможным в результате определенной последовательности процессов, развивающихся в вершине трещины независимо от доминирующего коррозионного механизма – анодного или катодного. Анодный механизм предполагает ускоренное растворение атомов металла в вершине трещины, в то время как катодный механизм предусматривает образование водорода, его абсорбцию, диффузию и, как следствие, охрупчивание материала. При одинаковой активности негативное влияние водорода на вязкость разрушения с увеличением прочностных характеристик стали возрастает. В сталях с пределом текучести выше 1000 МПа достаточно небольшой активности водорода, который поглощается при коррозии в свободных от присутствия кислорода слабокислых растворах, чтобы произошло заметное снижение вязкости. Более того, говоря о большой роли локализации водорода в объеме металла для развития разрушения, связанного с водородом, следует иметь в виду склонность водорода образовывать скопления у границ зерен, включений, пор, областей с повышенной плотностью дислокаций и растворенных атомов. В связи с этим водородное разрушение контролируется местами локального скопления водорода, которые в определенных условиях являются более чувствительными к разрушению.

Основными параметрами водной среды, определяющими скорость распространения трещин, являются температура, давление, растворенные вещества и их концентрации, pH, электрохимический потенциал, вязкость, наличие циркуляции и перемешивания. Наряду с параметрами среды на скорость развития трещин в общем случае оказывают влияние:

• величина приложенных напряжений и коэффициент их интенсивности;

• напряженное и деформированное состояние, включая плоское напряженное и плоское деформированные состояния;

• способ нагружения в вершине трещины (растяжение, кручение);

• состав сплава, имея в виду его номинальный (марочный) состав и фактическое содержание легирующих элементов, примесей и сопутствующих элементов;

• металлургические характеристики, включая уровень прочностных свойств, наличие вторых фаз в матрице и на границах зерен, состав этих фаз, размер зерна, наличие зернограничных сегрегаций, уровень остаточных напряжений, распределение и плотность дислокаций и др.;

• характеристики состояния поверхности, включая наличие поверхностных дефектов и глубину концентраторов.

Вид характерной коррозионной трещины, возникающей на поверхности образца трубной стали в результате воздействия напряжения и модельной среды, насыщенной сероводородом, приведен на рисунке 2. Очевидно, что данная трещина имела тенденцию к постоянному росту, о чем свидетельствует острая вершина, а ее полость заполнена продуктами коррозии, которые, по данным микрорентгеноспектрального анализа, представляют собой сульфид железа. Проведенные систематические исследования показали, что в продольном сечении цилиндрических образцов, успешно выстоявших в модельной среде под напряжением без разрушения в течение 720 часов, подобные трещины не наблюдаются. Однако следы локальной коррозии на поверхности присутствуют, не превращаясь в зародышевые трещины. Если напряжение превышает пороговое значение, это приводит к формированию трещин, способных к росту, на всей рабочей поверхности. Способность сопротивляться формированию таких трещин определяется особенностями микроструктуры стали, которая для достижения целевых свойств формируется и контролируется особыми методами. Необходимо отметить, что скорость общей коррозии материала при стандартных испытаниях в среде NACE[1, 2] не может рассматриваться как структурно чувствительное свойство.

Таким образом, в настоящее время сложились устойчивые представления о существе явления в сталях различного назначения, включая трубные. Соответственно, к настоящему времени в международных, национальных и корпоративных стандартах сформулированы основные требования к трубам, стойким к воздействию сероводородсодержащих (кислых) сред [4–6]. Применительно к трубам из сталей с относительно невысоким содержанием легирующих элементов групп прочности С90, Т95 и С110 (минимальные пределы текучести – 621, 655 и 758 МПа соответственно) основные из них можно сформулировать следующим образом. Для изготовления должна применяться высококачественная мелкозернистая сталь с низким содержанием примесей и минимальным уровнем загрязнений по всем видам неметаллических включений. Это стало возможным в результате внедрения в практику массового производства трубной промышленностью современных средств выплавки и внепечной обработки, позволивших, например, снизить фактическое содержание серы в стали, ответственной за формирование сульфидов, до уровня 0,002 масс.% при признанной международным стандартом ISO11960 норме не более 0,005 масс.%. Типичные требования к свойствам предельной загрязненности стали труб для кислых сред неметаллическими включениями и другие ключевые параметры приведены в таблицах 1–3 [8].

Отдельного внимания заслуживают пределы содержания основных легирующих элементов и микроструктурных аспектов труб данных групп прочности. Традиционно нормируют ряд взаимосвязанных параметров. Это минимальное количество мартенсита на полную толщину стенки непосредственно после закалки, которое должно составлять не менее 90%, а в наиболее ответственных случаях – 95% в структуре. Как правило, для остальных групп прочности данное требование значительно ниже и составляет 50%. Известно, что структура отпущенного мартенсита обладает лучшим сочетанием прочности и хладостойкости, чем отпущенный на ту же твердость (прочность) бейнит. Традиционные объяснения такого влияния характеристик микроструктуры относят к более дисперсному строению мартенсита в сравнении с бейнитом, что, кроме отличия в морфологии карбидной фазы, обеспечивает более однородную и мелкую микроструктуру в конечном состоянии. Аналогичная закономерность проявляется в способности близких по виду, но отличающихся по морфологии структур в высокоотпущенном состоянии противостоять охрупчиванию под действием водорода.

Проведенные экспресс-оценки степени относительного снижения пластичности после наводораживания в течение 96 часов в растворе А по стандарту NACE0177, периодически продуваемого сероводородом, наглядно демонстрируют связь данного параметра с типом структуры, формирующейся в процессе закалки. Для эксперимента была взята сталь марки 26ХМФА, легированная (масс.%) молибденом – 0,17, хромом – 0,97, V – 0,05 при содержании углерода 0,25 масс.%. Относительно невысокое содержание элементов, определяющих прокаливаемость, обеспечило заметную зависимость твердости образцов после закалки в воду, соответствующей преимущественно мартенситной микроструктуре, и в масло – соответствующей преимущественно бейнитной микроструктуре. Образцы в этих исходных состояниях были отпущены при различных температурах для достижения различных уровней прочности. После этого половина из них была помещена в указанный выше раствор с целью наводораживания, а непосредственно после выдержки была подвергнута испытаниям на растяжение. Относительное снижение пластичности определяли по формуле:

где ψ₀ –величина относительного сужения без выдержки в модельной сероводородсодержащей среде, %;

   ψ_H – величина относительного сужения после выдержки в модельной сероводородсодержащей среде, %.

Рассчитанное таким образом снижение пластичности исследованной стали в зависимости от среднего значения предела текучести материала приведено на рисунке 3. Хотя наблюдаемое изменение нельзя отнести непосредственно к коррозионному растрескиванию под напряжением, его можно интерпретировать как степень чувствительности стали к наводораживанию в зависимости от типа микроструктуры и сопротивления деформации. Несмотря на отличающийся механизм разрушения в данном случае от СРН, очевидна более сильная зависимость данного параметра для менее дисперсной исходной структуры. Вторым очевидным фактом является заметное нарастание влияния наводораживания на относительное снижение пластичности при повышении предела текучести, что особенно важно с точки зрения поиска путей решения задачи создания высокопрочных труб, стойких к воздействию сероводорода.

Анализ литературных данных и проведенные исследования показали, что формирование однородной структуры отпущенного мартенсита при термообработке является необходимым, но недостаточным условием обеспечения стойкости к СРН высокопрочной стали. Поскольку данное свойство является, безусловно, структурно чувствительным, особое внимание должно уделяться формированию конечной структуры. Неслучайно требования признанных международных стандартов на насосно-компрессорные и обсадные трубы в сероводородостойком исполнении касаются процедуры отпуска, теплой правки и других операций, определяющих тонкую микроструктуру стали [4, 5]. Фактически это означает необходимость обеспечения заданного уровня прочностных характеристик в состоянии после закалки и отпуска при максимально допустимой температуре. Строго говоря, известные нормативные документы определяют минимальную температуру отпуска и теплой правки, а в практике производства используются температуры с существенным запасом выше указанного минимума. При этом верхняя температурная граница определяется двумя обстоятельствами. Это, во-первых, критическая температура начала образования аустенита и, во-вторых, температура, при которой разупрочнение стали заданного состава может вывести предел текучести ниже минимального значения для заданной группы прочности.

С практической точки зрения это означает выбор состава стали со строго регламентированным содержанием элементов, определяющих ход структурных превращений при отпуске. По известным подходам к легированию среднеуглеродистых хром-молибденовых сталей для сероводородостойких труб нефтяного сортамента молибден рассматривается в качестве такого элемента. Это связано с его специальными характеристиками, определяющими как очень сильное влияние на прокаливаемость, что благоприятно с точки зрения необходимости формирования мартенситной микроструктуры при закалке, так и для существенного замедления коагуляции карбидов цементитного типа при высоком отпуске, что определяет более плавное, чем в безмолибденистой стали, разупрочнение и, соответственно, возможность сохранить заданную прочность при предельных температурах отпуска вблизи 700 °С.

На рисунке 4 приведено обобщение результатов серии лабораторных исследований влияния содержания молибдена на закономерности формирования структуры и свойств, включая испытания на стойкость к СРН по NACE0177, метод А сталей семейства 26ХМФА с различным содержанием молибдена. Видно, что при соблюдении прочих условий для достижения необходимого сопротивления растрескиванию стали группы прочности Т95 (минимальный предел текучести 655 МПа) в среде, насыщенной сероводородом, целесообразно легирование стали молибденом в количестве от 0,45 до 0,60 масс.%. Очевидно, что обеспечение требуемых свойств в пределах каждой группы прочности для обеспечения оптимальных служебных, технологических свойств целесообразно нормирование содержания данного элемента в определенном диапазоне в отличие от стандартного [4–6] подхода с определением верхней границы содержания молибдена, например, в 0,85 масс.%. В результате длительной отработки данного подхода в лабораторных и промышленных условиях в рамках программы научно-технического сотрудничества ПАО «Газпром» и ПАО «Трубная металлургическая компания» были определены оптимальные составы стали для производства насосно-компрессорных и обсадных труб групп прочности С90, Т95, С110 с различным уровнем требований к стойкости к растрескиванию в средах, насыщенных сероводородом. Данные по динамике освоения производства таких труб на одном из заводов ТМК с целью импортозамещения приведены в таблице 4.

Результатом научно-технического сотрудничества ПАО «Газпром» и ПАО «ТМК» явилась разработка технических условий на высокопрочные обсадные и насосно-компрессорные трубы в сероводородостойком исполнении: ТУ 14-3Р-138-2014 «Трубы стальные бесшовные насосно-компрессорные и муфты к ним группы прочности С90 в сероводородостойком исполнении для месторождений ПАО «Газпром» и 14-3Р-140-2014 «Трубы стальные бесшовные обсадные и муфты к ним группы прочности Т95 в сероводородостойком исполнении для месторождений ПАО «Газпром». В данных нормативных документах закреплены, с одной стороны, наработки, достигнутые за последние годы в области разработки химических составов трубных сталей, технологии производства труб нефтегазового сор- тамента. С другой стороны, документы отражают технологические возможности заводов, входящих в ПАО «ТМК», достигнутые в результате проведенной глобальной технической модернизации трубопрокатного производства. Упомянутые выше технические условия опираются на требования, изложенные в соответствующих международных и национальных стандартах [4–6], а также в корпоративных стандартах ПАО «Газпром» [7, 8], и полностью соответствуют им. Однако в отличие от данных стандартов в разработанных технических условиях прописаны более узкие интервалы химических составов сталей и уточнены температурные параметры операций термической обработки труб, что позволяет стабильно получать требуемые эксплуатационные свойства продукции, в том числе одно из ключевых – стойкость к СРН.

Поставка ТУМ осуществляется в комплекте с эпоксидной грунтовкой по техническим условиям, согласованным с ПАО «Газпром». Решение о применении покрытий на объектах ПАО «Газпром» принимается постоянно действующей комиссией ПАО «Газпром» по испытаниям изоляционных покрытий и оборудования по ремонту изоляции газопроводов. Экспертиза материалов и технической документации осуществляется в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3.5-046-2006 [5]. При положительном результате экспертизы материал (покрытие) заносится в Реестр материалов и покрытий, разрешенных к применению на объектах ПАО «Газпром».

Уровень технических требований и рекомендуемые температурные режимы зависят от типа и марки применяемых манжет.

Рекомендации температуры предварительного нагрева труб и нормативные требования к адгезионной прочности ряда ТУМ, разрешенных к применению на объектах ПАО «Газпром», приведены в таблице 1.

Анализ причин несоответствий качества покрытий сварного стыка показывает, что в большинстве случаев причиной брака является отнюдь не качество применяемых ТУМ, а нарушения технологии их нанесения.

Наиболее значимыми технологическими факторами, влияющими на качество покрытия на основе ТУМ, являются степень очистки поверхности металла зоны сварного шва и температурный режим прогрева металла околошовной зоны перед нанесением покрытия.

Технологические трудности по проведению нагрева зоны сварного стыка перед нанесением ТУМ связаны с высокой трудоемкостью процесса и низким уровнем автоматизации данного вида работ, принятого в настоящее время в трассовых условиях.

Хронометраж, проведенный в процессе технологических испытаний, показывает, что общее время изоляции сварного стыка трубопровода из труб 1420 х 14 мм (пескоструйная очистка купрошлаком, нагрев труб ручными газовыми горелками, два оператора) при температуре окружающего воздуха 0 °С составляет порядка 60–70 минут, из которых на нагрев (предварительный нагрев перед очисткой, основной нагрев до 100 °С, нагрев запраймированной поверхности (1–2 минуты)) в совокупности тратится 25 минут. При понижении температуры окружающей среды до –10 °С это время (при использовании защитных палаток) увеличивается до 33 минут; при температуре –20 °С – до 40 минут, ниже –20 °С – до 45 минут.

При дефиците прогрева металла формируемая адгезия ТУМ, а особенно стойкость адгезии к условиям эксплуатации, оказывается недостаточной, покрытие теряет связь с металлом и начинается коррозия.

При этом внешний вид ТУМ, усаженных на «холодную» поверхность, ничем не отличается от нормального покрытия, что затрудняет выявление брака. Адгезия покрытия стыка, согласно нормативным документам [4], контролируется только на трех изолированных сварных стыках в начале проведения работ и не менее чем на одном изолированном сварном стыке из каждых последующих ста. При этом даже реализация высокой по значению исходной адгезии не является гарантией ее устойчивости в процессе эксплуатации. То есть при недогреве или недостаточной очистке покрытие может соответствовать требованиям в процессе проведения приемо-сдаточных испытаний, но быстро отслаивается в процессе эксплуатации.

