Территория Нефтегаз № 9 2016

Научно-производственное предприятие «ГКС» было создано в 2006 г. как инжиниринговая компания, ориентированная на выполнение комплексных работ в области промышленной автоматизации, разработки систем учета и метрологического обеспечения для предприятий нефтегазовой и нефтехимической отрасли. Сегодня НПП «ГКС» – предприятие полного цикла, имеющее компетенции для выполнения функций генерального проектировщика и генерального подрядчика, в том числе на технически сложных и особо опасных объектах капитального строительства. 

За время работы НПП «ГКС» стало подрядчиками таких компаний, как ПАО «Газпром», ПАО «Татнефть», ОАО «НОВАТЭК», ПАО «НК «Роснефть», ОАО «АК «Транснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «ФСК ЕЭС». Реализовано более 470 проектов различных уровней сложности, география работ – вся территория РФ и страны СНГ. 

Новые отечественные датчики

В рамках программы импортозамещения НПП «ГКС» приступило к созданию собственной линейки контрольно-измерительных приборов. Первый шаг – сборка высокоточных интеллектуальных датчиков давления КМ35 по лицензии фирмы Siemens с использованием оригинальных и российских комплектующих. Датчики давления КМ35 предназначены для непрерывного преобразования избыточного, абсолютного, дифференциального давления, расхода и уровня жидкостей, газов, паров. На датчики получена вся необходимая разрешительная документация для применения на опасных производственных объектах. Датчики давления КМ35 внесены в Госреестр средств измерений, имеют свидетельство об утверждении типа, сертификаты соответствия техническим регламентам Таможенного союза по взрывозащите и электромагнитной совместимости. Отличительной особенностью данного прибора является возможность его эксплуатации в широком температурном диапазоне от –50 до 85 °С. 

Перспективы развития

В наших планах – дальнейшее развитие производства КИП с расширением номенклатуры приборов: массовые (кориолисовые) расходомеры ГКС FC, радарные уровнемеры ГКС LG, радарно-волноводные уровнемеры ГКС LR и датчики температуры ГКС TS.

Помимо контрольно-измерительных приборов НПП «ГКС» разработан программно-технический комплекс «ГКС-Зилант» на базе собственных контроллеров и SCADA-системы. Высокая производительность, безопасность, отказоустойчивость «ГКС-Зилант» базируется на использовании модульной и открытой архитектуры, распределенной сетевой топологии, последовательной поддержке множества промышленных стандартов и современных вариантов управления производственными процессами.

Наш девиз – «Инжиниринг как искусство». Руководство и коллектив НПП «ГКС» делают все возможное, чтобы соответствовать ему и претворять его в жизнь, создавая совершенные инжиниринговые решения для своих заказчиков.

ООО НПП «ГКС»

420111, Республика Татарстан,

г. Казань, ул. Московская, д. 35

Тел./факс: +7 (843) 221-70-00/01

e-mail: mail@nppgks.com

www.nppgks.com

Вопросы построения АСУ ЭС продолжают оставаться весьма актуальными для многих отраслей промышленности. Для предприятий нефтяной и газовой отрасли степень актуальности данной проблемы также достаточно высока. Это объясняется целым рядом факторов, среди которых следует выделить высокую энергоемкость производства, концентрацию больших мощностей на ограниченных площадках, существенность системных связей приемников электрической энергии между собой, с одной стороны, и между ними и технологическими объектами и системами электрической и технологической автоматики – с другой. Одновременно с этим построение АСУ ЭС именно для рассматриваемых отраслей представляется особенно актуальным, что связано с непрерывностью и напряженностью технологических процессов, высокими требованиями к надежности электроснабжения, высокой скоростью реакции энергетического и технологического оборудования на возникновение нештатных ситуаций в системе электроснабжения. Необходимо отметить тот факт, что проблемы, общие для значительного числа технологических АСУ, еще более актуальны для АСУ ЭС [1]. Несмотря на проработку многих вопросов, связанных с формулировкой, формализацией и алгоритмизацией отдельных функциональных задач АСУ электроснабжением, целый ряд вопросов требует более глубокого изучения и проработки. В их числе – вопросы взаимодействия компонентов АСУ ЭС с первичными измерительными устройствами и специализированными информационно-измерительными системами. Некоторые из этих вопросов будут рассмотрены ниже.

Существенным отличием АСУ ЭС от технологических АСУ являются значительно меньшие постоянные времени процессов, отслеживать протекание которых и управлять которыми должны АСУ ЭС. Параметры технологических процессов определяются в нефтяной и газовой промышленности по преимуществу протеканием процессов теплообмена, перемещения определенных масс, механического разрушения. Инерционность таких процессов достаточно велика, в подавляющем большинстве случаев характерные времена измеряются минутами или бльшими интервалами времени. Процессы, происходящие в элементах электротехнических систем (ЭТС), обусловлены протеканием в них электромагнитных или электромеханических переходных процессов. Для них характерны постоянные времени порядка миллисекунд или секунд. Очевидно, что для управления столь быстротекущими процессами необходима скорость реакции системы примерно на порядок меньше минимальной постоянной времени процесса. Приведенные соображения показывают [2], что задача ликвидации аварийных режимов не может решаться средствами АСУ ЭС – ее решение должно быть возложено на средства и системы локальной автоматики, работающие по схеме жестких вложенных планов. В то же время адаптация этих планов к реальному состоянию электротехнической системы предприятия должна возлагаться именно на АСУ электроснабжением. В данных задачах быстродействие современных первичных датчиков электрических величин вполне достаточно для уверенной работы систем релейной защиты и противоаварийной автоматики.

Иная ситуация складывается в области мониторинга питающего напряжения, оценки соответствия его параметров требованиям действующих нормативов с точки зрения качества электрической энергии. Несмотря на декларированное соответствие требований действующего стандарта международным документам в этой области, различия между ними весьма существенны [3]. Тем не менее требования любого из этих документов практически исключают возможность непосредственного использования АСУ ЭС в названных задачах. Рассмотрим этот вопрос несколько подробнее.

При промышленной частоте напряжения, равной 50 Гц, получение подробной информации о мгновенных значениях электрических величин возможно лишь при частоте дискретизации, значительно превосходящей это значение. Отечественный стандарт качества требует оценки уровня гармонических составляющих до 40-й гармоники включительно. Отметим, что стандарт IEC поднимает это значение до 50-й гармоники. Принято считать, что для получения достаточной точности необходимо иметь не менее 20 точек на период синусоиды. Таким образом, значение частоты оцифровки кривой электрического сигнала должно быть не меньше 40 кГц. При минимальном числе контролируемых сигналов для одной точки контроля (три напряжения и три тока в трехфазной сети с изолированной нейтралью) за одну секунду мониторинга система будет получать около 300 тыс. цифровых значений контролируемых величин. Анализ параметров современных средств мониторинга напряжения показывает, что для хранения суточной записи сигнала с одной точки контроля при такой степени подробности необходим объем памяти около 50 Гбайт. Анализ алгоритмов [4], используемых при первичной обработке электрических сигналов, показывает, что возможность получать обработанную информацию по всем контролируемым параметрам в режиме реального времени на сегодняшний день отсутствует. Традиционно проблема решается использованием для операций АСУ ЭС лишь действующих значений входных величин. В этом случае система получает за секунду примерно 300 значений с каждой точки контроля. Работа с такими объемами информации вполне возможна. Вместе с тем в кривых мгновенных значений напряжений и токов содержится весьма полезная информация, пренебрегать которой также нецелесообразно. В частности, именно такие кривые позволяют оценивать ряд параметров, позволяющих, в свою очередь, прогнозировать развитие сценариев динамики электротехнической системы, оценивать прогнозируемое состояние ее отдельных элементов. Приведем несколько примеров. Оценка амплитуды и интенсивности импульсных перенапряжений позволяет прогнозировать износ изоляции трансформаторов, кабелей и электрических машин. Скачкообразное кажущееся изменение частоты питающего напряжения свидетельствует об изменении параметров системы внешнего электроснабжения вследствие произошедших коммутаций. Об этом же свидетельствует скачкообразное изменение угла расфазировки входных напряжений вводов электротехнической системы. В то же время плавный рост рассогласования фаз между напряжениями различных вводов ЭТС может быть предвестником развития системной аварии источника внешнего электроснабжения. Рост угла сдвига фаз между входным током и напряжением может служить показателем риска потери устойчивости электротехнической системой предприятия. Очевидно, что, если в АСУ ЭС предусмотрено использование для анализа лишь действующих значений напряжений и токов, вся эта информация утрачивается.

В настоящее время на рынке широко представлены измерительные комплексы, позволяющие в той или иной степени решать близкие задачи. Среди них можно назвать различные измерители-регистраторы или анализаторы качества электрической энергии, регистраторы или осциллографы аварийных процессов, регистраторы электрических процессов. Схожими функциями наделены и цифровые терминалы релейных защит и автоматики, ряд счетчиков электрической энергии. Положительным качеством последних двух видов можно считать их легкое сопряжение с системами АСУ ЭС или системами автоматизированного коммерческого учета электрической энергии. Однако все эти устройства, несмотря на широкое распространение в промышленности, отличает одна существенная особенность. Они регистрируют, обрабатывают, хранят и передают для дальнейшей обработки лишь сигналы, связанные с протеканием аварийных процессов. Пороги срабатывания определяются оператором или задаются из АСУ ЭС. Задача мониторинга – непрерывного контроля и анализа входных электрических сигналов – этими устройствами не решается. Второй их особенностью следует считать ориентацию на фиксированные в стандартах показатели качества электрической энергии. Расширение функций далеко не всегда возможно, еще более сложной представляется задача совместной работы подобных устройств, особенно при требовании хорошей синхронизации их показаний. Разработчиками решалась задача анализа произошедших событий, особенно аварийных, а отнюдь не задача оперативного прогноза развития процессов в электротехнической системе предприятия. Необходимо, однако, отметить, что для многих объектов, особенно отличающихся достаточно инерционными технологическими процессами, подобных средств вполне достаточно. Можно считать, что более сложные информационно-измерительные системы входных электрических сигналов необходимы лишь для тех предприятий, для которых остро стоит проблема устойчивости их электротехнических систем и высока цена риска нарушения нормального режима технологического процесса при нештатных ситуациях в системе внешнего электроснабжения [5]. Таким образом, задача первичной обработки входных сигналов тока и напряжения в ряде случаев становится весьма актуальной, и ее решение требует разработки специальных программно-технических средств.

Создание информационно-измерительных систем, обеспечивающих непрерывный мониторинг питающего напряжения, может быть осуществлено двумя путями.

Во-первых, это разработка виртуальных измерительных систем на базе современных промышленных компьютеров, обладающих большой вычислительной мощностью и высокоскоростным твердотельным жестким диском (SSD-диск). В качестве устройства сбора и обработки информации в таких системах используются специализированные платы расширения с быстродействующим аналого-цифровым преобразователем и цифровым сигнальным процессором (DSP). Главное преимущество таких систем – это большие функциональные возможности, позволяющие производить расчет и хранение параметров электрических сигналов, визуально отслеживать форму входного сигнала, работать в режиме спектроанализатора с разнообразными возможностями отображения спектра.

Во-вторых, это создание информационно-измерительных систем для задач АСУ ЭС на основе современных промышленных микроконтроллеров. Однако большинство подобных систем имеют высокую стоимость, что снижает их доступность для массового оснащения объектов и мониторинга питающего напряжения у потребителей электроэнергии. Неудивительно, что такие информационно-измерительные системы являются локальными и позволяют получать информацию о качестве электроэнергии только в данной точке. Создание же распределенных систем, позволяющих одновременно контролировать несколько удаленных вводов, ограничено сложностью синхронизации измерений. Для решения этой проблемы в перспективе возможно использование радиочастотных сигналов спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS или оптоволоконных кабелей для передачи сигналов синхронизации.

Измерительная информация с точек контроля должна поступать в автоматизированные системы сбора и анализа данных. Учитывая современный уровень развития программируемых логических контроллеров, интерфейсов, протоколов передачи данных и серверного оборудования, данная задача не представляет особой сложности. Основные трудности заключаются в создании первичных измерительных преобразователей с широким диапазоном входного сигнала (трансформаторы тока и напряжения), обеспечивающих функциональное преобразование входных величин как в рабочих, так и в аварийных режимах. Расположение основных блоков измерительных систем в непосредственной близости от источников мощных электромагнитных помех накладывает серьезные ограничения в части обеспечения электромагнитной совместимости.

Еще одним актуальным вопросом повышения надежности работы промышленных электротехнических систем остается снижение вероятности нештатной работы систем противоаварийных защит и автоматики. Не секрет, что вероятность нештатной работы микропроцессорных защит многократно превышает аналогичную величину для систем, построенных на электромеханических элементах. В то же время эта вероятность в несколько раз выше, чем для систем, основанных на электронных реле [6]. Тем не менее микропроцессорные системы предоставляют исключительные возможности по созданию гибких настраиваемых защит, и отказываться от их применения нецелесообразно. Таким образом, возникает задача сохранения преимуществ современных систем защит и автоматики при повышении надежности их работы. Представляется, что данная задача должна решаться алгоритмическим путем при создании и широком применении локальных систем защиты и автоматики, объединяющих терминалы защит в пределах одного распределительного пункта или трансформаторной подстанции. Компактность предлагаемых систем и простота применяемых алгоритмов практически устраняют рассмотренные выше проблемы построения
АСУ ЭС для предприятия в целом, особенно при стремлении придать таким АСУ максимально широкие функции.

При разработке алгоритмов следует максимально использовать определенную избыточность информации, циркулирующей в электротехнических системах предприятий. Обычно рассматривают два возможных вида ошибок: ошибки первого рода, заключающиеся в принятии неверной гипотезы, и ошибки второго рода, заключающиеся в отклонении верной гипотезы. В системах противоаварийных защит и автоматики ошибками первого рода следует считать случаи ложного срабатывания защит. Ошибки второго рода вызываются несрабатыванием тех или иных элементов защит в аварийных ситуациях. Отметим, что некоторые случаи, один из которых будет рассмотрен ниже, не подпадают под эту классификацию. При построении систем локальной автоматики целесообразно стремиться к снижению вероятности ошибок как первого, так и второго рода. Такие алгоритмы вполне возможны, они просты, и их применение не ухудшит быстродействие систем. Рассмотрим несколько примеров построения подобных алгоритмов.

Первый пример связан с алгоритмами работы максимальной токовой защиты в распределительных устройствах системы внутреннего электроснабжения. Если цена ложного отключения отходящей линии высока, целесообразно проверять достоверность сигнала о превышении током в этой линии уставки срабатывания защиты, например при коротком замыкании. Отметим, что вероятность ложного срабатывания в большинстве случаев выше вероятности несрабатывания защиты. Короткое замыкание на отходящей линии вызывает возрастание тока на входе распределительного устройства. Максимальная токовая защита ввода служит резервной ступенью защиты при коротких замыканиях на отходящих линиях, селективность при этом обычно обеспечивается соответствующими выдержками времени. Следовательно, одновременное поступление сигналов о возрастании тока на отходящей линии и на входе распределительного устройства может считаться достаточным признаком истинности сигнала о коротком замыкании на отходящей линии. Обозначим события: A1 – появление сигнала о коротком замыкании на отходящей линии; A2 – появление сигнала о возрастании тока на вводе распределительного устройства. В таком случае логическая комбинация A1&A2 = 1 позволяет избежать ложных срабатываний защиты с высокой степень вероятности. (Здесь и далее приняты следующие символьные обозначения логических операций: ¬ – инверсия (отрицание); & – конъюнкция (логическое «И»); v – дизъюнкция, логическое «ИЛИ».)

Однако предложенная логическая комбинация будет давать ноль не только в нормальном режиме работы, но и при отказе одного из элементов, что также отрицательно скажется на надежности системы. Можно повысить надежность исключения ложного срабатывания рассматриваемой защиты, учтя тот факт, что короткое замыкание приводит не только к возрастанию названных токов, но и к провалу напряжения на шинах распределительного устройства. Сигнал реле минимального напряжения можно использовать для дополнительной проверки истинности сообщения о коротком замыкании на отходящей линии. Обозначим событие A3 – появление сигнала о провале напряжения на шинах распределительного устройства. Тогда логическая комбинация A1&(A2vA3) = 1
будет свидетельствовать о коротком замыкании на отходящей линии с очень высокой степенью достоверности и практически полностью исключит ложные срабатывания максимальной токовой защиты. Заметим, что значение (A1&¬A2)v(¬A1&A2) = 1 при одновременной работе защиты минимального напряжения может свидетельствовать об отказе одного из элементов токовой защиты, хотя событие (¬A1&A2)&A3 = 1
может свидетельствовать и о коротком замыкании на шинах, что, впрочем, является весьма маловероятным событием, достаточно легко идентифицируемым по одновременному появлению сигналов превышения токов в начале и в конце питающей линии. Рассмотрение возможных комбинаций на основе булевой алгебры и их физического смысла несложно продолжить.

Второй пример относится к алгоритму работы температурной защиты мощных электроприводов. Двигатели большой мощности оснащаются датчиками температуры, позволяющими защищать машину от перегрузки, заблаговременно предупреждать о возможных повреждениях машины, особенно ее изоляции, контролировать состояние подшипников, систем смазки и охлаждения. В качестве первичного датчика обычно используются термометры сопротивления с электрическим каналом связи и вторичными приборами, осуществляющими циклический опрос датчиков. В системе защиты предусмотрена выработка сигнала предупреждения о достижении некоторого порогового значения температуры в том или ином узле машины и сигнала на отключение при достижении следующего порогового значения. Протяженность каналов связи может быть весьма большой, в связи с чем эти каналы достаточно часто повреждаются. Ложное срабатывание защиты приводит к необоснованной остановке привода и, часто, к нарушению технологического процесса предприятия. При повреждении канала связи или при отказе датчика предупредительный сигнал и сигнал на отключение приходят одновременно. Очевидно, что физически такая ситуация невозможна хотя бы вследствие тепловой инерции самой машины, и рациональное построение алгоритма работы температурной защиты крупных электроприводов должно предусматривать выдачу сигнала о повреждении датчиков температуры или каналов связи при одновременном поступлении двух названных выше сигналов.

Более сложная ситуация возможна в случаях, когда работу защиты нельзя считать ложной, хотя обоснованных предпосылок к этому не было. Например, в [7] показана возможность срабатывания защиты от перегрузки существенно загруженных двигателей при пуске мощных приводов, питающихся от тех же шин. По сути, защита в этой ситуации работает штатно, но физических оснований для ее работы нет. Изменять уставку или выдержку времени на срабатывание защиты не всегда целесообразно, поскольку это может привести к ускоренному износу машины или к нарушению логики, например селективности, работы системы защит. Представляется, что в этой ситуации, опять же, необходимо алгоритмическое решение, основанное на временной блокировке работы защиты от перегрузки в пусковых режимах мощных электроприводов, питающихся от тех же распределительных пунктов.

Еще одной достаточно очевидной, но в большинстве случаев не решенной проблемой является отсутствие различия между нулем контролируемой величины и отсутствием сигнала от первичного датчика. Отсутствие сигнала может быть вызвано отказом самого датчика или повреждением линии связи. В ряде случаев отсутствие подобного различения также может стать причиной ложной работы систем противоаварийных защит и автоматики. Эта проблема может быть решена организацией системы самотестирования измерительных систем, однако для нее также существует и алгоритмическое решение, основанное на базовых физических соотношениях физических величин. Так, например, ненулевые значения мощностей исключают возможность появления нуля при измерениях тока и напряжения и наоборот. Представляется, что алгоритмическая реализация контроля корректности измерительной информации достаточно надежна и требует меньших затрат на реализацию.

Перечень подобных примеров несложно расширить, но все они указывают на необходимость создания и широкого применения локальных средств автоматики – САУ для узлов электрической нагрузки промышленных электротехнических систем. Эти средства работают по простым, эффективным и надежным алгоритмам, следовательно, их быстродействие и надежность работы велики, а стоимость создания и эксплуатации достаточно низка. Функции АСУ ЭС при этом сводятся к анализу отказов и случаев ложного срабатывания элементов, адаптации параметров средств релейной защиты и автоматики и текущему состоянию ЭТС и источников электроснабжения. Опыт применения подобных систем в нефтяной и газовой промышленности уже есть, в качестве примера можно назвать локальные САУ генераторов и электростанций собственных нужд [8]. Дополнительным аргументом в пользу построения локальных САУ узлов электрической нагрузки является возможность создания нового подхода к обеспечению селективности работы противоаварийных защит. Такой подход должен быть основан на уверенной локализации места повреждения, что создает предпосылки для применения другой логики резервирования электрических защит. Этот подход позволит также разрешить существующее противоречие между требованием обеспечения селективности и соображениями сохранения устойчивости электротехнической системы при внутренних возмущениях [5]. Эффект от применения систем локальной автоматики структурных элементов электротехнических систем будет обусловлен повышением надежности ликвидации аварийных режимов ЭТС и снижением числа ложных отключений.

Предложения были разные: от заявлений, что необходимо «полностью отказаться от Windows в течение года», до обсуждения возможностей разработки в России собственной операционной системы.

Прошло уже более двух лет, а четкого понимания, на какой операционной системе российские компании будут работать в ближайшем десятилетии, так и нет.

И причин тут достаточно много.

Дело в том, что все «открытые» и «свободно программируемые» операционные системы типа Linux и Unix имеют множество «сборок» – конфигураций, которые могут значительно отличаться друг от друга. И это только начало…

Далее специалисты задаются вопросом: как быть с теми системами и задачами, которые уже работают под Windows?

НИ ТГУ – Национальный исследовательский Томский государственный университет. Согласно QS World University Rankings 2016/17, входит в Top-400. Компания Quacquarelli Symonds публикует и другие авторитетные рейтинги,

в которых ТГУ также растет с каждым годом. В частности, в 2016 г. Томский университет занял 43-е место в рейтинге университетов стран БРИКС, 20-е – в рейтинге вузов развивающейся Европы и Центральной Азии.

Если говорить о технологических объектах ТЭК, где Windows используется в закрытых локальных технологических сетях вместе с программным обеспечением SCADA-систем, то здесь нет необходимости каждые 2–3 года проводить модернизацию и обновлять программное обеспечение. На некоторых объектах ТЭК до сих пор используется Windows95, и это оправданно.

Исходя из этого единственно верным и взвешенным решением может быть не полный отказ от Windows или поиск конкретной версии сборки Linux, а разработка таких программных решений, которые можно оперативно переконфигурировать под заданную операционную среду.

Ярким примером такого подхода можно назвать работу томской компании
«ЭлеСи», одним из основных приоритетов которой является разработка кроссплатформенной версии такой системы.

Эта нетривиальная задача требует от разработчика большого коллектива с обширными знаниями в целом ряде технологий. Наиболее правильный выход из этой ситуации компания «ЭлеСи» нашла во взаимодействии с НИ ТГУ. Компании удалось собрать сильную команду разработчиков, объединив несколько коллективов в рамках одного проекта. Сформированная концепция целевого программного продукта выиграла конкурс проектов по Постановлению № 218 Министерства образования и науки Российской Федерации.

Итогом выполнения проекта станет релиз первой версии кроссплатформенного решения с рабочим названием CROS-SCADA, включающего как серверные, так и клиентские компоненты.

Будут решены следующие задачи:

• сбор данных и управление в системах автоматики и телемеханики по промышленным протоколам, соответствующим российским и международным стандартам;

• предоставление доступа ко всей технологической информации по интерфейсам стандарта OPC UA;

• уведомление пользователей о событиях и авариях;

• математическая обработка технологической информации;

• хранение истории производственных и технологических данных, а также истории событий и аварий;

• предоставление единой информационной платформы для функционирования задач оперативного планирования, управления и контроля технологических и производственных процессов, диспетчеризации технологических и производственных процессов, управления качеством продукции;

• схематическое, графическое и текстово-табличное отображение значений технологических и производственных показателей;

• генерация, хранение и просмотр отчетов о состоянии технологического или производственного процесса;

• обмен данными со сторонними системами;

• межуровневый транспорт данных (в рамках территориально распределенного предприятия).

Под каждое семейство операционных систем (Linux, Windows, …) будет скомпилирована своя версия продукта
с собственным дистрибутивом под ключ, учитывающая особенности семейства, но обладающая идентичным кодом выполнения в разрезе всего продукта CROS-SCADA.

В первой версии продукта будет поставляться два пакета: под Windows, включающий поддержку всех текущих версий ОС от Windows 7 и выше, и под Linux, включающий поддержку чистого дистрибутива Linux версии ядра не ниже 3.2, Ubuntu 16 (как самой распространенной), сертифицированных ВСТЭК Астра Linux, МСВС.

Конфигурация проекта, подготовленная в SCADA Infinity, будет свободно конвертироваться в конфигурацию CROS-SCADA, для любой платформы, что позволит безболезненно осуществлять переход со старых проектов на новое программное обеспечение.

Разноплатформенные дистрибутивы CROS-SCADA будут полностью совместимы на уровне приема/передачи и обработки данных, что позволит комбинировать решения (например, установка серверной части компонент под Linux, клиентской – под Windows) без потери производительности.

Для тестирования и проведения нагрузочных испытаний создана лаборатория по разработке и тестированию прототипов компонент программного комплекса, снабженная новым оборудованием и современными тестовыми стендами, реализующими возможность проверки обмена данными как между компонентами разрабатываемого программно-инструментального комплекса, так и с внешними источниками – сторонними SCADA-системами и программируемыми логическими контроллерами.

Завершение ключевых этапов работ по созданию кроссплатформенной версии CROS-SCADA запланировано на конец 2017 г. и подразумевает выпуск «коробочной» версии программного комплекса, готовой к применению сторонними интеграторами. 

SCADA – набор программно-инструментальных средств для разработки и исполнения прикладного программного обеспечения проектов верхнего уровня (диспетчерский интерфейс системы или человеко-машинный интерфейс) для комплексов автоматизации технологических процессов. 

Компания «ЭлеСи» – ведущий системный интегратор в области промышленной автоматизации, более 25 лет на рынке. Помимо комплексных интеграционных проектов компания выпускает разностороннюю номенклатуру собственных разработок промышленной электроники и программного обеспечения, которые также имеют широкое применение в проектах компании и партнеров. В структуру компании входят:

• научно-исследовательский проектный институт;

• инжиниринговая компания;

• R&D-центр;

• завод приборов и средств автоматизации;

• завод металлоконструкций.

НИ ТГУ – Национальный исследовательский Томский государственный университет. Согласно QS World University Rankings 2016/17, входит в Top-400. Компания Quacquarelli Symonds публикует и другие авторитетные рейтинги, в которых ТГУ также растет с каждым годом. В частности, в 2016 г. Томский университет занял 43-е место в рейтинге университетов стран БРИКС, 20-е – в рейтинге вузов развивающейся Европы и Центральной Азии. 

На протяжении 15 лет компания «ЭлеСи» успешно развивает свои компетенции в создании программного обеспечения для задач реализации систем управления технологическими процессами. Программный продукт SCADA Infinity хорошо зарекомендовал себя в сложных проектах по автоматизации ответственных объектов в различных отраслях. Сегодня на базе SCADA Infinity реализованы проекты в нефтегазовой отрасли, на горнодобывающих объектах, в энергосетях, в Московском метрополитене и многих других отраслях.

АО «ЭлеСи»

634021, г. Томск,

ул. Алтайская, д. 161а

Тел.: +7 (3822) 601-000

Факс: +7 (3822) 601-001

e-mail: elesy@elesy.ru

Основные требования к тампонажным материалам для цементирования паронагнетательных скважин вытекают из особенностей конструкции скважин и специфики добычи флюида, связанной с интенсивным высокотемпературным прогревом продуктивных пластов. Например, особенность Ашальчинского месторождения природных битумов заключается в незначительной глубине залегания битумизированных песчаников, представленных отложениями уфимского яруса на глубинах от 70 до 107 м. От устья до глубины 120 м залегают пласты рыхлых и слабосцементированных пород, присутствуют также зоны интенсивных поглощений, приводящих к потере циркуляции при проводке скважины и цементировании обсадных колонн. Бурение скважин начинается с зенитным углом 45°, с последующим набором угла до 90° [1, 2].

На герметичность крепи скважины наиболее серьезное влияние оказывают степень заполнения затрубного пространства тампонажным раствором и состояние цементного камня при знакопеременных температурных и механических воздействиях в процессе углубления скважины и ее последующей эксплуатации.

х300                                            х600                                            х1300

Рис. 1. Песок кварцевый без обработки
Fig. 1. Quartz sand without treatment

Естественно, существенная роль в повышении степени замещения принадлежит и применяемой оснастке обсадных колонн, и технологии цементирования, разработанным «ТатНИПИнефть», однако в данной статье рассматриваются только характеристики тампонажных материалов.

Общепризнано, что турбулизация потока тампонажного раствора обеспечивает лучшее замещение бурового раствора тампонажным [3, 4]. В то же время достижение турбулентного режима течения увеличением подачи насосов для скважин Ашальчинского месторождения становится неэффективным из-за роста гидродинамических давлений в затрубном пространстве в интервалах залегания поглощающих пластов. В связи с этим необходимо минимизировать реологические характеристики тампонажных растворов, повышая их растекаемость до 250–260 мм за счет пластифицирующих добавок. Повышение водоцементного отношения при этом нецелесообразно, поскольку важно сохранить минимальные фильтрационные характеристики тампонажного раствора (водоотдачу менее 50 см3/30 мин) и водоотделение. Последний показатель должен быть нулевым при измерении в наклонных цилиндрах.

  
х300                                           х600                                            х1300

Рис. 2. Песок кварцевый после дезинтеграторной обработки
Fig. 2. Quartz sand after disintegrator treatment

Увеличение объема тампонажного раствора на 30–50 % против расчетного, с «выбросом» излишнего раствора также повышает качество вытеснения бурового раствора тампонажным.

Снижение вероятности поглощений в процессе продавки цементных растворов и их подъем до устья возможны только при использовании тампонажных растворов, обладающих кольматирующим эффектом. Проведенные эксперименты и промысловый опыт показали, что хороший эффект достигался при оптимальном сочетании армирующей фибры и реагентов понизителей водоотдачи. В частности, при использовании армированных тампонажных цементов удалось исключить недоподъемы тампонажного раствора при цементировании.

Для создания надежного напряженного контакта на контактных зонах цементного камня последний должен иметь расширение 1,5–2,5 % в период от 1 до 3 сут, когда структура цементного камня уже набрала прочность, но еще и достаточно «эластичная». Повышение величины расширения и продолжительности периода расширения отрицательно сказывается на прочности и проницаемости получаемого камня за счет развития внутренних напряжений. Данные требования подробно обоснованы в работах [5–8].

Наличие армирующей добавки повышает эффективность работы расширяющих добавок за счет того, что ее кристаллизационное давление передается на продукты твердения и пространственное – на каркас, образованный фиброй. При этом одновременно повышается сопротивляемость камня динамическому разрушению [9].

При закачке теплоносителя крепь скважины будет подвергаться переменным растягивающим нагрузкам, поэтому армирование применяемых тампонажных составов для увеличения его сопротивляемости знакопеременным и ударным нагрузкам является необходимым [10–12].

Поскольку длина скважин по стволу на Ашальчинском месторождении редко превышает 500 м, процесс цементирования проходит в пределах 1 часа. Поэтому важно управление консистенцией раствора, которая должна достигать 30 Вс за 1,5–2,0 ч, а 70 Вс – не более чем за 2,5 ч. В этом плане эффективным является предварительное 30–60-минутное кондиционирование тампонажного раствора в осреднительных емкостях перед закачкой его в скважину.

Важно также, чтобы закачанный в затрубное пространство тампонажный раствор имел минимальное время до начала твердения, т. е. время начала схватывания раствора должно быть максимально коротким – 2,5–3,0 ч, а разница между началом и концом схватывания – 25–35 мин. Это позволит избежать негативных последствий, связанных с седиментацией и водоотделением в тампонажном растворе, находящемся в состоянии покоя [13].

