Территория Нефтегаз № 10 2014

Повышение эффективности разработки и эксплуатации современного оборудования нефтегазовой отрасли и машиностроительного комплекса в целом неразрывно связано с распространением инновационного программного обеспечения для автоматизированного проектирования и конструирования (CAD), инженерного анализа (CAE) и подготовки производства (CAM).

В последние годы в нефтегазовой промышленности при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин и добыче нефти в осложненных условиях эксплуатации все большее распространение получают одновинтовые гидравлические машины (ОГМ) с циклоидальным зацеплением рабочих органов и планетарным движением ротора [1]. Эффективность применения ОГМ во многом связана со знанием их характеристик, в т.ч. на стадии проектирования, которые необходимы для выбора оптимальных режимов эксплуатации и определения путей дальнейшего совершенствования конструкций ОГМ и технологических процессов с их использованием.

В настоящее время внимание к характеристикам ОГМ еще более повышается в связи с: внедрением автоматизированных регулируемых приводов и микропроцессорных средств управления, для эффективного использования которых точный расчет или пересчет характеристик гидромашины, в т.ч. их мониторинг и прогнозирование изменения в ходе эксплуатации, становится непременным условием; распространением нестандартных технологических процессов (мультифазные, высоковязкие, газожидкостные; бурение с применением колтюбинга, регулированием давления и др.), чувствительных к изменению режимов работы гидравлического оборудования и требующих адекватного математического моделирования; а также появлением компьютеризированных обрабатывающих центров и новых конструкционных материалов для изготовления рабочих органов.

В то же время в связи с наличием эластичного элемента в обкладке статора и связанным с этим явлением непостоянной ориентации ротора характеристики ОГМ имеют принципиальные отличия от подобных характеристик объемных роторных гидромашин других типов (шестеренных, аксиально-поршневых, пластинчатых), что выдвигает перед конструкторами и исследователями требования к разработке специальных методик расчета и проектирования, основанных как на методах математического моделирования, так и на экспериментальных исследованиях

лабораторных образцов рабочих органов насосов и гидродвигателей.

Основные задачи указанных методик расчета и проектирования ОГМ связаны с определением:

• смещения центра планетарно движущегося ротора относительно центра статора вследствие деформации его эластичной обкладки;

• зазоров между винтовыми поверхностями ротора и статора с учетом первоначального натяга в паре;

• утечек жидкости через подвижные зазоры при заданных перепаде давления, частоте вращения и свойствах рабочей жидкости.

Упругие свойства обкладки статора

Характеристики объемных гидромашин зависят от ряда конструктивных и эксплуатационных факторов. Для ОГМ одним из основных факторов, определяющих особенности рабочего процесса и характеристики гидромашины, являются физико-механические свойства эластичной обкладки статора, изучение которых в настоящее время приобретает актуальное значение в связи с появлением нового поколения винтовых забойных двигателей (ВЗД) c усовершенствованными конструктивными схемами рабочих органов (РО), прогрессивных технологий изготовления статоров, материалов для их производства и винтовых пар с корригированным профилем зубьев.

Упругие свойства обкладки статора, которая выполняет также и функцию радиальной опоры, воспринимая нагрузки от гидравлических и инерционных сил, существенным образом влияют на положение центра ротора относительно статора (изменение эксцентриситета зацепления) и, как следствие, размеры зазоров, образующихся на проточной части линии контакта РО, что определяет объемный КПД и нагрузочную способность гидромашины.

Кроме того, упругие свойства эластомера оказывают влияние на механические потери при относительном движении РО на уплотнительной части линии контакта, что определяет механический КПД и пусковые свойства гидромашины.