В этих условиях гарантией качества покрытия является строгое соблюдение всех норм технологического режима его нанесения.

Контроль за соблюдением технологического режима должен проводиться по рабочей документации (технологическим инструкциям, картам), разработанной и утвержденной производителем изоляционных работ. При разработке рабочей документации следует учитывать условия проведения работ, имеющееся в наличии оборудование и рекомендации производителей ТУМ по режимам очистки и температурным диапазонам нагрева сварных стыков перед нанесением ТУМ (табл. 1).

Значительно влияет на выбор технологических режимов нанесения ТУМ площадь зоны сварного стыка под нанесение покрытия. В связи с внедрением новых технологий по проведению ультразвукового контроля сварных соединений труб в трассовых условиях с 23.04.2015 были изменены (в сторону увеличения) требования к длине концов труб, свободных от полиэтиленового покрытия.

Согласно изменению № 2 к СТО Газпром 2-2.2-130-2007 [6], длина концов труб, свободных от полиэтиленового покрытия, должна составлять:

• от 90 до 150 мм от торца – для труб диаметром до 530 мм;

• от 140 до 170 мм от торца – для труб диаметром свыше 530 мм и толщиной стенки до 32 мм;

• от 200 до 240 мм от торца – для труб диаметром свыше 530 мм и толщиной стенки свыше 32 мм.

Большая трудоемкость нагрева, увеличение длины концов труб, свободных от заводского покрытия, а также применение труб с повышенной толщиной стенки являются факторами, определяющими необходимость перехода на более эффективные по сравнению с применением ручных газовых горелок технологии нагрева зоны сварного стыка перед нанесением ТУМ.

Прогрессивным решением в этом направлении является применение индукционного нагрева. За рубежом практика использования индукторов для этих целей насчитывает уже более 30 лет (рис. 1).

В нашей стране с учетом суровых климатических условий в местах строительства магистральных трубопроводов применение индукторов является еще более актуальной задачей. Однако их применение для подогрева сварных стыков перед нанесением ТУМ до настоящего времени является незначительным. Нормативные рекомендации по их применению отсутствуют. Лишь отдельные компании – производители ТУМ предусмотрели в своих технологических инструкциях возможность применения индукционного нагрева [7].

Производство индукторов, подходящих для применения в трассовых условиях, в России успешно освоено. Более того, их применение уже практикуется при строительстве трубопроводов, в частности для обязательного подогрева торцов труб перед производством сварных работ. Однако ввиду отсутствия нормативных предписаний и строгого технологического контроля мало кто из строителей в настоящее время применяет индукторы для производства изоляционных работ.

Основные характеристики индуктора мощностью 35 кВт приведены в таблице 2. Для эффективного применения в изоляционной колонне необходимо иметь как минимум два индуктора: первый – для предварительного подогрева сварного стыка перед пескоструйной очисткой, второй – для основного нагрева перед нанесением ТУМ.

Хронометраж показывает, что при мощности индукторов 35 кВт и их последовательном применении для предварительного и основного нагрева общее время прогрева металла труб 1420 х 18 мм от 0 до 100 °С составляет 15 минут, от –20 до +100 °С – 25 минут; при мощности индуктора 50 кВт – 10 и 17 минут соответственно. Время нагрева данными индукторами дополнительно зависит от ширины зоны прогрева и формы индукционного кольца. При этом из-за длительности нагрева индукторы малой мощности (35 кВ и ниже) использовать для нагрева труб большого диаметра (1420 мм) нетехнологично.

Применение более мощных индукторов (120 кВ) позволяет проводить необходимый подогрев стыка за 6–8 минут практически независимо от температуры окружающей среды (за счет программы, регулирующей мощность генератора).

Таким образом, экономия времени, необходимого для нагрев труб, при применении индукторов является значительной (табл. 3). Однако определяющим преимуществом индукторов все-таки следует признать минимизацию человеческого фактора, что оказывает самое положительное влияние на качество формируемого покрытия.

Опыт применения индукторов уже имеется в ряде российских строительных компаний. Так, по данным ООО «Стройгазконсалтинг», в компании в настоящее время применяется уже более 100 генераторов мощностью до 120 кВ, около половины из которых задействованы в работе изоляционных колонн.

Ожидается, что применение индукторов при производстве изоляционных работ в трассовых условиях будет расти, чему будет способствовать развитие нормативно-технической базы, предусматривающей необходимость их использования в конкретных условиях работ.

Инвестиционный проект находится на стадии завершения, выпуск пробных партий запланирован на август 2016 г.

«Запуск собственного производства защитных и морских покрытий на территории Российской Федерации позволит компании AkzoNobel укрепить свои позиции на российском рынке за счет сокращения сроков изготовления и поставки продукции нашим потребителям в России», – заявил Маурисио Боннварт, управляющий директор направления «Защитные покрытия International™» компании AkzoNobel.

Предприятие будет выпускать защитные и морские покрытия торговой марки International™, широко используемые клиентами компании в нефтегазовой, горнодобывающей и энергетической отраслях промышленности, а также применяемые в кораблестроении и судоремонте. 

Открытие локального производства не только будет способствовать развитию региона, отвечая стратегическим задачам по импортозамещению, но и позволит компании принимать участие в открытых тендерах по проектам с государственным участием. Запуск нового завода позволит создать 35 дополнительных рабочих мест и увеличить объемы закупок сырья и упаковки, в том числе российского производства.

«Этот проект является важной частью нашей работы, направленной на создание более крупных предприятий, что позволит оптимизировать их работу», – подчеркнул исполнительный директор направления «Промышленные покрытия» компании AkzoNobel Дэвид Принселаар.

AkzoNobel является одной из ведущих глобальных компаний по производству красок и покрытий, а также крупным производителем химикатов специального назначения и поставляет необходимую в повседневной жизни продукцию, которая делает жизнь более комфортной и яркой. AkzoNobel снабжает предприятия и потребителей во всем мире важнейшими ингредиентами, защитными материалами и красками. Опираясь на передовой опыт, компания поставляет инновационные продукты и устойчивые технологии, предназначенные для удовлетворения растущих потребностей быстро меняющейся планеты и для того, чтобы сделать жизнь проще. Головной офис AkzoNobel находится в Амстердаме (Нидерланды). В компании, ведущей свою деятельность в 80 странах мира, работает около 45 тыс. человек. В портфель AkzoNobel входят такие известные бренды, как Dulux, Sikkens, International, Interpon и Eka. Компания AkzoNobel, неизменно признаваемая одним из лидеров в области устойчивого развития, стремится наполнить города и районы энергией, создать безопасный и яркий мир, жизнь в котором становится лучше от того, что делает дружный коллектив AkzoNobel.

ПРОБЛЕМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЦН НА ПЛАСТАХ ГРУППЫ АВ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

По сведениям [1], на группу пластов АВ приходится 77,4% остаточных извлекаемых запасов нефти Самотлорского месторождения. На 01.01.2016 фонд скважин пластов группы АВ, эксплуатируемых ЭЦН, составил 5985, или 71% от всего действующего фонда скважин этого нефтяного месторождения (рис. 1). 
Вместе с тем показатель наработки скважин с ЭЦН на отказ находится, по оценке автора статьи, по целому ряду объективных и субъективных причин на невысоком уровне. Учитывая вышеуказанные обстоятельства, повышение эффективности эксплуатации данного фонда скважин с ЭЦН является одной из наиболее актуальных задач, стоящих перед специалистами по механизированной добыче.

Наработка на отказ ЭЦН с рабочими ступенями (РС) одноопорной конструкции с плавающими колесами из серого чугуна в начале 2000-х гг. составляла по скважинам пластов группы АВ всего 152 суток. Разработанная в 2004 г. и реализованная в дальнейшем стратегия увеличения эффективности эксплуатации заключалась в полном переходе на применение ЭЦН с РС двухопорной конструкции из материала нирезист тип 1 с промежуточными радиальными подшипниками на валу, установленными через 50 см [2, 3]. В результате средняя наработка ЭЦН по скважинам пластов группы АВ увеличилась со 152 суток по состоянию на 01.01.2004 до 325 суток на 01.01.2014, как было показано в [4]. По состоянию на 01.01.2016 средняя наработка ЭЦН составляла 338 суток.

Параллельно процессу широкомасштабного перехода на использование ЭЦН более высокого класса износо-
устойчивости проходили в прошлом и продолжаются по сей день процессы интенсификации добычи нефти. Это обстоятельство существенно скорректировало в меньшую сторону темпы роста наработки оборудования на отказ. В настоящее время на Самотлорском месторождении в год проводится по 2,5 тыс. геолого-технических мероприятий по интенсификации притока из призабойной зоны и других видов работ. Кроме работ по интенсификации притока из призабойной зоны ведутся и работы по увеличению отборов нефти, в результате чего большинство скважин были переведены на режимы эксплуатации с забойными давлениями 3–5 МПа. Темпы роста показателя средней наработки оборудования на отказ начали снижаться. Стало понятно, что на большой части скважин ЭЦН с применяемой группой износоустойчивости уже не могут обеспечить дальнейший значительный рост показателя наработки на отказ, поскольку не соответствуют изменившимся условиям эксплуатации.

Для выработки технических решений, направленных на продолжение роста наработки ЭЦН на отказ, рассмотрим основные проблемы их эксплуатации на скважинах пластов группы АВ Самотлорского месторождения.

ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЦН НА СКВАЖИНАХ ПЛАСТОВ ГРУППЫ АВ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Фактор 1. Высокая обводненность продукции скважин

Самотлорское нефтяное месторождение эксплуатируется с 1969 г. и находится в настоящее время на поздней стадии разработки. Средняя обводненность продукции скважин, эксплуатирующих пласты группы АВ, на 01.01.2016 составила 93%. Высокая обводненность оказывает как положительное, так и отрицательное влияние на работу ЭЦН. К положительным факторам можно отнести снижение газосодержания на приеме насоса, благодаря чему насос работает более стабильно, появляется возможность эксплуатации скважин с более низким забойным давлением, что и осуществляется. Однако отрицательные факторы влияния высокого уровня обводненности продукции на условия эксплуатации ЭЦН более весомы. Как отмечено в [5], обычно по мере увеличения обводненности добываемой жидкости и объемов ее добычи при эксплуатации месторождений с терригенными коллекторами увеличивается и количество попутно добываемого песка. Данные по динамике добычи песка при разработке Самотлорского месторождения никем не приводились, однако, учитывая достигнутый уровень обводненности добываемой жидкости и факт эксплуатации большинства скважин с максимальной для используемого способа механизированной добычи депрессией, можно предположить, что содержание абразивных частиц достигло максимального уровня.

Фактор 2. Высокая концентрация абразивных частиц в добываемой жидкости

Как было показано в [4], среднее содержание абразивных частиц в добываемой из пластов групп АВ, БВ₈ и БВ₁₀ жидкости значительно отличается и составляет 112, 65 и 45 мг/л соответственно. Средняя наработка на отказ ЭЦН по скважинам данных пластов пропорциональна количеству выносимых абразивных частиц и составляла на 01.01.2014 325, 412 и 565 сут. соответственно. Непосвященному в данную проблему специалисту значение выноса абразивных частиц на уровне 112 мг/л может показаться небольшим, ведь согласно техническим условиям на оборудование, выпускаемое российскими производителями, ЭЦН с РС двухопорной конструкции с колесами плавающего типа из материала нирезист тип 1 с промежуточными подшипниками, установленными через 50 см, могут эксплуатироваться при выносе абразивных частиц твердостью 7 по шкале Мооса с концентрацией до 500 мг/л. Однако декларируемая российскими производителями износоустойчивость ЭЦН на практике не подтверждается, на что автор данной статьи указывал в [4, 6]. 
Возможно, проблема в том, что производителями не указывается ресурс работы ЭЦН при значениях максимально допустимой концентрации абразивных частиц, и по умолчанию принимается, что наработка до отказа должна составить не менее гарантийного срока, то есть одного года. Однако в условиях сокращения объемов добычи нефти из-за роста обводненности на ряде старых месторождений, а также снижения ее стоимости на мировом рынке такой уровень наработки уже не устраивает специалистов ПАО «НК «Роснефть».

В таблице 1 показана градация уровня содержания песка в добываемой жидкости, используемая зарубежными производителями ЭЦН [7], которые проблему оценивают совершенно иначе. Исходя из представленных данных, среднее содержание выноса песка на скважинах, эксплуатирующих пласты АВ Самотлорского месторождения, на уровне 112 мг/л можно считать большим, то есть способным оказать значительное негативное влияние на ресурс работы ЭЦН, что, собственно, и происходит.

Еще в 1996 г. с целью увеличения наработки на отказ и уменьшения числа аварий ЭЦН была закуплена партия насосов компании Centrilift для эксплуатации скважин пластов группы АВ. Оборудование представляло собой аналог применяемых в настоящее время ЭЦН: РС двухопорной конструкции из материала нирезист тип 1 с промежуточными подшипниками на валу. Одна из первых установок производительностью 500 м³/сут. была спущена в скважину, эксплуатирующую пласт АВ_4–5. После 280 суток работы произошло снижение подачи, и установка была извлечена. Дефектация узлов ЭЦН на сервисной базе выявила осевой и радиальный износ РС. Компания Centrilift произвела оперативное расследование инцидента: проба добываемой жидкости из данной скважины была отправлена из Нижневартовска в лабораторию далекого Клермора (США). Вскоре пришел невиданный до этого времени анализ содержащегося в добываемой жидкости песка и еще более непонятное тогда российским специалистам заключение о том, что рекомендованный индекс материала, применяемого для изготовления оборудования (material recommended index – MRI), для данных условий должен быть выше. Иными словами, еще в 1996 г. специалисты компании Centrilift указали на основную причину низкой наработки оборудования – несоответствие материалов, применяемых для изготовления рабочих органов ЭЦН, условиям эксплуатации. То есть при выносе кварца в количестве 150 мг/л, а также при высоком индексе агрессивности песка, которое ими было определено по результатам анализа пробы жидкости, требовалось применение ЭЦН более высокого класса износоустойчивости.

Фактор 3. Высокий индекс агрессивности выносимых частиц

Для выбора оптимальных конструкций ЭЦН западные производители оборудования применяют методики, в основе которых лежит подбор конструкции насоса и материалов изготовления его рабочих органов в зависимости от индекса агрессивности выносимых частиц (AI) и их количества [8]. AI определяется по формуле [9]:

AI=0,3•(АЧ)+10•(1–К_окр)+10•(1–К_сф)+0,25•(НО)+0,25(КВ),

где АЧ – суммарный процент в пробе абразивных частиц диаметром менее 0,25 мм;

К_окр – коэффициент округлости частиц по шкале API (рис. 2);

К_сф – коэффициент сферичности частиц по шкале API (рис. 2);

НО – процентное содержание не растворимого в кислоте осадка;

КВ – процент содержания зерен кварца в пробе.