После закачки теплоносителя основным требованием к цементному камню должна быть его термостойкость. При этом важно учитывать, что если в паронагнетательных скважинах цементный камень твердеет и долго находится при низких температурах, то в высокотемпературных скважинах цементный раствор сразу начинает твердение при высоких температурах. В последнем случае все компоненты тампонажного материала, активируясь температурой, начинают взаимодействовать между собой. Особенности твердения накладывают существенные отличия на последовательность образования продуктов твердения и их последующее поведение.

Наибольшей склонностью к термической коррозии обладают высокоосновные продукты твердения, в которых соотношение CaO/SiO₂ ≥ 1,5 [5, 14, 15]. Поскольку в портландцементе CaO/SiO₂ составляет 2,6–2,8 %, то продукты его твердения изначально являются термически не стойкими. Поэтому содержание 40–50 % молотого кремнезема является обязательным для всех высокотемпературных цементов.

В паронагнетательных скважинах, в отличие от высокотемпературных, на первом этапе твердения (при нормальных температурах и даже ниже нормальных) песок любой степени помола является инертным, т. е. балластом, а прочность цементного камня должна обеспечиваться портландцементом, который обязательно должен входить в состав тампонажного материала. Поэтому при твердении данного цемента будут образовываться продукты твердения с высоким соотношением CaO/SiO₂. После прогрева крепи скважины ранее образовавшиеся соединения начнут подвергаться термической коррозии, а молотый песок может стать активным и принять участие в образовании новых термостойких продуктов твердения, имеющих соотношение CaO/SiO₂ ≤ 1,5. Поэтому роль песка в составе цемента состоит в минимизации отрицательных последствий перекристаллизационных процессов, их компенсации за счет образования новых продуктов твердения. Однако при этом очень важно избежать образования фазы -гидрата C₂S, приводящей к наибольшим сбросам прочности [5, 15–17]. Поэтому управление кинетикой фазообразования твердеющего камня является одной из наиболее важных задач.

Рис. 3. Влияние дезинтеграторной обработки цемента на структуру пор получаемого камня (Т = 22 °С)

Fig. 3. Cement disintegrator treatment influence on the obtained stone pore structure (T = 22 ° C)

При высоких соотношениях CaO/SiO₂ образованию термостабильных низкоосновных гидросиликатов кальция всегда предшествует появление высокоосновных, последовательно переходящих в другие, менее основные соединения, что непременно сопровождается снижением прочности камня. Поскольку цепь фазовых превращений является неизбежной, исключить их опасные последствия можно ускорением фазовых переходов, с тем чтобы они проходили в наиболее ранние сроки твердения, когда структура камня в меньшей степени реагирует на возникновение новой структуры.

Кремнеземистый компонент является труднорастворимым, и его растворение лимитируется межфазовым переходом твердого вещества в раствор, тогда как известь СаО легко растворима. Это означает, что песок, растворяясь, переходит в раствор, в котором всегда содержится известь. Взаимодействие между Са(ОН)₂ и SiO₂ идет непосредственно на поверхности кремнезема в условиях высоких концентраций Са(ОН)₂ с образованием соединений, богатых известью, т. е. высокоосновных гидросиликатов кальция [16–17].

При наличии в системе свободного гидроксида кальция первоначально образовавшиеся гидросиликаты кальция типа С2SH2 по истечении времени их устойчивого существования начнут перекристаллизовываться в другую, богатую известью фазу С₂SH(А). Двухосновные гидросиликаты С₂SH(А) обладают слабой структурообразующей способностью, низкой удельной поверхностью и имеют малое число контактов срастания, потому переход системы в С₂SH(А) сопровождается значительным сбросом прочности. Фаза С2SH(А) в дальнейшем может переходить в СSH(В) [17].

Фазовые переходы сопровождаются изменениями объема твердой фазы от ступени к ступени:

где над стрелками показаны значения отношений объемов последующей фазы к объему предыдущей [16]. Из данной цепочки видно, что межфазовые переходы C₂SH₂ → С₂SH(А) и тоберморит → ксонотлит сопровождаются значительным уменьшением объема твердой фазы, приводящим к возникновению внутренних напряжений в камне и увеличению его пористости при неизменном внешнем объеме камня. Кроме того, каждая последующая фаза, кроме СSH(В), представлена более крупными кристаллами с меньшим числом контактов срастания между собой. Рассмотренные фазовые переходы представляют собой результат термической коррозии, а эффекты, сопровождающие их, приводят к деструкции тампонажного камня.

Существует несколько путей образования термодинамически устойчивых гидросиликатных структур, состоящих из СSH(В): 

1) одностадийный: 

2) двухстадийный:

Чем больше стадий получения конечной фазы, тем ниже прочность камня. Однако, поскольку на начальной стадии твердения всегда будут образовываться высокоосновные гидросиликаты кальция С₂SH₂, часть гидросиликатов кальция типа СSH(В) может быть получена либо в одну, либо в две стадии. Поэтому следует стремиться к более быстрой смене лимитирующей стадии процесса гидратации для получения минимального количества гидратов СSH(В) по двухстадийной схеме. Исключение из цепочки превращений фазы С₂SH(А), приводящей к знакопеременным изменениям объема твердой фазы камня и «расшатывающей» его структуру и к тому же обладающей низкой прочностью, позволяет улучшить физико-механические свойства камня [16, 18]. Следовательно, следует задать такие параметры твердеющей системы для конкретной температуры, чтобы она избежала перекристаллизации в С₂SH(А).

В связи с этим задачу повышения термостойкости цемента можно формулировать как максимальное замедление скорости поступления СаО в раствор, для того чтобы ее количество в нем всегда было меньше количества SiO₂.

Замедлить скорость поступления Ca(OH)₂ в раствор можно, заменив в цементе высокоактивный C₃S на менее активный C₂S α- или β-модификации [14].

Увеличение скорости поступления SiО₂ в раствор возможно за счет увеличения его содержания в составе цемента или повышения его активности.

Для паронагнетательных скважин важным свойством цементного камня является его термостойкость, которую следует определять при циклических термобарических испытаниях при температуре 200 °С и давлении 3–5 МПа, что соответствует реальным условиям скважин с продолжительностью цикла не менее 72 ч. Количество циклов должно быть не менее пяти. После каждого цикла должны определяться прочность на изгиб и сжатие, а также проницаемость цементного камня. Предел прочности камня после всех циклов испытаний должен быть не ниже требований ГОСТ 1581-96, причем в конце испытаний должна проявляться тенденция к последующему набору прочности.

Начиная с 2010 г. на Альшачинском месторождении при креплении скважин в качестве тампонажного материала используется тампонажный цемент марки ЦТ ACTIVE II-160 KM, выпускаемый ООО «Цементные Технологии» [19], при разработке которого были учтены все рассмотренные теоретические предпосылки, а параметры раствора и камня максимально соответствуют предъявляемым требованиям.

Специфика производства ООО «Цементные Технологии» позволяет обеспечить дезинтеграторную активацию и комплексную модификацию цементов.
В итоге это позволяет увеличить количество добавок в материале без потери технологических свойств раствора и камня, регулировать температурный диапазон применения цементов, обеспечить заводское изготовление любых многокомпонентных (до 9 ингредиентов) смесей.

Дезинтеграторная обработка тампонажных материалов и их составляющих является одним из перспективных методов повышения их активности [20, 21].

Выше указывалось, что для получения термостойких продуктов твердения необходимо, чтобы количество кремнезема в зоне реакции превышало количество гидроксида кальция. Простым повышением удельной поверхности кремнезема не удается компенсировать недостаток кремнезема в жидкой фазе и обеспечить образование низкоосновных гидросиликатов кальция. Применение аморфизированных модификаций кремнезема, обладающих повышенной растворимостью при температурах ниже 100 °С, влечет повышение водоцементного отношения, снижение плотности или загущение получаемого раствора.

Дезинтеграторная обработка помимо увеличения удельной поверхности песка обеспечивает его механохимическую активацию, результатом чего становится более дефектная структура материалов, обладающая повышенной способностью к процессам растворения.

Об изменении поверхностной структуры материалов свидетельствуют проведенные нами электронно-микроскопические исследования кварцевого песка. При этом исследовался кварцевый песок, подвергнутый дезинтеграторной активации при скоростях соударения частиц 180–200 м/с, который сравнивался с неактивированным песком.

Рассмотрение поверхности неактивированных и активированных частиц песка показало существенную разницу (рис. 1, 2). Неактивированный кремнезем имеет плотную бездефектную поверхность. Поверхность активированного песка имеет множество дефектов различной формы, что предопределяет наличие на них множества разорванных связей и некомпенсированных зарядов, обеспечивающих высокую реакционную способность кремнезема.

Подтверждением повышенной активности кремнезема после механохимической активации являлись результаты оценки скорости его взаимодействия с гидроксидом кальция при различных температурах, проведенные с различными кремнеземсодержащими веществами (кварцевый песок, горелая порода и зола ТЭЦ) [21].

Эксперименты показали, что более интенсивно процесс связывания СаО идет в смесях с добавкой золы и песка, предварительно обработанного в дезинтеграторе. При этом наблюдается общая тенденция к ускорению фазообразования с повышением температуры. Фазовый состав продуктов твердения представлен кроме гидроксида кальция и кремнезема следующими минералами: С₂SH₂, C₄AH₁₃, СSH(B), C₃ASxH_(6–2x).

Экспериментально было показано, что дезинтеграторная обработка цемента существенно влияет на структуру получаемого цементного камня. При практически одинаковой общей пористости 24,5 % при ручном смешении компонентов и 22 % после дезинтеграторной обработки цемента существенно изменилось распределение пор по размерам (рис. 3). У образцов цементного камня, полученного из цемента, обработанного в дезинтеграторе, основной объем пор находится в пределах 60–800 , тогда как у камня, приготовленного из обычного цемента, значительная часть пор находится в пределах 1500–8000 .

Задачи, решаемые комплексной модификацией цементов, позволяют обеспечить кольматацию поглощающих пластов фиброй, повышение удароустойчивости камня, эффект расширения камня, а также минимизировать время между окончанием цементирования и началом твердения.

Влияние армирования цементов базальтовой фиброй на удароустойчивость и проницаемость цементного камня показаны в таблицах 1, 2.

Проведенные термоциклические испытания, результаты которых приведены в таблице 3, показали, что при их проведении не обнаружено сбросов прочности, характерных для термической коррозии.

Анализ дифрактограмм и термограмм показал, что в испытуемых образцах не обнаружено свободного гидроксида кальция и высокоосновных гидросиликатов кальция, что свидетельствует о завершении процессов формирования низкоосновных гидросиликатов кальция. Это означает невозможность протекания в указанных образцах процессов межфазовой перекристаллизации и свидетельствует о высокой термической стойкости полученного цементного камня.

За время использования ЦТ ACTIVE II-160 KM обсадные колонны зацементированы более чем на 135 скважинах и использовано 22,5 тыс. т цемента. Некоторые сравнительные данные по результатам цементирования приведены в таблице 4.

По результатам внедрения прорывы пара на данных скважинах отсутствуют. При цементировании не выявлено внештатных ситуаций, связанных с физико-механическими свойствами термостойкого цемента.

Средний коэффициент оценки качества цементирования по методике, принятой в ПАО «Татнефть», составил К₁₅ = 0,87 [22].

Таблица 1. Влияние армирования цемента на удароустойчивость камня
Table 1. Cement reinforcement influence on the stone resistance

Таблица 2. Влияние армирования цемента на проницаемость полученного камня
Table 2. Cement reinforcement influence on the resulting stone permeability

Таблица 3. Результаты термоциклических испытаний ЦТ ACTIVE II-160 KM

Table 3. Results of thermal cycling tests for CТ ACTIVE II 160 KM

Таблица 4. Результаты применения различных цементов при креплении скважин

Table 4. Results of application of various cements for wells casing

В 2014 г. ООО «Газпром трансгаз Москва» и ООО «НПО «Вымпел» при участии ФГУП ВНИИР приступили к разработке пилотного инновационного проекта по разработке многоканального ультразвукового преобразователя расхода природного газа как основного фрагмента ГИС для газопроводов большого диаметра. Предполагаемое место установки – подземный входной участок магистрального газопровода Ду 1400 на КС «Донская».

Рис. 1. Обработка корпуса расходомера на горизонтально-расточном станке с ЧПУ

При создании ультразвукового расходомера газа на условный проход Ду 1400 использована многохордовая схема расположения измерительных каналов с погружными пьезоэлектрическими датчиками углового ввода. Такая схема хорошо учитывает неравномерность скоростей в эпюре потока измеряемой среды. Расходомер использует время-импульсный метод измерения, где разность времен распространения акустических сигналов по потоку измеряемой среды и против него пропорциональна скорости измеряемой среды по каждому измерительному каналу. Далее определяется средняя скорость потока в трубопроводе суммированием данных, полученных по каждой хорде с соответствующим весовым коэффициентом. Позиционное расположение хорд соответствует квадратурной формуле Гаусса. При проектировании расходомера на Ду 1400 рассматривались варианты с пятью, шестью и семью хордами. Суммарное расчетное увеличение точности в этих вариантах по сравнению с четырьмя хордами не превышало 0,1%, но появлялись технологические трудности выполнения крайних хорд, находящихся близко к стенке трубопровода. В результате баланса компромиссов при создании расходомера Ду 1400 применена 4-хордовая схема, которая успешно апробирована в конструкциях разработанных ООО «НПО «Вымпел» расходомеров на меньшие условные проходы, в частности Ду 300 и Ду 500. Для увеличения надежности и точности использована конструкция «катушки», имеющей два пересекающихся измерительных сечения по четыре хорды в каждом. Обработка результатов в таком преобразователе может производиться как суммарно, по двум сечениям, так и раздельно, по каждому из них. Кроме того, при установке двух блоков электроники одно из сечений может быть рабочим расходомером, а другое – дублирующим.

Рис. 2. Общий вид бесфланцевого УЗПР с прямыми участками

Основу конструкции преобразователя расхода составляет отрезок трубы диаметром 1420 мм длиной 1100 мм с приваренными к ней патрубками углового ввода для установки датчиков, образующих два пересекающихся 4-хордовых измерительных сечения. На трубную «катушку» установлены две прочные поперечные стяжки, убирающие овальность трубы и обеспечивающие необходимую жесткость всей конструкции при обработке посадочных мест в патрубках для установки пьезодатчиков. Обработка посадочных мест производилась на горизонтально-расточном станке с ЧПУ (рис. 1).

Далее две такие «катушки» соединялись стыковым сварочным швом, образуя единую конструкцию измерительного преобразователя расходомера. Обработка данных измерений в этой конструкции обеспечивается независимой установкой двух 8-канальных блоков электроники. Таким образом, сдвоенная «катушка» обеспечивает условие дублирования приборов, установленных в одной нитке. Каждый блок имеет независимые каналы измерения давления и температуры. Отбор рабочего давления производится в верхней части трубы, через отсечной кран. Для измерения температуры в пространство между стяжками на теплопроводную пасту установлены накладные платиновые термопреобразователи с последующей наружной теплоизоляцией. В последующем возможна установка погружных термопреобразователей через лифтовый кран для их подъема при прохождении очистного поршня.

Рис. 3. Семейство базовых конструкций ПЭП ООО «НПО «Вымпел»

На патрубках пьезоэлектрических датчиков предусмотрена наружная коническая резьба для установки устройства замены датчиков без снятия давления в трубопроводе, с помощью которого также можно установить технологические заглушки вместо рабочих датчиков в случае прохождения очистного поршня.

Для организации прямых участков использованы отрезки трубы, приваренные встык к преобразователю расхода. Общая длина конструкции составляет 12 м, что определялось возможностью транспортирования изделия стандартными транспортными средствами. Поскольку вес измерительной нитки превышает 10 т, для межцехового перемещения в процессе изготовления и испытаний спроектировано и изготовлено нестандартное самоходное транспортное устройство. На рисунке 2 приведен вид бесфланцевой расходомерной «катушки» Ду 1400 в сборе с прямыми участками.

Важнейшим элементом УЗПР является пьезоэлектрический преобразователь. Датчики, используемые в данной разработке, относятся к резонаторному типу, прототипом которого является полуволновый генератор Тонпильца, и работают в режиме «излучение – прием». Для демпфирования распространения сигнала на корпус расходомера кроме конструктивных решений используется заливка внутренних полостей элементов преобразователя эластичным компаундом с вольфрамовым наполнителем. Разработка оптимальных конструктивно-технологических решений базовой реализации преобразователей проводилась на основе анализа геометрических моделей устройства с применением метода конечных элементов и использованием программной среды ANSYS.

Рис. 4. Трасса «нулевого расхода за 7 часов

Составные части преобразователей изготавливаются из высокопрочного износостойкого титана на высокоточных ЧПУ-станках с использованием для дальнейшей сборки лазерной сварки. Преобразователи являются полностью герметичными и выдерживают давление до 30 МПа. Все преобразователи в ходе выпуска подвергаются температурным испытаниям в диапазоне от –40 до +60 °С
и виброиспытаниям. Семейство базовых конструкций пьезоэлектрических датчиков приведено на рисунке 3.

УЗПР оснащен двумя взрывозащищенными 8-канальными низкопотребляющими блоками электроники со встроенными корректорами, каждый из которых имеет независимый канал измерения давления и температуры. Внутриприборное ПО (программное обеспечение) каждого блока обеспечивает управление режимами измерений по восьми каналам и в соответствии с заложенным алгоритмом реализует пять полных циклов измерения в секунду. Блок электроники обеспечивает приведение измеренного расхода к стандартным условиям по давлению и температуре с использованием метода расчета коэффициента сжимаемости NX19mod, GERG-91mod и AGA8 (по выбору оператора). Блок обеспечивает передачу данных в системы верхнего уровня по стандартному интерфейсу RS-485 и оснащен индикаторным устройством, на который выводится оперативная информация о результатах измерения. При калибровке расходомера используется пропорциональный рабочему расходу частотный выход. Доступ к прибору обеспечивается терминальной пользовательской программой Uniterm, обеспечивающей вывод из внутренней памяти расходомера отчетов, трасс вмешательств, параметров конфигурации прибора и т.д.

Изготовленная конструкция опытного образца бесфланцевого УЗПР прошла цикл заводских испытаний, а именно: гидроиспытания на прочность и герметичность полуторным рабочим давлением, контроль геометрических размеров, являющихся расчетными и записываемых в блок электроники при конфигурации, долговременные испытания стабильности «нулевого» расхода и калибровку по расходу на воздухе с использованием специально спроектированного стенда. На рисунке 4 приведена трасса «нулевого» расхода за 7 часов. На рисунке 5 показан поверочной стенд для калибровки УЗПР.

Рис. 5. Стенд для калибровки УЗПР

В качестве эталона при калибровке использовался ультразвуковой расходомер Ду 500, прошедший испытания в поверочном центре NMI Euroloop (Голландия) и имеющий погрешность ±0,3%. Результаты заводской калибровки УЗПР, приведенные в таблице, позволяют установить заявляемую погрешность замерного узла однониточной ГИС не хуже ± 0,7%.

В целях проверки работоспособности, оценки метрологических и эксплуатационных характеристик измерительного комплекса однониточной ГИС DN1400 в реальных условиях эксплуатации и определения возможности применения измерительного комплекса однониточной ГИС DN1400 на объектах ПАО «Газпром» прошедший цикл заводских испытаний сдвоенный бесфланцевый УЗПР в июле 2015 г. последовательно со штатной ГИС был смонтирован на подземном входном участке магистрального газопровода на КС «Донская». СМР проводились в соответствии с проектной документацией, разработанной ИТЦ ООО «Газпром трансгаз Москва». Одновременно на байпасе ГИС также был смонтирован эталон сличения – ультразвуковой расходомер «Вымпел-500», откалиброванный в поверочном центре NMI с погрешностью ±0,3% с целью исследования возможности проведения периодической калибровки УЗПР. Монтаж составных частей комплекса и пусконаладочные работы проводились силами ООО «Газпром трансгаз Москва» при участии ООО «НПО «Вымпел». УЗПР (основной и дублирующий) был смонтирован в бункере, над которым возведено укрытие. Вид смонтированного УЗПР приведен на рисунке 6.

Все расходомеры (основной, дублирующий и эталонный) запитываются из аппаратной по комбинированному кабелю DMX514, имеющему силовую линию и экранированную витую пару для передачи данных. Питание 24В обеспечивается от источника бесперебойного питания, обеспечивающего подачу автономного питания в течение двух суток. В качестве концентратора данных использован интерфейсный блок, разработанный ООО «НПО «Вымпел».

 
Рис. 6. Бункер со смонтированным УЗПР

Данные, получаемые с УЗПР, сравнивались с результатами измерений штатной объектовой системой коммерческого учета ГИС-1, состоящей из пяти измерительных трубопроводов DN700 с установленными стандартными сужающими устройствами. В качестве вычислителя используется измерительный комплекс «Суперфлоу-IIЕ» в комплекте с датчиками перепада давления и температуры (основная и дублирующая системы измерений).

Рис. 7. Относительная разница часовых значений расхода УЗПР от штатной ГИС (90 ч)

Температура газа в месте установки составных частей измерительного комплекса – от –5 до +30 °С. Избыточное давление находится в пределах 5,5–7,5 МПа.

Для расчета факторов сжимаемости при стандартных и рабочих условиях применяют одинаковые уравнения в измерительных комплексах УЗПР, штатной ГИС и эталона сличения. Компонентный состав газа также принимается одинаковым.

Рис. 8. Структура системы измерения качества газа

Результаты полученных и обработанных сравнительных данных УЗПР относительно показаний штатной ГИС приведены на рисунке 7.

Как видно из сравнительных данных, УЗПР, откалиброванный по переносчику единицы расхода, без введения дополнительных коррекций обеспечивает хорошую сходимость с данными штатной ГИС. При этом относительная разница показаний рабочего УЗПР от дублирующего не превышает ±0,1%.

В настоящее время измерительный комплекс однониточной ГИС будет дополняться системой измерения параметров качества газа. Система измерения физико-химических параметров газа скомпонована в блок-боксе и содержит анализатор кислорода «АнОкс», потоковый преобразователь точки росы по влаге «Конг-Прима-2М», потоковый преобразователь точки росы по углеводородам «Конг-Прима-2М» и газовый хроматограф «Хромос». Структура системы измерения ФХП приведена на рисунке 8.

Результаты испытаний УЗПР в условиях Донского ЛПУ МГ ОАО «Газпром трансгаз Москва» позволяют рассчитывать на возможность создания однониточных ГИС нового поколения на трубопроводах большого диаметра. Включение в состав однониточной ГИС ультразвукового эталона сличения позволит проводить поверку замерного узла ГИС на месте эксплуатации. Кроме того, существуют предпосылки уменьшения погрешности измерения расхода, что повысит уровень достоверности при сведении балансов на границах передачи газа. Экономическая эффективность внедрения однониточных ГИС на трубопроводах большого диаметра очевидна – это снижение стоимости по сравнению с существующими решениями в 2–3 раза, что позволяет рассчитывать на высокую окупаемость затрат.

Таблица. Данные калибровки УЗПР на воздухе 

Одним из факторов эффективного функционирования газотранспортной системы ПАО «Газпром» является надежная работа технологического оборудования для ГРС, трубопроводной арматуры, средств внутритрубной дефектоскопии, станций катодной защиты газопроводов, блочно-комплектного оборудования, аппаратуры сепарации и сосудов, работающих под давлением.

Для обеспечения стабильной работы газотранспортной системы при различных нагрузках и режимах чрезвычайно важным представляется подбор оборудования и средств, способных обеспечить стабильную работу системы при различных нагрузках и режимах. При их выборе проводятся квалификационные испытания для подтверждения заявленных технических характеристик, проверки работоспособности и соответствия требованиям нормативно-технической документации ПАО «Газпром» с последующим включением в Реестр оборудования, разрешенного к использованию на объектах магистрального газопроводного транспорта.

В ПАО «Газпром» установлен порядок проведения экспертизы технических условий на оборудование и материалы, аттестации технологий и оценки готовности организаций к выполнению работ по ремонту объектов транспорта газа (СТО Газпром 2-3.5-046-2006).

Данный порядок предусматривает проведение в процессе экспертизы квалификационных испытаний систем, узлов, оборудования и материалов, выполняемых при реконструкции, капитальном ремонте и модернизации линейной части магистральных газопроводов и газораспределительных станций на испытательном полигоне ОАО «Оргэнергогаз» (филиал «Саратов-оргдиагностика»).

Испытательный полигон разработан ОАО «ВНИПИгаздобыча» и введен в эксплуатацию в 1976 г. в соответствии с Приказом Мингазпрома СССР. В настоящее время он является единственным комплексным полигоном ПАО «Газпром» по испытаниям трубопроводной арматуры и технологического оборудования.

Полигон имеет лицензию Госстандарта РФ на право проведения в Системе ГОСТ Р всех видов испытаний таких видов оборудования, как:

• арматура запорная, регулирующая, предохранительная;

• технологическое оборудование газораспределительных станций;

• приводы и исполнительные механизмы;

• подогреватели газа и фильтры;

• блочно-комплектное оборудование;

• аппаратура сепарации и сосуды, работающие под давлением;

• станции катодной защиты газопроводов.

Полигон обеспечивает возможность проведения в соответствии с ГОСТ 16504 всех основных видов испытаний, в том числе приемочных, квалификационных, периодических, инспекционных, типовых, аттестационных, сертификационных, исследовательских, контрольных, сравнительных, полигонных и т. д.

Одной из основных задач испытательного полигона является проведение различных видов испытаний промышленной трубопроводной арматуры и газового оборудования (ГРС, подогреватели газа, фильтры, котельные, газовые горелки и т. д.) на соответствие требованиям нормативных документов, действующих в ПАО «Газпром», и условиям эксплуатации.

Изделия, прошедшие испытания и в последующем экспертизу технических условий, включаются в соответствующие реестры оборудования и материалов, технические условия которых соответствуют техническим требованиям ПАО «Газпром».

Испытания проводятся под руководством постоянно действующей Комиссии ПАО «Газпром», созданной Приказом временно исполняющего обязанности Председателя Правления ПАО «Газпром» А.В. Круглова от 20 марта 2008 г. № 67 в соответствии с Программой и методикой испытаний, утвержденной в установленном порядке, на специально оборудованных испытательных стендах диаметром 100, 200, 1000 мм и рабочим давлением до 10,0 МПа на неагрессивном природном газе с возможностью контроля работоспособности оборудования как в автоматическом дистанционном режиме, так и по месту ее установки.

Перед проведением испытаний конструкторская и нормативно-техническая документация на оборудование анализируется членами постоянно действующей Комиссии ПАО «Газпром». Результаты испытаний документируются и в случае положительного решения Комиссии направляются в виде актов и протокола испытаний на утверждение председателем Комиссии.

Оснащенность полигона обеспечивает проведение испытаний в условиях, наиболее приближенных к эксплуатационным, с использованием в качестве рабочей среды природного газа в потоке с давлением до РN 10,0 Мпа, с расходом до 50 тыс. нм³/ч.

Многофункциональная схема технологической обвязки ГРС с наличием большого количества электро- и пневмогидроприводной технологической арматуры позволяет циклично осуществлять перестановки затворов , что обеспечивает возможность проведения полноценных испытаний.

Испытательный полигон включает пять отдельных испытательных стендов, на каждом из которых возможно одновременное проведение испытаний технологического оборудования, запорной, регулирующей и предохранительной арматуры и средств внутритрубной дефектоскопии. Стенды предназначены для статических и динамических испытаний технологического оборудования и трубопроводной арматуры с рабочим давлением газа до 10,0 МПа и условным проходом трубопровода DN 10–1400 мм:

• стенд № 1 предназначен для испытаний всех видов запорной арматуры (краны, задвижки, запорные, обратные и предохранительные клапаны) диаметром 600–1400 мм. Подводящий трубопровод DN 1000 мм, РN 7,5 МПа;

• стенд № 2 предназначен для испытаний всех видов запорной арматуры (краны, задвижки, запорные и обратные клапаны, предохранительные клапаны) диаметром 10–500 мм. Подводящий трубопровод DN 200 мм,
  РN 10,0 МПа;

• стенд № 3 предназначен для испытаний всех видов регулирующей арматуры, технологического оборудования, узлов и систем ГРС, газораспределительных пунктов шкафного типа, котельных, газовых горелок, подогревателей газа и другого аналогичного оборудования с давлением на входе 0–10,0 МПа и расходом до 50 тыс. нм3/ч. На входной линии стенда установлены узлы редуцирования и замера расхода газа с вычислительным комплексом «Гипер-Флоу-3Пм», подводящий трубопровод DN 100 мм, РN 10,0 МПа;

• стенд № 4 предназначен для испытания термоконтейнеров электронного блока внутритрубных снарядов на прочность и герметичность;

• стенд № 5 предназначен для испытания средств внутритрубной диагностики и очистных устройств, оснащен дизельной тяговой лебедкой.

Специалистами ОАО «Оргэнергогаз» разработаны типовые программы и методики испытаний на все виды испытываемого газового оборудования, включающие следующие разделы:

• область применения, указывающая, на какой вид технологического оборудования распространяются программа и методика испытаний;

• цель испытаний, описывающая, какие технические параметры должны быть подтверждены в процессе испытаний;

• объект испытаний – описывает технологическое оборудование/трубопроводную арматуру и ее основные технические характеристики;

• объем испытаний – отображает основные технические параметры, которые должны быть подтверждены в процессе испытаний;

• условия испытаний – отображают параметры рабочей среды и климатические условия окружающей среды;

• средства испытаний – материально-техническое и метрологическое обеспечение испытаний, необходимое для контроля параметров испытуемого образца технологического оборудования/трубопроводной арматуры;

• порядок проведения испытаний – описывает последовательность проверки технических характеристик образца технологического оборудования/трубопроводной арматуры;

• требования безопасности, надежности, а также требования к охране окружающей среды;

• порядок оформления результатов испытаний.

На полигоне проводятся испытания следующих видов газового оборудования, эксплуатируемого на объектах ПАО «Газпром»:

1) газораспределительные станции (ГРС):

• узел переключения;

• узел очистки;

• узел подогрева газа;

• узел редуцирования;

• узел одоризации газа;

• система автоматики и телемеханики;

• система пожарной сигнализации и пожаротушения;

• электрооборудование;

• система вентиляции;

• система отопления;

• система охранной сигнализации;

• система защиты от коррозии;

2) газораспределительные пункты (ГРП) и газораспределительные пункты шкафного типа (ШРП):

• узел переключения;

• узел очистки;

• узел подогрева газа;

• узел редуцирования;

3) трубопроводная арматура (для рабочей среды «неагрессивный природный газ, содержащий жидкие углеводороды»):

• запорная арматура;

• регулирующая арматура;

• предохранительная арматура;

• обратная арматура;

• приводы различных типов;

4) блочно-комплектное оборудование:

• котельные;

• системы азотирования;

• системы электрохимзащиты;

5) оборудование сепарации и сосуды, работающие под давлением (СРД):

• фильтры;

• сепараторы;

• пылеуловители;

• емкости слива, хранения и транспортирования различных сред.

Для повышения качества приемки и расширения параметров и режимов проведения испытаний нового технологического оборудования специалистами ОАО «Оргэнергогаз» разработан и согласован в ПАО «Газпром» проект технического задания на реконструкцию испытательного полигона («Реконструкция стенда тяжелого оборудования»), который позволит проводить испытания технологического оборудования при давлении до 16,0 МПа.

Техническое задание предусматривает:

1) остановку дожимной компрессорной станции (ДКС) с возможностью работы в режиме «кольцо», с параметрами Р_вх = 4,5 МПа, Р_вых = 16,0 МПа (в настоящее время газ поступает на полигон из существующей СПХГ с давлением до 10 МПа);

2) переукладку трубопроводной обвязки стенда с увеличением диаметра подводящего газопровода;

3) установку ресивера для стабилизации входного давления;

4) очистку газа (сепаратор пропускной способностью до 50 тыс. м³/ч);

5) модернизацию стендов для испытания как ГРС в целом, так и отдельных видов технологического оборудования. Планируется проводить испытания ГРС с увеличением их пропускной способности с 50 до 100 тыс. м3/ч;

6) проведение испытаний трубопроводной арматуры DN 10–1400 мм, PN 6,0–16,0 МПа;

7) проведение испытаний узлов замера газа в соответствии с требованиями нормативно-технической документации (калиброванные участки до и после замерного устройства);

8) проведение испытаний узлов редуцирования с монтажом отсечных и обратных клапанов в полной комплектации на единой установочной раме;

9) проведение испытаний станций ЭХЗ и электростанций с использованием газотурбинных установок.