В связи с этим установление точных зависимостей для описания характеристик ОГМ во многом связано с возможностями моделирования упругих свойств эластомера с учетом конструктивных особенностей статора как сборочной единицы в зависимости от плоской и пространственной геометрии РО, толщины эластомера и степени разнотолщинности обкладки во впадине и выступе профиля. В теории ОГМ радиальная деформация обоймы, обуславливающая явление непостоянной ориентации винта и образование утечек по длине контактных линий, зависит от перепада давления в РО, первоначального натяга в паре, твердости резины, внутреннего и наружного диаметров эластичной поверхности обоймы. Экспериментальные исследования показали, что величина радиальной деформации может достигать значений, соизмеримых с первоначальным натягом. Основополагающий для теории ОГМ комплекс экспериментальных исследований физико-механических свойств статоров проведен в Пермском филиале ВНИИБТ на специальных стендах, где смещения ротора относительно статора замерялись с помощью механических индикаторов (рис. 1) [2]. Действие поперечной силы F происходило в плоскости эксцентриситета, проходящей через оси ротора O2, статора O1 и полюс зацепления P, и моделировалось как в прямом (положительное смещение к полюсу), так и в обратном (отрицательное смещение от полюса) направлениях.

Результаты исследований показали, что зависимость смещения u от радиальной нагрузки F в общем случае имеет нелинейный характер, причем жесткость обкладки при нагружении в прямом и обратном направлениях отличается в 2–4 раза [2].

Вместе с тем, поскольку данные зависимости получены для конкретных типоразмеров РО двигателей (Д-85 и Д2-172М), а именно для винтовых пар с контурным диаметром Dк соответственно 58,5 и 135 мм и кинематическим отношением i = 9 : 10, ими нельзя воспользоваться при расчете смещения ротора для РО других типоразмеров.

Кроме того, в рабочем процессе ОГМ смещение ротора происходит главным образом в направлении действия главного вектора радиальных гидравлических сил, которое перпендикулярно направлению действия сил при прямом и обратном нагружении, соответствующему условиям эксперимента.

Поэтому для разработки универсальной методики, позволяющей определять положение центра ротора внутри упругой обкладки статора при различных геометрических параметрах и физико-механических свойствах материалов РО, необходимо получение экспериментальных данных при нагружении рабочих органов ОГМ в направлении действия главного вектора радиальных гидравлических сил [3]. Отсутствие в настоящее время стендов, позволяющих получить подобные данные, и существенные затраты на проведение эксперимента обуславливают необходимость перехода к компьютерному моделированию рассматриваемого процесса.

Методы решения контактных задач класс а «абсолютно твердое тело – упругое полупространство»

Аналитические и численные методы исследования подобных задач на основе теории Герца наиболее полно рассмотрены в работах по изучению напряженно-деформированного состояния (НДС) пневматических шин, контактирующих с твердой опорной поверхностью [4].

Вместе с тем используемая методика и полученные выводы и результаты не могут быть перенесены на рабочие органы ОГМ в связи с принципиальным отличием рассматриваемых объектов исследования и особенностей их нагружения.

Численные методы исследования рабочих органов ОГМ с использованием современных цифровых технологий рассмотрены в работах ряда отечественных и зарубежных авторов [5].

Однако в данных работах основной упор делается на расчете контактных напряжений и температурных полей при взаимодействии ротора и статора. При этом используется нехарактерная для ОГМ схема действия сил, не фиксируется и не анализируется информация о фактическом положении центра ротора внутри упругого статора, необходимая для разработки обобщенной методики определения объемных потерь в рабочих органах ОГМ. Кроме того, для задания свойств материала эластичной обкладки статора авторы в лучшем случае ограничиваются экспериментальными данными только для одноосного растяжения резины, в то время как в действительности эластичная обкладка статора испытывает сложное напряженное состояние и работает в основном на сжатие, что может значительно повлиять на достоверность математической модели.

Также в работах нет сравнения результатов численного моделирования НДС рабочих органов с данными реальных экспериментальных исследований, что не позволяет до конца оценить точность полученных результатов.

Численное моделирование контакта стального цилиндра с плоским двухслойным

Резинометаллическим основанием (резиновая пластина + стальная пластина)

При контактном взаимодействии рабочих органов ОГМ встречаются три различных типа контакта: выступ ротора – выступ статора, выступ ротора – впадина статора, впадина ротора – выступ статора. Данные типы контактов упрощенно могут быть представлены в виде модельных задач о плоском, выпукло-выпуклом и выпукло-вогнутом контакте стального цилиндра с двухслойным резинометаллическим основанием. Численное моделирование таких задач также представляет большой практический интерес и для других технических объектов.