Из представленной на рисунке 3 фотографии выносимых из пластов группы АВ Самотлорского месторождения зерен кварца видно, что они имеют низкую окатанность и сферичность, что увеличивает их расчетный AI. Результаты исследований по определению AI выносимых частиц [6] показали, что среднее его значение по пластам группы АВ Самотлорского месторождения составляет 76. Учитывая, что среднее значение AI частиц, выносимых жидкостью из терригенных коллекторов, по данным [9], составляет 60, можно считать, что показатель по скважинам пластов группы АВ Самотлорского месторождения является очень высоким. Для понимания ситуации можно привести пример с пластами группы БВ10 того же месторождения, где среднее значение AI выносимых частиц составляет 58 [4, 6]. Радиальный износ РС и износ вала насоса на скважинах данной группы пластов в отличие от группы пластов АВ небольшой. Автор [10] отмечает, что наибольшее количество случаев абразивного износа ЭЦН, по статистике Baker Hughes, происходит при выносе твердых частиц диаметром 0,05–0,1 мм. Из представленного на рисунке 4 гранулометрического анализа выносимых из пластов группы АВ частиц видно, что доля этих наиболее опасных фракций составляет 62%.

Фактор 4. Наличие залповых выносов абразивных частиц

Наличие случаев залповых выбросов песка со значительным увеличением его концентрации при выводе на режим ЭЦН на скважинах, эксплуатирующих пласты группы АВ Самотлорского месторождения, было показано в [11]. Наиболее часто выбросы происходят при резком создании депрессии в начальный период запуска скважин с относительно плохо сцементированным коллектором (рис. 5), а также при выводе на режим ЭЦН на скважинах после операции соляно-кислотной обработки (СКО) (рис. 6).

Залповые выбросы с увеличением в несколько раз концентрации песка осложняют эксплуатацию ЭЦН и очевидно резко увеличивает скорость абразивного износа или риска забивания рабочих органов насоса и последующего его заклинивания. В большинстве случаев заклинивания все же удается избежать, а вот процессов ускоренного износа рабочих органов ЭЦН – нет.

Фактор 5. Высокое содержание растворенного углекислого газа в добываемой жидкости

В таблице 2 представлены сведения о концентрации растворенных агрессивных газов, общей минерализации и значении водородного показателя по водам пластов группы АВ Самотлорского месторождения. В соответствии с РД 39-0147103-362-86 добываемые воды квалифицированы как склонные к сильноагрессивной углекислотной коррозии.

Наиболее часто возникают коррозионные поражения наружной поверхности корпусов ПЭД. По характеру повреждений выделяются мейза-коррозия, язвенная коррозия, коррозия пятнами и площадная [12]. Как отмечено в [13], одновременное воздействие коррозионно-активной среды и абразива значительно усиливает процессы разрушения деталей ЭЦН.

Фактор 6. Работа части ЭЦН за пределами рекомендуемой зоны напорно-расходной характеристики

Общеизвестно, что эксплуатация ЭЦН за пределами рекомендуемой зоны напорной характеристики значительно ускоряет процессы абразивного износа РС [8, 14]. В левой части напорной характеристики по различным причинам эксплуатируется около 14% ЭЦН, что значительно увеличивает осевой износ РС. Обусловлено это главным образом тем, что на значительной части фонда скважин проводятся мероприятия по интенсификации притока из призабойной зоны. ЭЦН, как правило, подбирается из условия обеспечения максимального отбора жидкости в начальный период, и по мере снижения притока из пласта рабочая точка перемещается в левую зону рабочей характеристики.

ТИПИЧНЫЕ ПРИЧИНЫ ОТКАЗОВ

Как было показано выше, эксплуатация скважин пластов группы АВ Самотлорского месторождения с применением ЭЦН на современном этапе осложнена сочетанием многих негативных факторов. О крайне негативном влиянии на ресурс работы ЭЦН сочетания таких факторов, как высокая обводненность продукции, присутствие в ней коррозионно-активных компонентов и высокий уровень содержания песка на месторождениях Азербайджана, указывал еще в 1968 г. А.А. Богданов [14]. Хотя условия эксплуатации скважин пластов группы АВ значительно легче описанных в [14] и средняя наработка составляет не 50, а 338 суток, причины отказов ЭЦН во многом схожи.

Данные по отказам ЭЦН с РС плавающего типа из материала нерезист тип 1 с промежуточными подшипниками, установленными через 50 см, при эксплуатации в скважинах пластов группы АВ Самотлорского месторождения приведены в [4]. Согласно представленной статистике, по узлу ЭЦН происходит 67% отказов, в том числе 39% – по причине осевого износа опор направляющих аппаратов (рис. 7) и радиального износа РС (рис. 8). 22% отказов происходит из-за засорения РС мехпримесями и 1% – по причине гидроабразивного промыва направляющих аппаратов с последующим промывом корпуса насоса (рис. 9). При эксплуатации ЭЦН в левой зоне напорной характеристики после износа опорных шайб направляющих аппаратов начинается процесс абразивного износа вследствие трения металла о металл (рис. 10). 

ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЯ НАРАБОТКИ ЭЦН

Известны два пути повышения ресурса насосов, перекачивающих жидкость, содержащую абразивные частицы, – активный (режимный) и пассивный. К активному методу относится прежде всего установление режимов эксплуатации насоса в диапазоне подач, соответствующем минимальной интенсивности износа РС. АО «Самотлорнефтегаз» проводит большую работу в этом направлении, однако, как было отмечено выше, часть скважин все же эксплуатируются в режимах, не соответствующих оптимальным. Другой наиболее часто используемый активный метод повышения ресурса работы ЭЦН – запуск и вывод на режим ЭЦН на пониженных частотах вращения в случаях, рекомендованных в [11]. Эксплуатация ЭЦН с пониженной частотой после вывода их на режим также применяется на ограниченном числе скважин со значительным выносом песка. К пассивному методу повышения ресурса работы ЭЦН относится использование оборудования с большей износоустойчивостью. После достижения технологического прорыва, обусловленного полным переходом на использование ЭЦН с РС двухопорной конструкции из материала нирезист тип 1 с колесами плавающего типа [2, 3], пассивные методы, включающие использование оборудования еще большей износоустойчивости, в основном не используются.

Поскольку, по мнению автора статьи, активные методы увеличения ресурса работы ЭЦН на скважинах пластов группы АВ в основном исчерпаны, основным направлением повышения наработки на отказ является более широкое использование пассивных методов. В связи с этим возникает вопрос о выборе оптимальной группы износоустойчивости ЭЦН, то есть конструктивного исполнения оборудования и материалов его изготовления.

ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОЙ ГРУППЫ ИЗНОСОУСТОЙЧИВОСТИ ЭЦН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МЕТОДА, ПРИМЕНЯЕМОГО ИНОСТРАННЫМИ КОМПАНИЯМИ

Поскольку автор статьи не согласен с принятыми российскими производителями ЭЦН рекомендациями по выбору их класса износоустойчивости в зависимости от качества и количества присутствующих в добываемой жидкости абразивных частиц, определение оптимального оборудования было произведено по диаграмме, используемой многими иностранными компаниями [7]. По оси абсцисс данной диаграммы отражена концентрация абразивных частиц (КАЧ), по оси ординат – их AI. Области условий эксплуатации по степени тяжести возрастают слева направо по мере увеличения КАЧ и снизу вверх – по мере роста их AI. Диаграмма разбита на четыре области использования различных по износоустойчивости классов ЭЦН: насосов c плавающими колесами без радиальной стабилизации; насосов компрессионных без радиальной стабилизации; насосов с плавающими колесами с радиальной стабилизацией; насосов компрессионных с радиальной стабилизацией. После нанесения на диаграмму фактических значений КАЧ и AI по ряду типичных скважин можно проанализировать полученные результаты. Как видно из рисунка 11, выбора класса износоустойчивости ЭЦН, фактические значения качественно-количественных показателей абразивных частиц по скважинам пластов АВ имеют значительный разброс: точки расположены во всех областях. Как было показано в [4], в настоящее время для эксплуатации скважин Самотлорского месторождения используются ЭЦН с РС двухопорной конструкции с плавающими колесами из материала нирезист тип 1, с радиальными износоустойчивыми подшипниками, установленными через 50 см. Данная группа ЭЦН по примененной в диаграмме классификации относится к радиально стабилизированным с плавающей ступенью. Из рисунка 11 следует, что оптимальная область эксплуатации ЭЦН данной группы износоустойчивости на скважинах пластов АВ Самотлорского месторождения при среднем значении AI = 76 приходится на диапазон выноса абразивных частиц 45–90 мг/л. Точки, расположенные левее данной зоны, соответствуют скважинам с более легкими условиями эксплуатации, правее – с более тяжелыми. Применяемые в настоящее время радиально стабилизированные ЭЦН имеют более высокую группу износоустойчивости, чем компрессионные насосы и насосы с плавающими ступенями без радиальной стабилизации, поэтому ими могут эксплуатироваться и скважины с более легкими абразивными условиями. В случае, когда точки расположены правее области, рекомендуемой для использования радиально-стабилизированных ЭЦН, необходимо использование более дорогих, но более высоких по классу износоустойчивости радиально-стабилизированных компрессионных ЭЦН.

По конструкции ЭЦН зарубежных и российских производителей не отличаются, а наиболее часто используемым материалом РС является нирезист тип 1. Появившиеся в последние годы и пока не отраженные на диаграмме насосы пакетной сборки можно по классу износоустойчивости приравнять к радиально стабилизированным компрессионным. Поскольку при выборе оборудования для группы скважин приходится ориентироваться в основном на область расположения точек КАЧ–AI, диаграмма, по мнению автора статьи, может быть использована по крайней мере для грубого подбора класса износоустойчивости ЭЦН, в том числе и отечественного производства. Не исключено, что российские производители, чьи требования к выбору класса износоустойчивости ЭЦН намного ниже, не согласятся с мнением автора. Следует отметить, что диаграмма не дает ответа о возможности использования ЭЦН с РС, изготовленных методом порошковой металлургии, из полимерных материалов, из материала нирезист тип 4 и из нержавеющей стали. Однако диаграмма может быть легко скорректирована с учетом имеющихся данных по сравнительным стендовым испытаниям износоустойчивости вышеперечисленных материалов и материала нирезист тип 1. Еще один недостаток диаграммы заключается в том, что выбор класса износоустойчивости оборудования производится только на основании данных о качественном и количественном содержании абразивных частиц, но совершенно не учитывает наличие коррозионно-активных компонентов в добываемой жидкости.

Таким образом, на основании данных по количеству и качеству абразивных частиц, с использованием диаграммы выбора класса износоустойчивости ЭЦН установлено несоответствие применяемого оборудования условиям эксплуатации на части скважин группы пластов АВ Самотлорского месторождения. Данные выводы подтверждаются существованием большой группы скважин, при эксплуатации которых с использованием радиально стабилизированных ЭЦН с плавающими ступенями на протяжении многих лет не достигаются показатели наработки на отказ более 1 года. Диаграмма на рисунке 11 демонстрирует, что применяемые радиально стабилизированные ЭЦН с плавающими колесами не соответствуют среднестатистическим условиям эксплуатации с содержанием абразивных частиц в добываемой жидкости 112 мг/л с AI = 76. По мнению автора данной статьи, данное обстоятельство и является одной из основных причин невысокого показателя наработки на отказ, для увеличения которого следует на большой части скважин начать использование радиально стабилизированных компрессионных насосов или их аналогов – насосов пакетной сборки.

ПЛАНЫ ПО РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА

В российских технических журналах практически отсутствуют публикации по оценке ресурса работы ЭЦН разных классов абразивной устойчивости с привязкой к условиям эксплуатации и количеству и качеству выносимых абразивных частиц. В зарубежных публикациях сведений об увеличении наработки ЭЦН после перехода на использование радиально стабилизированных компрессионных насосов больше, однако они в основном сводятся к общему описанию достигнутых результатов. В зарубежных источниках, как правило, описываются случаи значительного роста наработки на отказ после начала использования радиально стабилизированных компрессионных ЭЦН [15, 16], но не раскрываются детали проектов в плане описания состава песка и методики выбора оборудования. В настоящее время все российские производители имеют в своих активах подписанные представителями нефтегазодобывающих организаций акты о положительных результатах испытаний радиально стабилизированных компрессионных насосов или их ближайших аналогов, насосов пакетной сборки. Например, ОАО «Алнас» провело очень успешное, по мнению автора статьи, испытание своего оборудования на месторождениях Томской области на скважинах с аналогичными описанной в данной статье группе пластов АВ. Наработка на отказ при использовании радиально стабилизированных ЭЦН компрессионной сборки выросла в среднем в три раза. Такие результаты, во-первых, еще раз подтверждают правильность выбранного направления по решению проблемы увеличения текущей наработки, а во-вторых, дают основания надеяться, что качество выпускаемого российскими производителями оборудования и предоставления услуг выросло. Ведь как показано в [17], радиально стабилизированные компрессионные ЭЦН российских производителей уже пробовали применять в 2010–2012 гг. на скважинах Самотлорского месторождения, но их наработка оказалась даже ниже, чем у радиально стабилизированных с плавающими колесами, и проект был закрыт.

Именно возможные риски по недостижению ожидаемых результатов не позволяют в настоящее время начать широкомасштабную реализацию проекта на скважинах пластов группы АВ Самотлорского месторождения. По этой причине проект будет реализовываться поэтапно начиная с 2017 г. Как известно, основная часть экономического эффекта проектов по применению оборудования, направленного на увеличение наработки, складывается из уменьшения потерь добычи нефти, вызванных простоем скважины во время ремонта, и сокращения числа подземных ремонтов. Ввиду высокой обводненности продукции большинства скважин доля эффекта от уменьшения потерь нефти будет сравнительно небольшой, поэтому для достижения приемлемой экономической эффективности проекта необходимо добиться достаточно высокого увеличения наработки оборудования на отказ. Ожидаемый результат – увеличение наработки на отказ минимум на 100 суток. Далее последуют выводы с расчетами экономической эффективности проекта и принятием решения о целесообразности его продолжения.