После проведенной реконструкции полигона будет возможно проведение испытаний следующих видов оборудования:

• автоматические газонаполнительные компрессорные станции (АГНКС):

– блок входных кранов (БВК);

– блок подготовки газа (БПГ);

– блок компрессорных установок (БКУ);

– блок осушки газа (БО);

– заправочные колонки (ЗК);

• электротехническое оборудование:

– электростанции собственных нужд;

– взрывозащищенные электродвигатели;

– источники бесперебойного питания;

– устройства защиты, управления, контроля и измерения РУ-10 кВ (РЗА);

– блочно-модульные комплектные трансформаторные подстанции и ячейки ЗРУ-6(10) кВ;

– установки компенсации реактивной мощности до и свыше 1 кВ;

• оборудование теплоэнергетическое, водоснабжения и водоотведения:

– насосное оборудование;

– компрессорные установки;

– фильтры для подготовки и очистки воды;

– блочные автоматизированные водоочистные сооружения;

– блочные автоматизированные канализационные очистные сооружения;

– блочные автоматизированные канализационно-насосные станции;

– котлы паровые;

– автономные экономайзеры и парогенераторы;

– водогрейные котлы;

– котлы-утилизаторы (паровые и водогрейные);

– теплообменные аппараты;

– блочные автоматизированные котельные установки;

• проведение следующих видов испытаний трубопроводной арматуры:

– климатические испытания;

– криогенные испытания;

– испытания на сейсмостойкость;

– испытания на огнестойкость.

Проведенная реконструкция позволит проводить в полном объеме квалификационные испытания всего перечня нового технологического оборудования, входящего в состав ГРС производительностью до 100 тыс. м³/ч, а также ГРС, работающих по малолюдной технологии эксплуатации, всего спектра трубопроводной арматуры давлением 16,0 МПа, автоматических газонаполнительных компрессорных станций.

Цифровые трехмерные геологические модели (3D ГМ) являются основой решения большинства важных геологических задач: оценки запасов, обоснования точек заложения проектных скважин, составления технологических документов на разработку месторождений, контроля и управления разработкой [2]. Для успешного прогнозирования размеров и форм природного резурвуара углеводородов и построения корректной 3D ГМ необходимо изучение процесса осадконакопления и тектонического развития исследуемого участка (концептуальная модель). Адекватно построенная седиментационная модель обладает определеннным прогнозным потенциалом, позволяя создать 3D ГМ даже в условиях ограниченного набора данных при редкой сетке скважин на большей части области продуктивности.

Рис. 1. Обобщенная динамогенетическая диаграмма К.К. Гостинцева по скважинам

Дулисьминского месторождения (субфации: I – широкие участки устьев рек, мелководье, речные

плесы; II – осадки рек и пойм; III – морские осадки, активное волновое воздействие)

Fig. 1. Generalized dynamo genetic diagram of K.K. Gostintsev for the wells of Dulsiminskoe field

(subfacies: I – broad areas of estuaries, shallow water, the river reaches; II – sediments of rivers and

floodplains; III – marine sediments, active wave action)

Объектом исследований в данной работе является территория Дулисьминского лицензионного участка, в пределах которого открыто одноименное нефтегазоконденсатное месторождение. Дулисьминское нефтегазоконденсатное (НГК) месторождение расположено на территории Киренгского и Катангского районов Иркутской области, приурочено к южному моноклинальному склону Непско-Ботуобинской антеклизы, открыто в 1983 г. Нефтегазоносность выявлена в отложениях венда (пласты I и II ярактинского горизонта), а также в венд-нижнекембрийских отложениях (пласты Б3 и Б5 усть-кутского горизонта). Для ярактинского горизонта нижнемотской подсвиты (V1-2 mt1) выполнена палеореконструкция палеобстановок осадконакопления посредством генетической интерпретации условий формирования пород-коллекторов с использованием результатов макро- и микроскопических исследований кернового материала, гранулометрического анализа, структурно-генетического анализа и обработки данных ГИС (по методикам В.С. Муромцева, Л.С. Черновой и К.К. Гостинцева) [2–5] (рис. 1).

К настоящему времени накопился значительный фактический материал, анализ которого позволил авторам данной статьи создать детальную концептуальную (генетическую) модель отложений ярактинского горизонта в пределах Дулисьминского лицензионного участка [1]. Выявленные особенности геологического строения изучаемых отложений учтены при их трехмерном геологическом моделировании.

В палеогеографическом отношении накопление осадков ярактинского горизонта происходило в условиях мелководноморского шельфа и прибрежной равнины, временами заливавшейся морем. Основным источником сноса обломочного материала были внутренние районы Сибирской платформы, а также локальные выступы древнего гетерогенного фундамента. После формирования существенно песчаных отложений ярактинского горизонта на всей территории Дулисьминского участка вследствие трансгрессии моря установилась морская обстановка осадконакопления, которая способствовала формированию перекрывающей глинистой пачки.

Рис. 2. Структурная карта кровли пласта I ярактинского горизонта

Fig. 2. Structural map of 1 formation top of Yarakta horizon

По особенностям условий формирования отложения ярактинского горизонта в пределах изучаемой территории можно разделить на три основные генетические зоны, которые идентифицируются географически: западную (более континентального генезиса), центральную (переходную) и восточную (более мористую). В восточной зоне («стандартного» накопления) выделяются пласты I и II, разделенные глинистой перемычкой толщиной до
15 м, тогда как в скважинах, расположенных в центральной зоне, по данным ГИС, выделяются песчаные породы-коллекторы толщиной до 25 м (пласт I + II). В западной части ЛУ вскрыт только пласт I с относительно небольшими эффективными толщинами (до 8 м).

Анализ структурной карты по кровле фундамента показал, что западная часть исследуемого участка была несколько приподнята относительно центральной части, поэтому весь осадочный материал, переносимый водными потоками, осаждался и накапливался в центральной палеовпадине. Центральная часть исследуемого участка представляла собой зону развития отложений переходных субфаций (возможно, рукавов авандельты). Об этом свидетельствует повсеместный контакт песчаников с породами фундамента, что говорит об их глубоком врезании в подстилающие отложения коры выветривания. Это позволяет выделить здесь эрозионные промоины, являющиеся руслами временных водотоков. Результаты гранулометрического анализа по 106 образцам керна ярактинского горизонта (скв. № 1801PL, 308, 105PL и 201PL) и материалы ГИС (формы диаграмм ГК и НГК) позволяют отнести центральную часть Дулисьминского участка к осадкам пляжевых отмелей, конечной надводной и начальной подводной дельтовой равнины, а также дельтового склона (рис. 1).

Рис. 3. Геолого-статистический разрез параметра литологии по зонам седиментации (слева – цен-

тральная и западная зоны, справа – восточная)

Fig. 3. Geological lithology section of lithology parameter along the sedimentation areas (left – the

central and western areas, right – east area)

Западная часть месторождения являлась зоной постоянного сноса обломочного материала с центральной части Непско-Ботуобинской антеклизы. Данный участок в большей степени благоприятен для развития отложений континентальных субфаций (пролювиально-русловые субфации). По данным ГИС и керна, наблюдается увеличение толщины прослоев глинисто-алевролитового материала и уменьшение песчано-гравийных и песчаных разностей пород. В местах, где профильные сечения представляли собой линзовидные тела с выпуклой нижней и почти горизонтальной верхней границей, заполненной терригенным материалом, формировались продуктивные породы-коллекторы [6].

Восточная часть исследуемой площади по кровле фундамента имеет минимальные абсолютные отметки. В пределах этого участка главную роль в формировании отложений играла деятельность морского бассейна. Ярактинский продуктивный горизонт на данной территории имеет несколько иное строение. По особенностям условий формирования, а также по текстурно-структурным признакам здесь выделяются два обособленных песчаных пласта, разделенных глинисто-аргиллитовой перемычкой мощностью до 15 м. Снизу вверх количество глинисто-алевролитового материала увеличивается, что свидетельствует о постепенном погружении участка и трансгрессии уровня моря.

В рамках данной работы выполнено трехмерное геологическое моделирование продуктивных пластов ярактинского горизонта (I + II, I и II) Дулисьминского месторождения. Построение трехмерных геологических моделей осуществлялось с помощью программного комплекса Irap RMS 2013.1.2 компании Roxar.

Рис. 4. Зависимость дебита нефти от эффективной нефтенасыщенной толщины

Fig. 4. The dependence of the oil yield from oil-saturated effective thickness

Размер полигона для структурного моделирования выбран исходя из предполагаемых контуров нефтеносности, а также расположения краевых скважин. Исходной информацией являлись абсолютные отметки стратиграфической кровли и подошвы, полученные в результате корреляции пластов по данным 187 скважин. В качестве косвенной информации при построении структурного каркаса использованы поверхности отражающих горизонтов (ОГ) M2t и F, полученные в результате комплексной переинтерпретации данных сейсмики МОГТ-3D в объеме 164 км2 и МОГТ-2D в объеме 952,4 пог. км.

Структурный каркас пластов I + II, I и II построен между ОГ M2t и F с учетом выделенных в пределах площади построения разрывных нарушений сбросового типа (рис. 2). Разломы имеют преимущественно субмеридиональное простирание, встречаются также и разрывные нарушения широтного направления. Амплитуда разломов меняется от 2–5 до 12–15 м. Все разрывные нарушения условно разделены на экранирующие и неэкранирующие. Наличие экранирующих свойств выражается в изменении уровней газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов.

Для построения структурной поверхности по ОГ M2t не использовались скважины-пилоты, попадающие в смежные ячейки с горизонтальными скважинами, так как скважины с горизонтальным окончанием имеют более высокий входной и текущий дебиты (т.е. являются приоритетными для расчетов при гидродинамическом моделировании). Ниже по разрезу в построении структурного каркаса участвуют все скважины, так как при увеличении угла ниже поверхности ОГ М2t траектории скважин расходятся на расстояние, позволяющее корректно их учесть. В случае если пластопересечения располагались в соседних ячейках структурного каркаса, более высокий приоритет имели наклонно-направленные скважины, поскольку горизонтальные стволы не участвовали в интерполяции литологии и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Траектории горизонтальных стволов проанализированы на соответствие интервалов фильтрации и особенности изменения ФЕС в этом районе трехмерной модельной сетки.

Рис. 5. Сопоставление карт открытой пористости по скважинным данным и трехмерной модели. Пласт I + II и I

Fig. 5. Comparison of the open porosity map according to well data and three-dimensional model map. Formation I + II and I

Построенный стратиграфический каркас отличается от использованной ранее двухмерной модели (подсчет запасов 2004 г.). Изменение обусловлено уточнением структурной основы по данным сейсмики. При оперативном подсчете по пласту I выделялось две залежи: основная и юго-западная – в районе скважины 45М. По пласту II выделялось две залежи: северная – в районе скважины 31 и южная – в районе скважины 30. В настоящей работе в ярактинском горизонте выделено пять неантиклинальных залежей, ограниченных литологическими и тектоническими экранами. В связи с этим суммарный прирост по нефтеносной площади составил около 20 %, площадь газоносности уменьшилась на 6 %, что обусловлено сокращением площади газовой шапки (повышением уровня ГНК) за счет уточнения структурной основы построений.

Трехмерная сетка была построена в стратиграфических границах структурного каркаса. Нарезка слоев производилась исходя из концептуальной модели, параллельно кровле продуктивного пласта. Размер ячеек по латерали при построении грида принят равным 50 х 50 м. Размер ячейки по вертикали определялся исходя из толщины минимального пропластка коллектора, выделенного в скважинах по данным интерпретации данных ГИС. Для пластов ярактинского горизонта нарезка выполнена от кровли пласта I с толщиной слоя 0,3 м на основе принятой концептуальной модели осадконакопления отложений ярактинского горизонта, в частности наличия увеличенных толщин песчано-алевритовой пачки (врезанные песчаные тела) в зонах развития прорывных течений. Параметры трехмерной сетки приведены в таблице.

Рис. 6. Карта коэффициента нефтенасыщенности по данным трехмерной модели. Пласты I и I + II

Fig. 6. Map of oil saturation factor according to the three-dimensional model. Formations I and I + II

Построение куба литологии реализовано поэтапно:

• 1-й этап: построение двухмерного тренда – карты песчанистости по скважинным данным;

• 2-й этап: построение одномерного тренда – ГСР параметра литологии (коллектор/неколлектор) по разрезу раздельно по зонам седиментации – западная + центральная и восточная (рис. 3).
Необходимость построения двух трендов обусловлена концептуальной геологической моделью – выделением одного пласта в западной и центральной зонах залежи и наличием двух пластов в восточной части лицензионного участка. Для западной зоны отдельный тренд не создавался ввиду малого количества скважинных данных и наличия зоны выклинивания пласта в данной части моделируемой территории;

• 3-й этап: построение комбинированного трендового куба литологии (Klito) по данным ГСР по двум зонам седиментации и единой карты песчанистости.
В результате был получен трендовый куб, в котором каждой зоне седиментации был присвоен свой ГСР;

• 4-й этап: интерполяция параметра песчанистости с использованием трехмерного тренда Klito. Вес трендового куба при построении песчанистости задавался таким образом, чтобы на границе выделенных седиментационных зон не было видно грубой «сшивки». Коэффициент корреляции тренда (Klito) и исходных данных равен 0,80, что свидетельствует о тесной статистической связи тренда и исходных данных. Параметры радиусов вариограммы выбирались эмпирически реализацией ряда итераций с целью охвата всей площади моделирования;

• 5-й этап: дискретизация непрерывного куба песчанистости с использованием алгоритма М.Б. Дышлевского, позволяющего при дискретизации максимально учесть карту эффективных толщин пласта (heff), полученную перемножением карт песчанистости и общих толщин пласта на этапе двумерного моделирования. Учет карты heff осуществляется использованием изменяющегося граничного значения при дискретизации куба песчанистости.

Рис. 7. Карта коэффициента газонасыщенности по данным трехмерной модели. Пласты I, I + II и II

Fig. 7. Map of gas saturation factor according to the three-dimensional model. Formations I, I + II and II

Корректность построенной литологической модели проверена сопоставлением карт эффективных толщин и песчанистости, построенных по данным ГИС (РИГИС) и по соответствующим кубам. Карты эффективных толщин и песчанистости, построенные на основе куба, соответствуют двухмерным трендам, что говорит о внутренней достаточно хорошей сходимости построенного куба литологии и исходных данных.

Интерполяция коэффициента пористости (Кп) на трехмерную сетку была осуществлена алгоритмом Kriging. В качестве двухмерных трендов использованы карты Кп по двум пластам, полученные по скважинным данным. Интерполяция в двухмерной сетке осуществлялась с выходом на граничное значение к зоне замещения коллектора: пласт I + II и I – 0,064, пласт II – 0,091. Значения рангов вариограммы при построении карты Кп подобраны эмпирически. Сопоставление карт открытой пористости по скважинным данным и из трехмерной модели показано на рисунке 5. Отмечается хорошая сходимость карт в центральной и восточной частях моделируемого участка и несколько худшая – в западной, что связано с выходом на граничное значение пористости к зоне замещения и малым количеством данных с большим диапазоном значений.

Куб проницаемости Кпр рассчитан по петрофизической зависимости от куба пористости, полученной по керновым данным.

Построение параметра газонефтенасыщенности по пластам производилось с помощью алгоритма Kriging. Минимальное значение по газоводонасыщенной зоне задавалось на уровне 0,612, максимальное – 0,960; по нефтенасыщенной части минимальное значение – 0,533, максимальное – 0,952, согласно скважинным данным (РИГИС). Карты газо- и нефтенасыщенности, полученные из трехмерной модели, приведены на рисунках 6 и 7.

Значения рангов вариограммы распределения газонефтенасыщенности пластов подобраны эмпирически. Проведена оценка сходимости исходных данных и данных, полученных при трехмерном моделировании. Уменьшение доли средних значений на кубе нефтенасыщенности (относительно скважинных данных) связано с увеличением доли средних значений в неразбуренной зоне, занимающей значительную часть залежи.

По сравнению с двухмерной моделью из предыдущей работы уточнились коэффициенты пористости и газонасыщенности за счет учета данных по новым скважинам, пересмотренных петрофизических зависимостей и учета данных моделирования. При предыдущем подсчете запасов приняты коэффициенты нефтенасыщенности и пористости, определенные как средневзвешенные по нефтенасыщенным толщинам, вскрытым скважинами. Коэффициент нефтенасыщенности увеличился на 4 %. Коэффициент газонасыщенности по ряду залежей уменьшился на 6–10 %.

Геологические запасы нефти и газа подсчитывались объемным методом, с использованием следующих подсчетных параметров: коэффициентов пористости, насыщенности, эффективного объема ячеек, пересчетного коэффициента и плотности нефти.

Относительно запасов, числящихся на балансе, прирост нефти в пределах Дулисьминского ЛУ составил примерно 27 %. В основном прирост запасов обусловлен увеличением площади по южной границе залежей. Изменение контура залежи связано с уточнением структурной основы по данным сейсмики. Суммарно по залежам запасов газа газовой шапки наблюдается списание запасов на –11 %, что обусловлено сокращением площади газовой шапки за счет уточнения структурной основы построений.

В результате уточнения строения залежей скорректировались и параметры подсчета запасов газа: начальные пластовые давления, поправки на отклонения. Кроме того, уточнились коэффициенты пористости и газонасыщенности. При подсчете запасов нефти приняты коэффициенты нефтенасыщенности и пористости, определенные на основе трехмерной модели, при построении которой учитывалось распределение параметров по площади и разрезу с понижением величин, соответственно, до критических на уровне принятого ВНК.

Проведена внешняя проверка качества построения модели. На рисунке 4 приведен график зависимости изменения дебита нефти (Qн) от эффективной нефтенасыщенной (hэф.н) толщины. Из этого графика видно, что имеется тренд изменения Qн. Наличие тренда в условиях редкой сети наблюдений на большей части участка говорит о неплохой внешней сходимости.

Выводы

1. Концептуальная геологическая модель ярактинского горизонта учтена при трехмерном геологическом моделировании.

2. Нарезка трехмерной сетки осуществлена от кровли пласта толщиной ячеек 0,3 м в связи с наличием увеличенных толщин песчано-алевритовой пачки в зонах развития прорывных течений.

3. При построении куба литологии в качестве тренда использованы ГСР по двум зонам моделируемого участка – восточной и западной + центральной.

4. Проведена оценка качества построения трехмерной геологической модели. При сравнении гистограмм по скважинным данным и данным кубов литологии, пористости и нефтенасыщенности отклонения не превышают допустимых
5 %. ГСР и карты, построенные на основе кубов, показывают хорошую сходимость с двухмерными данными. Это говорит о хорошей внутренней сходимости всех использованных разнородных данных.

5. Уточнены геологические запасы нефти и газа. Запасы нефти увеличились на 27 %, а газа уменьшились на 11 %. Увеличение запасов нефти в первую очередь обусловлено увеличением площади залежи. Изменение площадей связано в основно, с уточнением структурного плана по данным 3D-сейсмики и вновь пробуренных скважин. Увеличение средних эффективных нефтенасыщенных толщин обусловлено учетом данных по новым скважинам, а также изменением методики построения карт. Изменения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности объясняются возросшей изученностью месторождения (новые керновые данные и результаты интерпретации ГИС в новых скважинах). Физико-химические параметры нефти ярактинского горизонта не изменились, изменение газовых параметров связано с изменением конфигурации залежей и месторождений-аналогов.

6. Решение задачи контроля и управления разработкой на основе уточненной модели позволит повысить эффективность разработки продуктивных отложений Ярактинского горизонта Дулисьминского месторождения.

Таблица. Геометрические характеристики трехмерной сетки модели ярактинского горизонта

Table. The geometrical characteristics of the three-dimensional net model of Yarakta horizon

На территории Западной Сибири в зоне сочленения двух крупных структур – Нижневартовского и Сургутского сводов – уже много лет идет интенсивная добыча нефти на месторождениях, на которых разрабатываемые объекты приурочены к верхнеюрским отложениям. Постоянное накопление геологической информации по исследуемым объектам показывает несоответствие между имеющимся представлением о структуре залежей, фациальной зональности, пространственной неоднородности распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и их реальным сложным геологическим строением. В связи с этим возникает необходимость построения обновленных геологических, гидродинамических и литофациальных моделей более высокого качества, что повлечет за собой увеличение эффективности разработки верхнеюрских объектов.

Цель данной работы – выявление литолого-фациальных зон с учетом показателей ФЕС для последующей оптимизации освоения объекта, а также уточнение связей между скважинами с применением трассерных исследований.

Рис. 1. Диагностические признаки ГИС-фаций

Fig. 1. Diagnostic features of facies according to well logging

Геологическое строение изучаемого участка Широтного Приобья характеризуется двумя основными структурными комплексами: доюрским, сложенным породами палеозойского складчатого фундамента, и мезокайнозойским структурно-формационным этажом осадочного чехла.

Установление типов ГИС-фаций и распределения типов пород, формирующих продуктивные пласты, происходит на основании анализа литологических, а также промыслово-геофизических исследований.

Характеристика осадочной толщи приводится на основании фактических данных по месторождениям Кечимовское и Нонг-Еганское.

Рис. 2. Взаимосвязь коэффициента проницаемости с открытой пористостью пласта ЮВ₁¹ Кечимовского месторождения

Fig. 2. Correlation of permeability factor with an open porosity of the YuV₁¹ formation of Kechimov field

Формирование изучаемых песчаных объектов происходило в различных обстановках осадконакопления, что придало им определенную форму, специфическое строение, текстуру, а также ряд других свойств. Эти данные могут характеризоваться как своего рода атрибуты, исследование которых позволит прогнозировать пространственное размещение объектов и ряд свойств породы, формирующей исследуемое тело.

Первоначально интерпретация фаций означает необходимость идентификации принадлежности определенного участка к условиям обстановки осадконакопления на основании исследований кернового материала, позволяющих детально охарактеризовать структурно-текстурные особенности и ФЕС. Как правило, в разрезе имеется недостаточное количество керна, поэтому фациальный анализ на основе данных электрометрии скважин является на сегодняшний день наиболее оптимальным методом для получения дополнительных параметров.

Электрометрическая характеристика фаций выполнялась с помощью метода ПС [1]. С помощью данной диагностики можно оценить такие признаки, как степень однородности объекта, характер изменения литологического состава, направление изменения гранулометрического состава коллекторов.

Проведение диагностики с использованием формализованной кривой ПС позволила выделить ряд ГИС-фаций (рис. 1). 

Кечимовское месторождение

Кечимовское месторождение расположено в Тюменской области в 18 км к северу от г. Покачи.

Верхняя часть разреза васюганской свиты сложена преимущественно песчаниками, алевролитами. Алевролиты серые, светло-серые, плотные, крепкие, средне- и мелкозернистые, глинистые, реже карбонатизированные. Песчаник светло-серый, плотный, крепкий, однородный, слюдистый. Отложения свиты палеонтологически охарактеризованы комплексом фораминифер. Общая толщина васюганской свиты составляет 75–85 м. В составе верхней подсвиты выделяют продуктивный пласт ЮВ11.
С верхним пластом ЮВ11 связана одна из основных залежей нефти на месторождении.

Рис. 3. Схема участка Кечимовского месторождения

Fig. 3. Site diagram of Kechimov field

Исследуемый пласт прослеживается на всей площади повсеместно. Его формирование на Кечимовском месторождении осуществлялось в зоне островной системы и открытого моря. В таких случаях можно отметить соответствующий диапазон обстановок осадконакопления:

• относительно глубоководная обстановка;

• зона действия разрывных течений;

• переходная обстановка от менее к более глубоководной.

Пласт сильно опесчанен по разрезу, коэффициент песчанистости составляет 0,605. Эффективные толщины изменяются от 0,8 (скв. 155П) до 22,8 м (скв. 6093), при среднем значении 8,6 м. Нефтенасыщенные толщины составляют от 0,7 (скв. 49Р) до 18,7 м (скв. 6093). Коэффициент расчлененности равен 2,765. Большинство скважин сложено 1–3 прослоями.

В центре каждого объекта, где фиксируются наибольшие эффективные толщины, исследуемые отложения характеризуются кривой ПС, имеющей цилиндрическую форму для северо-западного тела. По мере удаления к окраинным участкам отмечается усложнение формы кривой, она последовательно приближается к воронкообразному типу, характерному для регрессивного цикла. Вероятно, в данных участках первоначальная глубина моря была больше, поэтому более активно накапливался глинистый материал. Последовательное обмеление бассейна определило увеличение интенсивности аккумуляции песчано-алевролитовой фракции.

В юго-западной части участка в районе скв. 57 также могло формироваться относительно небольшое песчаное тело. Эффективные толщины изучаемых отложений в этой части изменяются от 12 до 15 м. В ходе изучения объекта на графиках взаимосвязи коэффициента проницаемости и открытой пористости были выделены скважины, в которых при значениях пористости ниже кондиционных продуктивный пласт можно считать коллектором по значениям проницаемости: 4412, 6152, 163р (рис. 2).

Три скважины – 153П, 4412, 154П – расположены в области действия разрывных течений, протягивающейся с северо-востока на юго-запад. Одна скважина – 163Р – находится в переходной зоне от менее к более глубоководной (рис. 3).

Выявленную неравномерность в фильтрационно-емкостных свойствах можно объяснить влиянием зоны глинизации, протягивающейся с севера на юг. Данная область могла стать источником связанной воды, которая выделилась из глин в процессе уплотнения и обусловила процесс так называемого природного микро-ГРП (гидроразрыва пласта).

Нонг-Еганское месторождение

Нонг-Еганское месторождение расположено в Тюменской области в 15 км к северу от г. Покачи.

Изучаемая верхняя подсвита сложена песчаниками светло-серыми, серыми мелкозернистыми, алевритовыми плотными. Текстуры горизонтально-, пологоволнистослойчатые за счет тонких слойков обогащения углисто-глинистого материала.

По площади пласт прослеживается повсеместно.

Рис. 4. Взаимосвязь коэффициента проницаемости с открытой пористостью пласта ЮВ₁¹ Нонг-Еганского месторождения

Fig. 4. Correlation of permeability factor with an open porosity of the YuV₁¹ formation of Nong-Eganskoe field

На западе, в районе скважин 190Р, 174Р, 464, 65Р, 300 и 194Р, пласт заглинизирован. В целом пласт характеризуется неоднородным площадным строением. По характеру формы кривой ПС можно сказать о таких условиях осадконакопления пласта на изучаемой территории, как:

• относительно глубоководная обстановка;

• зона развития песчаных тел;

• переходная обстановка от менее к более глубоководной;

• зона действия разрывных течений.

Пласт сильно опесчанивается по разрезу, коэффициент песчанистости составляет 0,589. Эффективные и нефтенасыщенные толщины изменяются от
1,1 (скв. 96Р) до 19 м (скв. 285N).

Коэффициент расчлененности равен 3,559. В большинстве скважин пласт сложен 1–4 прослоями.

Наибольший интерес представляют баровые тела в районе скважин 186, 784, 712. Вертикальные части кривых ПС
у них имеют прямую форму. Развитие баровых тел вдоль палеоберега связано, скорее всего, с поступлением терригенного материала с юго-востока. Максимальные толщины пласта наблюдаются в южной (скв. 636, 637) и северо-западной (скв. 199Р) частях залежи (осевая часть баров). Здесь, возможно, были образованы песчаные тела, для которых характерно сохранение высоких энергетических уровней водной среды на протяжении всего периода накопления осадков [2]. За счет колебаний уровня моря и количества привносимого терригенного материала бары смещались в северо-западном направлении с образованием в центральной части залежи зоны их сочленения, для которой, вероятно, характерно наличие промоин, связанных с приливно-отливными течениями. В этой зоне отмечается некоторое уменьшение толщин и амплитуд кривых.

В процессе изучения объекта на графиках взаимосвязи коэффициента проницаемости с открытой пористостью были выявлены скважины, в которых при граничном значении пористости меньше кондиционного значения проницаемости соответствуют породам-коллекторам, 192, 193 (рис. 4).

Скв. 192 расположена в переходной зоне вблизи заглинизированного участка, скв. 193 – в зоне действия разрывных течений (рис. 5).

Для рассмотренных месторождений характерна следующая закономерность: в некоторых частях пласта, вскрытого скважинами, породы являются коллекторами по проницаемости и в то же время неколлекторами по пористости. Установленную закономерность можно объяснить влиянием «морских» фациальных зон замещения, представленных уплотненными глинами, из которых под воздействием давления, действовавшего неравномерно по всей территории, произошло выжимание связанной воды, обусловившей процесс микроразрыва и проявления сети трещин.

В связи с описанным явлением рекомендуется сконцентрировать внимание на так называемых граничных зонах (смене фаций «море – переходная обстановка») для получения наиболее полной информации о строении изучаемого объекта.

Рис. 5. Схема участка Нонг-Еганского месторождения

Fig. 5. Site diagram of Nong-Eganskoe field

В качестве эффективного способа исследования целевого участка можно также рассматривать метод трассерных закачек [3]. Он помогает изучить распределение фильтрационных потоков в пласте, проницаемость зон и общий объем пласта, по которым фильтруется меченая жидкость, а также гидродинамическую связь между нагнетательной и добывающей скважинами. Индикатор подбирается с учетом характеристик пласта и флюида. Учитывая сложное строение исследуемого района Широтного Приобья, использование метода трассерных закачек является оправданным и целесообразным, ввиду того что территория сильно дислоцирована, со множеством разрывных нарушений разного ранга, часть которых проводящие, а часть –экранирующие. Для уточнения строения залежи и построения моделей крайне важно учитывать особенности распространения флюида.

В выбранную нагнетательную скв. 4437, равноудаленную от северной и южной границ залежи, был закачан раствор, содержащий 25 кг индикатора уранина (рис. 6).

Рис. 6. Схема закачки и результата регистрации трассирующего индикатора
Fig. 6. Injection and tracer indicator registration result diagram

Наблюдение велось в скважинах 54Р, 4036, 4038, 4409, 4422, 4430, в которых осуществлялся отбор проб. Индикатор был обнаружен в скважинах 54Р, 4422, 4439 (рис. 7).

Основной фронт распространения меченной индикатором закачиваемой воды простирается в северо-восточном и юго-западном направлениях по линии скважин 4422 – 4437 (нагнетательная) – 4439Г. При этом 55 % меченной индикатором воды попадает в скв. 4422 юго-западного направления; в северо-восточном направлении в горизонтальную скв. 4439 распространяется 36 % воды, меченной индикатором; скв. 54Р вбирает в себя 9 % поступающей в пласт жидкости. Очевидно, что нагнетательная скв. 4437 оказывает влияние на 3 из 8 контрольных добывающих скважин.

На изучаемой площади залежи для пары находящихся на линии «юго-запад – северо-восток» скважин 4422–4439Г, отреагировавших на закачку, можно идентифицировать выявленную зону фильтрации закачиваемой воды, меченной уранином, с явно высокими скоростями движения.

Рис. 6. Схема закачки и результата регистрации трассирующего индикатора

Fig. 6. Injection and tracer indicator registration result diagram

Судя по характеру поступления индикаторов в добывающие скважины, для нефтенасыщенных пластов характерна зональная неоднородность, причина которой кроется в особенностях строения подсвиты. Сложность строения обуславливается множественным развитием различных обстановок осадконакопления, в основном характерных для прибрежно-морской зоны. Объект состоит из небольших по простиранию разновозрастных линзовидных тел, совокупность которых формирует регионально нефтегазоносный пласт ЮВ11. Данные тела могут быть отделены друг от друга более плотными породами с характерно низкими фильтрационно-емкостными свойствами, которые они приобрели, накапливаясь в застойных водах.