Таблица 1. Градация уровня содержания песка в добываемой жидкости, используемая зарубежными производителями ЭЦН 
Table 1. Grading of sand content level in the produced fluid used by foreign ESP manufacturers 

Собственные испытательные стенды позволяют производственным компаниям иметь целый ряд конкурентных преимуществ. Прежде всего – это соответствие требованиям заказчиков о проведении индивидуальных и комплексных испытаний оборудования именно в заводских условиях. Данное требование все чаще становится обязательным критерием участия производителей в отборочных конкурсах.

По своей сути, заводские испытания являются первоосновой достижения необходимой эксплуатационной надежности, особенно в труднодоступных, отдаленных районах, где работа ГТА или ГПА сопряжена также с экстремальными климатическими условиями.

Современные испытательные стенды дают возможность комплексно испытывать энергетические и газоперекачивающие агрегаты широкого диапазона мощности с выходом на номинальные режимы их работы. При этом контролируются практически все технические нормативы, заложенные на стадии проектирования.

Проведение испытаний в заводских условиях гарантирует заказчику высокую степень надежности агрегата, его соответствие заявленным технико-экономическим характеристикам и проектным требованиям, а также значительно сокращает сроки монтажа и пусконаладки оборудования непосредственно на объекте строительства.

Технологические системы газоподготовки от компании «ЭНЕРГАЗ»

Работоспособность самих испытательных стендов напрямую зависит от эффективности и надежности АСУ ТП, технологического и вспомогательного оборудования. В полной мере это относится и к возможностям технологических систем, предназначенных для подготовки и подачи топливного газа в турбины испытуемых агрегатов.

Таких, например, как дожимные компрессорные станции от компании «ЭНЕРГАЗ», которые были изготовлены для действующих испытательных стендов по особым проектам с учетом диапазона мощности и конструктивных особенностей испытуемых ГТА и ГПА.
В итоге исходное газовое сырье подготавливается в качестве топливного газа в строгом соответствии с необходимыми параметрами по чистоте, давлению и температуре.

Здесь уместно подчеркнуть, что системы газоподготовки и газоснабжения «ЭНЕРГАЗ», выполненные на базе дожимных компрессорных станций (ДКС) и блоков подготовки топливного газа (БПТГ) (фото 1), многократно подтвердили свою надежность и эффективность при практической эксплуатации газотурбинного и газотранспортного оборудования.

С 2007 г. «ЭНЕРГАЗ» поставил и ввел в действие 240 ДКС и БПТГ. В электро-энергетике они работают на 59 генерирующих объектах суммарной мощностью более 4200 МВт, в нефтегазовой отрасли – подготавливают попутный нефтяной газ на 40 месторождениях. Всего в активе компании – 120 проектов. 

Установки газоподготовки «ЭНЕРГАЗ» действуют совместно с газотурбинным оборудованием ведущих отечественных и мировых производителей: «ОДК – Газовые турбины» и НПО «Сатурн», «ОДК – Пермские моторы» и «Авиадвигатель», КМПО, «Невский завод», General Electric, Siemens, Alstom, Turbomach, Centrax, Solar, Pratt&Whitney, Rolls-Royce, Kawasaki.

Рассмотрим подробнее возможности конкретных заводских стендов и технологических установок подготовки газа, предназначенных для проведения испытаний ГТА и ГПА.

Испытательный стенд «ОДК – Газовые турбины»

В 2014 г. компания «ОДК – Газовые турбины» («ОДК-ГТ») ввела в промышленную эксплуатацию в городе Рыбинске Ярославской области универсальный стенд контрольных заводских испытаний (фото 2). Это первый в России стенд для испытаний полнокомплектных наземных ГТА и ГПА широкого мощностного ряда. Стенд построен по контракту с Министерством промышленности и торговли РФ, генеральный проектировщик – ЗАО «Казанский Гипронииавиапром».

Практика применения газотурбинных электростанций (ГТЭС) и компрессорных станций последнего поколения выдвигает повышенные требования к технологическим параметрам ГТА и ГПА. Поэтому универсальному испытательному стенду приданы функции одного из ключевых звеньев в системе объективного контроля качества и надежности оборудования под фирменной маркой «ОДК-ГТ».

Такие комплексные испытания открывают новые проектные возможности для исследований и разработок в энергетическом и газотранспортном машиностроении, расширяют перспективы для долговременной партнерской кооперации в этой отрасли. На качество изготовления и работоспособность проверяются как отдельные детали и узлы, так и агрегаты в целом.

Это газопоршневые энергоустановки мощностью 0,5–4,0 МВт, газотурбинные энергоблоки собственного производства мощностью до 25 МВт (ГТЭС-2,5; ГТА-6/8РМ; ГТА-10ГТ; ГТА-14; ГТА-16; ГТА-25), газоперекачивающие агрегаты (ГПА-4РМ; ГПА-6,3/8РМ; ГПА-16; ГПА-25). Первым агрегатом, прошедшим испытания на стенде, стал ГТА-10ГТ мощностью 10 МВт. 

Сжатие и подачу топливного газа в процессе испытаний всех типов ГТА и ГПА осуществляет дожимная компрессорная станция винтового типа EGSI-S-140/1400WA (фото 3), поставленная компанией «ЭНЕРГАЗ». Газ с входного давления 1,2 МПа компримируется до 3,5–5 МПа. В зависимости от мощности испытуемого агрегата производительность ДКС варьирует от 8 до 16 тыс. м3/ч.

Регулирование производительности ДКС осуществляется при помощи двух-уровневой системы: 1-й уровень – байпасная линия; 2-й уровень – золотниковое регулирование. Это позволяет максимально быстро и корректно реагировать на изменение режима работы сопряженной турбины или изменение параметров входного газопровода, снижает эксплуатационные расходы, при необходимости обеспечивает работу ДКС в режиме рециркуляции.

Стенд испытаний газотурбинных установок «Протон – Пермские моторы»

18 июля 2013 г. в ПАО «Протон – Пермские моторы» пущен в эксплуатацию многоцелевой адаптивный стенд испытаний газотурбинных установок (фото 4). Это совместный проект «Протон-ПМ» и Пермского национального исследовательского политехнического университета. Федеральная служба по интеллектуальной собственности подтвердила уникальность технологий, предложенных пермскими инженерами для испытаний ГТУ.

Стенд построен на полигоне предприятия как один из основных структурных элементов технополиса «Новый Звездный» в рамках инновационного направления «Энергетическое машиностроение». Испытания ГТУ проводятся здесь в интересах конструкторских бюро, опытных производств и заводов, специализирующихся на изготовлении газотурбинных агрегатов.

Внедрение на стенде новых технических решений позволяет испытывать газотурбинное оборудование различных модификаций мощностью до 40 МВт. Основу для объективного анализа надежности и работоспособности ГТУ создает система измерений, которая способна достоверно определить уникальное количество параметров как испытуемых установок, так и самого стенда.

По оценкам специалистов, потенциальный объем испытаний на этом стенде составляет до 150 газотурбинных установок в год. Основными партнерами «Протона-ПМ» на этом направлении являются АО «ОДК – Пермские моторы» и АО «Авиадвигатель». 

Испытания газотурбинных агрегатов обеспечивает топливным газом дожимная компрессорная станция EGSI-S-200/1600WA от компании «ЭНЕРГАЗ». Эта ДКС (фото 5) компримирует природный газ до давления на нагнетании в диапазоне 1,6–4,5 МПа и подает топливо в турбины ГТУ в объеме от
2,5 до 11 тыс. м³/ч.

Блочно-модульная ДКС расположена на отдельной площадке, во всепогодном звукопоглощающем укрытии, оборудована системами жизнеобес-
печения и безопасности, работает автоматически.

Автоматизированная система управления (САУ) поддерживает компрессорную станцию в рабочем режиме, обеспечивая требуемые эксплуатационные параметры, в том числе параметры масла, газа, охлаждающей жидкости. САУ обеспечивает связь с верхним уровнем АСУ ТП. Отсек управления размещен внутри блок-модуля ДКС и отделен от технологической части газонепроницаемой перегородкой.

Модернизация испытательных стендов газовых турбин «Невского завода»

«Невский завод» – старейшее промышленное предприятие Санкт-Петербурга, основанное еще в 1857 г. Завод является разработчиком и производителем продукции энергетического машиностроения: промышленных газовых и паровых турбин, центробежных и осевых компрессоров и нагнетателей.

Сегодня это одно из ведущих энергомашиностроительных производств России. Предприятие обеспечивает оборудованием объекты топливно-энергетического комплекса, металлургии, машиностроения, нефтехимии, газовой и нефтяной промышленности.

В 2007 г. «Невский завод» вошел в состав компании «РЭП Холдинг». Начался новый этап в развитии предприятия.
В 2008–2010 гг. здесь проведена глобальная реконструкция: построены новые производственные цеха, внедрены современные технологии, приобретены уникальные станки.

В текущем году завершена модернизация стендов для испытаний газовых турбин мощностью 4–32 МВт (фото 6). В рамках проекта компания «ЭНЕРГАЗ» поставила и поэтапно ввела в эксплуатацию дожимную компрессорную станцию топливного газа EGSI-S-190/1500W (фото 7). 

В ходе стендовых проверок ДКС снабжает испытуемые турбины качественным топливом с требуемыми параметрами по чистоте, давлению и температуре. Компрессорная станция номинальной производительностью до 11 тыс. м3/ч обеспечивает компримирование газа до уровня рабочего давления 1,5–4,3 МПа.

ДКС размещается в легкосборном укрытии, оснащена системами регулирования производительности, автоматического управления, индивидуального маслообеспечения, газообнаружения, пожаротушения, рабочего и аварийного освещения, водяного обогрева, вентиляции. 

Цикл работ по вводу ДКС топливного газа включил в себя шефмонтаж, пусконаладку, индивидуальные испытания оборудования, обучение заводских специалистов и комплексное опробование компрессорной станции в процессе стендового испытания газовой турбины мощностью 16 МВт.

Универсальность применения оборудования «ЭНЕРГАЗ»

«ЭНЕРГАЗ» поставляет не только комплектное оборудование – газовые и воздушные компрессорные станции, блоки подготовки топливного и попутного газа, но и отдельные системы и установки, используемые в газоподготовке и газоснабжении:

• системы фильтрации природного (топливного и пускового) газа;

• фильтры-скрубберы для очистки ПНГ;

• узлы коммерческого и технологического учета газа, расходомеры;

• установки газоохлаждения (воздушные и рефрижераторные);

• блоки осушки (температурные, аб- и адсорбционные)

• установки сероочистки;

• подогреватели газа (электрические и водяные);

• системы редуцирования;

• блоки газораспределения, ресиверы, газовые коллекторы;

• сепараторы-пробкоуловители и системы сжижения газов;

• измерители температуры точки росы;

• анализаторы компонентного состава и теплотворной способности газа;

• трубопроводную обвязку и запорную арматуру;

• внутриплощадочные газопроводы.

Группа компаний «ЭНЕРГАЗ» объединяет три предприятия – ООО «ЭНЕРГАЗ», ООО «БелгородЭНЕРГАЗ», ООО «СервисЭНЕРГАЗ», располагает многопрофильными отделами проектирования и строительства, службой логистики и мобильными инженерными группами.

Это позволяет возводить объекты газоподготовки под ключ, проводить модернизацию устаревшего и ремонт неисправного оборудования, осуществлять сервисное обслуживание. Накоплен значительный опыт в выполнении работ, оказывающих влияние на безопасность объектов капитального строительства, включая особо опасные и технически сложные объекты.

«ЭНЕРГАЗ» участвует в проектах любого масштаба и сложности, поставляет установки не только для объектов электроэнергетики и нефтегазового комплекса, но и для предприятий различных отраслей промышленности, где применяется газоиспользующее оборудование (газовые турбины, газопоршневые установки, котельные).

Примером этому служит участие компании в ряде проектов по строительству автономных энергоцентров: ГТЭС ОАО «ФосАгро-Череповец», ПГЭС ОАО «Мордовцемент», ГТЭС Кирпичного завода ОАО «Минский КСИ», КЭУ Крымского содового завода, ГТЭС ОАО «ММП им. В.В. Чернышева», ГТУ Завода мебельных плит Kastamonu, ГТЭС Сенгилеевского цементного завода, ПГУ-ТЭС для ГХК «Ставролен», АГЭ завода микроэлектроники «Ангстрем-Т».

На общем фоне также выделяются проекты учебных центров, в создание которых вносит свой посильный вклад Группа компаний «ЭНЕРГАЗ».

Учебный центр
ОАО «Сургутнефтегаз»

Один из важнейших принципов кадровой политики ОАО «Сургутнефтегаз» – непрерывное образование специалистов различного профиля на собственной учебной и тренажерной базе. В рамках образовательной программы на Западно-Сургутском месторождении построен новый Учебный центр с уникальным полигоном тренажерного оборудования. Здесь будут воссозданы реальные производственные условия, что позволит с высокой отдачей овладевать конкретными приемами работ, в том числе в нестандартных и аварийных ситуациях.

На полигоне установлены учебные аналоги современного оборудования, действующего на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». Так, для работы в составе Учебного центра компания «ЭНЕРГАЗ» поставила компрессорную установку (КУ) типа EGS-S-30/55A. Эта установка-симулятор (фото 8) предназначена для компримирования атмосферного воздуха с 0,1 до 0,6 МПа в целях учебной демонстрации технологических процессов при сборе и трубопроводном транспорте газа. Производительность КУ – до 300 м3/ч.

Компрессорная установка будет применяться в качестве тренажерного комплекса в двух режимах – обучение и экзамен для подготовки специалистов соответствующего профиля. Функциональные возможности обучающей программы позволят имитировать и отображать работу агрегатов КУ при основных режимах эксплуатации в соответствии с реальными алгоритмами управления, а также задавать аварийные и нештатные ситуации.

Реконструкция ТЭЦ МЭИ

В 2015 г. началась реконструкция ТЭЦ Национального исследовательского университета «МЭИ» (ТЭЦ МЭИ, Москва) – уникального объекта, который не только покрывает энергетические потребности ближайшего микрорайона и отдает около 50% мощности в городскую сеть, но и является центром для обучения студентов теплотехнических, энергомашиностроительных, электротехнических специальностей.

Цель реконструкции ТЭЦ – повышение научно-образовательного потенциала МЭИ (ТУ) для практической подготовки студентов и выполнения научно-исследовательских работ в опытно-промышленных условиях. Проект повысит также объемы и надежность энергоснабжения Университета и района Лефортово
г. Москвы.

В основе проекта – возведение современной парогазовой установки мощностью 10 МВт. ПГУ строится на базе высокоэффективной газотурбинной установки (ГТУ) Kawasaki типа GPB80D электрической мощностью 7,5 МВт.