В рассматриваемом объекте зона уплотнения, играющая роль геологического барьера, вероятнее всего, проходит вблизи нагнетательной скв. 4437 (рис. 8), простираясь с северо-востока на юго-запад, что может влиять на характер нефтеносности в силу ступенчатого характера водонефтяного контакта (ВНК) на рассматриваемом участке.

Рис. 8. Структурная карта кровли пласта-коллектора с предполагаемым геологическим барьером

Fig. 8. Structural map of reservoir roof with an estimated geological barrier

Таким образом, по результатам трассерных исследований было выявлено наличие барьера, который может повлиять на правильность определения геологического строения залежи. Объективное обоснование положения ВНК, фациальная характеристика и детализация ФЕС, а также других факторов могут предоставить уникальную возможность обновления подхода к построению действующих моделей.

Выводы

В ходе выполнения работы было выявлено, что граница «порода-коллектор – порода-неколлектор» имеет условный и неоднозначный характер.

Наиболее интересными зонами для разработки являются места сочленения фациальных обстановок, особенно участки, расположенные вблизи зон глинизации, а также зоны действия разрывных течений.

С использованием метода трассерных закачек был выявлен геологический барьер, влияющий на адекватность геологической модели исследуемого объекта.

В заключение следует отметить, что понимание особенностей осадконакопления пласта ЮВ11, отмечаемых в данной работе, может иметь принципиальную важность при планировании разведочных работ.

Северные Бузачи (Республика Казахстан) – нефтегазовое месторождение со сложным строением коллектора. Месторождение имеет два объекта разработки горизонта – юрских (1-й объект) и меловых (2-й объект) отложений. Коллекторы эксплуатационных объектов относятся к категории коллекторов с большим разбросом средних по разрезу значений проводимости, сильно расчлененных, зонально и послойно неоднородных по проницаемости, с повышенным содержанием глинистого цементирующего материала. Нефть месторождения характеризуется высокой вязкостью и плотностью, низким газосодержанием. По данным исследований [1], отмечен значительный разброс параметров пластовой нефти: давление насыщения – от 1,24 до 2,79 МПа, газосодержание – от 3,68 до 9,89 м3/т, объемный коэффициент – от 1,011 до 1,040 доли ед., вязкость – от 122 до 510 мПа.с.

Рис. 1. Охват участка НЗ 7-го блока первого объекта гидродинамическими исследованиями в период март – сентябрь 2013 г. На скважинах, помеченных ромбами, ГДИС проводились в указанный период

Fig. 1. Coverage of the 7th unit non-stable flooding area of the first facility with hydrodynamic surveys in the period of March-September, 2013 in wells marked with rhombus, well tests were conducted during the specified period

Применение нестационарного заводнения на месторождении Северные Бузачи начато на нескольких участках в рамках опытно-промышленных работ в апреле 2009 г. Режимы циклической работы нагнетательных скважин были определены экспериментально. В 2010–2012 гг. нестационарное заводнение (НЗ) широко применялось на месторождении Северные Бузачи в качестве одного из методов воздействия на нефтенасыщенные коллекторы. Анализу результатов циклического заводнения в 2009–2012 гг. посвящена работа [2], где показывается эффективность применяемых технологий НЗ в разработке неоднородных по проницаемости коллекторов, насыщенных нефтью с высокой вязкостью. В работах [3–5] теоретически обосновано применение НЗ на коллекторах разного типа, насыщенных высоковязкой нефтью.

В 2013 г. в рамках развития нестационарного заводнения на месторождении Северные Бузачи были предложены программы нестационарного заводнения в сочетании с изменением направления фильтрационных потоков (ИНФП) на участке 7-го блока первого эксплуатационного объекта [6]. Результаты изменения действующей технологии НЗ показали высокие потенции дальнейшего развития технологии нестационарного воздействия. Согласно данным работы [7] общий эффект от технологии НЗ + ИНФП составил 22 % от суммарной добычи нефти реагирующих добывающих скважин 7-го блока за 2013 г.

Рис. 2. Изменение пьезопроводности коллектора горизонта Ю1 в районе участка НЗ после перехода к технологии ИНФП

Fig. 2. Change of piezoconductivity of horizon Yu1 reservoir in the non-stable flooding area after the transition to the filtration flow direction change technology

В ходе реализации нестационарного заводнения в сочетании с ИНФП на седьмом блоке первого эксплуатационного объекта на скважинах участка проводились ГДИС как до начала, так и после реализации ИНФП. Интересно исследовать, как повлияли периодические отключения групп нагнетательных скважин на фильтрационные потоки в коллекторе участка.

В работе [8] было сделано предположение о формировании высокопроницаемых каналов фильтрации (ВКФ) в процессе разработки залежей нефти. Это означает, что такие параметры коллектора, как пьезо- и гидропроводность, должны быть чувствительны как к режиму работы скважин, так и к порядку включения и отключения нагнетательных скважин. Рассмотрим, как менялись данные показатели при переходе системы заводнения из режима НЗ к НЗ + ИНФП.

С этой целью были проанализированы данные ГДИС за период с марта по сентябрь 2013 г. включительно.

За указанный период на неустановившихся режимах фильтрации проведено 37 исследований: 16 – на 15 добывающих скважинах (КВД, КВУ, ККВУ) и 21 – на 15 нагнетательных (КПД).

На рисунке 1 представлено распределение проведенных за анализируемый период ГДИС по площади участка НЗ 7-го блока. Видно, что участок НЗ достаточно равномерно охвачен гидродинамическими исследованиями.

Данные гидродинамических исследований (ГДИ) нагнетательных скважин были проанализированы в целях выявления изменений в коллекторе, происходящих в результате смены режима циклической закачки. В таблице представлены результаты повторных ГДИ, проведенных в нагнетательных скважинах до начала применения и в условиях применения технологии НЗ + ИНФП. Наиболее устойчивы к ошибкам интерпретации показатели пьезопроводности и гидропроводности. Проанализируем их изменение при смене режимов закачки.

В таблице приведены данные по пьезо- и гидропроводности коллектора. Сравнивая средние показатели гидропроводности и пьезопроводности до и после применения технологии ИНФП на участке, можно отметить, что в результате изменения направления фильтрационных потоков гидропроводность возросла, а пьезопроводность – снизилась. Отметим, что на участке происходит и обратный процесс – возрастание пьезопроводности (только в скважине 719-2, рис. 2), однако этот процесс более слабый.

Введем комплексный параметр

который является обратной величиной действующей мощности коллектора. Сопоставление значений данного параметра до и после начала ИНФП на данном участке показывает, что показатель снизился с 47 до 8,9

что можно трактовать как увеличение эффективной мощности коллектора, охваченного воздействием, т. е. в результате применения технологии ИНФП произошло увеличение охвата воздействием на неоднородный коллектор.

Выводы

Таким образом, при сложившемся режиме заводнения образуются обводненные каналы, в которых происходит преимущественное движение закачиваемой воды. Изменение порядка включения и отключения групп нагнетательных скважин приводит к перетоку высоковязкой нефти в заводненные каналы, что отражается на результатах гидродинамических исследований скважин. Применение НЗ в сочетании с ИНФП позволяет увеличить охват воздействием на неоднородный коллектор.

Таблица. Данные по пьезо- и гидропроводности коллектора горизонта Ю1 7-го блока (район участка НЗ) месторождения Северные Бузачи до и после применения технологии ИНФП

Table. Data on piezoelectric and water permeability of horizon Ю1 reservoir in 7th unit (non-stable flooding area) of North Buzachi field before and after the application of filtration flow direction change technology

Целью исследований является изучение перспективности повышения нефтеизвлечения на башкирском ярусе Южно-Ржавецкого поднятия Ивинского месторождения путем бурения уплотняющих скважин в зонах с наибольшими нефтенасыщенными толщинами и значительными удельными запасами нефти на одну скважину.

В качестве объекта исследований был выбран продуктивный пласт башкирского яруса Южно-Ржавецкого поднятия Ивинского нефтяного месторождения. Залежь была вскрыта 58 скважинами, из них в 42 скважинах при опробовании получены притоки нефти дебитом 0,3–11,4 т/сут. Размер залежи составляет 3,0 – 4,0 км. Нефтенасыщенная толщина меняется от 1,6 до 38,9 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 15,3 м. Тип залежи – массивный. Проницаемость принята по гидродинамическим исследованиям (ГДИ) и составляет 0,244 мкм², пористость и начальная нефтенасыщенность по результатам геофизических исследований скважин (ГИС) – 0,15 и 0,79 д. ед., соответственно. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 0,913 т/м3. Нефть – битуминозная, высоковязкая (201,2 мПа.с), особо высокосернистая (3,8 %), парафинистая (2,3 %).

а) вариант 1                                    б) вариант 2                                       в) вариант 3

а) option 1                                       b) option 2                                           c) option 3

Рис. 1. Карты текущих подвижных запасов нефти с пробуренными и проектными скважинами по вариантам

Fig. 1. Maps of current moveable oil reserves with drilled and design wells by options

Запасы залежи отнесены к категории В и составляют по данному поднятию около 34 % от всего башкирского объекта и 18,3 % по месторождению.

На 01.01.2016 г. действующий фонд скважин составил 43 ед., в том числе 42 добывающие (15 совместных) и одна нагнетательная. 14 скважин оборудованы электроцентробежными насосами (ЭЦН) и 28 – штанговыми глубинными насосами (ШГН). С дебитом нефти в пределах от 5,1 до 10 т/сут работает одна скважина (2 %), от 3,1 до 5 т/сут – восемь (19 %), от 2,1 до 3 т/сут – десять (24 %), от 1,1 до 2 т/сут – 15 (36 %) и от 0,1 до 1,0 т/сут – восемь (19 %) скважин. С обводненностью продукции свыше 90 % работают две скважины (5 %), от 50,1 до 90 % – 15 (36 %), от 20,1 до 50 % – восемь (19 %), от 2 до 20 % – 17 (41 %) скважин.

На 01.01.2016 г. по башкирскому объекту Южно-Ржавецкого поднятия отобрано от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) 8,6 % (темп отбора – 0,01 %) при текущем КИН 0,033 д. ед.

Рис. 2. Динамика КИН по вариантам

Fig. 2. ORF by options

Построена геолого-фильтрационная модель, причем в фильтрационной модели были сохранены размеры и количество ячеек геологической модели Южно-Ржавецкого поднятия. Для дальнейших расчетов принята геологическая модель без укрупнения. Сетка геологической модели представлена в таблице 1. Кривые относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде для пород были получены по результатам исследования керна на скв. 4074.

Рис. 3. Карты подвижных запасов нефти с пробуренными и проектными скважинами по 1-му варианту на конец разработки 

Fig. 3. Maps of current moveable oil reserves with drilled and design wells by 1 option at the end of well development

Адаптация параметров трехмерной модели осуществлялась с 01.01.2000 г. по 01.01.2016 г. по поднятию в целом и по скважинам. По результатам воспроизведения истории разработки проведен анализ выработки запасов нефти по поднятию, а также построены профили распределения нефтенасыщенности и карты текущих подвижных запасов нефти.

По карте текущих подвижных запасов нефти можно отметить в центральной части залежи наличие нескольких областей с достаточно высоким содержанием подвижных запасов нефти в районе скв. 4032, 4026,4022, 4036 (рис. 1).

Результаты анализа карты текущих подвижных запасов нефти побуждают недропользователя к принятию решения по оптимизации системы разработки путем подбора оптимальной плотности сетки (ПСС) с бурением уплотняющих проектных скважин.

В связи с этим в работе рассмотрено три варианта расчета прогнозных технологических показателей разработки с уплотнением ПСС от 400 x 400 до 100 x 100 м.

В утвержденном проектно-технологическом документе (ПТД) на разработку Ивинского месторождения на Южно-Ржавецком куполе предусматривались следующие мероприятия: бурение восьми скважин, вписанных в сетку 400 x 400 м, в дальнейшем три скважины предлагалось перевести под закачку, а также проводка шести боковых стволов (БС).

При формировании прогнозных вариантов по оптимизации системы разработки путем подбора оптимальной ПСС с бурением уплотняющих скважин проектные скважины, предложенные в предыдущем ПТД, были также учтены (восемь скважин).

В первом варианте предлагается дополнительно к проектным скважинам пробурить еще 82 скважины, при этом ПСС составит 3,6 га/скв. Фонд скважин для бурения составит 90 ед. (82 добывающие и восемь нагнетательных) (рис. 1а).

Второй вариант отличается от первого более разреженной сеткой на периферии и в промытых зонах залежи. Предлагается дополнительно к проектным скважинам (в зонах с плотностью остаточных подвижных запасов нефти не менее 0,7 т/м²) пробурить еще 24 скважины с ПСС 5,7 га/скв. (рис. 1б). Фонд скважин для бурения составит 32 ед. (29 добывающих и три нагнетательные), проводка шести БС.

Рис. 4. Зависимость КИН от чистого дисконтированного дохода по вариантам

Fir. 4. Dependence of ORF by net discounted income by options

Третий вариант отличается от первого более уплотненной сеткой в центральной части залежи (с плотностью остаточных подвижных запасов нефти не менее 1,0 т/м²). Предлагается дополнительно к проектным скважинам пробурить еще 90 скважин с ПСС 3,4 га/скв. Фонд скважин для бурения составит 98 ед. (90 добывающих и восемь нагнетательных) (рис. 1в).

Бурение уплотняющих скважин по каждому варианту предлагается начать с 2016 г., по десять скважин ежегодно.

Основные технологические показатели вариантов разработки приведены в таблице 2. Распределение начальных дебитов нефти новых скважин представлено в таблице 3.

Динамика изменения конечного КИН приведена на рисунке 2. Видно, что за одинаковый промежуток времени до 2063 г. (время окончания разработки 3-го варианта) КИН по 1-му варианту составит 0,288 д. ед. и по 2-му –
0,377 д. ед.

Процесс выработки запасов нефти залежи представлен на рисунке 3 в виде распределения подвижных запасов нефти на конец разработки по рассмотренным вариантам.

Видно, что по 1-му варианту (рис. 3) в районе действующих скв. 4026, 4032, 4033, 5021, 5026, 5027, 5031 и вновь пробуренных уплотненных скв. 35b, 46b остается небольшая зона с некоторым количеством подвижных запасов нефти в пределах 0,4 т/м².

По 2-му варианту в районе действующих скв. 4032, 5026, 5027, 5031 и вновь пробуренных уплотнительных скв. 12b, 19b также преобладает зона с незначительным количеством подвижных запасов нефти в пределах
0,4 т/м². А по 3-му варианту зоны с невыработанными подвижными запасами нефти отсутствуют.

Таким образом, по результатам прогнозных расчетов трех вариантов с уплотнением ПСС получено, что наилучшие технологические показатели достигаются по 3-му варианту, по которому происходит наиболее полная выработка запасов нефти и достигается наивысший конечный КИН, равный 0,395 д. ед. при утвержденном 0,294 д. ед.

Для условий Республики Татарстан путем статистической обработки конечного КИН в зависимости от ПСС по 11 опытным участкам Ромашкинского, Ямашинского, Нурлатского, Аксубаево-Мокшинского и Бурейкинского месторождений по характеристике вытеснения А.В. Копытова оценена степень влияния ПСС на КИН в карбонатных коллекторах. В результате оценки данных по опытным участкам с одинаковыми геолого-физическими параметрами для интервала ПСС 0,87–13,9 га/скв. определены интервалы изменения КИН от 0,189 до 0,335 д. ед. [1–4].

Оценка перспектив разработки с оптимальной ПСС выполнена в соответствии с Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений [4] и Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов [5].

Расчет показателей экономической эффективности трех вариантов разработки производился в текущих биржевых ценах, без учета инфляции, с установлением доли нефти, реализуемой на внутреннем и внешнем рынке, а также с учетом и без учета льгот по налогу на добычу полезных ископаемых.

Сопоставление основных экономических показателей вариантов разработки с учетом и без учета льгот представлено в виде графиков зависимости КИН от NPV и приведено на рисунке 4.

Анализ результатов экономических расчетов без учета налоговых льгот показывает, что во всех трех вариантах чистый дисконтированный доход не превышает 0,5 млрд руб., в частности по 1-му варианту – 0,3 млрд, по 2-му – 0,5 млрд и по 3-му – 0,2 млрд руб. (рис. 4). По расчетам, с учетом льгот чистый дисконтированный доход по вариантам меняется от 2,8 млрд руб. (2-й вариант) до 3,4 млрд руб. (1-й вариант), причем в 3-м варианте с наибольшим КИН он составляет 3,3 млрд руб.

Выводы

1. В настоящее время в условиях снижения цен на нефть каждый вариант разработки можно охарактеризовать тремя основными показателями: уровнем добычи нефти, экономическим показателем разработки месторождения углеводородного сырья (ЧДД – чистым дисконтированным доходом) и достигаемым коэффициентом извлечения нефти. Эти три показателя, характеризующие эффективность разработки месторождения с различных сторон, часто противоречат друг другу. К тому же недропользователь и государство иногда заинтересованы в достижении максимального значения различных показателей.

В связи с этим необходимо искать разумный компромисс между этими критериями рациональности, находить наилучший баланс интересов между пользователем недр, государством и требованиями к охране недр и окружающей среды.

2. Учитывая интересы пользователя недр, рекомендуемый вариант разработки или отдельные геолого-технические мероприятия должны приносить максимальный доход пользователю недр. Согласно этому принципу выбрана оптимальная плотность сетки по первому варианту, в котором КИН достигает значения 0,381 (при утвержденном 0,294) и ЧДД составляет 3,4 млрд руб.

Таблица 1. Распределение ячеек по объекту

Table 1. Cells distribution along the facility

Таблица 2. Основные технологические показатели вариантов разработки

Table 2. Basic process parameters values of development options

Таблица 3. Распределение начальных дебитов новых скважин

Table 3. The distribution of the initial flow rates of new wells

На сегодняшний день нефтепроводы – наиболее распространенный способ перегона продукции с нефтяного месторождения. В свою очередь промысловые трубопроводы нуждаются в различных видах изоляции. Надежным поставщиком продукции с антикоррозионным покрытием является компания УК ООО «ТМС групп», широко известная на рынке нефтесервисных услуг как предприятие, предлагающее широкий спектр услуг и продукции для бурения скважин, добычи и транспортировки нефти.

Одним из направлений по изоляции труб, предлагаемых УК ООО «ТМС групп», является внутреннее лакокрасочное покрытие трубопроводов. Технология нанесения такого вида покрытий за рубежом известна уже почти 70 лет, в нашей же стране внедрение технологии нанесения внутренних лакокрасочных покрытий на трубопроводы пришлось на начало нынешнего столетия. При этом были учтены все знания и экономические результаты эксплуатации трубопроводов с покрытием. Так, за счет применения покрытия снижается шероховатость внутренних стен трубы, увеличивается пропускная способность трубопровода, а получившаяся в процессе нанесения прочная защитная пленка предохраняет внутреннюю поверхность трубопровода от коррозии.

Для предприятий нефтегазового комплекса решения по защите от коррозии поверхности трубопроводов имеют большое значение, поскольку в транспортируемой среде повышено содержание солей, сероводорода, попутно добываемой с нефтью воды. Кроме того, по данным ОАО «ВНИИТнефть», за последние пять лет из-за увеличения обводненности добываемой нефти скорость коррозии трубопроводов возросла с 0,04 до 1,2 г/м2/ч.

Добиться повышения надежности и снижения аварийности промысловых трубопроводов можно только за счет применения комплексных мер. Среди них основной метод – это применение труб с антикоррозионным покрытием.

Качественное покрытие можно получить лишь в заводских условиях, при соблюдении технологии нанесения, осуществляя контроль за качеством всех технологических операций на основе изучения и внедрения новых изоляционных покрытий. В трассовых условиях это произвести невозможно. Антикоррозионное покрытие наносится на металлическую поверхность, прошедшую абразивную очистку. Степени очистки от окислов подготовленной поверхности должна быть не ниже Sa 2.5 по ISO 8501-1. Глубина профиля шероховатости (Rz), определяемая по ISO 8503-1 или сравнением с эталонными образцами, должна составлять не менее 50 мкм. Степень запыленности – не более 2 баллов по ISO 8502-3.

УК ООО «ТМС групп», имея большой опыт работы с нефтяными компаниями, зная все возникающие проблемы по защите от коррозии нефтепроводов, на сегодняшний день предлагает трубы с внутренним лакокрасочным покрытием INERTA 200, INERTA 280.

Покрытие было создано в лаборатории компании «ТЕКНОС» в г. Хельсинки (Финляндия), производится на головном заводе компании, испытывалось и применяется на европейских заводах компании Europipe (г. Мюльхайм, Германия). Материал проходил тестирование в европейских лабораториях, а также в лаборатории ADANAC (Канада), «Цельсиус-проф», РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, БашНИПИнефть, ТатНИПИнефть.

INERTA 280 – эпоксидно-фенольное (новолачное) покрытие с отличной износостойкостью и хорошей адгезией к основе, прошедшей предварительную абразивную очистку. Хорошо выдерживает воздействие растворов солей, щелочей и слабых кислот. Обладает высокой устойчивостью к воздействию алифатических и ароматических углеводородов, таких как растворители, нефть и нефтепродукты. Выдерживает также водно-этанольные смеси.

INERTA 200 является двухкомпонентным эпоксидным покрытием на базе жидкой эпоксидной смолы. Отвердевшая пленка не имеет запаха или вкуса, не содержит вредных для здоровья веществ, годится для применения в пищевой промышленности (заключение Государственного научно-исследовательского технического института Финляндии (VTT № ELI 0231 и ELI0232), следовательно, может использоваться для нанесения антикоррозионного внутреннего покрытия в трубопроводах, транспортирующих воду для питьевого или хозяйственно-бытового водоснабжения.

INERTA 200 хорошо противостоит воздействию воды, растворов химических веществ, жиров.

Покрытия обладают отличными механическими свойствами:

• стойкостью к ударным нагрузкам при отрицательных температурах;

• стойкостью к изгибу при температурах до –40 °С;

• отличными характеристиками по адгезии к стали;

• отличной водостойкостью – адгезией после выдержки в горячей воде;

• хорошей стойкостью к катодному отслаиванию.

Производство покрытий осуществляется на современном высокотехнологичном оборудовании с применением стандарта менеджмента качества ISO 1800:1.

Трубы с покрытиями INERTA были отгружены предприятиям ОАО «НГК «Славнефть», ПАО «Татнефть», ПАО «Газпром нефть».

При монтаже трубопровода с антикоррозионным покрытием для защиты внутренней зоны сварного соединения от воздействия транспортируемой агрессивно-активной среды используются защитные втулки с полимерным покрытием ТМС-VIRTUS.

Применяются они при монтаже трубопроводов, транспортирующих:

• нефтегазовые смеси;

• сточные промысловые воды с содержанием сероводорода;

• другие агрессивные среды;

• техническую воду;

• питьевую воду.

Втулки диаметром 86–530 мм состоят из телескопических наружных упоров и внутреннего патрубка, который изготовлен с конически-кольцевыми выступами на концах. Наружная поверхность втулок снабжена герметизирующими элементами, которые установлены на расстоянии, превышающем зону термического воздействия при процессе сварки труб. Поверхности втулок, непосредственно контактирующие с коррозионным агентом, имеют антикоррозионное полимерное покрытие.

Выгодным отличием от традиционно применяемых втулок для внутренней изоляции сварного стыка трубопроводов является силовое перемещение наружных упоров к кольцевым выступам втулки с последующей их фиксацией относительно внутреннего патрубка. Силовое воздействие на упоры осуществляется посредством устройства разжима, технически простого в применении и не требующего значительных физических усилий.

Преимущества:

• гарантированная надежность герметизации зоны сварного соединения от воздействия транспортируемой среды, что подтверждено гидравлическими и термогидравлическими испытаниями;

• отсутствие потребности в приготовлении и нанесении герметизирующих мастик;

• простота и малое время монтажа при строительстве трубопровода;

• применение на трубопроводах с сочетанием высоких температур и высокого давления;

• применение для соединений труб без предварительной калибровки с подгонкой длины трубы по месту;

• возможность применения на трубопроводах питьевого водоснабжения;

• низкие затраты на монтажные и сварные работы;

• сертификация продукции на соответствие ГОСТ Р;

• квалифицированные специалисты изготовления и контроля;

• возможность проведения инспекционного контроля со стороны заказчика;

• гарантийные обязательства со стороны изготовителя.

УК ООО «ТМС групп» всегда готова к проведению аудита производства заказчиком, который может наглядно оценить цеха и продукцию для принятия решения по размещению заказа. Мы постоянно расширяем спектр предлагаемых покрытий с различными характеристиками и ценовыми категориями в рамках ГОСТа, что позволяет заказчику сделать выбор. Для полного удовлетворения потребностей заказчика в сегменте нефтесервисных услуг наша компания применяет разработанные стандарты, инновации.

УК ООО «ТМС групп»

423450, Республика Татарстан,

г. Альметьевск, ул. Герцена, д. 1д

Тел.: +7 (8553) 30-04-42, 31-19-96

e-mail: tgcg@tmcg.ru

www.тмс-групп.рф

Фундамент для становления и развития компании, которая сегодня носит название ОАО «Салаватнефтемаш», был заложен 15 октября 1951 г., когда в башкирском городе Салавате начал свою работу ремонтно-механический завод (РМЗ) комбината № 18. В задачи молодого предприятия входили изготовление нестандартного оборудования и подготовка к эксплуатации технологических установок, поступающих для нужд развивающейся в регионе нефтегазовой отрасли.

Генеральный директор ОАО «Салаватнефтемаш» Андрей Юрьевич Запрометов

21 октября 1957 г. на базе РМЗ был создан Салаватский машиностроительный завод – автономное предприятие союзного подчинения. 13 марта 1978 г. к нему присоединился завод «Нефтехиммаш» из пос. Маячный. Сформированное таким образом производственное объединение «Салаватнефтемаш» 17 февраля 1989 г. получило статус НПО, и в его состав вошли все специализирующиеся на нефтегазовом оборудовании заводы Башкирии – Ишимбайский, Октябрьский, Туймазинский, Благовещенский.

В 1990-е гг. НПО «Салаватнефтемаш» было реструктуризовано: входившие в объединение подразделения обрели самостоятельность, а головная компания получила статус государственного унитарного предприятия. 2 марта 2000 г. ГУП «Салаватнефтемаш» было преобразовано в открытое акционерное общество.

Последовательно совершенствуя организационную и производственную структуры, ОАО «Салаватнефтемаш» постепенно вошло в число крупнейших отечественных предприятий, занимающихся проектированием, производством и поставкой оборудования для нефтегазодобывающей, нефтехимической, химической и других отраслей промышленности, связанных с обращением, транспортировкой, хранением жидких и газообразных веществ, в том числе токсичных, взрыво- и огнеопасных.

Главным условием снижения себестоимости выпускаемого ОАО «Салаватнефтемаш» оборудования служит непрерывное совершенствование применяемых технологий и обновление станочного парка. Внедрение новых методик, комплексная механизация и автоматизация производственных процессов, использование наиболее современных материалов, улучшение конструкции изделий, сокращение количества брака и минимизация непрофильных расходов позволяют добиться значительной экономии не только финансовых средств, но и времени.

Техническое перевооружение ОАО «Салаватнефтемаш» направлено на интенсификацию производства, повышение его мощности, улучшение качества и рост объемов выпускаемой продукции на фоне снижения материалоемкости и себестоимости изделий, экономии материальных и топливно-энергетических ресурсов. Для этого совершенствуется парк оборудования, внедряются автоматизированные системы управления и контроля, телеметрия и другие современные системы, модернизируются очистные сооружения, отопительные и вентиляционные системы.

Инновационная деятельность ОАО «Салаватнефтемаш» – целенаправленный комплекс мер, связанных с разработкой, внедрением, освоением, производством и коммерциализацией новшеств. Инновации ориентированы на технологическое перевооружение производства за счет автоматизации проектирования и изготовления продукции, расширения парка высокотехнологичного оборудования, применения прогрессивных методов высокоточной обработки конструкционных материалов, автоматизации сборочных процессов, развития методов диагностики деталей и узлов.

Решая задачи повышения эффективности производства, ОАО «Салаватнефтемаш» уделяет особое внимание улучшению условий труда, рациональному использованию человеческих ресурсов, совершенствованию системы поощрения сотрудников и повышению роли персонала в управлении предприятием. Показатель производительности труда входит в число основных параметров, учитываемых при планировании и в системе экономического стимулирования.

Высокое качество продукции, гибкая ценовая политика, уникальные технологические возможности, позволяющие предприятию выполнять заказы по индивидуальным проектам и точно в установленные сроки, сертифицированное оборудование, полностью соответствующее требованиям технических регламентов Таможенного союза, выгодное географическое положение, а также многолетний опыт работы высококвалифицированного персонала – все это говорит в пользу ОАО «Салаватнефтемаш».

Непрерывно развиваясь, партнерские отношения компании сегодня распространяются не только в пределах нашего государства, но и в ближнем и дальнем зарубежье. Продукция
ОАО «Салаватнефтемаш», которая, в частности, экспортируется в страны Европы и Азии, заслужила доверие со стороны потребителей как образец качества и надежности. В числе основных заказчиков организации можно назвать такие крупные компании, как ПАО «Газпром», ПАО «Газпром нефть», ОАО «АК «Транснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «НК «Роснефть» и их дочерние структуры.

Главные задачи, которые сегодня ставит перед собой руководство ОАО «Салаватнефтемаш», – продолжать выстраивать партнерские отношения с заказчиками на долгосрочной основе, модернизировать существующие мощности предприятия и постоянно расширять ассортимент выпускаемой продукции и предоставляемых услуг.

ОАО «Салаватнефтемаш»
453256, Республика
Башкортостан, г. Салават,
ул. Молодогвардейцев, д. 26
Тел.: +7 (3476) 32-99-21 (приемная),
32-99-18 (круглосуточный)
Факс: +7 (3476) 37-75-32
e-mail: snm@snm.ru
www.snm.ru

При освоении глубоководных нефтегазовых месторождений замерзающих морей одним из перспективных является комбинированный вид их обустройства с применением плавучих технологических платформ судового типа (рис. 1). 

Такое решение позволяет:

1) организовать энергоснабжение и управление подводным добычным комплексом непосредственно на месторождении;

2) обеспечить полную подготовку нефти и газа к транспорту и воды для закачки в пласт с использованием технологий и оборудования, разработанных для сухопутных месторождений (при возможной небольшой их адаптации к морским условиям);

3) использовать корпус платформы для накопления и хранения жидких углеводородов с их последующей отгрузкой на танкеры;

4) обеспечить самостоятельные отсоединение и отход платформы на безопасное расстояние в случае возникновения айсберговой, ледовой, волновой или любой другой угрозы и оперативные самостоятельное возвращение и установку на точку с возобновлением добычи.

Для акваторий Баренцева и Охотского морей при организации мониторинга и управления ледовой обстановкой [5] комбинированный вид обустройства с платформами судового типа позволит проводить добычу нефти и газа в течение большей части года с применением современных методов повышения нефтеотдачи и обеспечением КИН не менее 0,5.

Одной из важных проблем при использовании комбинированного вида обустройства является организация надежного удержания технологической платформы на точке ее установки. В зависимости от типа платформы и района ее применения используются различные технологии удержания.

Широкие возможности применения технологических платформ судового типа [1, 6] (по классификации Российского морского регистра судоходства – плавучий нефтегазодобывающий комплекс судового типа (ПНК СТ), по международной – FPSO) в различных районах Мирового океана как на мелководных, так и на глубоководных месторождениях обусловили разнообразие схем их систем удержания (швартовки) [2].

Якорная система удержания ПНК СТ может быть выполнена в виде локальных блоков якорных растяжек (распределенная система швартовки), размещенных побортно по оконечностям корпуса и относительно неподвижно раскрепляющих ПНК СТ на месторождении с постоянной ориентацией в одном направлении, которое выбирается с учетом минимального ветрового и волнового воздействия на платформу. При этом добычные райзеры располагаются по бортам.

Такая схема якорной системы удержания отличается простотой конструкции и малыми затратами на установку ПНК СТ на месторождении, но не обеспечивает безопасность в районах с сильными штормами и ветрами переменного направления. В этом случае платформы фиксируются с помощью систем удержания турельного типа.

Якорные системы удержания турельного типа могут быть как внешними, так и внутренними, размещаемыми внутри корпуса платформы (рис. 2). Они позволяют устанавливать ПНК СТ на глубинах от 30 до 500 м.

Благодаря турели платформа может пассивно вращаться вокруг оси турели на 360°, под воздействием сил ветра, волнения и течения занимать положение, соответствующее минимальной равнодействующей от этих сил, благодаря чему минимизируются нагрузки на якорную систему удержания, уменьшаются величины крена и дифферента ПНК СТ. Это благоприятно сказывается на работе технологического комплекса. При помощи винторулевого комплекса платформа может занимать любое направление по отношению к ветру, течению или направлению волн, например при отгрузке продукции на танкер тандемным способом, что существенно повышает безопасность этой часто выполняемой периодической операции.

В свою очередь, якорные системы удержания турельного типа подразделяются на системы без возможности оперативного отсоединения и с возможностью оперативного отсоединения.

Внутренние якорные системы удержания турельного типа, как правило, размещаются в носовой оконечности ПНК СТ на расстоянии от носа не более 1/3 длины корпуса.

Возможность оперативного отсоединения обеспечивается благодаря наличию в составе системы удержания райзерного буя (рис. 3), к которому подсоединены якорные оттяжки и райзеры. Также через райзерный буй могут подключаться кабели связи, шлангокабели управления подводным добычным комплексом.

Соединение неподвижной системы райзеров с вращающимся вместе с платформой вокруг оси турели приемным коллектором добычного комплекса обеспечивает вертлюг (рис. 4). Также через вертлюг от ПНК СТ могут закачиваться обратно в пласт отсепарированные из пластовой продукции вода и газ.

Наличие вертлюга обеспечивает доступ для обслуживания и высокую надежность элементов подключения добычных райзеров к платформе. Однако применение вертлюга приводит к существенному, в 3–4 раза, удорожанию системы удержания. Современные конструкции вертлюгов позволяют производить ремонт их наиболее подверженных износу частей даже без остановки процесса добычи по другим линиям. Столь же высокой ремонтопригодностью обладают и подвижные части турели.

Применение внутренних якорных систем удержания турельного типа обходится существенно дороже внешних. Наличие цилиндрического выреза в корпусе усложняет конструкцию носовой оконечности корпуса судового типа, однако такая система обеспечивает эксплуатацию платформ в самых тяжелых природно-климатических условиях, в том числе в отличие от внешних систем и при наличии ледовых образований.

Кроме рассмотренных выше основных типов систем швартовки для удержания платформ и приема пластовой продукции применяются и другие системы, такие как SALM (Single Anchor Leg Mooring) и CALM (Catenary Anchor Leg Mooring) или CALRAM, которые являются разновидностями внешних якорных систем удержания и применяются на мелковод-
ном шельфе с глубинами моря до 35 м.

На месторождениях с глубинами моря свыше 500 м применение якорных систем удержания технически и экономически нецелесообразно. На таких глубинах якорные системы удержания обеспечивают фиксацию только спайдерного буя, а сами платформы удерживаются над заданной точкой благодаря работе винторулевого комплекса под управлением системы динамического позиционирования, получающей информацию о месте и положении судна от гироскопов, аппаратуры спутниковой и гидроакустической системы навигации и позиционирования [3].

Учитывая, что в российском секторе арктических и дальневосточных морей глубины в основном не превышают 500 м, наибольший интерес при освоении месторождений в этих районах будут представлять внутренние отсоединяемые ТСУ. Поэтому остановимся на особенностях их конструкции [4].

Рассматриваемая конструкция предназначена для установки и удержания на точке плавучего нефтегазодобывающего комплекса судового типа (ПНК СТ) с техническими характеристиками, представленными в таблицах 1 и 2. 

В состав конструкции ТСУ входят:

1. турель;

2. буй-системы удержания райзеров (БСУР);

3. кожух ТСУ;

4. подшипники ТСУ;

5. поворотный стол;

6. конструкция обслуживания поворотного стола;

7. ледовый пояс;

8. вертлюжный блок;

9. система удержания;

10. якорные фундаменты. 

В целом система удержания предназначена для выполнения следующих операций:

• подачи продукции пласта от подводного добычного комплекса (ПДК) к технологическому комплексу ПНК СТ;

• подачи продукции технологического комплекса ПНК СТ к морскому межпромысловому трубопроводу;

• передачи энергии, химических реагентов и сигналов управления подводными системами и системами безопасности;

• плановой и экстренной отстыковки платформы от райзеров, оптоволоконных кабелей, шлангокабелей и оттяжек якорной системы позиционирования (плановая отстыковка платформы не должна превышать 6 часов, экстренная – 15 минут);

• последующего присоединения райзеров, оптоволоконных кабелей, шлангокабелей и оттяжек якорной системы к ПНК СТ;

• пассивное позиционирование ПНК СТ под воздействием внешних нагрузок;

• обеспечение подачи пластовой воды в поглощающий пласт для утилизации.

ТСУ располагается в диаметральной плоскости в носовой части корпуса платформы. Осевая линия ТСУ находится на расстоянии около 240 м от кормового перпендикуляра. Такое расположение наиболее целесообразно с учетом изменения ориентации платформы под действием льдов и погодных условий и необходимости защиты райзеров, шлангокабелей и якорной системы от ледовых нагрузок.

Для обеспечения безопасности отсоединения платформы от якорной системы удержания применяется уникальное решение, предусматривающее контролируемое погружение БСУР под корпус перед отсоединением якорной системы от турели. Такое решение обеспечивает максимальное гидравлическое демпфирование резких смещений БСУР, возникающих во время отсоединения якорных оттяжек, а также исключает возможность динамического воздействия БСУР на турель и корпус в условиях воздействия высоких горизонтальных нагрузок. Реализуемость вышеуказанной уникальной технической концепции подтверждена результатами выполненного математического моделирования, а также модельных испытаний в волновом бассейне.

Для защиты элементов ТСУ от воздействия ледовых образований в состав турели вводится элемент, называемый «ледовый пояс» и представляющий собой усиленную металлическую конструкцию, жестко связанную с корпусом платформы и защищающую элементы ТСУ по всему периметру от воздействия льда, попадающего под корпус. 

Как уже отмечалось, возможны два режима отсоединения:

• плановое, применяемое в тех случаях, когда при помощи ледового мониторинга выявляется приближение к ПНК СТ ледовых образований (торосов, айсбергов), взаимодействие с которыми может привести к аварийной ситуации на платформе, либо по причине других запланированных ранее операций;

• экстренное, применяемое в тех случаях, когда ледовые нагрузки приводят к критическому смещению ПНК СТ от проектного положения.

Также в проекте предусмотрено осуществление операций по отсоединению платформы механическим путем (вручную).

Рассмотрим более подробно основные функции и технические решения, заложенные в перечисленные выше основные элементы турельной системы удержания.

Турель

Турель – стационарный элемент ТСУ, вокруг которого вращается корпус, соединяемый через БСУР и якорную систему удержания с морским дном. Предназначена для изменения ориентации платформы под воздействием внешних нагрузок (волновая, ветровая, ледовая, течения). Турель через подшипники (рис. 4) опирается на корпусные конструкции. На период проведения ремонтных работ турель оборудована запорным устройством, фиксирующим положение корпуса и препятствующим вращению ПНК СТ под воздействием внешних нагрузок. Указанное устройство планируется задействовать, например, для замены элементов основного подшипника ТСУ.

В нижней части турели располагается система отсоединения для разъединения потоков жидкостей, газов, электрических и оптических линий.

Конструкция турели располагает достаточной прочностью и жесткостью для передачи нагрузок от якорной системы на корпус. 

На турели размещаются:

• соединители и запорное устройство БСУР;

• подшипники и запорное устройство турели;

• оборудование для подъема БСУР;

• быстроразъемные соединения для райзеров и шлангокабелей;

• оборудование для повторного натяжения якорных оттяжек;

• устройство крепления швартовной линии БСУР;

• трубопроводы и арматура;

• технические средства обеспечения эксплуатации и технического обслуживания. 

Буй-системы удержания райзеров (БСУР)

Это стационарный элемент турели, предназначенный для крепления райзеров и шлангокабелей. БСУР фиксируется к турели посредством запорного устройства и соединяется с якорной системой так называемой якорной оттяжкой БСУР, проходящей между соединительным элементом БСУР и соединительным элементом турели (рис. 5). После отсоединения БСУР обеспечивает удержание якорных оттяжек, райзеров и шлангокабелей на глубине не менее 100 м ниже поверхности моря. 

Кожух

Это поворотный элемент ТСУ, жестко сопряженный с корпусом и совершающий вместе с ним вращательные движения вокруг стационарной турели. Кожух представляет собой вертикальную цилиндрическую конструкцию, отделяющую турель от корпуса и служащую опорой для размещения подшипников и турели. Кожух имеет диаметр 23 м, располагается вокруг турели и является также водонепроницаемым барьером в примыкающие отсеки корпуса.

Нижняя часть кожуха входит в ледовый пояс, образуя единую конструкцию. 

Подшипники ТСУ

Это элемент ТСУ, обеспечивающий способность ориентации платформы относительно стационарных элементов турельной системы под воздействием внешних нагрузок (рис. 4). Подшипники также предназначены для распределения усилия, передаваемого с корпуса на турель. Подшипники служат опорой для турели и обеспечивают требуемый коэффициент трения в системе «турель –
кожух» для обеспечения ориентации платформы.

Предусмотрено три узла подшипников:

• вертикальный верхний подшипник – воспринимает все вертикальные нагрузки и вертикальные нагрузки, создаваемые опрокидывающим моментом;

• горизонтальный верхний подшипник – воспринимает горизонтальные нагрузки, создаваемые опрокидывающим моментом и вызываемые горизонтальными ускорениями нагрузки от поворотных столов и части турели;

• нижний подшипник – воспринимает горизонтальные нагрузки от якорной системы и вызываемые горизонтальным ускорением нагрузки от части турели.

Распределение нагрузок между горизонтальным верхним подшипником и нижним подшипником определяется податливостью конструкции на участке между нижним и верхним подшипником. Нижний подшипник включается в работу при увеличении горизонтальной составляющей внешней нагрузки свыше 2500 т.

Поворотный стол

Это стационарный элемент, расположенный над турелью и служащий для размещения основной части оборудования ТСУ, включая подъемное оборудование БСУР и вспомогательные лебедки для замены элементов якорной и райзерной систем. На поворотном столе также расположены трубопроводы и манифольды. Поворотный стол жестко соединен с турелью.

В данной конструкции ТСУ предусмотрено наличие поворотного стола, состоящего из пяти палуб.

На верхней палубе расположен вертлюжный блок.

На четвертой палубе расположены манифольды и трубная обвязка для перераспределения потоков пластового продукта перед входом в вертлюжный блок.

На третьей палубе расположены камеры запуска и приема средств очистки и диагностики (СОД) для удаления накопившейся жидкости и примесей в добычных райзерах и внутрипромысловых трубопроводах. Обвязка предусматривает возможность использования СОД с возвратом через добычной райзер.
В связи с использованием СОД предусмотрены соответствующие технические средства для отвода газов, дренажа и продувки, а также оборудование одной камеры для пуска и одной камеры для приема СОД.

На второй палубе располагается вспомогательное оборудование систем ТСУ.

На первой палубе расположено основное и вспомогательное подъемное оборудование (лебедки) для подъема БСУР и замены райзеров, шлангокабелей и якорных оттяжек.

Конструкция обслуживания поворотного стола

Это поворотный элемент турели, жестко соединенный с корпусом, представляющий собой цилиндрическую конструкцию диаметром 25 м и предназначенный для крепления ограждающих панелей турели, трубопроводов и лестничных шахт, обеспечивающих доступ к палубам поворотного стола. В составе конструкции обслуживания поворотного стола предусматриваются площадки для погрузки-выгрузки оборудования. Для этого здесь размещается крановое оборудование для выполнения работ по обслуживанию ТСУ.

Ледовый пояс

Это элемент ТСУ, расположенный под килем и жестко соединенный с корпусом. Ледовый пояс предназначен для защиты турели и якорной системы удержания от воздействия льда. 

Вертлюжный блок

Это элемент ТСУ, состоящий как из стационарной, так и поворотной частей. Вертлюжный блок предназначен для обеспечения передачи жидкостей, газов, электроэнергии и оптических сигналов между стационарными и поворотными элементами ТСУ.

Вертлюжный блок имеет вертикальную модульную компоновку и состоит из 7 эксплуатационных модулей (3 модуля по 16 дюймов и 4 – по 12 дюймов), а также вертлюжных устройств для инженерных сетей и электрических/оптических линий.

Конструкция эксплуатационных модулей обеспечивает возможность замены уплотнений на месте без необходимости демонтажа вертлюжного блока. Блок формируется из опробованных на практике модулей, устанавливаемых на узле входного коллектора, который служит основанием вертлюжного блока и монтируется на вертлюжной палубе поворотного стола. Модули вертлюжного блока обеспечивают подсоединение трубопроводов, линий инженерных сетей и передачи электрических и оптических сигналов на стыке стационарной и вращающейся частей турели при неограниченном угле поворота платформы.

Пассивные приводы вертлюга устанавливаются между роторами каждого его отдельного модуля и конструкцией обслуживания поворотных столов с целью свести к минимуму напряжения на подходящие трубопроводы технологического комплекса. 

Система удержания

Это стационарный элемент турельной системы, предназначенный для передачи внешней нагрузки на якорные фундаменты и формирования обратного усилия для удержания платформы в заданном положении при подсоединенном БСУР. Система удержания поддерживает БСУР в погруженном состоянии после отсоединения ПНК СТ на заданной глубине. Как отмечалось выше, в данной системе удержания применено уникальное решение крепления якорных оттяжек не к БСУР, а непосредственно к турели. БСУР соединяется с системой удержания посредством дополнительной оттяжки, называемой линией БСУР, которая в условиях нормальной эксплуатации не включена в работу системы удержания (рис. 5).

Таким образом, при отсоединении ПНК СТ на начальном этапе в процессе опускания БСУР к нему крепятся только райзеры и шлангокабели, но не якорные оттяжки (которые остаются закрепленными на турели). На последнем этапе отсоединения все якорные оттяжки отсоединяются от турели и включаются в работу линии БСУР, которая крепится непосредственно к БСУР.

Данный проект системы удержания выполнен по схеме 4 x 6, т. е. предусмотрено 4 пучка из 6 якорных оттяжек, что дает в совокупности 24 оттяжки. Каждая якорная оттяжка состоит из якорной цепи без распорок в нижней части и стального каната, оснащенного двумя элементами плавучести с плавучестью по 20 т. Якорные оттяжки оснащаются специальной системой контроля натяжения.

Якорная система создает возвращающее усилие 2,5 тыс. т при отходе платформы на 45,0–49,5 м от расчетной позиции. При большем смещении платформы от расчетной позиции возвращающее усилие якорного крепления может возрасти до 5 тыс. т на расстоянии 64 м в направлении пучка оттяжек и 74 м – в промежуточном направлении. При достижении такой нагрузки инициируется процедура экстренного отсоединения.

Якорные фундаменты

Это стационарный элемент системы удержания, предназначенный для восприятия всех результирующих нагрузок с последующей их передачей на якорные фундаменты, закрепленные в грунт.

Возможно использование нескольких типов якорных фундаментов. Окончательный выбор типа должен осуществляться на основании уточненных геологических данных в местах их предполагаемой установки.

Во время планового отсоединения давление во всех промысловых трубопроводах сбрасывается с помощью вспомогательной системы. Продувочная арматура для сброса давления размещается на верхнем строении и обеспечивает отвод газа на факел. Промысловый трубопровод и райзер подключаются к вспомогательной системе путем открытия отсечного клапана, соединяющего коллектор турели и манифольд вспомогательной системы.

При экстренном отсоединении промысловые трубопроводы остаются под давлением, а сброс давления осуществляется только на участке между арматурами аварийного останова БСУР и останова турели. Для обеспечения быстрого сброса давления (расчетное время сброса давления – 15 с.) предусмотрен сброс газообразных углеводородов на факел через ту же вспомогательную систему, что и при плановом отсоединении.

Вспомогательная система сброса давления также используется во время запуска СОД в подводные промысловые трубопроводы.

Утилизируемая вода под высоким давлением подается с технологического комплекса и закачивается в подводные скважины. Для этого вода перекачивается через отдельный канал во вспомогательной секции вертлюжного блока и далее через стыковочную плиту подается в шлангокабель. В состав блока стыковочной плиты входит быстроразъемный соединитель небольшого диаметра для каждого шлангокабеля.

Вентиляция внутри ограждающих конструкций турели осуществляется с помощью выделенного агрегата ОВКВ, размещаемого на палубе поворотного стола.

Электрораспределительные системы турели подключаются к распределительной сети ПНК СТ через электрическую секцию вертлюжного блока (электрический вертлюг). Типичная потребляемая мощность во время подсоединения турели составляет 300 кВт для нагрузок оборудования на поворотных столах и 1,0 МВт для нагрузок оборудования на конструкции для обслуживания поворотных столов. В нормальном режиме работы потребляемая мощность оборудования турельной системы составляет около 70 кВт.

Рассмотренные технические решения в своем большинстве уже используются на действующих ПНК СТ в различных районах Мирового океана. Отдельные новые технические решения, такие как крепления якорных оттяжек не к БСУР, а непосредственно к корпусу ТСУ, позволяющие предотвратить демпфирующий удар БСУР в корпус при экстренном отсоединении в случае высоких горизонтальных нагрузок, были исследованы в ходе модельных испытаний в бассейне и должны быть дополнительно аттестованы в ходе испытаний элементов системы отсоединения/присоединения как без внешних нагрузок, так и под максимальной проектной нагрузкой. 

Заключение

Комбинированный вид обустройства морских нефтегазовых месторождений отдельных районов арктического и дальневосточного шельфов позволяет использовать апробированные на суше технологии разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений с применением современных методов повышения нефтеотдачи и обеспечением высокого КИН.

Для размещения оборудования по подготовке нефти, газа и воды, а также хранению добытой нефти на глубинах свыше 50 м целесообразно использовать технологические платформы судового типа, которые характеризуются наличием больших площадей для размещения оборудования, объемов для хранения жидких углеводородов, мобильностью и другими преимуществами перед платформами другого типа.

Одним из наиболее ответственных элементов ПНК СТ является турельная система удержания, которая, по сути, является ключевым компонентом в технологической цепочке «пласт – скважина – система сбора – система подготовки на морском месторождении», обеспечивая:

• удержание платформы на точке установки;

• подачу продукции скважин к технологическому комплексу на платформе;

• передачу сигналов управления и реагентов к подводному добычному комплексу;

• отсоединение платформы при необходимости ее отхода и обратное подсоединение. 

Как видно из представленных материалов, несмотря на сложность и многообразие выполняемых функций, современные конструкции ТСУ обладают высокой надежностью, технологичностью в изготовлении и являются объектом, готовым к промышленному внедрению. Другие элементы технологической цепочки при комбинированном виде обустройства, начиная от скважины до входа в ТСУ, и на самой платформе также являются объектами промышленной готовности. Поэтому при освоении морских нефтегазовых месторождений, в первую очередь на акватории Баренцева и Охотского морей, внедрение комбинированного вида обустройства с применением ПНК СТ позволит решать задачи рациональной эксплуатации недр с использованием технологий разработки месторождений, которые были апробированы на сухопутных месторождениях. При полностью подводном обустройстве такая эксплуатация недр – задача далекого будущего.

Таблица 1. Основные размеры и объемы корпуса внутренних отсоединяемых ТСУ

Table 1. Basic dimensions and volumes of the body of the internal detachable turret mooring systems

Таблица 2. Класс ледовых усилений, системы динамического позиционирования, климатическое исполнение

Table 2. Class of ice strengthening, dynamic positioning system, climatic modification

Геологические и геокриологические условия на площадках кустов нефтяных и газовых скважин характеризуются значительными отличиями в свойствах грунтов, таких как температура грунта, степень засоленности, льдистость, степень заторфованности и наличие прослоек льда в толще грунтов. Необходимо учесть все негативные факторы, влияющие на работу скважины и ухудшающие устойчивость ее основания. При работе скважины выделяется значительное количество тепла, что приводит к повышению температуры окружающего грунта. Переход из твердомерзлого или пластичномерзлого состояния грунтов в охлажденное или талое сопровождается потерей несущей способности основания, которая приводит к значительным просадкам устьевой зоны, деформациям скважин и обвязки.

Решить проблему устойчивости грунтового основания нефтяных и газовых скважин, а также сократить расстояние между скважинами с 20 до 10–12 м позволило применение вертикальной системы температурной стабилизации «ВЕТ».

Рис. 1. Площадки кустов газовых скважин с системами температурной стабилизации грунтов «ВЕТ». Бованенковское НГКМ

Уникальность системы «ВЕТ» для термостабилизации устьев скважин обусловлена возможностью размещения вертикальных охлаждающих труб в зоне скважины, а надземного конденсаторного блока – на расстоянии 10–20 м от самой скважины, не препятствуя ее обслуживанию. Никакое другое техническое решение такой возможности не предоставляет.

Первые проекты с применением системы «ВЕТ» для термостабилизации грунтов основания устьев скважин были выполнены в 2007 г. для Южно-Хыльчуюского месторождения. Вскоре предложенное техническое решение получило активное и беспрецедентное в истории газовой промышленности применение при обустройстве кустов газовых скважин Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения (рис. 1). Более 40 кустовых площадок построены с использованием систем «ВЕТ».

Рис. 2. Схема температурной стабилизации площадки куста газовых скважин

Схема температурной стабилизации включает две автономные системы охлаждения для каждой скважины, это обеспечивает дополнительную надежность. В зависимости от состояния грунта применяются схемы с одним или несколькими контурами труб. Охлаждающие вертикальные трубы глубиной 13–60 м располагаются по окружности вокруг ствола скважины с одинаковым шагом (рис. 2).

Наглядным примером необходимости температурной стабилизации грунтов служит одна из скважин, расположенная в зоне погребенного льда и сильнольдистых грунтов. В процессе эксплуатации данной скважины приустьевая зона стала оттаивать и проседать, необходимо было постоянно засыпать грунтом приустьевую воронку. Возникла необходимость срочной термостабилизации грунтов основания устья скважины. Поскольку грунт был уже растеплен, после монтажа системы охлаждения ее подземная часть (охлаждающие вертикальные и соединительные трубы), не успев заморозить грунты приустьевой зоны, под действием просевшего грунта деформировалась, и система вышла из строя. Было принято решение остановить работу скважины и смонтировать новую систему «ВЕТ» на опорной раме для предотвращения ее просадки (рис. 3). Для обеспечения промораживания грунтов скважина была выключена из работы. Менее чем за три весенних месяца система «ВЕТ» успела произвести замораживание грунтов, что обеспечило отсутствие просадок грунта в приустьевой зоне скважины в летний период.

Рис. 3. Система температурной стабилизации грунтов «ВЕТ» на опорной раме

В дальнейшем на эксплуатационных скважинах, основания которых залегают на сильнольдистых грунтах (просадочных при оттаивании), во избежание просадки охлаждающих и соединительных труб под каждую систему «ВЕТ» устанавливается опорная рама. Опорная рама также необходима на действующих скважинах, где произошло растепление грунтов и наблюдаются приустьевые воронки. При проектировании систем термостабилизации устьев нефтегазовых скважин постоянно совершенствуются раскладка охлаждающих труб, исключающая их пересечение, устройство компенсаторов для компенсации деформаций труб при возможных осадках системы вместе с грунтом.

По результатам многолетних наблюдений службы мониторинга можно сделать вывод, что проектные решения по температурной стабилизации грунтов с применением системы «ВЕТ»:

• обеспечивают устойчивость грунтового основания приустьевой зоны нефтяных и газовых скважин;

• позволяют сократить расстояния между скважинами с 20 до 10–12 м;

• гарантируют отсутствие деформаций скважин и опор трубопроводной обвязки скважин.

С 2015 г. компания НПО «Пульсар» начала разработку уникальных средств защиты для улучшения качества и увеличения производительности сварочных работ. При сотрудничестве крупных заводов России были успешно выведены на российский рынок три вида продукции, успешно протестированных и работающих в жестких условиях повышенных температур, под бренд-маркой «СВАРТОН». 

Разработано три варианта защитных спреев:

• «СВАРТОН» Профессионал – с ориентацией на защиту расходных частей горелок. Продукт имеет хорошую адгезию к поверхности обрабатываемых деталей и устойчив к истиранию и воздействию высоких температур и брызг металла. Спрей образует тонкий матовый защитный слой и в процессе сварки запекается, образуя глянцевую керамическую поверхность, которая отталкивает брызги металла и защищает расходные части горелки от воздействия температур, тем самым увеличивая срок службы данных деталей и уменьшая время на нанесение и дополнительно – на зачистку данных деталей на 8–10 часов;

• «СВАРТОН» Универсал – с ориентацией на использование для защиты как расходных частей горелок, так и околошовной зоны впоследствии окрашиваемых деталей. Спрей не требует удаления после сварки и дополнительной обработки поверхности, подготовки перед покраской, существенно снижает расход абразивных материалов вследствие защиты поверхности от разбрызгивания горячих капель металла;

• «СВАРТОН» Защита – с ориентацией на использование для защиты околошовной зоны на высоколегированных металлах и алюминиевых сплавах. После нанесения на околошовную зону устойчив к истиранию, но после прохода сварного шва теряет свойства адгезии и легко удаляется ветошью с околошовной зоны. Актуальное применение – полуавтоматическая и автоматическая сварка нержавеющих сталей и алюминиевых сплавов.

Основное направление применения FURANFLEX – это ремонт и восстановление дымоотводящих труб в промышленных и жилых помещениях.

Технология FURANFLEX была изобретена в 1991 г. в Венгрии (патент 218.726.B). На сегодняшний день FURANFLEX применяют уже в 28 странах, в России открыто более 30 представительств. FURANFLEX является композитным материалом, его прочность превышает прочность стали, а удельный вес составляет 1/4 от удельного веса стали. 

Монтаж

Перед монтажом канал обследуют,
а затем в него с крыши опускают мягкий полимерный рукав FURANFLEX, после чего закрывают верхний и нижний концы рукава и подают в рукав воздух под давлением 0,2 бар. В течение пары часов материал затвердевает, принимает нужную форму, и восстановленный канал готов к эксплуатации. При этом потери в сечении составляют всего 3 мм. 

Теплоизоляционная способность

Важное свойство FURANFLEX – его теплоизоляционная способность, составляющая 0,4 Вт/(м.К), в то время как у нержавеющей стали этот показатель равен 16 Вт/(м.К), значит, FURANFLEX в 40 раз лучше теплоизолирует, чем сталь.

Толщина стенок рукавов FURANFLEX – 3 мм, а толщина стальных труб – 0,6 мм, т. е. разница пятикратная. Принимая во внимание вышеизложенное, можно отметить, что теплоизоляционная способность дымоходного рукава FURANFLEX в 200 раз превышает теплоизоляционную способность стальной трубы, что обуславливает значительное снижение образования конденсата в дымоходе и возрастание скорости потока. 

Гарантии

На материал FURANFLEX предоставляется 30-летняя гарантия. Ответственность несет страховая компания Generali Insurance Co. Тот факт, что страховой компании Generali до сих пор не пришлось возмещать убытки, вызванные дефектом FURANFLEX, подтверждает уникальность и надежность технологии. 

Преимущества FURANFLEX:

• устойчив к коррозии;

• принимает форму канала дымохода;

• может иметь любой диаметр в диапазоне 60–1200 мм;

• может быть любой длины;

• может принимать любую форму сечения;

• нет сращиваний, полностью монолитен;

• быстрый монтаж без разрушения стены.

FURANFLEX

117292, г. Москва,

ул. Кржижановского, д. 4, корп. 1

Тел.: +7 (495) 790-97-76,

+7 (495) 775-34-23

e-mail: info@fineline.ru

www.furanflex.ru

«МРТС Холдинг» – группа компаний, осуществляющая комплексные строительные работы по обустройству подводно-технических объектов нефтегазодобывающего комплекса и возведению гидротехнических сооружений» – этой фразой начинается практически каждая статья. Но что скрывается за привычными словами, так и норовящими проскользнуть мимо сознания?

2016 г. Завершается строительство объектов основного периода морского порта Сабетта. Технологические причалы отгрузки СПГ и газового конденсата

2012 г. Пионерный выход на строительство объектов подготовительного периода морского порта Сабетта

Будни и праздники «МРТС»

Будни описать просто: работа при температурах до –50 °С, часто в условиях вечной мерзлоты или на стометровых глубинах. Необходимость тщательно выверенной логистики и трехмесячный период навигации. Замерзающее оборудование и профессиональные водолазы-глубоководники, способные смонтировать очередной важнейший узел с миллиметровой точностью в условиях практически нулевой видимости.

Праздники случаются гораздо реже. Впрочем, это не только традиционный День строителя, но и не менее значимые, но почти не заметные для широкой общественности. Пример – отгрузка миллионной тонны нефти с нефтеналивного терминала «Ворота Арктики» (Новопортовское месторождение), в строительстве которого компания принимала самое непосредственное участие. Это действительно праздник, ведь в памяти еще свежи воспоминания о том, как пришлось работать в самые суровые для Арктики зимние месяцы, использовать при стыковочных работах не только суда, но и намороженные площадки, погружаться под воду и работать практически на ощупь.

Еще пример – очередное международное судно, прошедшее по Северному морскому пути и зашедшее на разгрузку в порт Сабетта. Как же не радоваться, если строительство порта было начато несколько лет назад на абсолютно пустом берегу, среди голой тундры, в месте, на сотни километров отдаленном от ближайшего города? Начато и завершено, несмотря на логистику, ограниченную коротким навигационным периодом, и сложнейшие условия Заполярья!

Что помогает компании выполнять невыполнимое? Одни скажут, что современный флот и отличная оснащенность наземным оборудованием, другие – что великолепно подготовленные специалисты. На наш взгляд, все это – плюс желание отлично выполнить свою работу и оставить заметный след в истории развития Российской Арктики. 

История в цифрах

16 лет работы компании – это более тысячи километров трубопроводов, проложенных как по земле (в том числе и по вечной мерзлоте), так и под водой.

2014 г. Полным ходом идет приемка судов на причалы подготовительного периода. Осуществляется доставка материалов для строительства объектов основного периода морского порта Сабетта

Это пять сложнейших 17-километровых переходов через реку Пур в рамках освоения Заполярного газонефтеконденсатного месторождения. Это двухниточный переход газопровода через Тазовскую губу длиной 22 км в рамках строительства газопровода от Находкинского месторождения до ГКС-1, -2 «Ямбургская».

Это газо- и нефтепроводы, проложенные через Волгу, Амур, Енисей, Ангару, Байдарацкую губу и пролив Невельского, работы, выполненные на шельфе Охотского, Баренцева, Карского морей.

Это освоение и безошибочное использование технологии подводного монтажа газодобычного комплекса. Это работа команды водолазов в течение 17 суток в условиях глубоководного погружения на 101 метр.

Технологический флот более чем из трех десятков специализированных судов помогает выполнять взятые на себя обязательства. Трубоукладочные баржи, землесосы, многофункциональные суда, вспомогательные суда и баржи, катера оборудованы для работы в сложнейших погодных условиях. Флот уникален для России и давно стал поводом для оправданной гордости компании. Но все же главное – это люди. Подготовка специалистов идет в бюджете компании отдельной строкой – на этом не принято экономить. Результат налицо: человеческий фактор ни разу не стал причиной ошибки. Более того, водолазы «МРТС» раз за разом ставят негласные рекорды по глубине и длительности погружений для выполнения текущих работ, а строители и инженеры точно и в срок выполняют поставленные задачи, несмотря на любые экстремальные условия. Про кого-то говорят: «Закаленные в огне». Для «МРТС» фразу придется поменять: «Закаленные во льдах» подойдет куда лучше.