Парогазовый энергоблок оснащается дожимной компрессорной станцией топливного газа (фото 9). ДКС типа EGSI-S-125/450W имеет производительность 2750 м3/ч и будет подавать газ необходимой чистоты и температуры в турбину ГТУ под давлением в диапазоне 2,04–2,4 МПа.

Поставку и поэтапный ввод в эксплуатацию ДКС, включая шефмонтаж, пусконаладку, индивидуальные испытания оборудования и комплексную проверку в составе ПГУ, выполняет компания «ЭНЕРГАЗ».

Признание специалистов

По итогам почти 3-летней эксплуатации своего испытательного стенда, технические специалисты ПАО «Протон – Пермские моторы» направили в адрес ООО «ЭНЕРГАЗ» благодарственное письмо, в котором отмечается надежность компрессорной станции, устойчивое обеспечение параметров топливного газа, подаваемого на испытуемые ГТУ, в соответствии со стандартами работы газовых турбин.

В письме подтверждается высокая квалификация сотрудников компании «ЭНЕРГАЗ», точное и своевременное выполнение условий договора при производстве, поставке ДКС, проведении шефмонтажных и пусконаладочных работ. Выражается признательность за оперативный отклик сервисной службы на нештатные ситуации – как в гарантийный, так и послегарантийный период.

По завершении проекта модернизации собственных испытательных стендов ЗАО «Невский завод» также направило в компанию «ЭНЕРГАЗ» письмо, в котором отмечен профессионализм, проявленный на производственной стадии и во время подготовки оборудования к вводу в действие.

Специалисты «Невского завода» подтверждают: ДКС обеспечивает все требования к качеству топливного газа, что позволяет проводить испытания турбин по графику и в установленные сроки.
В письме подчеркнуто, что на всех этапах сотрудничества работники «ЭНЕРГАЗа» проявили себя как опытная и надежная команда, быстро реагирующая на пожелания заказчика.

***
В заключение хотелось бы подчеркнуть, что широкое применение технологического оборудования комплексной газоподготовки и компримирования «ЭНЕРГАЗ» обязывает компанию соответствовать растущим требованиям наших нынешних и будущих заказчиков и партнеров.

ФАЗОВОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, ЗАЛЕГАЮЩИХ В ЗОНЕ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ВЕЧНОЙ МЕРЗЛОТЫ

В природе все вещества находятся в состоянии фазового равновесия, а различные природные или техногенные вмешательства нарушают это равновесное состояние, переводя его на другой энергетический уровень. Однако все природные системы, в т.ч. и нефтяные пласты, которые подвергались глобальным природным воздействиям или подвергаются техногенным воздействиям при разработке, стремятся перейти от неравновесного состояния к равновесному.

Пластовые флюиды нефтяных месторождений, находящихся в зоне распространения вечномерзлых пород (ВМП), имеют ряд существенных отличий по сравнению с аналогичными по глубине залегания нефтяными пластами, находящимися вне зоны вечной мерзлоты.

Освоение новых северных районов Российской Федерации, в том числе и регионов в зоне вечной мерзлоты, потребовало от нефтедобытчиков применения знаний о свойствах пород и пластовых флюидов [1, 2].

Ввиду того что эти регионы в прошлом подвергались воздействиям как подземных, так и наземных оледенений, толщина зоны отрицательных температур (криолитозоны) в горных породах в некоторых местах (Мархинская площадь, Сибирская платформа) в настоящее время достигает 1400 м, а в прошлом была еще больше [2]. Теория формирования криолитозоны была выдвинута в 1927 г. профессором М.И. Сумгиным. В криолитозоне, находящейся под воздействием климата и глубинного тепла Земли, происходят со временем значительные вариации температуры и толщины [3].

Основным показателем современного теплового состояния криолитозоны служит соотношение между потоком тепла в мерзлой толще и глубинным тепловым потоком, фиксируемым на границе раздела отложений литосферы с отрицательной и положительной температурами.

При достижении области фазовых переходов начинается самоорганизация криогенных систем с резким изменением энтропии и увеличением упорядоченности за счет формирования криогенных текстур в зависимости от уровня теплового потока [2, 4].

В теории образования криолитозоны не рассматриваются влияния оледенений на формирование месторождений углеводородов, оказавшихся в этой зоне, хотя масштабы распространения, а следовательно, и влияния ледникового покрова первого мощного постмаксимального оледенения, а затем второго (менее мощного) должны были изменять физико-химические свойства месторождений нефти, потому что изменились условия залегания пластовых флюидов, т.е. установилась аномально низкая для данной глубины залегания пластовая температура (рис. 1), и снизилось пластовое давление на 20–30% от первоначального.

Сформировалось новое фазовое состояние пластовых флюидов (совокупности подвижных фаз нефтяного пласта – нефти, газа, воды) в зоне вечномерзлых пород.

На рисунке 1 представлена карта распределения геотермических градиентов на примере Иркутской области.

Таким образом, при изменении условий залегания пластовой нефти происходит изменение фазового состояния флюидов, в данном случае при снижении пластовой температуры высокомолекулярные парафиновые углеводороды (С₁₇Н₃₆ и выше) приобретают новое фазовое состояние – кристаллическую твердую фазу. При этом также происходит снижение содержания серы, т.к. она входит в состав асфальтенов и смол в виде сераорганических соединений. Следовательно, на месторождениях, расположенных в зоне ВМП, нефти по химическому составу оказываются более легкими и с точки зрения товарных свойств более качественными, чем аналогичные нефти вне зоны ВМП (рис. 2).

Образовалось насыщенное состояние высокомолекулярных парафиновых углеводородов, растворенных в нефти, в результате чего они «выпали» в пласте в виде твердой фазы, состоящей из высокомолекулярных парафинов и адсорбированных на них асфальтенов и смол.

В работе [5] приведена таблица 1, демонстрирующая изменение содержания компонентов нефти в зависимости от характера территории, на которой залегает нефть. Данная аналитическая работа хорошо подтверждается прямыми экспериментальными исследованиями, проведенными в ОАО «ВНИИнефть» в период 1990–2015 гг.

Следовательно, закономерности по физико-химическим свойствам нефтей должны учитываться при создании проектов разработки нефтяных месторождений в зоне распространения вечной мерзлоты с учетом типа криолитозоны.

Рассматривая природное явление оледенения с точки зрения теории фазовых состояний при проектировании разработки нефтяных месторождений в зоне ВМП, необходимо также учитывать тот факт, что месторождения такого типа – это переформированные самой природой залежи, т.е. в результате прошедших оледенений ранее уже сформированные залежи флюидов претерпели не только изменение условий залегания, но и, как следствие этого, изменили физико-химические свойства и состав и находятся в фазовом состоянии, соответствующем современным условиям залегания (t_пл. и P_пл.).

Поэтому вполне объяснимыми становятся фактические данные по физико-химическим свойствам этих флюидов (нефть, газ, пластовая вода) в условиях залегания в зоне распространения вечномерзлых пород, а именно:

1) пластовое давление в зоне залегания нефти равно или близко к давлению насыщения нефти газом, т.к. при изменении пластовой температуры уменьшается растворимость газовых компонентов, растворенных в пластовой нефти, и, достигнув предельной растворимости в данных условиях (при более низкой температуре) [6], газ выделяется в отдельную газовую фазу. В этой связи пластовые нефти характеризуются низким газосодержанием (табл. 2);

2) основным параметром, характеризующим фазовое состояние пластовой нефти «жидкость – твердая фаза», является температура насыщения нефти парафином. Это комплексный параметр, зависящий от содержания парафина в нефти, пластового давления, температуры и газосодержания и характеризующий температуру, при которой нефть из однофазного жидкого состояния переходит в двухфазное (жидкость – твердая фаза).

При снижении пластовой температуры (tпл.) автоматически изменяется величина разности температур ∆t, характеризующая степень насыщения нефти «парафином» [6, 7], которая определяется по уравнению (1)

 ∆t=t_пл.–t_{нас.нефти парафином}                  (1), 

где t_пл. – пластовая температура,
t_{нас.нефти парафином} – температура насыщения нефти парафином.

По определению из [9], t_{нас.нефти парафином} – максимальная температура, при которой в процессе изобарического охлаждения нефть из однофазного состояния переходит в двухфазное при термодинамическом равновесии, т.е. в нефти появляются первые кристаллы парафина.

Под предельной насыщенностью пластовых нефтей парафином следует понимать состояние нефти, при котором температура насыщения нефти парафином равна температуре пласта, т.е. разность между пластовой температурой и температурой насыщения пластовой нефти парафином практически отсутствует [6, 7].

При условии: ∆t=0 – нефть насыщена парафинами, ∆t=<10 °С – нефть близка к насыщению парафинами, (2)

∆t=>10 °С – нефть недонасыщена парафинами.

При достижении равенства t_пл.= t_{нас.нефти парафином} величина разности температур ∆t=0 – нефть становится насыщенным раствором высокомолекулярных парафинов. Дальнейшее снижение пластовой температуры приведет к образованию фазы «твердых» парафинов (а на практике АСПО – асфальто-смоло-парафиновых отложений), которая выпадет из пластовой нефти непосредственно в пласте, ухудшая его фильтрационные характеристики. При этом пластовая система займет новое предельно насыщенное состояние как по растворимости газов в нефти, так и по содержанию «парафинов».

Таким образом, процесс образования многофазности в пластовых условиях в зоне ВМП произошел ранее в период оледенений за счет охлаждения нефтенасыщенного пласта.

В настоящее время в природе существует целая группа нефтяных месторождений, характеризующихся как предельно насыщенные в пластовых условиях.

В большинстве случаев технологи-разработчики сталкиваются с такими свойствами пластовых флюидов только в результате нарушения правил разработки месторождения, то есть в результате техногенного воздействия в процессе добычи парафинистой и высокопарафинистой нефти [6, 7].

Необходимо также отметить, что в зоне ВМП изменения коснулись и физико-химических свойств пластовой воды. При снижении температуры пласта раствор солей в пластовой воде также стал насыщенным растворенными в ней солями, и при снижении пластового давления соль выпадает непосредственно в пласте. Растворимость газов в пластовой, более минерализованной воде, также снизилась. При достижении предела растворимости при новых пластовых давлении и температуре также выделился растворенный газ из воды и перешел в газовую фазу, смешался с газом, выделившимся из нефти, что приводит к изменению состава попутного газа [10].

Таким образом, произошло разделение пластовой нефти на легкую нефть и тяжелую фракцию (осадок) в результате природного воздействия.

Данный природный процесс был успешно реализован в 1994 г. на практике по схеме, предложенной в патенте [11] на способ подготовки добываемой нефти непосредственно на промысле для получения товарных характеристик и возможности транспортирования высоковязких парафинистых нефтей. Технология процесса основана на разделении добытой нефти на легкую и тяжелый остаток при снижении температуры добытой нефти ниже температуры насыщения нефти парафином
(в поверхностных условиях).

Процесс подготовки нефти на промысле [11] и выпадение твердой фазы в пластовых условиях при переформировании месторождений в ЗВМП одинаковы, а механизм получения конечного продукта – нефти лучшего качества – отличается только тем, что во втором случае этот результат получают при успешном применении знаний о свойствах пластовых флюидов.

Также с 2014 г. известен способ эксплуатации нефтяного месторождения, находящегося в зоне распространения вечной мерзлоты [12], который основан на поддержании начального фазового состояния пластовой нефти в процессе разработки, когда фазовое состояние пластовой нефти не нарушается.

ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В ЗОНЕ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ВЕЧНОЙ МЕРЗЛОТЫ

Пластовые флюиды (нефть, газ, пластовая вода), залегающие ниже вечномерзлых пород, значительно отличаются по физико-химическим свойствам от аналогов, расположенных вне зоны ВМП. В зависимости от степени сомкнутости многолетнемерзлых пород выявлены области их распространения, а затем определены приуроченные к ним типы криолитозоны [1–4].

Подробный анализ по большому числу месторождений, расположенных в различных типах криолитозоны (островная, прерывистая и сплошная) и вне ее представлен в работах [5, 13–14].

Из данных, приведенных в таблице 1, видно, как изменяются пластовые условия залегания продуктивных пластов по месторождениям в зависимости от их расположения в зоне или вне зоны ВМП.

Авторами были проведены экспериментальные исследования фазовых равновесий нефтей из зоны распространения вечной мерзлоты. На рисунке 3 приведен типичный график, показывающий, как изменяется температура насыщения пластовой нефти «парафином» от давления на Верхнечонском месторождении при снижении давления в пласте от пластового до давления насыщения нефти газом.

Анализ результатов исследования глубинной пробы нефти от давления показал незначительное снижение температуры насыщения нефти парафином при снижении давления от пластового до давления насыщения. Дальнейшее снижение пластового давления приводит к газоотделению и увеличению температуры насыщения нефти парафином.

Увеличение t_{нас.нефти парафином} в низкотемпературной залежи, расположенной в прерывисто-сплошной криолитозоне ВМП, возникает при снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом. По мере снижения давления ниже давления насыщения постоянно будет увеличиваться t_{нас.нефти парафином}, а следовательно, в соответствии с формулой (1) ∆t будет равна 0 или даже принимать отрицательные значения, что и будет свидетельствовать о постоянном выпадении парафина, независимо от того, что количество растворенного «парафина» (высокомолекулярные парафиновые углеводороды), по первоначальным исследованиям, находится в интервале 1,84÷2,23%масс.

Увеличение температуры насыщения нефти парафином зависит, как известно [7, 8], от концентрации парафина в нефти. Из таблицы 2 видно, что для Верхнечонского месторождения, расположенного в зоне прерывисто-сплошной криолитозоны, скважины, попадающие в различные участки залежи, находящиеся под зоной и вне зоны ВМП, имеют как различную пластовую температуру (на одной и той же глубине), так и различное содержание парафинов в нефти.

Вопросу предварительного изучения гидродинамических параметров пластов и скважин в зоне ВМП достаточного внимания не уделялось, поскольку эти исследования, как правило, начинаются в начальный период разработки, однако в данном случае необходимость этих исследований сдвигается в период освоения месторождения, следующий сразу после разбуривания. Поэтому отсутствуют систематизированные данные по прямым промысловым исследованиям изменения пластовых давлений и температур от глубины в различных типах криолитозоны и вне ее для конкретного месторождения.

Следует иметь в виду, что при возможных изменениях термобарических условий в пласте и призабойной зоне скважины в процессе освоения и разработки залежей, находящихся в криолитозоне, могут изменяться фильтрационные характеристики пласта. Мониторинг состояния призабойной зоны и пласта в целом, по данным гидродинамических исследований скважин, позволит контролировать процессы в пласте, вызванные изменениями термобарических условий.