АО «МЕЖРЕГИОНТРУБОПРОВОДСТРОЙ»

117246, РФ, г. Москва,

ул. Херсонская, д. 43, корп. 3,

Бизнес-центр «Газойл Сити»

Тел.: +7 (499) 754-20-21

www.mrts.ru

Сверхзвуковые технологии обработки газов

В последние годы на объектах подготовки природного газа к транспорту и на газоперерабатывающих заводах начинают интенсивно использоваться сверхзвуковые технологии обработки природных и попутных газов, наиболее известной из которых является 3S-технология.

Рис. 1. Принципиальная схема 3S-сепаратора

Fig. 1. 3S-separator basic circuit diagram

В ее основе лежит принцип охлаждения смеси газов при адиабатическом расширении закрученного потока газа в сверхзвуковом сопле. Закрутка потока осуществляется с помощью завихрителя тангенциального или лопаточного типа, устанавливаемого в форкамере сопла. В сверхзвуковом потоке температура газа значительно ниже температуры газа на входе в сопло из-за перераспределения кинетической и потенциальной энергии потока (кинетическая энергия потока возрастает, соответственно падает потенциальная энергия, линейно зависящая от температуры газа). За счет того, что скорость потока в сверхзвуковом сопле составляет 600–800 м/c даже при небольших числах Маха (М ~ 1,3–2,0), температура газа в сверхзвуковом потоке достигает 60–100 °С даже при положительной температуре газа на входе в сопло. При такой низкой температуре происходит конденсация не только компонентов тяжелее этана (пропана, бутана, пентана и т. д.), но и части метана с этаном. Поэтому такой способ охлаждения позволяет обеспечивать высокие степени извлечения различных компонентов природного газа. Образовавшиеся капли сконденсировавшихся фракций сепарируются к стенкам сопла за счет их движения в поле центробежных сил закрученного потока. Отбор двухфазного потока со стенок осуществляется в специальной разделительной секции, размещенной на выходе из сопла. На выходе из этой секции устанавливаются диффузоры, в которых за счет расширения геометрии канала происходит торможение потока, и соответственно, возрастает температура газа. Диффузоры устанавливаются как в потоке очищенного газа, так и в двухфазном потоке, содержащем извлеченные компоненты. Схематически устройство для реализации описанного способа сверхзвуковой сепарации (3S-сепаратор) показано на рисунке 1.

Рис. 2. Схема 3S-сепаратора с устройством регулирования расхода газа:

1 – входной поток; 2 – устройство закрутки; 3 – сопло; 4 – устройство регулирования расхода (конус); 5 – рабочая секция; 6 – разделитель «газ – жидкость»; 7 – диффузор; 8 – выходной поток; 9 – двухфазный поток

Fig. 2. 3S-separator diagram with gas flow rate control device:

1 – input flow; 2 – whirl device; 3 – nozzle; 4 – flow control device (cone); 5 – active section; 6 – separator “gas – liquid”; 7 – diffuser; 8 – output flow; 9 – two-phase flow

В настоящее время установки 3S-сепарации эксплуатируются на Губкинской установке комплексной подготовки газа (УКПГ) ОАО «РН-Пурнефтегаз», Северо-Комсомольской УКПГ ОАО «РН-Пурнефтегаз», а также на УКПГ YAHA и TLMDB месторождения Tarim компании PetroChina (Китай).

Все эти установки предназначены для подготовки газа к транспорту и обеспечения необходимых точек росы по воде и углеводородам в товарном газе. Последняя установка обеспечивает извлечение из природного газа пропана и компонентов тяжелее пропана с дальнейшим производством смеси пропан-бутан технической.

Успешно проведены межведомственные испытания 3S-технологии на установке УПМТ Заполярного НГКМ ПАО «Газпром» [1–2] и на компрессорной станции компании TransCanada Pipelines (Канада).

Обзор промышленных установок 3S-сепарации приведен в работе [3].

Рис. 3. Рассматриваемые сечения

Fig. 3. Cross sections under consideration

Результаты промышленного использования выявили такие эксплуатационные особенности 3S-сепараторов, как:

•  надежность, обусловленная отсутствием движущихся или вращающихся элементов в конструкции;

•  простота монтажа и эксплуатации;

•  низкие капитальные и эксплуатационные затраты;

•  более широкие по сравнению с турбодетандерами диапазоны рабочих параметров (изменения расходов, давлений, составов и т. п.);

•  возможность работы при наличии жидкости во входном потоке газа (что абсолютно неприемлемо для турбодетандеров);

•  возможность установки вне обогреваемых помещений (особенно важно в арктических районах);

•  возможность установки на объектах без обслуживающего персонала (добычные платформы), а также в подводных добычных комплексах.

Технология 3S-сепарации может также применяться и для очистки природных газов от кислых компонентов, таких как сероводород и углекислый газ [4–5].

Изучению технологии сверхзвуковой сепарации посвящено множество научных работ как российских, так и зарубежных авторов. Так, в работе [6] изучена эффективность сепарации в сверхзвуковом сепараторе и рассмотрен двухфазный поток «газ – жидкость» без учета фазового перехода и процесса каплеобразования (размер капель принимается постоянным). В работе приведено сравнение результатов математического моделирования турбулентности и эксперимента, в результате которого модель турбулентности рейнольдсовых напряжений признается наиболее точно описывающей турбулентность в сверхзвуковом сепараторе. Результаты сравнений математического моделирования и эксперимента говорят о точном теоретическом описании процесса (погрешность не превышает 6 %). В ходе экспериментов было показано, что чем больше перепад давления, тем выше скорость закрутки и больше эффективность сепарации.

Рис. 4. Распределение числа Маха по сечениям вдоль сопла 3S-сепаратора для вариантов с конусом и без

Fig. 4. Mach number distribution along the cross sections of 3S-separator nozzle for the option with and without cone

В работе [7] представлено сравнение научно-технических разработок по повышению эффективности процессов газоочистки (насадочного сепаратора, комбинированных сепараторов, фильтров и сверхзвукового низкотемпературного сепаратора). В работе приводятся основные параметры природного газа при прохождении через сверхзвуковые сепараторы в установке низкотемпературной сепарации. Авторы констатируют, что сверхзвуковая сепарация является наиболее перспективным методом разделения газоконденсатных смесей.

В работе [8] исследован процесс конденсации в сверхзвуковом сепараторе с переменной длиной сопла, изучено изменение интенсивности закрутки, которая определялась как отношение средних по сечению тангенциальной и продольной скоростей, в зависимости от отношения длины сопла сверхзвукового сепаратора к длине закручивающего устройства. Показано, в частности, что при максимальном перепаде давлений на входе и на выходе оптимальное соотношение длин должно быть равно 8, а с уменьшением перепада давлений должно пропорционально уменьшаться.

Рис. 5. Распределение статического давления по сечениям вдоль сопла 3S-сепаратора для вариантов с конусом и без

Fig. 5. Static pressure distribution along the cross sections of 3S-separator nozzle for the option with and without cone

В статье [9] рассматриваются две технологии газодинамического метода разделения газовых смесей: 3S-сепаратор и трехпоточная вихревая труба (ТВТ). Авторы производят сравнение двух технологий подготовки попутного нефтяного газа, в результате которого приходят к выводу, что ТВТ эффективнее в связи с более низкой стоимостью и большей хладопроизводительностью. Стоит отметить, что авторам не удалось произвести сравнение экспериментальных данных, поэтому анализ производился на теоретической базе. 

Принцип регулирования расхода обрабатываемого газа в 3S-сепараторе

Объекты подготовки и переработки газа (УКПГ, ГПЗ) работают в условиях изменения расхода газа, вызванных сезонностью и другими факторами. Поэтому в промышленных установках 3S-сепарации предусматриваются различные варианты регулирования расхода, в основном связанные с использованием нескольких параллельно расположенных 3S-сепараторов и регулированием входного давления. Важно также иметь возможность регулировать расход газа за счет автоматического изменения газодинамических характеристик внутреннего канала в 3S-сепараторе.

В данной работе анализируется возможность регулирования режимов работы сверхзвукового сепаратора посредством изменения положения специального конуса, вставленного в сверхзвуковое сопло. Вдвигая и выдвигая конус, можно изменять критическое сечение сопла, а значит, обеспечивать заданный технологический режим работы сепаратора при изменении расхода газа.

Схема 3S-сепаратора с центральным коническим телом показана на рисунке 2.

Проводимый в работе анализ базируется на результатах численного моделирования течения газа в 3S-сепараторе при регулировании расхода обрабатываемого газа. 

Моделирование течения газа внутри 3S-сепаратора при регулировании расхода газа

Моделирование течения газа в 3S-сепараторе проводилось с помощью программного комплекса ANSYS CFX.

Была создана компьютерная трехмерная модель закрученного течения газа в канале 3S-сепаратора. Моделирование осуществлялось посредством решения уравнений Навье – Стокса с применением дифференциальной моделью Shared Stress Transport (SST) модели турбулентности. Исследования выполнены для канала с адиабатической стенкой.
В качестве рабочего газа принимался метан СН₄ с примесями пентана, состояние газа описывалось уравнением Пенга – Робинсона. Пограничный слой описывался SST-моделью.

При описании течения в канале сверхзвукового сепаратора была принята модель турбулентности, являющаяся комбинацией моделей k–ε и k–ε. Математическая модель строится таким образом, чтобы она сочетала в себе сильные стороны обеих моделей. Для этого в SST-модели турбулентности реализована суперпозиция двух моделей турбулентности. Модель k–ω хорошо описывает свободные течения вдали от стенок, в то время как модель k–ω эффективнее при описании пристеночной области. Реализуется это с помощью введения эмпирической функции, которая является математической комбинацией уравнений, описывающих обе модели, что позволяет реализовать SST-модель. Вблизи поверхности турбулентность описывается k–ω-моделью, а вне пристеночных течений – с помощью модели k–ε.

Моделирование проводилось для конкретного режима эксплуатации 3S-сепаратора, в котором давление и температура газа на входе в 3S-сепаратор составляли 60 атм и 250 К, соответственно. Расчетное давление газа на выходе из 3S-сепаратора принималось равным 35 атм. Расчетное число Маха на выходе из сопла (без внутреннего конуса) принято равным 1,5.

Рис. 6. Распределение температуры по сечениям вдоль сопла 3S-сепаратора для вариантов с конусом и без

Fig. 6. Temperature distribution along the cross sections of 3S-separator nozzle for the option with and without cone

Результаты моделирования

Предварительные расчеты показали, что для обеспечения плавного регулирования расхода газа необходимо, чтобы раскрытие вдвигаемого в сопло конуса было минимальным, исходя из этого был выбран угол раскрытия конуса 20C.

Результаты моделирования течения газа внутри 3S-сепаратора с центральным телом и без него приведены на рисунках 4–8, на которых представлены распределения основных газодинамических параметров потока (числа Маха, статического давления и температуры газа, полного давления и скорости закрутки) для наиболее характерных сечений сопла (критическое сечение сопла, сечение на конце конуса, выходное сечение сопла). В варианте с конусом параметры приведены для случая, когда конус перекрывает 16 % площади критического сечения сопла, при этом расход газа на 14 % ниже по сравнению со случаем без конуса. Сечения, для которых приводятся данные, показаны на рисунке 3.

На рисунке 4 приведено распределение числа Маха по сечениям вдоль сопла 3S-сепаратора для варианта с конусом и без него. Из представленных зависимостей следует, что в критическом сечении число Маха практически постоянно и равно М = 1. В сечении на конце конуса число Маха достигает значения 1,72, в то время как для варианта без конуса в том же сечении
М = 1,45. При этом для варианта с конусом распределение скорости по сечению существенно неравномерно и включает два максимума. В выходном сечении сопла для варианта без конуса максимальное значение числа Маха достигает величины 1,52 с одним максимумом. Для варианта с конусом значение числа М достигает величины 1,72 и содержит два максимума.

Из распределения статического давления по сечениям (рис. 5) следует, что для варианта без конуса в критическом сечении статическое давление практически постоянно и изменяется от 32 до 33,5 атм, в выходном сечении давление по сечению постоянно и равно 16 атм. В то же время с конусом в сечении на конце конуса статическое давление изменяется от 9 до 12,8 атм, давление на выходе из сопла по сечению практически постоянно и на оси потока равно 11 атм.

В критическом сечении для варианта без конуса температура в центре потока достигает максимума 224 К (рис. 6), в то время как для варианта с конусом максимум температуры равен 221 К.
В сечении на конце конуса для варианта без конуса распределение температуры носит U-образный характер с минимальным значением в центре потока 190 К. Для варианта с конусом максимальное значение достигается в центре потока и равно 210 К. В выходном сечении для варианта без конуса температура также носит U-образный характер с минимумом в центре сопла, равным 186 К. Для варианта с конусом температура в центре потока достигает величины 178 К.

Рис. 7. Распределение скорости закрутки по сечениям в сопле 3S-сепаратора

Fig. 7. Whirl velocity distribution along the cross sections of 3S-separator nozzle

Распределение скорости закрутки по сечениям в сопле 3S-сепаратора показано на рисунке 7. В критическом сечении для варианта без конуса скорость закрутки достигает 100 м/с, а для варианта с конусом – 90 м/с. В сечении на конце конуса скорость закрутки – 93 м/с, в то время как без конуса скорость закрутки в этом сечении – 45 м/с. В выходном сечении сопла для варианта без конуса скорость закрутки – 30 м/с, для варианта с конусом скорость закрутки достигает 80 м/с.

На рисунке 8 приведена расчетная зависимость расхода газа от степени перекрытия конусом критического сечения сопла. Из рисунка следует, что зависимость имеет почти линейный характер, что отвечает интегральному закону сохранения массы для стационарного потока.

Введение конусообразного тела в сопло не оказывает существенного влияния на параметры потока в критическом сечении сопла, различия в распределениях параметров в данном сечении укладываются в 5–6 %. В двух других рассматриваемых сечениях (на конце конуса и выходном сечении) для рассматриваемого варианта расположения центрального тела различия в параметрах потока носят более выраженный характер. Так, в варианте с конусообразным телом число Маха выше на 17 %, температура на 10 % ниже, скорость закрутки в 2,7 раза больше. Указанное снижение температуры газа с одновременным увеличением скорости закрутки позволяет в некоторых случаях уменьшить содержание целевых фракций в очищенном газе в 2 и более раз. Например, при содержании пентана во входном газе 6 % моль при понижении температуры газа в сопле с 185 до 175 К количество пентана в выходном потоке очищенного газа снижается с 0,6 до 0,3 % моль. Поэтому предлагаемый вариант изменения 3S-сепаратора следует рассматривать как способ не только регулирования расхода обрабатываемого газа, но и повышения качества очистки природного газа от целевых фракций.

Рис. 8. Расчетная зависимость расхода газа от степени перекрытия конусом критического сечения сопла

Fig. 8. Designed dependence of gas flow rate on the degree of the nozzle throat overlapping with cone  

Выводы

В работе предложена новая схема сверхзвукового сепаратора с центральным телом, позволяющая эффективно регулировать расход обрабатываемого газа. Регулирование 3S-сепаратора осуществляется посредством изменения положения специального конуса, вставленного в сверхзвуковое сопло. Проведены моделирование течения природного газа в канале 3S-сепаратора при наличии центрального тела и сравнительный анализ параметров потоков внутри газодинамических элементов сверхзвукового сепаратора при наличии центрального тела и в его отсутствие. Наличие конуса наибольшее влияние оказало на скорость закрутки в выходном сечении: она увеличилась
в 2,7 раза, а также на статическую температуру газа в сопле, которая в среднем снизилась на 10 К. Снижение температуры газа с одновременным увеличением скорости закрутки для варианта с конусом позволяет обеспечить более качественную сепарацию конденсируемых в сопле фракций. Введение конуса можно применять не только как вынужденную меру для сохранения расчетного технологического режима при снижении дебитов газа, но и как целенаправленное действие для повышения качества очистки газа при незначительном снижении расхода газа. Важность этого вывода заслуживает внимания и дальнейшей всесторонней проверки как в теоретическом плане, так и при испытаниях опытно-промышленных сепараторов.

Работа выполнена при финансовой поддержке ООО «ЭНГО Инжиниринг».

Установка проводилась на неподготовленной поверхности осенью 2007 г. в условиях минусовых температур. Строители воспользовались важным преимуществом ПСГ перед стальными аналогами – возможностью размещать емкости практически на любой поверхности. Емкости склада были заполнены с помощью еще одного устройства, производимого компанией, – полевых магистральных рукавных трубопроводов, проложенных на расстояние в несколько километров с танкера, стоящего в бухте.

ПСГ предназначены для приемки, хранения и выдачи топлива и ГСМ в полевых условиях. По необходимости ПЭР можно перемещать, поскольку склад объемом до 1000 м³ размещается в одном стандартном 20-футовом контейнере. Его перемещение осуществляется практически любым видом транспорта. Монтируется же ПСГ в течение трех рабочих дней расчетом из восьми человек.

ПСГ обладает высокой мобильностью, короткими сроками монтажа и демонтажа, широким диапазоном рабочих температур от –60 до +85 °С, возможностью размещения на неподготовленных поверхностях, грунте, снеге, болотах, оврагах, траншеях и т.д., многократностью применения, относительно низкой ценой, надежностью, экологичностью. Он не подвержен коррозии и воздействию окружающей среды. После демонтажа не требуется рекультивация земли. ПЭР изготавливается из высокопрочной капроновой ткани баллистического (полотняного) плетения с двусторонним покрытием. Ее прочность в 7 раз превышает прочность стали (полоска композитного эластомера шириной 50 мм выдерживает нагрузку от 180 до 750 кг и более, она обеспечивает механическую прочность материала на разрыв, раздир и прокол).

Для хранения агрессивных жидкостей, в т.ч. кислот, щелочей и растворителей, специалисты ООО «НПФ «Политехника» совместно с сотрудниками 25ГосНИИ МО РФ предлагают емкости, изготовленные из фторопласта и полиэтилена. Они обладают исключительной химической устойчивостью к агрессивным средам. Однако их высокая инертность обуславливает также и низкую адгезию данных полимеров, отчего теряется прочность. Решением вопроса стало появление двухоболочечных резервуаров, где внешняя оболочка резервуара производится из высокопрочного нейлона с ТПУ- или ПВХ-покрытием, а внутренняя герметичная оболочка изготавливается из ПВДФ (фторопласт) или композитной многослойной полиэтиленовой пленки. Пленка радикально снижает диффузию через оболочку как продукта хранения, так влаги и воздуха извне. Добавим, материал недорог, поэтому его можно менять довольно часто, например, для удаления парафиновых и механических (песок) осадков из оболочек. Кроме того, введение специальных гидрофильных добавок исключает риски пробоя искрой.

Недавно НПФ «Политехника» приступила к промышленному производству инновационных гибридных резервуаров (ГР). Они стали компромиссным вариантом, вобравшим все значимые преимущества стальных резервуаров и эластичных емкостей. Например, прочность, присущая РВС и РГС, в гибридах достигается применением изогнутых дугой гофрированных (волна) оцинкованных стальных листов (0,7–1,2 мм) при строительстве вертикального цилиндра-резервуара. При этом листы крепятся между собой болтами. Такая конструкция гарантирует оперативность монтажа (бригада 4–5 человек за 2–3 дня, без применения техники) и упрощает доставку конструкции в глубинку. Гибридные резервуары (срок эксплуатации – 25 лет) можно устанавливать на кольцевом ленточном бетонном фундаменте или на кольцевом стальном уголке, закрепленном в грунте с помощью винтовых свай, например, на песчаной подушке высотой 0,5–1,5 м. Для обустройства фундамента на вечномерзлых грунтах предусмотрены специальные винтовые сваи.

В стальном стакане предусмотрено размещение трех типов вкладышей, гарантирующих тройную защиту. Первый внутренний (сразу за сталью) слой изготовлен из нетканого полотна «Дарнит». Он обеспечивает защиту от механических повреждений рабочих слоев герметичных оболочек. Второй, герметичный вкладыш-стакан из синтетической ткани с двусторонним ПВХ-покрытием, предназначен для исключения утечки продукта при повреждении третьей внутренней герметичной оболочки резервуара. Его оснащают сливо-наливными и дренажными отводами. Кроме того, на третий внутренний герметичный вкладыш ставят воздушный патрубок для выпуска воздуха. После установки и подключения вкладышей на резервуар устанавливается кровля, которая выполняется из оцинкованного листа или гибкой ПВХ-мембраны.

В результате гибридные резервуары получили прочность традиционных стальных резервуаров типа РВС и РГС при значительно меньшей толщине стенки и массы конструкции плюс мобильность, надежность эластичных резервуаров и возможность повторного использования после демонтажа. Добавим, что оцинкованные листы не подвержены коррозии как с внешней стороны, так и изнутри в связи с отсутствием контакта стальной стенки с наливным продуктом или подтоварной водой. В то же время внутренние вкладыши-стаканы при желании можно всегда заменить новыми, что облегчает задачу поиска емкости для хранения иных продуктов и веществ.

На сегодняшний день НПФ «Политехника» активно сотрудничает со такими компаниями, как «Ванкорнефть», «РН-Бурение», «Русьвьетпетро», ERIELL, и другими представителями нефтегазового сектора.

Все оборудование НПФ «Политехника» прошло обязательную и добровольную сертификацию.

ООО «НПО «Политехника»

109316, г. Москва,

Волгоградский пр-т, д. 47, оф. 201

Тел./факс: +7 (495) 783-01-67

e-mail: info@poli.ru

www.poli.ru

Потери от испарения сырой нефти при хранении и операциях, связанных с опорожнением и наполнением емкостей, составляют значительную часть в объеме всех потерь при транспортировке. Основная доля потерь от испарения на протяжении всего пути движения нефти от промысла до нефтеперерабатывающих заводов и на самих заводах приходится на резервуары (до 75 %).
При этом основные потери легких фракций углеводородов от испарения из резервуаров приходятся на «большие дыхания» – около 80 %.

Поскольку потери от «больших дыханий» в процентном соотношении самые большие, особенно важно вести их правильный учет. Для их оценки при магистральном трубопроводном транспорте нефти разработаны Методические рекомендации по определению технологических потерь нефти и нефтепродуктов при транспортировке магистральным трубопроводным транспортом, утвержденные Министерством энергетики Российской Федерации. Но фактический уровень потерь не всегда совпадает со значением, вычисленным по данной методике. Это объясняется наличием ряда допущений, принятых в расчете. В частности, концентрация ЛФУ принимается равной концентрации насыщения, объем вышедшей из резервуара паровоздушной смеси принимается равным объему закачиваемой нефти.

Эти допущения отсутствуют в методиках, предложенных в [2, 4]. В этих работах для расчета потерь от «больших дыханий» используется формула
В.И. Черникина:

,            (1)

где V_н – объем закачиваемой в резервуар нефти, м³;

V_г – объем газового пространства (ГП) резервуара перед закачкой нефти, м³;

P₂ – абсолютное давление в ГП в конце закачки, Па;

P₁ – то же в начале закачки, Па;

ρ_у – плотность паров нефти, кг/м³;

P_у.зак – среднее расчетное парциальное давление паров нефти в процессе заполнения резервуара, Па.

В этой формуле вычитаемое в скобках учитывает разницу между объемом закачиваемой нефти в резервуар и объемом вышедшей паровоздушной смеси. Парциальное давление паров нефти, в свою очередь, рассчитывается по следующей формуле: 

P_у.зак = С_зак.ср.Р₂,                           (2) 

где С_зак.ср. – средняя концентрация ЛФУ в паровоздушной смеси (ПВС), вытесняемой из резервуара при его заполнении.

Величина С_зак.ср. определяется с учетом донасыщения газового пространства в период, предшествующий заполнению. В общем случае процессу заполнения предшествуют откачка нефти из резервуара и межоперационный период. Задаваясь какой-то начальной концентрацией паров нефти в паровоздушной смеси, необходимо рассчитать концентрацию в конце процесса откачки, в конце межоперационного периода, а затем в конце процесса заполнения нефтью резервуара. Концентрация паров ЛФУ рассчитывается в рассмотренных методиках методом последовательных приближений при помощи критериальных уравнений, описывающих процесс формирования потерь.

Рис. Годовые потери нефти от «больших дыханий»

Fig. Annual losses of oil from ‘out breathing’

В методике, изложенной в работе [2], используются следующие критериальные уравнения:

• для межоперационного периода 

Кt_пр = 2,17•10^-3∆π^0,403Sc^0,0932;      (3)

• для опорожнения резервуаров 

Кt_от = Кt_пр(1 + 7,45•10^-3Sc^0,197Re_ср^0,569); (4) 

• для заполнения резервуаров 

Кt_зак = Кt_пр(1 + 1,34Sc^1,327∆π^-0,655(FrRe)^0,087),                           (5) 

где все значения – безразмерные критерии подобия.

В методике [4] используются следующие критериальные уравнения:

• для межоперационного периода 

              (6)

• для опорожнения резервуаров 

;   (7)

• для заполнения резервуаров 

, (8)

где все значения – безразмерные критерии подобия.

Из анализа формулы В.И. Черникина (1) следует, что точность расчета потерь зависит от средней концентрации паров ЛФУ в паровоздушной смеси и, следовательно, от точности расчета концентрации в процессе откачки, межоперационный период и в процессе закачки нефти в резервуар при использовании критериальных уравнений массоотдачи. Таким образом, необходимо оценить точность расчета по представленным критериальным уравнениям. Поскольку в них используются различные критерии подобия, оценивать их точность целесообразно по концентрации ЛФУ в определенный момент времени. Было произведено сравнение расчетных данных с экспериментальными, представленными в работе [3]. Анализ результатов сравнения позволил сделать следующие выводы.

В межоперационном периоде средняя погрешность расчета концентрации ЛФУ по уравнению (6) составила 22 %. При расчете по этому уравнению концентрация ЛФУ увеличивается незначительно, что не соответствует практическим данным. Расчет потерь от «больших дыханий» на основе данного уравнения может привести к занижению реального значения потерь.

Средняя погрешность расчета концентрации ЛФУ по уравнению (3) составила 15 %. При расчете по этому уравнению концентрация ЛФУ увеличивается. Уравнение достаточно точно описывает процесс испарения при хранении нефти в резервуаре.

В процессе операции опорожнения резервуара средняя погрешность расчета концентрации ЛФУ по уравнению (7) составила 45 %. При расчете по данному уравнению концентрация ЛФУ уменьшается, что соответствует практическим данным.

Средняя погрешность расчета концентрации ЛФУ по уравнению (4) составила 120 %. При расчете по этому уравнению концентрация ЛФУ в процессе откачки увеличивается. А по экспериментальным данным – должна уменьшаться. Это и объясняет значительную неточность при расчете по данному уравнению. Расчет потерь от «больших дыханий» с использованием данного уравнения может привести к завышению реального значения потерь.

В процессе заполнения резервуара средняя погрешность расчета концентрации ЛФУ по уравнению (8) составила 11 %. При расчете по данному уравнению концентрация ЛФУ увеличивается, что соответствует практическим данным. Уравнение достаточно точно описывает процесс испарения при заполнении резервуара нефтью.

Средняя погрешность расчета концентрации по уравнению (5) составила
38 %. При расчете по этому уравнению концентрация ЛФУ в процессе откачки увеличивается, что соответствует практическим данным.

Таким образом, обе методики расчета потерь ЛФУ имеют свои недостатки. Поэтому расчет потерь от «больших дыханий» по ним может привести к значительным ошибкам. В данной работе были проанализированы и обработаны экспериментальные данные, и при помощи метода наименьших квадратов на их основе предложены критериальные уравнения, описывающие испарение нефти в процессах откачки и закачки, а также в межоперационный период:

• для межоперационного периода 

Кt_пр = 3,565•10^-3∆π^0,922Sc^-2,369;   (9)

• для опорожнения резервуаров

Кt_от = 2,1246 ∆π^0,220Sc^-1,128Re_ср^0,518;   (10)

• для заполнения резервуаров

Кt_зак = 1,72•10^-3∆π^0,843Sc^2,209(Fr Re)^0,072.                        (11)

Средняя погрешность расчета концентрации ЛФУ по уравнению (9) для межоперационного периода составила 13 %, по уравнению (10) при опорожнении резервуаров – 16 %, по уравнению (11) при заполнении резервуаров – 12 %. При этом изменение концентрации ЛФУ соответствует практическим данным. Таким образом, данные критериальные уравнения в совокупности наилучшим образом описывают процессы массоотдачи в резервуаре типа РВС.

Для оценки влияния критериальных уравнений на расчетное значение потерь были определены годовые потери нефти с давлением насыщенных паров по Рейду 50 кПа от «больших дыханий» из резервуара РВС-10000. Расчет производился с использованием значений среднемесячных температур воздуха для г. Москвы. Потери рассчитывались в зависимости от коэффициента оборачиваемости резервуара для полного цикла: опорожнение резервуара, межоперационный период и последующая закачка нефти в резервуар. Концентрация ЛФУ в начале процесса опорожнения резервуара принята равной 90 % от значения концентрации насыщения. Продолжительность межоперационного периода принималось равной 4–24 ч.

График годовых потерь ЛФУ, рассчитанный по рассматриваемым методикам, представлен на рисунке. Из него видно, что потери, рассчитанные по методике [2], не зависят от продолжительности межоперационного периода. Причина этого – несоответствие фактическому значения концентрации ЛФУ, рассчитанного при помощи критериального уравнения для процесса откачки (по данному расчету, концентрация в процессе откачки растет, что не соответствует практическим данным).

Потери, рассчитанные по методике [4], также не зависят от продолжительности межоперационного периода. Это можно объяснить несоответствием фактическому значения концентрации ЛФУ, полученного при помощи критериального уравнения для межоперационного периода (согласно расчету концентрация в межоперационный период растет незначительно, что также не соответствует практическим данным).

Расчет по предложенной методике показывает, что величина потерь нефти от «больших дыханий» в большой степени зависит от продолжительности межоперационного периода эксплуатации резервуара. Таким образом, определение потерь ЛФУ по методикам [2] и [4] может привести к значительным погрешностям расчета.

– Расскажите, пожалуйста, об истоках компании Swagelok. Какую продукцию она производит?

– Компания берет свое начало с изобретения технологии соединения труб без сварочного процесса с помощью двухколечного обжимного фитинга. Технология была изобретена еще в 1947 г. основателем компании Фредом Ленноном. Производство начиналось всего с шести видов фитинговых соединений.

В течение времени компания непрерывно расширяла ассортимент выпускаемой продукции, внедряла новые технологии, и на текущий момент Swagelok является держателем более 40 патентов на технологию соединения труб без сварки, производит и поставляет номенклатуру более чем 300 тыс. изделий! Даже наш внушительный печатный каталог продукции вмещает лишь небольшую часть ассортимента. И, безусловно, Swagelok сегодня – одна из крупнейших частных компаний, мировой производитель высокотехнологичной соединительной, запорной и регулирующей арматуры. Фокус компании не изменился – это продукция от 2 до 50 мм.

– Почему было принято решение о начале локализации продукции в России?

– Это было непростое решение. Вопрос о локализации продукции поднимали еще в 2014 г. С тех пор мы постоянно следили за ситуацией на рынке. В итоге программа локализации была разделена на несколько этапов, и наконец этим летом мы приняли решение начать с первых из них. По результатам этого проекта мы будем принимать решение о необходимости более глубокой локализации на территории РФ.

– И когда вы планируете завершить первый этап?

– Реализация запланирована на начало 2017 г. Хотел бы обратить внимание, что сама программа не подразумевает масштабного промышленного производства с этапами литья, штамповки и других процессов. Мы начинаем локализацию со сборочных операций. Отечественные производители поставляют для нас защитные, предохранительные и прочие элементы.

– Какая продукция будет локализована в первую очередь?