ВЫВОДЫ

1. Нефтяные месторождения, расположенные в зоне распространения вечномерзлых пород, характеризуются аномально низкими пластовыми температурами, а также уменьшением среднего градиента давления, связанного с глубиной залегания. Таким образом, практически все нефтяные месторождения, находящиеся в зонах ВМП, подпадают под категорию месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

2. Сравнительный анализ физико-химического состава нефтей показал, что на территориях в пределах криолитозоны содержание в нефтях серы, парафинов, смол и асфальтенов в среднем меньше, а выход легких фракций, выкипающих при температурах от температуры начала кипения до 300 °С, больше, чем на территориях вне криолитозоны.

3. Такое природное явление, как изменение качества нефти месторождений, расположенных в одном и том же регионе, но в разных зонах, а именно в зоне и вне зоны ВМП, объясняется тем, что месторождения в зоне ВМП прошли природное переформирование и из нефти частично «выпали» (при образовании твердой фазы) высокомолекулярные парафины, асфальтены, смолы и сераорганические соединения.

4. При разработке нефтяных месторождений, расположенных в зоне вечномерзлых пород с различной формой залегания (островная, прерывистая и сплошная), необходимо проводить предварительную оценку фазовых состояний пластовых флюидов, т.е. априори известно, что большинство из них находятся в насыщенном состоянии.

5. С целью контроля за состоянием залежей, расположенных в зоне вечномерзлых пород, необходимо регулярное проведение гидродинамических исследований скважин и пластов, а также мониторинг состояния призабойной зоны скважин.

Вопросы исследования и установления закономерностей движения проводимой среды в запорно-регулирующих клеточных клапанах (далее – клапаны) и взаимодействия жидкости с затворным узлом с целью определения рациональных значений конструктивных параметров деталей проточной части клапанов, для повышения точности регулирования потоков проводимой среды и исключения повреждения от кавитации затворного узла во всем диапазоне хода плунжера являются актуальными. Наличие экспериментальных гидравлических и кавитационных характеристик в паспорте на трубопроводную арматуру повышает ее потребительские свойства.

ГОСТ Р 55508-2013 «Арматура трубопроводная. Методика экспериментального определения гидравлических и кавитационных характеристик» [1] утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 20 августа 2013 г. № 527-ст. Введен впервые. Настоящий стандарт разработан на основе СТ ЦКБА 029-2006 «Арматура трубопроводная. Методика экспериментального определения гидравлических и кавитационных характеристик» [2].

Расчетная пропускная способность клапана Kν, м³/ч при i-м положении плунжера определяется [3, 4]:

                         (1)

где μ – расчетные значения коэффициента расхода;

FN – площадь проходного сечения, м2;

ΔP=100 000 Па – перепад давления на клапане;

ρ = 1000 кг/м3 – плотность проводимой среды (вода).

Пропускная способность при i-м положении плунжера определяется [1]:

                        (2)

где Q – экспериментальное значение расхода жидкости, м³/с;

ΔP – экспериментальное значение перепада давления, Па.

В соответствии с ГОСТ Р 55508-2013, определены гидравлические характеристики клеточного клапана DN50 PN160 в лаборатории ООО НПФ «МКТ-АСДМ» (рис. 1). Оборудование лаборатории позволяет проводить исследования при расходах до 75 м³/ч и давлениях до 3,2 МПа при использовании центробежных насосов и до 30,0 МПа – при использовании плунжерного насоса [3, 4].

При проведении экспериментальных исследований из емкости 9 объемом 46 м³,среда (вода) поступает в центробежный насос 1 (ЛМ 80-45/28-С), который подает воду через сетчатый фильтр 2 в основной центробежный насос 3 (ЦНС 38-220). Далее вода по трубопроводу поступает в регулирующую задвижку 4. Изменяя положение регулирующего органа, добиваемся заданного условиями эксперимента давления Р1 до клапана 5. Давление фиксируется манометрами 10 и датчиками давления 11, установленными до и после исследуемого клапана 5. Информация с датчиков 11 передается и записывается в АЦП «Экограф-Т» 12. Пройдя через клапан 5, вода по трубопроводу поступает во вторую регулирующую задвижку 6, где выставляется необходимое после клапана давление Р2. Для визуального контроля процесса кавитации после регулирующей задвижки 6 установлен участок трубопровода с прозрачным стеклом 7. Для фиксации расхода Q воды на обратном трубопроводе гидрокольца установлен электромагнитный расходомер 8 (ЭРСВ-550Ф). Пройдя через расходомер 8, вода по трубопроводу возвращается в емкость 9.

Контролируемые параметры проведения эксперимента: среда – вода; Р₁ – абсолютное давление до испытуемого клапана; Р₂ – абсолютное давление после испытуемого клапана; Q – объемный расход; τ – время.

Результаты расчетов и экспериментального определения пропускной характеристики Kν клапана [5] представлены на рисунке 2.

Получена линейная пропускная характеристика запорно-регулирующего клеточного клапана DN50 PN160 с условной пропускной способностью Кv_y=32 м³/ч. Расчетная и действительная (экспериментальная) пропускные характеристики совпадают.

В РМ4-163-77 изложены пояснения к кавитационным характеристикам трубопроводной арматуры [6]. На странице 14, рисунок 3, показан график зависимости объемного расхода жидкости через регулирующий орган от квадратичного корня из перепада давления. Этот график рассмотрим на рисунке 3. График разбит на области, в каждой из которых справедлива своя зависимость между расходом и перепадом давления.

В РМ4-163-77 [6] на стр. 15 даны пояснения к графику: «При увеличении перепада давления на регулирующем органе ∆Р (уменьшение давления после регулирующего органа Р₂) расход Q возрастает, и, как показано на рисунке, поток попадает в область кавитации IV».

ПРИ ЭТОМ ВОЗНИКАЮТ СЛЕДУЮЩИЕ ВОПРОСЫ:

• нет пояснений, в каких диапазонах изменять значения давлений до и после регулирующего органа и как значения этих давлений повлияют на пропускную характеристику и значение коэффициента кавитации К_С трубопроводной арматуры;

• не указано, как изменяется или остается постоянным и как поддерживается значение давления Р₁ при увеличении перепада давления на регулирующем органе за счет уменьшения давления Р₂.;

• не указано, при каком значении Р₁ получена характеристика расхода жидкости в зависимости от квадратного корня из перепада давления Q=f(√ΔP).

• при испытаниях на воде области V, видимо, не существует, так как дальнейшего, после области IV, увеличения ΔP за счет уменьшения Р₂ нет. Рассматриваемый график из РМ4-163-77 также приведен в статье А.Ю. Горелова [7] на стр. 55.

Аналогичный график приведен в РТМ 108.711.02-79 [8], однако не изложена методика получения таких зависимостей. Из графика не ясно: давление Р₁ увеличивается, но расход остается постоянным? Почему давление Р₁ увеличивается именно по такому закону? В СТ ЦКБА 029-2006 приведен аналогичный график и изложена методика экспериментального определения гидравлических и кавитационных характеристик [2]. 

Коэффициент кавитации определяется:

К_С=ΔP_с/(P₁–P_нп),                             (3)

где ΔP_с – перепад давления на клапане, соответствующий началу отклонения расходной характеристики вида Q=f(√ΔP) от линейной зависимости, Па;

Р₁ – абсолютное давление до клапана, Па;

Р_нп – абсолютное давление насыщенных паров, Па.

Коэффициент критического перепада давления определяется:  

К_m=ΔP_m/(P₁–r_C•P_N),                        (4)

где ΔP_m – критический перепад давления, соответствующий запиранию расхода, Па;

r_C – полуэмпирический коэффициент критического отношения давлений, зависящий от физических свойств среды (воды).

Методики определения критериев кавитации и критического расхода регулирующей арматуры в СТ ЦКБА 029-2006 и ГОСТ Р 55508-2013 одинаковые.

При экспериментальном определении по ГОСТ Р 55508-2013 кавитационных характеристик клапана клеточного в лаборатории ООО НПФ «МКТ-АСДМ» выполнено 189 замеров при подаче воды на плунжер и 48 замеров при подаче воды под плунжер. При этом число Рейнольдса изменялось от 10 тыс. до 500 тыс. Кавитационные характеристики определялись при минимально возможном значении давления Р₂, равном 124 630–202 650 Па (абсолютное). Перепад давления ∆P увеличивается за счет увеличения давления Р₁. Результаты эксперимента приведены на рисунках 4а и б.

Из рисунка видно, что при всех положениях плунжера отклонения от линейной характеристики нет. По методике ГОСТ Р 55508-2013 не удалось определить начало отклонения расходной характеристики Q=f(√ΔP) от линейной зависимости во всем диапазоне хода плунжера. При этом через прозрачное стекло 7 в трубопроводе после клапана наблюдалось течение двухфазной жидкости (пузыри газа и жидкость).

ВЫВОДЫ

1. По методике ГОСТ Р 55508-2013 не удалось определить начало отклонения расходной характеристики Q=f(√ΔP) от линейной зависимости во всем диапазоне хода плунжера.

2. Определенная по методике ГОСТ Р 55508-2013 зависимость Q=f(√∆P) – это линия предельного расхода, минимального расхода при развитой кавитации.

3. При изменении давления Р_1Ф расход через задвижку Q не может оставаться постоянным или изменяться в диапазоне (Q±ΔQ). Расход изменяется при изменении Р_1Ф в соответствии с уравнением [3, 4].
    .                                    (5)

4. Необходимо совершенствование методики определения критериев кавитации и критического расхода регулирующей арматуры, приведенной в ГОСТ Р 55508-2013.

Одним из необходимых условий достижения экологической безопасности газодобывающих регионов является разработка и реализация методов управления экологической ситуацией в пределах зон влияния объектов газовой промышленности на экосистемы.

Необходимость комплексного решения проблем экологической безопасности разработки месторождений углеводородов (УВ) возрастает в связи с ростом числа месторождений, вступивших в завершающую стадию, но остаточные запасы газа которых являются все еще значительными.

Оценка факторов техногенного преобразования недр и природной среды должна основываться на комплексном подходе, предполагающем определение нагрузок на все компоненты экосистем с учетом эффектов суммации, аккумуляции и последующих цепных реакций, поскольку оценка воздействий на отдельные компоненты не позволяет обнаружить полный размах эффектов взаимодействия.

В основу выделения факторов антропогенного воздействия целесообразно положить технологические процессы, обусловленные технологией газопромыслового производства [1, 2].

Современные технологии добычи углеводородов и проведения геолого-технических мероприятий могут оказать существенное воздействие на природные экосистемы, включая геологическую среду как часть данной системы. К числу факторов, негативно влияющих на безопасность эксплуатации объектов, относятся процессы, которые происходят в недрах и инициируются их освоением.

Практика эксплуатации газодобывающих систем на поздней стадии разработки месторождений выявила целый ряд проблем, связанных с устойчивостью и безопасностью работы отдельных элементов этих систем и всей системы в целом. Причины данных проблем кроются в технических решениях, применяемых при добыче газа на месторождениях. Указанные факторы вызывают ряд специфических осложнений, приводящих к существенным отклонениям условий эксплуатации этих систем от предусмотренных проектом.

Учитывая значительные материальные затраты на ликвидацию или возмещение негативных последствий, некоторые из которых носят необратимый характер, исследование техногенных процессов, происходящих при разработке месторождений углеводородов, весьма актуально. Умение прогнозировать ход их развития позволит еще на стадии проектирования разработки вносить необходимые коррективы в проектные показатели [3].

На завершающей стадии разработки требуется решение комплекса дополнительных проблем добычи углеводородов, систем сбора, подготовки продукции и транспорта. Эксплуатация месторождений осложняется падением пластового давления, скоплением жидкости на забое скважин, образованием грязевых пробок, разрушением пластовой зоны, ухудшением коллекторских свойств пластов, снижением продуктивности скважин и рядом других проблем. Снижение пластового давления сопровождается уменьшением толщины продуктивного пласта и уплотнением пород. При этом в цементном камне и обсадных колоннах возникают механические напряжения, приводящие к образованию трещин и повреждению труб [1].

На поздних и заключительных стадиях разработки экологическая опасность увеличивается из-за старения скважин и промысловых систем, вследствие высокой обводненности продукции, из-за применения различных методов интенсификации добычи.

Значительный срок службы промысловых объектов и необходимость их дальнейшей эксплуатации требует проведения диагностики, реконструкции, модернизации и замены морально и физически устаревшего технологического оборудования.

Старение и износ газопромыслового оборудования приводит к повышению аварийности объектов системы газодобычи, может стать причиной заколонных и межколонных перетоков пластовых флюидов, скопления газа в межколонных пространствах и в горизонтах выше эксплуатационного объекта, вызвать загазованность прилегающей территории и воздушного пространства в районе расположения эксплуатационных скважин . Появление газа – взрывоопасного вещества – вблизи или на поверхности земли (грифоны, фонтаны) независимо от его количества рассматривается как серьезное осложнение. Кроме того, в данном случае газ становится неконтролируемым, возможно его появление в грунтовой воде, водозаборных скважинах, колодцах.

В случае нарушения герметичности обсадной трубы и цементного камня в скважинах пластовые флюиды и токсичные технологические жидкости могут проникать в водоносные горизонты и грунтовые воды и далее мигрировать и загрязнять компоненты геологической среды – грунты, почву и т.д. Содержание в питьевой воде даже малых примесей сопутствующих газу вредных компонентов делает ее непригодной для использования. Проникновение агрессивных компонентов за пределы эксплуатационной колонны в вышезалегающие низконапорные горизонты или межколонное пространство может создать неконтролируемую аварийную ситуацию и представляет серьезную опасность.

Подобная схема загрязнения может проявиться также при консервации скважин и залежей, при длительных сроках пребывания скважин в ожидании ликвидации, на законченных разработкой газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождениях, на действующих скважинах с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).

В условиях значительного износа действующих производственных фондов важнейшей задачей является совершенствование и более широкое использование мониторинга их технического состояния, что помогает определить возможность и сроки их дальнейшей эксплуатации, а главное – предотвратить возможные техногенные аварии [1, 5].

Серьезной проблемой охраны недр и окружающей среды является состояние фонда ликвидированных глубоких газовых и нефтяных скважин. Скважины, даже законсервированные и ликвидированные по всем правилам и нормам, представляют потенциальную опасность для недр и окружающей среды. Под влиянием изменений в земной коре они могут в любой момент утратить герметичность, что повлечет за собой выделение токсичных и агрессивных компонентов (нефти, газа, сероводорода, пластового рассола и др.). К тому же на данный момент контроль состояния фонда ликвидированных скважин ведется неудовлетворительно.

Степень загрязнения окружающей природной среды и недр зависит также от состава пластовой продукции. Физико-химическое взаимодействие технологических жидкостей с коллектором и пластовыми флюидами является серьезным фактором техногенного воздействия на недра и порождает необходимость борьбы с солеотложением в добывающих газовых скважинах, выносящих пластовую воду. Ликвидация карбонатных и гипсовых солей, а также парафиновых отложений проводится механическим разрушением, закачкой растворителей и ингибиторов. К тому же такие примеси, как углекислота, сероводород, в условиях обводненности способствуют усилению процессов коррозии, что может привести к возникновению аварийных ситуаций.

Осуществление комплекса необходимых геолого-технических мероприятий (ввод ПАВ, кислот, щелочей, полимерных растворов, химреагентов, ингибиторов коррозии и гидратообразования, гидроразрыв пласта, глино-кислотные обработки и др.), направленных на поддержание и повышение уровня добычи газа, также неизбежно оказывает негативное влияние на геоэкологические системы. Например, при осуществлении технологии гидроразрыва пласта применяют жидкости на водной, углеводородной, пенной и реагентной основе. При этом состав добавляемых реагентов зачастую содержит крайне токсичные компоненты. Часто для осуществления гидроразрыва в качестве основы применяют сточные промышленные или попутные воды.

Еще одним фактором техногенного воздействия на недра является подземное захоронение попутно-промысловых вод, которое, будучи по сути природоохранным мероприятием, может нанести ущерб окружающей среде и недрам при несоблюдении норм проектирования, строительства и эксплуатации полигонов захоронения. Попутные воды представляют собой сложную смесь, в состав которой входит в различных объемных соотношениях большинство следующих составляющих: конденсационная вода, содержащаяся в пластовых условиях в парообразном состоянии и выпадающая в жидкую фазу при добыче нефти и газа; остаточная порово-капиллярная вода, присутствующая в порах продуктивного пласта-коллектора; фильтрат бурового раствора; технические жидкости, закачиваемые в скважины в процессе их эксплуатации, ремонта и интенсификации притока газа (метанол, диэтиленгликоль, растворы хлористого кальция и природные рассолы (рапа), ингибиторы коррозии, соляная и другие кислоты, поверхностно-активные вещества и т.д.); пластовая подошвенная, контурная и законтурная вода водонапорной системы, подстилающей и оконтуривающей разрабатываемую залежь, изредка пластовая вода из выше- или нижележащих по отношению к разрабатываемой залежи водоносных пластов.

Одна из форм негативного воздействия на недра и окружающую среду заключается в образовании техногенных геодинамических процессов и деформаций (просадок) земной поверхности, обусловленных длительной разработкой газового месторождения и потерей начального пластового давления. Последствиями таких деформаций являются нарушения природного гидродинамического режима верхних горизонтов, искусственно вызываемые неконтролируемые перетоки пластовых и приповерхностных вод, нарушения устойчивости промысловых сооружений (скважин, оборудования), способные создать аварийные ситуации. Геодинамические процессы также могут приводить к изменению коллекторских свойств пород вследствие изменения их напряженно-деформационного состояния. С падением пластового давления происходит уменьшение пористости и проницаемости.

Обеспечение стабильности экологической ситуации территории и надежности функционирования геотехнических систем месторождений на поздних стадиях разработки достигается в процессе формирования оптимальных программ производственно-экологического мониторинга и разработки мероприятий по устранению причин возникновения критических ситуаций на основе выявления наиболее значимых экологических аспектов и потенциальных участков экологического риска.

Повышение экологической безопасности и эффективности экологического контроля разработки месторождений на поздней стадии может быть достигнуто посредством выбора надежных критериев комплексной оценки. Организация наблюдений по большому спектру показателей требует, как правило, значительных материальных вложений, что приводит к уменьшению экономической эффективности системы мониторинга и не всегда целесообразно, особенно для месторождений с небольшими запасами и небольшим фондом эксплуатационных скважин. В этой связи возникает необходимость сокращения контролируемых параметров, выбора из всей совокупности тех показателей, при наблюдении за которыми могут быть сделаны корректные выводы о ситуации и приняты управленческие решения относительно конкретных источников воздействия. При этом важно выделить приоритетные факторы техногенеза, т.е. те технологические объекты или источники выбросов, которые могут оказать значительное воздействие на компоненты природной среды, и определить те компоненты, которые могут быть подвергнуты воздействию как при нормальной работе оборудования, так и в аварийных ситуациях.

Использованием комплексных методов исследований, например, таких, как газогеохимическая съемка приповерхностных отложений, успешно применяемая на месторождениях Кубани, может быть обеспечено повышение эколого-экономической эффективности производственно экологического мониторинга.

В общем комплексе геолого-технологического и экологического мониторинга газогеохимические методы исследований при сравнительно небольших затратах времени и средств, а также соответствующей организации и высоком уровне проведения существенно повышают эффективность мониторинговых работ в целом. Газовая съемка по приповерхностным отложениям позволяет определить степень загазованности зоны аэрации, выявить наличие или отсутствие загрязнения нефтепродуктами отдельных компонентов геологической среды (почвы, породы зоны аэрации, грунтовые воды), повысить информативность исследований. Возможностями газогеохимических исследований являются оперативное предупреждение вызванных производственным процессом или нарушениями в проведении отдельных технологических операций негативных изменений в состоянии компонентов геологической среды, регистрация утечек газа и конденсата на промысловой площади, идентификация источников загрязнения углеводородами, оконтуривание аномальных зон газонасыщенности и оценка текущего состояния компонентов геологической среды [2].

В процессе разработки месторождений также предусматривается и мониторинг состояния геологической среды. Он направлен на обеспечение рациональной схемы разработки месторождений, обеспечивающей максимальную газоотдачу, достижение условий безопасной эксплуатации скважинного и промыслового оборудования, контроль геодинамического состояния продуктивных горизонтов и перекрывающих толщ, а также предотвращение аварийных выбросов газа и газового конденсата в атмосферу. Рациональная схема разработки месторождений достигается путем системного контроля разработки на основе комплекса промыслово-геологических методов – газодинамических, геофизических, гидрохимических, геодинамических и др. [4].

Таким образом, для разработки действенных механизмов обеспечения экологической стабильности объектов газодобычи, особенно находящихся на поздней стадии эксплуатации, необходима тесная связь системы экологического мониторинга с соответствующими комплексами мониторинга производственных процессов. Исследование влияния техногенных факторов на гео-
технические системы позволит установить определенные взаимосвязи между уровнем техногенной нагрузки и набором экологических последствий, характерных для поздней стадии разработки месторождения, и выбрать надежные и оптимальные критерии контроля.

Разработка оптимальных комплексов природоохранных мероприятий и программ производственно-экологического мониторинга на основе прогнозирования изменения экологических систем с учетом особенностей технологического процесса добычи углеводородов, экологической специфики региона и выявленных экологических рисков позволит повысить эколого-экономическую эффективность работ и экологическую безопасность разработки месторождений, в том числе и на поздней стадии.

На сегодняшний день процедура экологического контроля и мониторинга, выполняемая при строительстве и эксплуатации объектов ПАО «Газпром», учитывая их масштабность, является фактически единственным инструментом сдерживания и защиты окружающей среды, а также контроля соблюдения подрядными/эксплуатирующими организациями требований нормативных и нормативно-технических документов, проектной документации, а также экологической политики ПАО «Газпром».

В своей профессиональной деятельности специалисты ООО «Экоскай» неоднократно выступали как со стороны заказчика/приемщика работ по экологическому мониторингу и контролю хозяйственной деятельности, так и от лица проверяющей и проверяемой стороны. Все это, а также наличие в штате компании бывших специалистов Росприроднадзора и Ростехнадзора позволило нам провести всесторонний анализ практики организации и проведения производственного экологического контроля и мониторинга в период строительства и эксплуатации объектов различного уровня ответственности и констатировать, что в пересмотре своих подходов нуждаются все участники процесса:

• заказчик работ;

• подрядчик по строительству/эксплуатирующая организация;

• органы исполнительной власти в области охраны окружающей среды.

ПОДРЯДЧИК ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ/ЭКСПЛУАТИРУЮЩАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ

В своей работе в рамках проведения производственного экологического контроля объектов ПАО «Газпром» мы повсеместно сталкивались с ситуацией, в основном свойственной все же строительным организациям, когда физически эколог на объекте есть, обладает достаточной квалификацией и желанием работать, но вследствие своей фактической бесправности и отсутствия поддержки и понимания со стороны непосредственного руководства не может эффективно выполнять поставленные перед ним задачи. Нарушения, выявляемые им в рамках собственных проверок, игнорируются руководством и не устраняются. Обычное дело, когда эколог подрядчика по строительству участка магистрального газопровода протяженностью несколько десятков километров попадает непосредственно на объект строительства только с плановой внешней проверкой, а в остальное время ему попросту не дают служебный автомобиль для выполнения своих прямых обязанностей.

Применяемая у многих подрядчиков система штрафов за нарушения, выявляемые в ходе экологического контроля, распространяется зачастую только на обычных рабочих и экологов, что в ситуации, когда само руководство подрядной организации не несет существенной ответственности, является неэффективным.

ЗАКАЗЧИК РАБОТ

Переломить сложившуюся практику может лишь заказчик работ. В настоящее время ПАО «Газпром» издано множество ведомственных документов, достаточно четко регламентирующих механизмы исполнения экологической политики компании. Вместе с тем практика показывает, что эти документы работают неэффективно или не работают вовсе в отсутствие существенной ответственности за нарушение требований экологического законодательства непосредственного руководителя предприятия/объекта, от которого в первую очередь зависит исполнение экологической политики ПАО «Газпром» в своей компании или на конкретном объекте.

Бремя взысканий должно в большей степени ложиться на руководителей соответствующих подразделений и в меньшей – на рабочий персонал, нарушение которым экологических требований в большей степени обусловлено попустительством их руководителей. 

МИНПРИРОДЫ РФ И РОСПРИРОДНАДЗОР

Как известно, воздействие хозяйственной и иной деятельности на окружающую среду, гарантирующее сохранение благоприятной окружающей среды и обеспечение экологической безопасности, достигается в числе прочего нормированием этого воздействия. Утвержденные проекты нормативов допустимого воздействия, а точнее – их отсутствие на объектах строительства и эксплуатации объектов ПАО «Газпром», является одним из самых распространенных замечаний органов и организаций, осуществляющих надзор и контроль соблюдения природоохранных требований. Предлагаем разобраться,  стоит ли за системностью подобных нарушений только ответственность природопользователя или же речь может идти о мало для кого преодолимом административном барьере в лице Росприроднадзора, находящегося в ведении Минприроды РФ.

Нисколько не оспаривая необходимость нормирования воздействия на окружающую среду, беремся утверждать, что существующие регламентные сроки утверждения нормативов воздействия (средний срок согласования проекта НДС или получения разрешения на выбросы в атмосферный воздух составляет 6 месяцев), а также слабая нормативная зарегулированность процедуры разработки и согласования проектов нормативов допустимого воздействия либо не оставляют шансов природопользователям оформить полный комплект разрешительных документов к началу своей хозяйственной деятельности, либо требуют от них проявления чудес изворотливости и ухищрений.

Особенно остро этот вопрос стоит перед подрядчиками по строительству. Существующие сроки по согласованию проектов нормативов допустимого воздействия на окружающую среду ставят подрядчиков по строительству перед выбором либо подождать 6–7 месяцев с момента утверждения Главгосэкспертизой РФ проектной документации, требуемой для оформления и утверждения всех необходимых проектов нормативов допустимого воздействия, и не начинать строительство очередного объекта ПАО «Газпром», от реализации которого, возможно, зависит энергетическая и стратегическая безопасность страны и комфорт проживающих в ней граждан, либо начать строительство в отсутствие указанных документов и взять на себя все связанные с этим риски привлечения к административной ответственности в соответствии с главой 8 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях.

Ситуацию могло бы исправить Министерство природных ресурсов РФ, осуществляющее функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере охраны окружающей среды, но она остается неизменной уже много лет.

Впрочем, нельзя не отметить наличие предпосылок к возможному варианту урегулирования вопроса. Так, административным регламентом Росприроднадзора, утвержденным Приказом Минприроды России от 25.07.2011
№ 650, предусмотрена выдача разрешения на выброс вредных веществ в атмосферный воздух на период строительства (не более 2 лет) на основании утвержденной в установленном порядке проектной документации, содержащей нормативы предельно допустимых выбросов. Однако территориальные органы Росприроднадзора, за редким исключением, отказывают в выдаче разрешений на выбросы на основании проектной документации и направляют природопользователей по полному 6-месячному кругу разработки и согласования документации.

Сложившаяся ситуация, когда природопользователи отвечают за несовершенство экологического законодательства, недопустима и требует разрешения! Требования, предъявляемые Росприроднадзором к документации, должны быть единообразны во всех его территориальных органах и четко регламентированы. Для сокращения существующей пропасти между экологами-практиками и чиновниками в Росприроднадзор и Минприроды РФ должны привлекаться на работу специалисты, имеющие прикладной опыт работы экологами.

В заключение хотим отметить, что, несмотря на то что в данной статье освещена лишь малая часть из имеющихся в области производственного экологического контроля и мониторинга проблемных аспектов, предложенные пути их решения, на наш взгляд, являются основой комплексного решения существующих в экологической сфере проблем.

Газотранспортная система (ГТС) Российской Федерации (РФ) является крупнейшим в мире непрерывно развивающимся технологическим комплексом, включающим порядка 170 тыс. км линейной части магистральных газопроводов (ЛЧ МГ), 250 компрессорных станций (КС) и 4 тыс. газораспределительных станций (ГРС). Когда речь идет о подобных масштабах, вопросы надежности и энергетической эффективности технологий магистрального транспорта газа приобретают для страны и ее макроэкономической политики стратегический характер, поскольку даже незначительное снижение затрат может привести к ощутимому энерго- и ресурсосберегающему эффекту.

В Энергетической стратегии РФ до 2030 г. [1], Федеральном законе РФ от 23.11.2009 № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности» [2], Постановлении Правительства РФ от 15.04.2014 № 321 «Об утверждении государственной программы «Энергоэффективность и развитие энергетики» с подпрограммой «Развитие газовой отрасли» [3] определены основные цели и задачи эффективного и долгосрочного функционирования топливно-энергетического комплекса нашего государства.