– Сейчас мы работаем над локализацией обжимных, резьбовых, фланцевых, приварных фитингов. В общем, над всеми сериями, которые есть в ассортименте. Следующим этапом станет локализация запорной арматуры.

– Россия сейчас переживает нелегкие времена, многие компании сокращают свои инвестиционные программы и вслед за этим снижают численность сотрудников. А как повлияла текущая рыночная ситуация на развитие вашей компании?

– Если мы начали говорить о кризисе, то, как известно, он всегда несет перемены. И, конечно же, это затронуло и нашу компанию. Сейчас на рынке наблюдается небольшой спад потребления. Но результаты в целом даже лучше, чем мы прогнозировали в 2015 г.

И несмотря на кризис в 2015 г. наша компания приняла решение о самом значительном расширении за всю историю существования. В результате реструктуризации штат наших сотрудников увеличен на 45% по сравнению с 2015 г. Помимо расширения основных отделов создан абсолютно новый отдел технического инжиниринга, в который вошли 10 специалистов. Сотрудники территориально расположены в основных промышленных центрах России и оказывают поддержку заказчикам в подборе оборудования, помогают решать технические задачи непосредственно на промышленных установках на заводах и в цехах. Мы стали ближе к клиенту и понимаем его потребности лучше, можем делиться знаниями и опытом Swagelok непосредственно с инженерами на производствах.

– Какие проекты вы сейчас реализуете или планируете реализовать к концу 2016 г.?

– Наши решения применяются в высокотехнологичных отраслях промышленности. Это проекты в нефтяной и энергетических сферах. К примеру, строительство завода СПГ на полу-острове Ямал, проект «Сила Сибири», проекты добычи углеводородов на Сахалине, а также модернизация нефтяных, химических установок и энергетических объектов на действующих предприятиях.

SWAGELOK
117198, г. Москва,
Ленинский пр-т, д. 113/1,
оф. Е-710
Тел.: 8-800-200-32-00
e-mail: info@swagelok.ru
www.swagelok.ru

В процессе эксплуатации магистральных трубопроводов (МТ) с течением времени происходит снижение их эксплуатационной надежности, что связано с возникновением и развитием дефектов различных видов: дефектов стенки, сварных швов, геометрической формы трубы [1]. Для поддержания работоспособности МТ требуется адекватно оценивать опасность дефектов и определять сроки и способы их устранения.

К факторам, благоприятствующим образованию и развитию дефектов в процессе эксплуатации МТ, относят: коррозионно-активные среды (окружающий трубопровод грунт и транспортируемый продукт), цикличность давления трубопровода, наличие блуждающих токов, тип и срок эксплуатации антикоррозионного покрытия, внешние нагрузки и воздействия.

Адекватная оценка степени опасности дефектов труб является ответственной задачей эксплуатации линейной части МТ. Однако ее решение осложнено отсутствием единообразия нормативно-технических документов (НТД), регламентирующих порядок оценки технического состояния труб с дефектами, методик оценки прочности и долговечности труб с дефектами и сложностью применяемого математического аппарата [1–13]. 

Математическая модель оценки прочности и долговечности труб с дефектами

Для научного обоснования планирования ремонтных работ требуются оценка и прогноз напряженно-деформированного состояния (НДС) труб,
а также оценка их прочности и долговечности. На основании анализа НТД [1–7] базовой в данной работе принята методика из нормативного документа [1], поскольку в нем регламентируются расчеты труб со всеми распространенными видами дефектов. Целями оценки технического состояния (ОТС) линейной части МТ является определение допустимого рабочего давления и срока гарантируемой целостности и безопасной работы МТ [9].

В работе оценка технического состояния линейной части МТ сводится к оценке и прогнозу НДС труб с дефектами.

а) a)                                                                                            б) b)

Рис. 1. Диаграммы по оценке прочности труб с дефектом коррозионной потери металла: а) ширина дефекта 500 мм; б) ширина дефекта 100 мм

Fig. 1. Diagrams for strength assessment of pipes with corrosion metal loss defect: a) defect width is 500 mm; b) defect width is 100 mm

Оценка и прогноз НДС труб с дефектами станут исходными данными для планирования сроков, вида и объема ремонтных работ на линейной части МТ.

На основе анализа рассматриваемых методик определен перечень исходных данных, необходимых для оценки и прогноза НДС трубопроводов: марка стали и ее механические характеристики;
геометрические параметры трубопровода (наружный диаметр, толщина стенки, радиус изгиба МТ); местоположение и геометрические параметры дефекта по результатам технической диагностики; величины внешних нагрузок и воздействий, в том числе проектное давление; категория участка трубопровода; тип внутритрубного инспекционного прибора (ВИП), необходимого для определения величин поправок на размеры дефекта; прогнозируемая годовая цикличность при эксплуатации МТ; тип грунта и его удельное сопротивление; тип антикоррозионного покрытия и его удельное сопротивление; наличие блуждающих токов; собственные напряжения и деформации, возникающие при производстве труб, строительстве и эксплуатации трубопровода.

Оценку НДС труб с дефектами производят путем их расчетов на прочность. Результатом расчета является разрушающее или предельное давление в трубной секции. Прогноз НДС труб с дефектами осуществляют путем их расчетов на долговечность. Результатом расчета является предельный срок эксплуатации трубной секции.

В рассматриваемой методике расчета труб с дефектами [1] используются критерии предельной прочности и предельной пластичности для описания предельного состояния металла трубы, при котором дальнейшая эксплуатация МТ недопустима. Критерий предельной пластичности Θ_с соответствует разрушению при достижении предельной деформационной способности элемента трубы. Критерий предельной прочности Θ_u соответствует потере несущей способности элемента трубы, когда наблюдаются значительные формоизменения при упругопластическом деформировании.

Критерии предельной прочности Θ_u и предельной пластичности Θ_с рассчитываются следующим образом: 

                         (1)

,                                     (2)

где ε_i – интенсивность деформаций;

φ_г – угол подобия девиатора деформаций, рад;

ε_iu – предельная интенсивность деформаций;

ε_ou – предельная объемная деформация;

ε_ic – разрушающая интенсивность деформаций;

ε_oc – разрушающая объемная деформация.

Предельная прочность достигается при выполнении условия Θ_u = 1.

Предельная пластичность достигается при выполнении условия Θ_c = 1.

Величины предельной интенсивности деформаций, предельной объемной деформации, разрушающей интенсивности деформаций и разрушающей объемной деформации являются механическими характеристиками трубной стали.

Значения интенсивности деформаций ε_i, объемной деформации ε_o и деформационного параметра φ_г, рад, рассчитываются по компонентам деформаций: 

  (3),

где ε – компоненты деформаций, обозначенные в цилиндрической системе координат, связанной с трубой; индекс Θ  относится к кольцевым, z – к продольным и r – к радиальным компонентам;

ε₁ – наибольшая деформация удлинения,

ε₁ = max(ε_θ; ε_z; ε_r; ε_θz; ε_θr; ε_zr). 

Для расчета деформаций используются правила схематизации дефектов и нагрузок (расчетные схемы), применяются общие правила упругопластических расчетов параметров НДС и коэффициентов концентрации напряжений и деформаций. Решается система нелинейных алгебраических уравнений, включающая уравнения расчетных схем и уравнения для упругопластического материала и связывающая компоненты напряжений и деформаций с внутренним давлением, размерами трубы и дефекта.

Результатами прочностных расчетов при выполнении равенства хотя бы в одном из выражений (1) или (2) являются:

• разрушающее давление трубы с данным дефектом p_f, МПа;

• глубина дефекта, приводящего к разрушению трубы H_f, мм.

Затем определяется предельное давление (максимальное внутреннее давление стационарного режима перекачки, которое может выдержать труба с дефектом без разрушений и отказов) p_пред, МПа:

где k_тр – коэффициент запаса по прочности трубы, зависящий от категории участка МТ;

∆_р – поправка на возможное превышение рабочего давления при нестационарных режимах, МПа; 

∆_р = 0,15_рвых но не менее ∆_р = 0,15_{рпроект},

р_проект – проектное давление, МПа.

Значение р_пред сравнивают с давлением, действующим в данной дефектной трубной секции р_проект.

Если р_пред < р_проект, то следует снизить давление в трубопроводе и планировать ремонтные работы в ближайшее время по устранению дефектов, приводящих к низкому предельному давлению. Если р_пред ≤ 0, то дальнейшая эксплуатация невозможна до устранения дефекта. Если р_пред > р_проект, то ограничение давления в трубопроводе не требуется, но при необходимости следует рассчитать тот срок, после которого будет необходимо понизить давление в трубопроводе или заранее запланировать ремонт.

Величина предельного давления является количественным показателем надежности МТ или количественным показателем оценки НДС труб, которая позволяет принимать на научной основе технологические решения при эксплуатации МТ. Величина H_f используется при прогнозе НДС труб и расчетах на долговечность.

а) a)                                                                                                     б) b)

Рис. 2. Диаграммы по оценке долговечности труб с дефектом коррозионной потери металла: а) ширина дефекта 500 мм; б) ширина дефекта 100 мм

Fig. 2. Diagrams for durability assessment of pipes with corrosion metal loss defect: a) defect width is 500 mm; b) defect width is 100 mm

Главной задачей расчета на долговечность труб с дефектами является определение величины предельного срока эксплуатации трубопровода с данным дефектом t_пред. Величина t_пред является количественным показателем надежности трубопровода, а также количественным показателем прогноза НДС труб.
С ее помощью предлагается обосновывать планирование сроков ремонтных работ. Количественным показателем надежности МТ аналогично предельному сроку эксплуатации является предельное число циклов N_пред давления МТ, что важно при расчете труб, например, с усталостными трещинами.

Для достоверного прогноза развития любого дефекта и точного определения сроков ремонта дефектных труб необходимо верно определить скорость развития дефекта в глубину или увеличения площади продольного сечения дефекта (для дефектов коррозионной потери металла). Следует учитывать, что скорость развития дефекта не всегда является постоянной величиной. Так, скорость роста усталостных трещин изменяется во времени с ростом числа циклов нагружения, так как с ростом числа циклов нагружения изменяются и компоненты НДС труб.

Скорость развития коррозионного дефекта потери металла на внешней поверхности трубы между двумя диагностическими обследованиями V_корр, мм/год, считается постоянной и рассчитывается следующим образом [1]:

где Н₂ – измеренная глубина дефекта при последней инспекции ВИП, мм;

Н₁ – измеренная глубина дефекта при предыдущей инспекции ВИП (для вновь обнаруженного H₁ = 0), мм;

∆t – период времени между инспекциями, год;

К₁ – коэффициент запаса по скорости коррозии, учитывающий эффективность работы средств электрохимической защиты, 

К₁ = К₁₁ + К₁₂ + К₁₃,

где К₁₁ – коэффициент учета влияния удельного сопротивления грунта;

К₁₂ – коэффициент учета влияния удельного сопротивления антикоррозионного покрытия (АКП);

К₁₃ – коэффициент учета влияния блуждающих токов.

Значения коэффициентов K₁₁, K₁₂ и K₁₃ назначаются по таблицам 1–3 [1].

Скорость развития коррозионного дефекта потери металла во многом зависит от типа грунта, типа антикоррозионного покрытия, его состояния и наличия блуждающих токов (для наружной коррозии).

Так, например, если коррозионная агрессивность грунта низкая, АКП трубы является экструдированный полиэтилен и на первом участке трубопровода присутствует влияние блуждающих токов, а на втором – нет, то скорость роста в глубину дефекта на первом участке трубопровода больше в 1,168 раза, чем на втором участке (в данном примере отличаются коэффициенты K₁₃, коэффициенты K₁₁ и K₁₂ равны на первом и втором участках трубопровода, а глубины дефектов одинаковы).

Как уже было сказано, планирование сроков ремонтных работ напрямую зависит от величины tпред, в то время как вид и способ ремонта зависят от геометрических параметров дефекта и от его расположения на теле трубы, сварном шве или в околошовной зоне (табл. 4) [8].

Рис. 3. Диаграмма по оценке долговечности труб с трещиноподобным коррозионно-механическим дефектом

Fig. 3. Diagrams for durability assessment of pipes with crack corrosion-mechanical defect

Так, при глубине коррозионного дефекта потери металла до 20 % от толщины стенки трубы методом ремонта назначается шлифовка; если глубина дефекта составляет до 70 % от толщины стенки трубы при длине дефекта вдоль оси трубы до D_н, то назначается ремонт с использованием муфты П₂ (обжимная приварная муфта с технологическими кольцами); если глубина дефекта – до 70 % от толщины стенки трубы при длине дефекта вдоль оси трубы от 10,5 м до D_н, то назначается ремонт с использованием муфты П₁ (композитная муфта); при глубине дефекта до 70 % от толщины стенки трубы и расположении дефекта в околошовной зоне поперечного сварного шва назначается ремонт с использованием муфты П₄ (галтельная муфта с полостью).

Следует отметить, что для потери металла на внешней поверхности трубы, расположенной на сварном шве или примыкающей к сварному шву, заварка как метод ремонта нормативным документом [8] не предусматривается. 

Реализация математической модели для планирования ремонтных работ на линейной части магистральных трубопроводов

Представленная в работе математическая модель реализована в виде вычислительных компьютерных программ по расчету на прочность и долговечность труб и сварных соединений с дефектами, что позволяет оценивать и прогнозировать техническое состояние труб с дефектами для эффективного с технической точки зрения планирования ремонтных работ на линейной части МТ.
Математическая модель численно реализована в табличном процессоре MS Excel. С помощью вычислительных программ предлагается определять значения величин предельного давления  р_пред и предельного срока эксплуатации t_пред. Для каждого типа дефекта создается отдельный вычислительный блок.

При расчете р_пред решается система уравнений относительно внутреннего давления p. Для решения данной громоздкой системы уравнений в табличном процессоре MS Excel применяется следующий метод. Считаем, что значения p равны величинам из назначенного диапазона, например от 0 до 15 МПа. Выбирается шаг давления, зависящий от необходимой точности расчетов, например 0,1 МПа. Далее определяется значение давления, при котором выполняется уравнение (1) или уравнение (2); это значение и будет искомой величиной разрушающего давления рf. Аналогичный метод применяется при определении t_пред.

Предлагаемые программы позволяют строить диаграммы для оценки прочности и долговечности труб с дефектами, планирования ремонтных работ на линейной части МТ, а также принятия решения об ограничении давления в трубопроводе.

Для оценки прочности строится диаграмма зависимости предельного давления в трубной секции (p_пред, МПа) от глубины дефекта (H, мм) (рис. 1) [14, 15].
Для оценки долговечности строится диаграмма зависимости предельного срока эксплуатации трубной секции (t_пред, год) от глубины дефекта (H, мм) (рис. 2 и 3).

Диаграммы на рисунках 1 и 2 построены при помощи представленной в работе математической модели для следующих исходных данных:

• марка стали 17ГС;

• наружный диаметр D_н = 820 мм, толщина стенки  δ = 10 мм, радиус изгиба трубопровода R_изг = 0;

• дефекты коррозионной потери металла на внешней поверхности труб;

• проектное давление p_проект = 6,4 МПа;

• категория участка трубопровода III–IV, коэффициент запаса по прочности трубы k_тр = 1,32;

• тип внутритрубного инспекционного прибора – ультразвуковой WM;

• тип грунта – грунт с удельным сопротивлением 20÷50 Ом•м, К₁₁ = 0,028;

• тип антикоррозионного покрытия – пленочная изоляция с удельным сопротивлением 0,1÷10 кОм•м², К₁₂ = 0,075;

• блуждающих токов нет, К₁₃ = 0.

Диаграмма на рисунке 3 построена для следующих исходных данных:

• марка стали 17ГС;

• наружный диаметр D_н = 820 мм, толщина стенки  δ = 9 мм, радиус изгиба трубопровода R_изг = 0;

• трещиноподобные коррозионно-механические дефекты;

• проектное давление p_проект = 6,0 МПа;

• категория участка трубопровода III–IV, коэффициент запаса по прочности трубы k_тр = 1,32;

• дополнительный дефектоскопический контроль;

• скорость развития дефекта принимается V_корр = 0,8 мм/год.

Так, если геометрические параметры дефекта коррозионной потери металла следующие: длина 500 мм, ширина 500 мм, глубина 4,5 мм, то по диаграмме рисунка 1а определяется, что величина предельного давления равна р_пред = 8 МПа при проектном давлении р_проект = 6,4 МПа.

Следовательно, снижать давление в трубопроводе в момент проведения диагностических работ не требуется. Однако, исходя из диаграммы рисунка 2а, имеем, что предельный срок эксплуатации трубопровода с данным дефектом равен t_пред = 0,8 лет. Отсюда делается заключение о необходимости проведения ремонта трубы с данным дефектом в срок 0,8 лет (9,6 месяцев) от даты проведения диагностики. 

Выводы

Представленная математическая модель может быть реализована для находящихся в эксплуатации магистральных трубопроводов с коррозионной потерей металла и трещиноподобными коррозионно-механическими дефектами.

Диаграммы зависимости предельного давления в трубной секции (p_пред, МПа) и предельного срока эксплуатации трубной секции (t_пред, год) от глубины дефекта (H, мм) позволят осуществить оценку долговечности труб с различными видами дефектов для обоснованного планирования ремонтных работ на линейной части МТ без выполнения детализированных расчетов.

На диаграммы зависимости предельного давления (p_пред, МПа) от глубины дефекта (H, мм) наносится горизонтальная прямая проектного давления, которая делит диаграмму на две зоны: нижняя (ниже прямой) – зона необходимого ограничения давления в трубопроводе, верхняя (выше прямой) – зона, которая определяет дефекты, не требующие снижения давления на момент проведения диагностики, но в которой могут находиться потенциально опасные дефекты, сокращающие предельный срок эксплуатации трубопровода (рис. 1).

С помощью предлагаемых диаграмм зависимости предельного срока эксплуатации (t_пред, год) от глубины дефекта (H, мм) непосредственно определяется величина t_пред, при помощи которой планируется срок проведения ремонтных работ на линейной части МТ (рис. 2 и 3).

Таблица 1. Коэффициент K₁₁ учета влияния удельного сопротивления грунта

Table 1. Coefficient K₁₁ to account for the effect of soil resistivity

Таблица 2. Коэффициент K₁₂ учета влияния удельного сопротивления антикоррозионного покрытия (АКП)

Table 2. Coefficient K₁₂ to account for the effect of corrosion coating resistivity

Таблица 3. Коэффициент K₁₃ учета влияния блуждающих токов

Table 3. Coefficient K₁₃ to account for the influence of stray currents

Таблица 4. Методы ремонта дефектов потери металла линейной части магистральных трубопроводов (на примере магистральных нефтепроводов)

Table 4. Defects repair methods of metal loss of the linear part of main pipelines (at the example of main oil pipelines)

Укладка обетонированного трубопровода в траншею методом протаскивания должна сопровождаться расчетом напряженно-деформированного состояния трубопровода на всем его протяжении, с тем чтобы не допустить превышения внутренних напряжений в металле предельных разрывных или пластичных значений. Кроме того, наличие бетонной оболочки требует также оценивать напряжения в бетонном слое, которые не должны превышать прочность бетона (существенно ниже прочности стали) на разрыв. Следует предусмотреть более тщательный, чем в случае применения для балластировки кольцевых утяжелителей, учет всех факторов, влияющих на необходимое тяговое усилие при протаскивании и, как следствие, на внутренние напряжения в снаряженном трубопроводе с железобетонной оболочкой.

Рис. 1. Схема расчета сил сопротивления на участке протаскивания трубопровода

Fig. 1. The scheme of resistance forces calculation in the area of the pipeline pulling

В итоге тяговое усилие при протаскивании трубопровода определяется совокупной силой сопротивления перемещению трубопровода, которая, в свою очередь, состоит из:

• силы трения трубопровода о подстилающий слой грунта;

• силы упругого отпора, возникающей при продольном перемещении трубопровода с ускорением;

• силы пассивного сопротивления грунта, возникающей при наличии неровностей на внешней поверхности трубопровода, превышающих по размеру структурный состав грунта;

• гравитационной составляющей сопротивления, присутствующей на восходящих участках рельефа (имеет отрицательное значение на нисходящих участках рельефа);

• силы сопротивления в виде присоса поверхности трубопровода на площади соприкосновения с грунтом;

• силы сопротивления движению троса и оголовка трубопровода вследствие его возможного частичного погружения в грунт при протаскивании.

В данной ситуации, когда мы говорим о коэффициенте трения трубопровода о грунт в процессе его протаскивания в траншею, необходимо иметь в виду не какое-то конкретное значение, взятое из справочника для, например, пары материалов типа «бетон/песок» или «полиэтилен/глина», а совокупный функционал К, определяющий связь между величиной тягового усилия, развиваемого в процессе укладки трубопровода, и параметрами трубопровода на всем протяжении процесса протаскивания: 

F_тяги=К{Т₁, …Т_n; S₁, …, S_m},                   (1)

где:

• {Т₁, …, Т_n} – совокупность параметров трубопровода, включающих погонную массу, тип внешней поверхности, толщину и упругие свойства металла труб, толщину и прочность бетонного покрытия, характеристики арматуры, а также другие характеристики, многие из которых не могут быть выделены в явном виде и определены количественно, но оказывают влияние на взаимодействие трубопровода с грунтом;
  
• {S₁, …, S_m} – совокупность параметров, характеризующих трассу и технологию прокладки трубопровода (характер грунтов по дистанции, рельеф, протяженность береговых и руслового участков, применение разгружающих понтонов, наличие спусковой роликовой дорожки и др.).

Рис. 2. К расчету общей силы сопротивления движению трубопровода

Fig. 2. For the calculation of the total resistance force to the pipeline movement

Процесс протаскивания трубопровода в подводную траншею можно разделить на несколько этапов, на каждом из которых сопротивление перемещению трубопровода определяется конкретными характерными факторами. 

В каждый момент времени в процессе укладки трубопровод по длине можно разделить на участки, располагающиеся:

• на береговой линии до входа в воду (частный случай – спусковая дорожка);

• на дне водоема;

• на береговой линии после выхода из воды.

Вследствие неоднородности состава грунта на берегах и в русловой части водоема каждый из указанных участков может быть разделен дополнительно и по данному признаку.

Рассмотрим процесс протаскивания трубопровода на всех стадиях укладки в траншею.

На рисунке 1 показан типовой профиль траншеи при строительстве подводного перехода методом протаскивания.

Дистанция протаскивания делится на участки:

{0 – l₁} – береговой участок до входа в русло;

{l₁ – l₂} – русловый участок;

{l₂ – L} – береговой участок после выхода из воды.

Если плеть трубопровода полной длины L протаскивается в траншею с вертикальным профилем h (x), то при равномерном движении продольные тяговые напряжения в каждом произвольном поперечном сечении х₀ плети трубопровода определяются силами сопротивления F_сопр (х₀), развиваемыми на участке {0, х₀}

                           (2)

где p(х) – погонный вес трубопровода (зависит от степени погружения трубопровода в воду;

k_тр(х) – коэффициент трения (зависит от состава грунта по дистанции и характера движения);

α(х) – угол уклона траншеи по дистанции (положительный на подъеме и отрицательный на спуске).

Первый член в (2) определяет гравитационную составляющую сил сопротивления, второй – составляющую сил трения при движении по уклону.

Максимальная величина продольных напряжений, вызываемых тяговым усилием, при относительно малых углах уклона профиля развивается на конечном участке при х₀ = L.

Уклон в каждой точке участка определяется по проектному профилю как ∆h(x)/∆x.

Максимальная сила сопротивления движению, определяемая на участке протаскивания в точке x = L, равна 

, (3) 

или с разбиением на участки интегрирования с разными условиями 

где m₀ – погонная масса забалластированного трубопровода;

g – ускорение свободного падения;

рв – вес 1 пог. м забалластированного трубопровода в воде.

Развиваемое тяговое усилие лебедки равно силе сопротивления движению, рассчитанной для всей плети Fсопр (L): 

F_тяги(L) = F_сопр (L).                                     (4)

Следует отметить, что сила растяжения F_тяги(х0), определенная в сечении (х0), не зависит от того, какая часть трубопровода расположена за координатой х0, если трубопровод уже прошел эту точку при протаскивании, поскольку, как уже было сказано, эта сила определяется только сопротивлением движению, рассчитанному на участке (0, х0).

В общем случае сопротивление перемещению трубопровода при протаскивании по дну траншеи можно представить как продольную силу в каком-либо сечении трубопровода, зависящую от положения (х0) этого сечения на трассе протаскивания и направленную против приложенного тягового усилия.

Расчет сил сопротивления предполагает описание всей трассы протаскивания с точки зрения условий взаимодействия трубопровода с грунтом в каждой точке трассы [1].

Для произвольного достаточно короткого элемента трубопровода dх силу сопротивления dТ движению этого элемента можно записать в виде суперпозиции составляющих, определяющих разные факторы сопротивления движению (рис. 2):

dТ = dх(р tg φ  + а•с¹) + dТ_пасс + dТУ + dТ_пр,                    (5)

где р – погонный вес трубопровода в точке. 

Каждая точка трассы с координатой х характеризуется определенными параметрами, определяющими силы сопротивления:

• tg φ (х) – угол внутреннего трения грунта (максимальное значение коэффициента трения). Значения угла внутреннего трения для разных типов грунтов приведены в таблицах 1 и 2 [1];

• с(х) – восстанавливающаяся часть сцепления при скольжении трубопровода по грунту. Под сцеплением понимается сопротивление структурных связей всякому перемещению связываемых ими частиц грунта. Ориентировочные значения удельного сопротивления грунтов составляют: песчаных – 0–0,08, пылевато-глинистых – 0,05–1 кПа. Более подробные зависимости удельного сцепления от типа грунта приведены в таблицах 1 и 2;

• с1 – восстанавливающаяся часть сцепления при скольжении трубопровода по грунту. При отсутствии экспериментальных данных величину с1 принимают равной 0,1 с;

• а(х) – длина дуги окружности трубопровода, врезающегося в грунт при движении, определяющая площадь соприкосновения трубопровода с грунтом. Эта характеристика зависит не только от твердости и податливости грунта, но также от диаметра и веса трубопровода. Как правило, значение а определяют экспериментально.

В зависимости от характера грунта, а также от технологических решений по протаскиванию площадь соприкосновения трубопровода с грунтом, а также величины (х) и с(х) могут меняться по дистанции протаскивания. Например, на участке, где трубопровод лежит на роликовой спусковой дорожке, величина с(х) равна нулю.

Характеристики песчаных грунтов в таблице 1 относятся к кварцевым пескам с зернами различной окатанности, содержащими не более 20 % полевого шпата и не более 5 % различных примесей в сумме (слюда, глауконит и т.д.), включая растительные остатки, независимо от степени влажности.

Характеристики глинистых грунтов в таблице 2 относятся к грунтам, содержащим не более 5 % растительных остатков и имеющим степень влажности G ≥ 0,8.

Указанные характеристики грунта зависят от его влажности. В таблице 3 приведены соответствующие значения параметров с и  в зависимости от влажности грунта.

Удельная величина пассивного отпора грунта Тпасс для обетонированного трубопровода принимается равной нулю по всей дистанции вследствие однородности поверхности трубопровода и отсутствия на ней какого-либо рода выступов.

Составляющая сопротивления dТУ определяет упругое взаимодействие трубопровода с грунтом. Это взаимодействие проявляется при деформации (растяжении) элемента трубопровода dх, происходящей под действием тягового усилия Fтяги, передающегося к элементу dх от оголовка трубопровода.

При трогании с места на глинистых грунтах проявляется эффект присоса трубопровода с гладкой поверхностью к грунту. Сила присоса зависит от площади опирания трубопровода на грунт и от вида грунта. На песчаном грунте присос практически не проявляется. На глинистых грунтах сила присоса увеличивается со временем, поэтому длительных остановок при протаскивании следует избегать.

Сила присоса характеризуется удельной силой qn на единицу площади опирания. В плотных глинах и суглинках приближенно принимают qn = 0,03 т/м2, в вязких глинах qn = 0,06 т/м2.

Параметр К, как уже отмечалось, включает компоненту, зависящую от характера перемещения трубопровода, в частности от его ускорения. Такая компонента должна учитываться в период страгивания трубопровода с места вплоть до достижения им устойчивого равномерного характера перемещения.

Быстрое натяжение троса приводит к возникновению инерционного противодействия массивного трубопровода движению. В состав сил сопротивления (5) добавляется составляющая 

F_уск = m₀ L dv/dt.                              (6)

Минимизируют инерционные процессы с помощью плавного регулирования натяжения троса при страгивании трубопровода с места. При таком режиме состояние трубопровода в каждый момент времени можно принять квазистационарным и не учитывать в расчетах сил сопротивления инерционную составляющую.

Вычисление сил сопротивления движению трубопровода можно проводить отдельно для характерных участков трассы, в частности:

• берегового участка расположения монтажной площадки;

• руслового участка по урезам воды;

• берегового участка на выходе трубопровода из воды.

Для каждого из участков при однородности в его пределах состава грунта интегральные соотношения представляются в виде суммы сил сопротивления по участкам.

Гравитационная составляющая сил сопротивления F_гр может быть определена исходя из соотношения для угла уклона трассы 

tg α = dh(x)/dx.

Подставляя в первый член формулы (2) и принимая для малых углов уклона sin  ~ tg , получаем по участкам:

• в пределах берегового участка входа

F_гр = –р0•h(0), 

где р₀ – погонный вес трубопровода на воздухе, h(0) – высота заднего конца трубопровода над уровнем воды. Знак «минус» означает, что уклон отрицательный и гравитационная составляющая действует не как сопротивление, а как добавка к тяговой силе;

• в пределах руслового участка гравитационная составляющая равна 

F_гр = р_в[h(l₂) – h(l₁)] = 0, 

где рв – погонный вес трубопровода в воде, l2 и l1 – границы водной преграды;

• соответственно, на берегу выхода 

F_гр = р₀h(L). 

Таким образом, общая величина гравитационной составляющей сопротивления движению трубопровода на всем его протяжении определяется разностью высотных отметок концов трубопровода и равна 

F_гр = р₀[h(L) – h(0)]. 

Методика расчета коэффициента трения при перемещении обетонированной трубы по траншее в процессе протаскивания состоит в выполнении следующей последовательности операций:

1) на участке протаскивания выделяются области с идентичными по составу видами грунта;

2) для каждого участка по табл. 1–3 определяются параметры грунта, определяющие силу сопротивления движению:

• удельное сцепление с, кгс/см²;

• угол внутреннего трения грунта φ, °;

3) с учетом отсутствия на поверхности обетонированных труб неровностей (пригрузов) удельная величина пассивного отпора грунта Т_пасс принимается равной нулю на всех участках протаскивания независимо от типа грунта;

4) по формуле (5) определяется составляющая сопротивления движению, определяемая именно трением о грунт, для i-го участка трассы 

Т_i = l_i(рtg φ + 0,1ас), 

где Тi – сила трения, развиваемая при движении трубопровода на i-м участке;

l_i – протяженность i-го участка;

р – погонный вес трубопровода (зависит от степени погружения трубопровода в воду на рассматриваемом участке;

а – длина дуги окружности трубы, врезающейся в грунт при движении, определяющая площадь соприкосновения трубопровода с грунтом на данном участке. Для податливых типов грунтов на практике принимается [2] 

а = 0,3D_тр,, 

где D_тр – внешний диаметр трубопровода с покрытием;

5) коэффициент трения на данном участке в традиционном представлении можно выразить как отношение силы трения к весу трубопровода

f_i = Т_i/l_iр = (рtg φ + 0,1ас)/р =  tg φ + 0,1ас/р.

Результирующая сила трения определяется как сумма вычисленных значений Т_i по трассе протаскивания 

Т = Σ Т_i. 

Остальные составляющие сопротивления в формуле (5) ТУ и Т_пр определяются инерционными и упругими свойствами обетонированного трубопровода и не связаны непосредственно с коэффициентом трения.