В соответствии с Приказом Минэнерго РФ от 30.06.2014 № 398 «Об утверждении требований к форме программ в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций с участием государства и муниципального образования, организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, и отчетности о ходе их реализации», при разработке программ энергосбережения принято выделять мероприятия, основной целью которых является энергосбережение и повышение энергетической эффективности [4].

В ПАО «ГАЗПРОМ» ОСНОВНЫЕ ПУТИ СНИЖЕНИЯ ЭНЕРГОЕМКОСТИ ОТРАСЛИ ОТРАЖЕНЫ В ПОЛИТИКЕ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ, КОТОРАЯ ОСНОВЫВАЕТСЯ НА:

• Федеральном законе № 28-ФЗ от 03.04.1996 «Об энергосбережении» [5];

• Указе Президента РФ № 889 от 04.06.2008 «О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности российской экономики» [6];

• Распоряжении Правительства России № 1715-р от 13.11.2009 «Энергетическая стратегия России на период до 2030 г.» [1];

• Постановлении Правления ОАО «Газпром» № 3 от 22.01.2009 «О перспективах разработки и внедрения газо- и энергосберегающих технологий и их влиянии на оптимизацию топливно-энергетического баланса РФ» [7];

• Приказе ОАО «Газпром» № 77 от 09.10.2000 «Об организации работ по энергосбережению в ОАО «Газпром» [8].

Политика энергосбережения содержит в себе «Концепцию энергосбережения и повышения энергетической эффективности на 2011–2020 гг.» и «Перечень приоритетных научно-технических проблем ПАО «Газпром» на 2011–2020 гг.». В этих документах определен потенциал энергосбережения 28,2 млн т у.т., реализовать который можно только в случае 100%-ной модернизации основного технологического оборудования, что на практике осуществить невозможно в силу финансовых ограничений. Соответственно, возрастает потребность в инновационных энергосберегающих технологиях, которые позволят достичь экономически разумного потенциала для реализации идей энерго- и ресурсосбережения. Организационная структура управления энергосбережением в ПАО «Газпром» представлена на рисунке 1.

Немаловажен в этой связи и экологический аспект решаемой проблемы. Климатическая доктрина РФ (Распоряжение Президента РФ № 861-рп от 17.12.2010) содержит в себе главное на сегодняшний день направление для снижения выбросов – внедрение энергоэффективных и ресурсосберегающих производственных процессов и технологий [9]. По оценкам Международного энергетического агентства, сектор транспорта природного газа ПАО «Газпром» располагает наибольшими возможностями сокращения эмиссии парниковых газов на уровне порядка 160 млн т/год в пересчете на эквивалентное количество углекислого газа. Основной потенциал энергосбережения ПАО «Газпром» сосредоточен в сфере транспортировки газа, поэтому именно в ней необходимо изыскивать возможности экономии. Обеспечение энергоэффективности в транспортировке газа обусловлено сокращением его потерь, т.е. ресурсосбережением.

В настоящее время после введения в действие Федерального закона РФ от 21.07.2014 № 219-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «Об охране окружающей среды» и отдельные законодательные акты РФ» уменьшение выбросов загрязняющих веществ газодобывающими и газотранспортными предприятиями законодательно обеспечено соответствующим сокращением размера платы за негативное воздействие на окружающую среду [10]. При этом возможен зачет денежных средств, потраченных на природоохранные мероприятия, в счет платы за негативное воздействие на окружающую среду.
В дальнейшем проведение таких мероприятий может являться основанием для сокращения размеров санитарно-защитной зоны и соответствующего уменьшения затрат на ее благоустройство.

В 2014 г. в бюджеты различных уровней в качестве платы за негативное воздействие на окружающую среду Группой Газпром было перечислено 1746,9 млн руб., что на 1 205,6 млн руб меньше, чем в 2013 г. (табл.).

В условиях глобализации экономики ПАО «Газпром» осуществляет геологоразведку и добычу природного газа, газового конденсата и нефти, их транспортировку, хранение, переработку и реализацию продукции и сырья не только в России, но и за рубежом. Стратегической задачей при этом является лидерство среди мировых энергетических компаний. Но всеобщее признание в условиях сильнейшей конкуренции невозможно без организации ответственного отношения к сохранению благоприятной окружающей среды для нынешнего и будущего поколений [11].

Строгое соблюдение экологических стандартов традиционно является одной из отличительных особенностей работы ПАО «Газпром». При этом природоохранная деятельность Общества подлежит проверке и контролю со стороны органов государственной власти и субъектов РФ в сфере отношений, связанных с охраной окружающей среды (ООС). Такая взаимосвязь подразумевает взаимодействие Общества с Министерством природных ресурсов РФ, Федеральной службой по надзору в сфере природопользования, Федеральными агентствами водных ресурсов, лесного хозяйства и недропользования.

Одним из важных достижений ПАО «Газпром» было внедрение в 2011 г. системы экологического менеджмента (СЭМ) и успешное прохождение сертификации на соответствие международному стандарту ISO 14001:2004. Среди зарубежных и российских производителей наличие экологического сертификата является важной характеристикой компании. Сознавая ответственность, Общество взяло на себя добровольные обязательства по принятию и исполнению Экологической политики – документа, выражающего официальную позицию в отношении роли компании и ее обязательств в сохранении благоприятной окружающей среды в регионах своего присутствия.

Экологическая политика направлена на обеспечение соответствия деятельности предприятия характеру и масштабу рисков в области окружающей среды, постоянное улучшение СЭМ, достижение соответствия деятельности в области ООС применимым к деятельности предприятия законодательным актам и требованиям международного стандарта ISO 14001:2004. На рисунке 2 представлен сертификат СЭМ ISO 14001:2004 ООО «Газпром трансгаз Чайковский».

В Обществе также организован и проводится регулярный ведомственный производственный экологический контроль и производственный экологический мониторинг (ПЭК и М), который включает комплекс мероприятий, направленных на обеспечение проверки выполнения мероприятий ООС в процессе производственной и иной хозяйственной деятельности, рациональное использование и восстановление природных ресурсов, а также контроль соблюдения требований в области ООС, установленных природоохранным законодательством.

В ПАО «Газпром» создана и эффективно функционирует Экологическая инспекция, являющаяся структурным подразделением ООО «Газпром газнадзор» и осуществляющая инспекционный контроль над обеспечением соответствия деятельности дочерних обществ и организаций Общества требованиям законодательства в области охраны окружающей среды.

Экологическая инспекция помимо контроля над соблюдением требований решает задачи по повышению эффективности природоохранной деятельности организации, а также проводит внутренние аудиты СЭМ, осуществляет методическое сопровождение природоохранной деятельности дочерних обществ ПАО «Газпром». Деятельность Экологической инспекции направлена на своевременное выявление и предотвращение нарушений требований природоохранного законодательства, проведение анализа проблемных вопросов, поиск альтернативных путей решения возникших проблем, а также обсуждение конкретных мероприятий по снижению негативного воздействия объектов газотранспортной системы на окружающую среду.

Большую роль в эффективном функционировании и постоянном совершенствовании внедренной СЭМ на объектах ПАО «Газпром» играют целевые программы повышения надежности ГТС, которые реализуются путем проведения комплекса мероприятий по внедрению специальной техники и оборудования для выполнения технологических операций, ремонта газопроводов без потери газа, использования энергоэффективных и ресурсосберегающих технологий на ЛЧ МГ, КС и ГРС.

На газотранспортных предприятиях ПАО «Газпром» ежегодно разрабатываются и реализуются планы мероприятий по энергосбережению. В состав таких планов входят энергосберегающие мероприятия по экономии природного газа, электрической и тепловой энергии, топливно-энергетических ресурсов. Контрольные функции над эффективным использованием газа на объектах Общества возложены на региональные филиалы ООО «Газпром газнадзор».

В 2014 г. в транспорте газа по Программе энергосбережения ПАО «Газпром» было запланировано 168 газосберегающих мероприятий с ожидаемой экономией 1476,03 млн м³. Выполнено – 182 с фактической экономией газа в объеме 1737,339 млн м³ (в том числе 27 – дополнительно по собственным планам дочерних обществ с фактической экономией газа 64,386 млн м3), из них:

• 77 с фактической экономией 1147,779 млн м3 направлены на снижение расхода газа на собственные технологические нужды (СТН);

• 86 с фактической экономией 401,972 млн м3 направлены на снижение расхода газа на прочие технологические нужды;

• 19 с фактической экономией 186,342 млн м3 направлены на снижение технологических потерь газа.

Основной экономический эффект в транспортировке газа получен за счет выполнения газосберегающих мероприятий, обеспечивающих снижение расхода природного газа на СТН за счет:

• оптимизации режимов работы ГТС;

• реконструкции и модернизации технологических объектов ЛЧ МГ, КС и ГРС;

• сокращения затрат газа на технологические нужды ЛЧ МГ, КС и ГРС (перекачка газа из выводимых в ремонт участков ЛЧ МГ, использование газа на СТН при проведении планово-предупредительных ремонтов (ППР), срабатывание газа потребителям при проведении ремонтных работ на ЛЧ МГ);

• сокращения потерь газа (замена дефектных шаровых кранов на ЛЧ МГ, КС и ГРС, устранение негерметичности шаровых затворов кранов с применением современных герметизирующих материалов и диагностического оборудования).

Существенный потенциал энергосбережения заложен в совершенствовании существующих средств оптимизации режимов работы ГТС для снижения энергозатрат и увеличения подачи газа. Оптимизация функционирования объектов ГТС – наиболее эффективная мера, позволяющая с минимальными затратами решить задачу газосбережения [12].

В 2014 г. валовые выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух от стационарных источников предприятий Группы Газпром составили 2 797,63 тыс. т,
что на 9% ниже уровня 2013 г. Данное снижение обусловлено реализацией в ПАО «Газпром» комплекса мероприятий по сокращению выбросов метана в магистральном транспорте (рис. 3). 

В 2014 Г. НА ОБЪЕКТАХ МГ ООО «ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ УФА» БЫЛИ РЕАЛИЗОВАНЫ СЛЕДУЮЩИЕ РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩИЕ МЕРОПРИЯТИЯА:

• врезка под давлением при ППР участков газопровода без прекращения транспорта газа (293,3 тыс. м3);

• выработка газа ГПА КС из ремонтируемых участков газопроводов (644,9 тыс. м³);

• выработка газа потребителям при проведении ремонтных работ на ЛЧМГ (268,1 тыс. м³);

• перепуск газа из участка с повышенным давлением в соседний участок с пониженным давлением газа при производстве сложных комплексов работ (4194,7 тыс. м³);

• оптимизация режимов работы КС и газопроводов (4564,1 тыс. м³);

• выявление и устранение технологических потерь газа (823,7 тыс. м³);

• проведение очистки внутренней полости МГ очистными поршнями (425,9 тыс. м³);

• режимная наладка котельных (50,2 тыс. м³);

• кислотная промывка котлов (33,9 тыс. м³).

За счет реализации ресурсосберегающих мероприятий достигнуты энергосберегающий эффект в объеме 11392,3 тыс. м³, экологический эффект – 7803,726 т.

В 2014 г. на объектах МГ ООО «Газпром трансгаз Чайковский» были реализованы следующие ресурсосберегающие мероприятия:

• перепуск газа на соседние участки перед проведением ремонтных работ, в т.ч. с применением МКУ (12 908,777 тыс. м³);

• срабатывание газа на отключаемых участках газопроводов путем отбора потребителями через ГРС перед проведением ремонтных работ (5639,257 тыс. м³);

• использование газа в качестве топливного из контура и охранной зоны выводимых в ремонт КЦ (1648,865 тыс. м³);

• замена дефектной запорной арматуры на ЛЧМГ с использованием технологии врезки под давлением (12 646,874 тыс. м³);

• подача газа в газопровод-отвод «Чусовой – Березники – Соликамск» через узел редуцирования СРТО – «Чусовой – Березники – Соликамск» (9287,779 тыс. м³).

За счет реализации ресурсосберегающих мероприятий в отчетном году достигнуты энергосберегающий эффект в объеме 61 190 тыс. м³ и экологический эффект 42 131,551 т.

Применение технологии выработки газа для сброса давления в газопроводе до начала ремонтных работ обеспечивает значительную экономию топливно-энергетических ресурсов и сокращение эмиссии метана в атмосферу, поскольку в идеале можно получить до 90% товарного газа из объема, предполагаемого для стравливания.

НА ВЫБОР СПОСОБА ВЫРАБОТКИ ГАЗА ОКАЗЫВАЮТ ВЛИЯНИЕ РЯД КРИТЕРИЕВ:

• ограничение по времени проведения работ (обеспечение минимального времени простоя и выработки);

• минимальное остаточное давление (глубина выработки);

• материально-технические и эксплуатационные затраты;

• обеспечение необходимых объемов транспортировки в соответствии с плановым заданием;

• эффективное планирование проведения комплекса работ по ремонту и техническому обслуживанию на участке газопровода.

Каждый из вышеперечисленных способов обеспечивает определенную экономию газа и имеет при этом свои ограничения, а значит, и недостатки. Но независимо от выбранной технологии сокращение эмиссии газа из отключаемого участка прямо пропорционально величине снижения давления на момент, предшествующий стравливанию газа. То есть наибольший энергосберегающий эффект будет достигнут при максимальном снижении давления газа на отключенном участке.

Поскольку сама отрасль непрерывно развивается, то постоянно происходит и обновление методов и подходов к мониторингу и решению комплексных задач ресурсосбережения и экологии. Особую популярность в последнее время приобретают способы детектирования метана в атмосферном воздухе и автоматической сигнализации о превышении его концентрации заданного порога на КС. Дистанционный лазерный детектор метана ДЛС-КС способен определить суммарную концентрацию метана на расстоянии до 150 м. Для идентификации утечек природного газа через трубопроводную арматуру подземного и наземного исполнения на объектах ЛЧМГ, КС и ГРС успешно используются акустические тестеры ТА-3 «Искатель-2» и ТА-4 «Искатель-4» [11].

Перспективными с точки зрения обеспечения дополнительного объема ресурсосбережения могут стать способы замера остаточного количества кислорода в газовоздушной смеси газоанализатором АНКАТ-7631 Микро-О2-ВД вместо продувки отремонтированного участка газопровода трехкратным объемом газа, методы оптимизации количества пылеуловителей на ГРС со снижением расхода газа на их продувку за счет вывода части пылеуловителей в резерв, а также новые безреагентные технологии эксплуатации вспомогательного газоиспользующего теплотехнического оборудования.

Таблица. Плата за негативное воздействие на окружающую среду в 2010–2014 гг. 
Table. Charge for a negative impact on the environment in 2010–2014