Таким образом, можно сделать вывод, что определение коэффициента трения при протаскивании обетонированного трубопровода не является достаточным для учета всех сил сопротивления движению. Обетонированные трубы имеют разную конструкцию, тип внешнего покрытия у разных производителей различается. Для повышения точности оценки коэффициента трения экспериментально должны быть конкретизированы значения параметров, перечисленных в статье.

Кроме того, расчет инерционной составляющей сопротивления и составляющей, определяемой упругим взаимодействием трубопровода с грунтом, требует экспериментального определения продольной жесткости обетонированной трубы, изготовленной по разным технологиям нанесения бетонного покрытия. При высокой адгезии бетона к трубе (даже при наличии полиэтиленовой прослойки) бетонная оболочка фактически «зажимает» трубу, снижая практически до нуля деформации при продольной нагрузке.

Таблица 1. Нормативные значения удельных сцеплений и углов внутреннего трения для песчаных грунтов

Table 1. The characteristic values of the specific adhesion Сн and internal friction angles n for sandy soils

Таблица 2. Нормативные значения удельных сцеплений и углов внутреннего трения глинистых грунтов четвертичных отложений

Table 2. The characteristic values of the specific adhesion Сн and internal friction angles n for clay soils of Quaternary deposits

Таблица 3. Параметры грунта в зависимости от его влажности

Table 3. Soil parameters, depending on its moisture content

В процессе транспортировки газа осуществляется компримирование природного газа газоперекачивающими агрегатами на компрессорных станциях (КС). При сжатии природного газа происходит повышение его температуры. Количество тепла, возникающего при компримировании потока транспортируемого газа, эквивалентно рабочей мощности газоперекачивающего агрегата (ГПА) на КС.

Охлаждение газа после его компримирования осуществляется в целях обеспечения надежности и повышения эффективности работы магистрального газопровода. Для этих целей на КС установлены АВО газа.

Эксплуатация и обслуживание АВО газа должны проводиться в соответствии с производственной инструкцией (технологическим регламентом), составленной на основе инструкций заводов-изготовителей АВО, проектной документации и Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов.

Рис. 1. Коллектор плавного входа ГАЦ-50К

Fig. 1. Soft start collector ГАЦ-50К

После компримирования газ под рабочим давлением проходит по трубчатым теплообменным секциям АВО. Через межтрубное пространство теплообменной секции с помощью электроприводных вентиляторов прокачивается воздух. За счет теплообмена с принудительно перемещаемым потоком воздуха происходит снижение температуры газа, что приводит к повышению его плотности, снижению скорости течения и потере давления в газопроводе. Это позволяет увеличить пропускную способность магистрального газопровода и сэкономить топливный газ на работу ГПА на следующей КС.

Задача управления температурным режимом магистральных газопроводов заключается в поддержании температуры природного газа после системы охлаждения компрессорного цеха выше температуры гидратообразования и ниже допустимого значения температуры, определенной исходя из требований устойчивой работы линейных участков газопроводов и целостности изоляционного покрытия.

Это означает, что температура природного газа на выходе АВО должна быть не выше допустимой условиями устойчивости газопровода и сохранности его изоляции и в то же время не ниже величины, допустимой по условиям хладостойкости металла труб газопровода. Снижение температуры газа на выходе АВО более чем на 45 °С после его сжатия на КС способствует предохранению изоляции труб от разрушения при высоких температурах транспортируемого газа. Нарушение изоляции приводит к ускорению по времени и усилению по интенсивности протекания процессов коррозии металла трубы и, соответственно, к сокращению срока службы магистрального газопровода.

Рис. 2. Композитное рабочее колесо ГАЦ-50-4М2

Fig. 2. Composite impeller ГАЦ-50-4М2

Охлаждение транспортируемого газа в АВО является достаточно энергоемким процессом. Мощность, потребляемая электродвигателями АВО одного компрессорного цеха, составляет сотни киловатт, что существенно влияет на структуру электропотребления КС, особенно с газотурбинным приводом компрессорных нагнетателей. В этой ситуации АВО целесообразно классифицировать как самостоятельный технологический объект энергопотребления КС.
Расход электроэнергии на охлаждение компримированного газа может составлять 65–75 % от общего объема электропотребления на выполнение товаротранспортной работы.

Тепловая производительность АВО зависит от многих возмущающих факторов, главными из которых являются: расход и температура технологического (транспортируемого) газа после компримирования, степень загрязнения поверхности теплообменников, температура наружного воздуха.
С определенными допущениями возможно принять, что если первые три перечисленных аспекта постоянны для заданного режима транспорта газа, то колебания температуры наружного воздуха (суточные и сезонные) являются основным возмущающим фактором, непосредственно влияющим на процесс охлаждения газа.

Для поддержания температуры технологического газа в заданных пределах возникает необходимость в регулировании охлаждающего эффекта АВО. Это достигается за счет изменения расхода через АВО охлаждающего воздуха, на который влияют количество одновременно работающих вентиляторов, частота вращения рабочего колеса вентилятора, угол атаки лопастей.

При низких температурах наружного воздуха возникают проблемы, связанные с образованием гидратов на стенках труб теплообменных секций. Следствия загидрачивания – ухудшение эффективности охлаждения газа, возрастание потерь давления в теплообменных секциях, механическая деформация и разрушение труб теплообменных секций.

В АВО в холодное время года регулирование температуры газа на выходе может осуществляться снижением расхода воздуха путем выключения части вентиляторов, уменьшения угла атаки их лопастей или частотным регулированием числа оборотов вентилятора.

В системах охлаждения газа, которые в настоящее время эксплуатируются на КС, температура газа после АВО регулируется включением (отключением) вентиляторов в сочетании с сезонной регулировкой угла атаки лопастей. Естественно, такое управление приводит к неточности поддержания температуры газа и нерациональным затратам электроэнергии.

АВО газа, которые в настоящее время применяются на технологических объектах в ПАО «Газпром», эксплуатируются в широком диапазоне температур: от –45 до 50 °С. При таких значительных сезонных изменениях температуры наружного воздуха меняется и его плотность, что вызывает соответствующие колебания потребляемой электродвигателем мощности – до 30 %.

Для периодического контроля технического состояния на АВО должно быть обеспечено локальное измерение температуры газа и перепада давления на его входе и выходе.

Количество аппаратов АВО, включенных в работу, определяется диспетчером или автоматически с учетом природно-атмосферных условий и заданного режима транспортирования газа.

При отклонении температуры газа от установленных пределов на выходе АВО и отсутствии при этом технических средств для ее изменения диспетчерская служба (ДС) принимает решение об изменении режима работы КС.

Рис. 3. Зависимость степени охлаждения газа от потребляемой мощности модернизированного и штатного АВО газа типа 2АВГ-75

Fig. 3. The dependence of the gas cooling degree of the power consumption of upgrades and standard gas ACU of 2АВГ-75 type

Пределы изменения температуры газа на выходе АВО должны устанавливаться ДС с учетом обеспечения продольной устойчивости магистрального газопровода, оптимального режима работы, сохранности изоляции, предотвращения гидратообразования, температуры наружного воздуха.

Образование гидратов в АВО газа происходит при охлаждении внутренней поверхности труб до температуры ниже границы фазового равновесия системы «природный газ – водяной пар». Температура гидратообразования увеличивается с ростом давления, а также с ростом концентрации тяжелых углеводородных фракций – при увеличении плотности газа. Для чистого метана в диапазоне давлений 4–10 МПа температура гидратообразования изменяется в диапазоне 279–286 К.

Обычно газ не требуется охлаждать до столь низких температур, однако опасность гидратообразования является существенной угрозой, поскольку из-за конструктивных особенностей аппаратов АВО минимальная температура поверхности труб в трубном пучке может быть намного ниже температуры газа на выходе из АВО – средней по всем рядам трубного пучка.

АВО имеют ступенчатое регулирование производительности посредством изменения угла установки лопастей вентиляторов. Эту регулировку можно выполнять только на остановленных аппаратах.

Кроме того, существует возможность регулирования работы АВО с помощью отключения части аппаратов, перепуска части газа мимо АВО. В этом случае можно достигнуть наивысшей эффективности работы АВО газа, но затраты топливного газа при этом увеличиваются.

Наиболее целесообразной на КС является технология частичного отключения работающих вентиляторов. Эта технология достаточно широко применяется для регулирования режимов работы АВО газа на КС.

Параметром регулирования режимов работы АВО является температура газа на выходе из АВО. Оптимальным для снижения энергозатрат является максимальное охлаждение газа в АВО с ограничением температуры газа по условиям прочности трубной стали с учетом опасных пучений грунтов. Температура газа после АВО не должна превышать температуру наружного воздуха более чем на 15 °С при условии прихода газа на следующую КС с положительной температурой.

Одним из критериев для ограничения температуры газа за АВО является то, что температура битумной изоляции труб не должна превышать 55 °С.

Ограничение температуры газа на линейной части требуется и для предотвращения возникновения значительных термических напряжений в трубопроводах линейной части. Например, трубопроводы при эксплуатации в летний период нагреваются до 36 °С, что с учетом среднего значения зимней температуры (–10 °С) соответствует температурному перепаду в 46 °С. Нагружение трубопровода таким температурным перепадом способствует увеличению длины трубопровода за счет расширения металла: каждые 100 м трубы в свободном состоянии удлиняются на 5,5 см, а в стесненном состоянии в трубопроводе возникают температурные напряжения.

Глубина охлаждения газа в зависимости от количества включенных секций АВО может составлять 15–25 °С. Ограничением минимальной температуры газа после АВО может быть расчетная температура точки росы по воде или углеводородам. Для предотвращения образования гидратов в сечении трубного пучка АВО необходимо квалифицированно выбрать зазор между температурой гидратообразования и уставкой температуры газа на выходе из общего коллектора АВО. С этой целью применяют соответствующие технологии охлаждения газа.

В настоящее время в ПАО «Газпром» разработаны и успешно реализуются следующие современные технологии охлаждения компримируемого газа в АВО:

• на основе сезонного изменения углов атаки лопастей вентиляторов;

• на основе частотного регулирования скорости вращения вентиляторов;

• на основе применения композитных материалов в конструкции силовых компонентов.

Охлаждение на основе сезонного изменения углов атаки лопастей вентиляторов

Эта технология применяется в целях минимизации затрат электроэнергии на электродвигателях секций АВО.

Согласование потребляемой вентилятором и располагаемой электродвигателем мощности достигается перестройкой дважды в год (весной и осенью) углов атаки лопастей вентиляторов. Эта технологическая операция трудоемка и травмоопасна, требует выполнения серьезных организационных и технических мероприятий для обеспечения безопасного выполнения работ.

Однако сезонное регулирование углов атаки лопастей вентиляторов лишь частично компенсирует дополнительные затраты (потери) электроэнергии: система «электродвигатель – вентилятор» оказывается настроенной на некий оптимум для некоторого усредненного значения температуры, при которой производится эта регулировка. Отклонение температуры наружного воздуха от этого технически фиксированного значения обусловливает работу электродвигателей и вентиляторов с ухудшенными энергетическими показателями. 

Охлаждение на основе частотного регулирования скорости вращения вентиляторов

Данная технология применяется в целях обеспечения высокой точности поддержания требуемой температуры газа на выходе из АВО на основе управления охлаждением газа в автоматическом режиме по обратной связи от термодатчика в выходном коллекторе АВО. Скорость вращения вентиляторов регулируется преобразователями частоты за счет изменения частоты тока и напряжения, подаваемых на электродвигатели.

Оптимизация режима работы АВО газа, эксплуатируемых в условиях резко континентального климата, может быть достигнута за счет частотного регулирования производительности вентиляторов на основе применения преобразователя частоты (ПЧ). Современный ПЧ оснащен системой управления на базе промышленного микропроцессорного контроллера, который способен реализовывать не ограниченные по сложности алгоритмы управления. Производительность вентилятора пропорциональна частоте его вращения. Затраты электроэнергии на поддержание заданной температуры газа за счет частотного регулирования производительности вентилятора оказываются меньше, чем при дискретном управлении.

Применение в системе АВО интеллектуального регулирования привода позволяет поддерживать максимальную мощность путем изменения частоты и напряжения питания электродвигателя, не допуская при этом перегрузки электродвигателя по току.

В результате применения этой технологии охлаждения газа отпадает потребность в сезонном изменении углов атаки лопастей вентиляторов: лопасти настраиваются на угол, при котором электродвигатель нагружается номинальным током. Настройки производятся один раз в летний период, когда плотность воздуха минимальна. При изменении (понижении) температуры воздуха его плотность увеличивается, а номинальный ток электродвигателя поддерживается путем регулирования частоты питающего напряжения.

При использовании интеллектуального регулируемого привода каждая секция АВО газа является замкнутым контуром регулирования с измерением температуры на выходном шлейфе, пропорциональным регулированию мощности привода.

Эта технология охлаждения газа позволяет получить дополнительную экономию электроэнергии. Алгоритмы управления АВО газа с частотно-регулируемым приводом позволяют исключить рециркуляцию, так как все вентиляторы работают с требуемой частотой вращения, в зависимости от расхода газа через секции АВО, его температуры после компримирования и температуры наружного воздуха. Кроме того, применение современной технологии векторного управления позволяет реализовать безударный «подхват» выбегающего ротора, что способствует снижению нагрузок на узлы электрических машин, возникающих при пуске.

Необходимо отметить, что система частотного регулирования скорости вращения вентиляторов АВО газа внедряется на газокомпрессорных станциях магистральных газопроводов. Эти современные технологии позволяют в автоматическом режиме с высокой точностью поддерживать требуемую температуру газа на выходе из АВО. При этом управление охлаждением газа происходит в автоматическом режиме по обратной связи от термодатчика в выходном коллекторе АВО. Скорость вращения вентиляторов регулируется преобразователями частоты за счет изменения частоты тока и напряжения, подаваемых на электродвигатели. Одним из основных преимуществ систем частотного регулирования является экономия электроэнергии при работе на режимах, когда не требуется максимально возможное для данной температуры наружного воздуха охлаждение газа.

Технология охлаждения газа на основе частотного регулирования скорости вращения вентиляторов АВО газа является высокоэффективной и позволяет в автоматическом режиме с высокой точностью поддерживать требуемую температуру газа на выходе из АВО со среднегодовой экономией электрической энергии до 20 %.

Помимо экономии электроэнергии системы частотного регулирования имеют и ряд других достоинств. Это плавный пуск и разгон вентиляторов без пусковых забросов по току, исключение операций по сезонной переустановке угла атаки лопастей рабочих колес вентиляторов, дополнительная защита двигателей и электрических сетей за счет использования встроенной в преобразователи частоты системы диагностики.

При частотном регулировании все вентиляторы АВО работают одновременно, обдувая всю поверхность теплообменника, а интенсивность охлаждения регулируется изменением частоты их вращения. В этом случае все аппараты работают в одинаковом режиме и обеспечивают примерно равные температуры на выходе секций и в выходном коллекторе АВО. Однако, несмотря на это, температура в нижнем ряду трубок будет существенно отличаться от температуры трубок верхнего ряда теплообменника. Наличие такой разницы температур является главным фактором высокой вероятности загидрачивания нижней секции трубок.

Свести данную вероятность к минимуму можно, используя специальный «гидратобезопасный» режим работы АВО, заключающийся в том, что второй по ходу газа вентилятор реверсируется. В результате первая (по ходу газа) часть трубного пучка будет обдуваться воздухом снизу вверх, а вторая – в противоположном направлении. Встречный обдув секционных трубок приведет к тому, что в самом опасном с точки зрения возникновения гидратов сечении трубного пучка (перед выходным коллектором) температуры газа во всех рядах трубного пучка практически сравняются и риск возникновения загидрачивания нижних трубок секции АВО практически будет равен нулю.

В целях минимизации вероятности образования гидратных пробок в секциях АВО целесообразно осуществлять автоматический контроль за гидратным режимом наиболее охлаждаемых теплообменных труб секций АВО с помощью термоэлектронных датчиков гидратов.

Целесообразно отметить, что охлаждение газа на КС после компримирования приводит к уменьшению средней температуры газа на входе в следующую КС, увеличению давления газа в конце линейного участка газопровода, уменьшению степени сжатия на следующей станции при условии сохранения постоянного давления на выходе и, как следствие, к снижению энергозатрат на компримирование газа на следующей станции.

В 2002 г. на КС «Курская» были проведены испытания модернизированного АВО газа типа 2АВГ-75. После данных испытаний комплект модернизации (композитное рабочее колесо ГАЦ-50-4М2
и коллектор плавного входа ГАЦ-50К) был рекомендован к внедрению на эксплуатируемых АВО газа типа 2АВГ-75 компрессорных станций ПАО «Газпром». Необходимо отметить, что в процессе испытаний была получена закономерность, показывающая, что охлаждение газа на 50 °С приводит к снижению расхода топливного газа на следующей КС на 4,2 %.

Недоохлаждение газа, вызванное нехваткой вентиляторной мощности АВО или по каким-либо другим причинам, вызывает перерасход мощности ГПА для преодоления гидравлического сопротивления магистрального газопровода. Необходимо также отметить, что увеличение температуры от станции к станции при прочих равных условиях приводит к снижению пропускной способности газопровода и может привести к потере продольной устойчивости трубы.

Охлаждение на основе применения расширенного состава композитных материалов в конструкции силовых компонентов

В настоящее время развитие этой технологии осуществляет ЗАО «Гидроаэро-центр» (г. Жуковский). Технология с использованием композитных материалов базируется на модернизации вентиляторного блока с установкой композитных рабочих колес, коллекторов плавного входа или диффузоров с оптимальной аэродинамической конфигурацией и обеспечивает возможность значительного снижения энергопотребления АВО.

25 ноября 2014 г. были проведены испытания по определению возможности повышения эффективности работы АВО газа типа 2АВГ-75 в Заволжском ЛПУ ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород». По результатам проведенных испытаний составлен протокол испытаний.

По результатам проведенных испытаний можно сделать вывод, что мощность, потребляемая электродвигателями модернизированного АВО газа типа 2АВГ-75 с рабочими колесами ГАЦ-50-4М2 и коллекторами плавного входа ГАЦ-50К (рис. 1, 2), ниже на 46,4 кВт (59,1 %) по сравнению с мощностью, потребляемой штатным вариантом АВО с рабочими колесами УК-2М при одинаковых степенях охлаждения газа. Результаты проведенных испытаний представлены в таблице. Зависимость степени охлаждения газа от потребляемой мощности модернизированного и штатного АВО газа типа АВГ-75 представлена на рисунке 3.

На графике обозначена μ – степень охлаждения газа от потребляемой мощности Nаво, которая определяется по формуле: 

,

где Т₁ – температура газа на входе АВО, Т₂ – температура газа на выходе АВО, Т_а – температура окружающего воздуха.

Годовая экономия электроэнергии при замене рабочего колеса на ГАЦ-50-4М2 с коллектором плавного входа может достигать 40 % от базового потребления.

Выводы

Выбирая технологии работы установок охлаждения газа, следует исходить из критерия минимизации затрат электрической энергии на охлаждение газа при достижении оптимальной температуры газа за АВО:

• технология охлаждения компримируемого газа в АВО на основе сезонного изменения углов атаки лопастей вентиляторов обеспечивает экономию электрической энергии до 10 %;

• технология охлаждения компримируемого газа в АВО на основе частотного регулирования скорости вращения вентиляторов обеспечивает экономию электрической энергии до 20 %;

• технология охлаждения компримируемого газа в АВО на основе применения композитных материалов в конструкции силовых компонентов обеспечивает экономию электрической энергии до 40 %.

Таким образом, задача понижения температуры газа на выходе АВО является актуальной на современном этапе инновационного развития газовой промышленности. От успешности ее решения зависит повышение уровня пропускной способности магистрального газопровода и энергетической эффективности ГТС, что непосредственно влияет на уровень эффективности бизнес-процесса в основном виде деятельности ПАО «Газпром».

Таблица. Результаты проведенных испытаний АВО

Table. Results of ACU tests

Построение современных систем автоматики невозможно представить без использования компактных промышленных источников питания. Во многих случаях промышленная автоматика представлена сложными комплексами, включающими измерительное оборудование, микропроцессорные модули и компьютеры, рабочие органы для непосредственного управления технологическими процессами, а также сетевое оборудование для удаленного управления и мониторинга. Каждый из функциональных узлов аппаратуры зачастую имеет свои особенности электропитания. Требуемое выходное напряжение, как правило, лежит в диапазоне 12–48 В, а выходная мощность не превышает 600 Вт. Небольшие габариты источников питания с такими параметрами позволяют монтировать их на стандартную DIN-рейку при помощи замка-защелки.

До недавнего времени источники питания с креплением на DIN-рейку были представлены исключительно продукцией зарубежных производителей. Наибольшую известность на российском рынке приобрели такие компании, как Mean Well Enterprises Co. (Тайвань), TRACO Electronic AG (Швейцария), Powernet (Финляндия) и Phoenix Contact (Германия). В сегменте промышленной автоматизации, где цена сбоя может быть очень высокой, именно источник вторичного электропитания во многом определяет надежность аппаратуры в целом. Поэтому потребители вынуждены применять проверенную продукцию известных фирм, необоснованно переплачивая за зарубежный бренд, особенно с учетом текущего курса валют, либо искать российские аналоги с соответствующими качеством и надежностью. Многие крупные компании, против которых вводятся санкции и ограничительные меры, сегодня сознательно отдают предпочтение отечественному продукту, чтобы снизить риски и зависимость от импорта.

Учитывая запросы потребителей и конъюнктуру рынка, компания «КВ Системы» представила новейшую разработку – новую линейку импульсных источников питания «КАН-Д» с выходной мощностью 50–600 Вт с креплением на DIN-рейку. Изделия имеют широкий диапазон регулирования выходного напряжения и рассчитаны на жесткие условия эксплуатации в температурном диапазоне от – 50 до 70 °С.

В таблице 1 приведены технические характеристики источников.

Источники с выходной мощностью 50 Вт выполнены по усовершенствованной обратноходовой топологии, в то время как версии 150, 300 и 600 Вт реализованы по запатентованной схеме прямоходового преобразователя с мягким переключением. При разработке серии «КАН-Д» был использован передовой научно-технический и конструкторский опыт нашего предприятия, полученный при создании источников питания с военной приемкой.

Модули «КАН-Д» соответствуют современным требованиям электромагнитной совместимости по ГОСТ В 25803. Данный стандарт применяется в ВПК и содержит более жесткие требования к продукции по сравнению с промышленными ГОСТами. Также наша продукция соответствует европейскому стандарту EN55022 (CISPR22), Class B, по которому сертифицируются зарубежные аналоги.

Важной особенностью источников питания, размещаемых на DIN-рейке, является их способность работать в крайне плохих условиях отвода тепла. Работа в закрытом шкафу вместе с другой нагревающейся аппаратурой, отсутствие вентиляторов, компактные размеры и невозможность обеспечить кондуктивное охлаждение заставляют разработчиков искать пути повышения КПД. Низкие потери обеспечиваются, в том числе, применением нестандартных технических решений: источники питания с мощностью 150, 300 и
600 Вт выполнены по авторской схеме Р.Х. Гафарова.

Ориентируясь на запросы отечественных потребителей, мы дополнили линейку «КАН-Д» изделиями, работающими при пониженной температуре до –50 °С. Такие источники питания востребованы в том числе в сфере нефте - и газодобычи в условиях российского Севера.

Найти актуальную и наиболее свежую информацию о продукции ООО «КВ Системы» можно на сайте компании (серия «КАН-Д» – http://kwsystems.ru/catalog/series/4).

Наиболее близкими аналогами серии «КАН-Д», доступными на отечественном рынке, являются преобразователи топовой серии Quint Power компании Phoenix Contact, а также серия TIS от TRACO Electronic AG. В таблице 2 приведено сравнение основных характеристик преобразователей серии «КАН-Д» с изделиями зарубежных конкурентов.

Данные таблицы свидетельствуют о том, что изделия серии «КАН-Д» по техническому уровню соответствуют лучшим зарубежным аналогам. Преимуществом нашей компании является близость к российскому потребителю и готовность работать над созданием нестандартных исполнений, адаптированных для питания конкретной аппаратуры.

Компания «КВ Системы» вместе с широко известным производителем источников питания «АЕДОН» входит в состав Научно-производственного объединения «Энергетическая электроника». Сегодня мы владеем передовым опытом в области силовой электроники, совместно с вузами активно занимаемся прикладными исследованиями. Результаты этой работы воплощены в уникальных технических решениях, которые обеспечивают преимущества нашей продукции перед конкурентной. Коллектив разработчиков и конструкторов занимается расширением номенклатуры изделий, чтобы удовлетворить запросы максимально широкого круга потребителей.

Таблица 1. Технические характеристики источников серии «КАН-Д» 

Таблица 2. Сравнение основных характеристик преобразователей серии «КАН-Д» с зарубежными аналогами 

Выпускаемые модификации модернизированной электростанции ПАЭС-2500 по основным показателям находятся на уровне лучших образцов, а по мобильности, качеству генерируемой электроэнергии и габаритно-весовым характеристикам превосходят многие из них.

Президент АО «Мотор Сич» В.А. Богуслаев

АО «МОТОР СИЧ» отслеживает работу электростанций в эксплуатации и при необходимости проводит их доработку. Так, разработана и испытана модификация двухтопливной электростанции «МОТОР СИЧ» ПАЭС-2500Д, в качестве первичного двигателя в которой применен газотурбинный привод ГТЭ-МС-2,5Д номинальной мощностью 2,5 МВт, работающий на газообразном и жидком топливе, а также на их смеси с возможностью перехода по команде оператора с одного топлива на другое без снятия нагрузки и останова электростанции.

Вид климатического исполнения позволяет эксплуатировать электростанцию при температурах наружного воздуха от –60 до +45 °С.

Электростанция предназначена для использования:

• в базовом и полупиковом режимах работы;

• при работе на автономную нагрузку;

• при параллельной работе с магистральной сетью неограниченной мощности;

• при параллельной работе с другими электростанциями, имеющими аналогичные системы регулирования;

• для совместной работы с котлами-утилизаторами выхлопных газов (тип и назначение котла определяются потребностями заказчика);

• во всех отраслях промышленности, а также на предприятиях коммунального хозяйства, на объектах добычи газа или нефти и может работать на попутном нефтяном газе (после его соответствующей подготовки).

АО «МОТОР СИЧ» разработана блочно-транспортабельная газотурбинная электростанция ЭГ 1000МС мощностью 1000 кВт. Блочная конструкция, удобство в транспортировке и эксплуатации делают данную электростанцию незаменимой для энергоснабжения объектов нефтегазовой и других отраслей. Высокая степень автоматизации, экономичность привода, поддержание выработки номинальной мощности до температуры +27 °С – эти свойства электростанции ЭГ 1000МС привлекают широкий круг потребителей. Электростанция работает в диапазоне температур от –50 до +50 °С на газообразном топливе, в автономном или параллельном режиме, обеспечивает высокие качество вырабатываемой энергии и экологические показатели.

В ближайшей перспективе – разработка газотурбинной электростанции ЭГ 1000-01МС для аварийного энергоснабжения. Мобильность и полная автономность делают данную электростанцию незаменимой в качестве аварийного источника электрической и тепловой энергии в чрезвычайных ситуациях на объектах народного хозяйства страны.

Особое место среди блочно-транспортабельных газотурбинных электростанций нового поколения занимает «МОТОР СИЧ ЭГ-6000Т-Т10500-3ВНМ1УХЛ1» – базовая модель для семейства электростанций мощностью 6 и 8 МВт. Электростанция изготавливается в различном климатическом исполнении и предназначена для генерирования напряжений 6,3; 10,5; 13,8 кВ частот 50 или 60 Гц. К основным ее достоинствам следует отнести малую массу и габаритные размеры, модульность конструкции, что позволяет транспортировать электростанцию любым видом транспорта в самые отдаленные точки мира, производить монтаж и запуск в эксплуатацию в кратчайшие сроки. Электростанция обладает высокой степенью автоматизации, надежностью и долговечностью, может работать автономно, а также параллельно с электросетью либо с электростанциями подобного класса. Конструкция позволяет эксплуатировать ее в когенерационном цикле, что существенно повышает коэффициент использования топлива (КИТ) и доводит его в ряде случаев до 80–90%.

В текущем году будут завершены изготовления и испытания двухтопливной (газ – жидкое топливо) газотурбинной установки повышенной конкурентоспособности «МОТОР СИЧ ГТЭ-6».

Следующим нововведением является то, что все модификации ГТУ, производимые с 2014 г., могут комплектоваться по требованию заказчика системой питания двумя видами топлива: жидким (авиационное или дизельное топливо), газообразным (природный или попутный нефтяной газ).

Новая блочно-транспортабельная газотурбинная электростанция ЭГ 8000МС, опытный образец которой изготавливается в настоящее время, является продуктом развития конструкции электростанции семейства ЭГ 6000 и соответствует современным образцам этого вида продукции.

ЭГ 8000МС

ЭГ 8000МС обладает высоким КПД, хорошей экономичностью привода, способностью сохранять требуемый запас мощности (номинальная мощность – 8 МВт, max – 9,6 МВт), при температуре наружного воздуха +25 °С.

Осваиваются новые перспективные разработки. Так, подготовлены и переданы на экспертную оценку технические материалы для участия в проекте «Реконструкция компрессорного цеха подземного газохранилища «Бильче – Волица», УМГ Львовтрансгаз с применением пяти ГТП АИ-336-2-8; с комплектом монтажных частей ГПА.

Совместно с ЗАО НПП «Компрессор» (г. Казань) и СЗАО «ФИДМАШ» (г. Минск) отработано техническое задание на поставку газотурбинного привода компрессора мощностью 2,5 МВт в составе турбоблока с системами обеспечения его работы для мобильной компрессорной установки модульного типа.

К достоинствам ЭГ 8000МС можно отнести применение ГТП ГТЭ-8,3/МС с тихоходной силовой турбиной (3000 об./мин.), обеспечивающего непосредственную передачу крутящего момента на турбогенератор, что позволило исключить из конструкции редуктор, повысило надежность и эксплуатационные показатели электростанции.

Все это, а также снижение общей себестоимости энергообъекта за счет применения меньшего количества электростанций большей мощности делает ЭГ 8000МС привлекательной для заказчиков.

Стоит отметить, что газоперекачивающий агрегат ГПА-К/5,5-ГТП/6,3СК соответствует уровню лучших мировых образцов, а по экономической эффективности, надежности, габаритам и мобильности превосходит многие из них.

В настоящий момент газотурбинными приводами мощностью 6,3; 8 и 10 МВт производства АО «МОТОР СИЧ» оснащены более сотни ГПА различных разработчиков, которые эксплуатируются на газотранспортных магистралях и ПХГ девяти стран Евразии. Суммарная наработка приближается к 3 млн часов.

С целью расширения области применения газотурбинных приводов специалистами АО «МОТОР СИЧ» разработано проектное предложение по созданию газотурбинной энергоустановки внешнего сгорания 2,5 МВт ГТЭУВС-2,5МС, которая предназначена для получения электроэнергии, используя в качестве топлива различные горючие вещества, в том числе низкокалорийные:

• доменный, коксовый, ферросплавные газы;

• шахтный метан, сланцевый, пиролизный газ, угольную пыль;

• синтез-газ или генераторный газ, полученный при утилизации мусора и твердых бытовых отходов;

• сухую биомассу и т.д.

Установка способна будет решить проблемы изменения потребления электроэнергии и пиковых нагрузок, проблемы утилизации различных как металлургических, так и других малопригодных газов и топлив, в т.ч. продуктов переработки отходов.

АО «МОТОР СИЧ» заслуженно поддерживает статус современного предприятия, определяющего топливно-энергетическую политику.

Надеемся, что новая продукция производства АО «МОТОР СИЧ» поможет специалистам ТЭК сэкономить энергию и сохранить экологию.

АО «МОТОР СИЧ»

69068, Украина, г. Запорожье,

пр-т Моторостроителей, д. 15

Тел.: +38 (061) 720-49-53

Факс: +38 (061) 720-45-52

e-mail: bent.vtf@motorsich.com

www.motorsich.com