На основании сравнительного анализа результатов тестового моделирования классической контактной задачи Герца (внешний контакт двух стальных полуцилиндров) с помощью программных комплексов SolidWorks и ANSYS и результатов аналитических расчетов был выбран следующий алгоритм компьютерного моделирования контактных задач с изменяющейся при нагружении площадью контакта, согласующий различные модули вышеуказанных программных комплексов (рис. 2).

Несмотря на то что моделирование данного типа контактных задач в ANSYS Structural позволяет получать гораздо более точные результаты, чем в SolidWorks Simulation, необходимо отметить, что SolidWorks предоставляет гораздо больше возможностей для создания тел сложной  геометрии, чем ANSYS Design Modeler, в т.ч. построение профилей и поверхностей с помощью параметрических уравнений.

Важным этапом численного моделирования является выбор материалов для созданных тел и указание их физико-механических свойств.

Задание свойств материалов осуществляется в специальном модуле управления материалами ANSYS, который содержит инструмент построения аппроксимирующих кривых, служащих для перевода экспериментальных данных, полученных при различных испытаниях материала, в коэффициенты функций плотности энергии деформации для всех доступных моделей высокоэластичных материалов [6].

Экспериментальные данные для построения кривых обычно выбираются на основе одного или более испытаний из шести возможных вариантов:

• одноосное растяжение;

• одноосное сжатие;

• двухосное растяжение;

• плоский сдвиг;

• чистый сдвиг;

• всестороннее растяжение или сжатие.

Конечно, для более  точного моделирования поведения материала рекомендуется иметь данные всех испытаний именно для того материала, который использовался для изготовления моделируемого изделия, но это достаточно трудоемко и не универсально (особенно на стадии проектирования ОГМ c новыми образцами эластомеров).

В настоящей статье для получения исходных данных для построения аппроксимирующих кривых предлагается использовать обобщенную безразмерную теоретическую диаграмму растяжения-сжатия эластомера [7], построенную в координатах «относительное напряжение» = / 0 – «относительная длина» =l/l0 (рис. 3), где – фактическое напряжение, 0 – базовое напряжение при 40%-ном удлинении.

Использование безразмерной диаграммы и информации о величине модуля упругости резины при определенном удлинении позволяет получить ориентировочные данные для одноосного растяжения и сжатия определенной марки резины. В частности, при единичном базовом сжатии относительная длина сокращается примерно до 75%, что соответствует 25% деформации, а при удлинении в 2 раза, соответствующем 100%-ной деформации, фактическое напряжение больше базового приблизительно в 2 раза.

На рисунках 4–7 в графической форме представлены расчетная схема и результаты моделирования в ANSYS Workbench контактного взаимодействия стального цилиндра с плоским двухслойным резинометаллическим основанием при различной толщине резиновой обкладки hр.

Приведенный радиус кривизны соприкасающихся поверхностей составляет 25 мм. Ориентировочные данные для растяжения и сжатия были получены для резины с модулем упругости при 100%-ном растяжении Eрезины = 8 МПа.

Для сравнения с результатами численного эксперимента был проведен аналитический расчет максимальных контактных напряжений по классической формуле Герца:

,

где F* – удельная нормальная нагрузка в точке контакта; , Е – приведенные радиус кривизны и модуль упругости материалов соприкасающихся тел с учетом коэффициентов Пуассона μ:

.

При расчете по Герцу рассматривались два упрощенных случая выбора расчетного модуля упругости резины: а) при 100%-ном удлинении (взят из литературных источников); б) при 10%-ном сжатии (вычислен с помощью безразмерной диаграммы).

Численный эксперимент показал, что в общем случае при увеличении толщины резиновой пластины максимальное контактное напряжение и максимальная деформация сжатия резиновой пластины, определенные с помощью вычислительных методов, заложенных в программном комплексе ANSYS, уменьшаются, а перемещение стального цилиндра в направлении действия нагрузки увеличивается.

На основании сравнительного анализа максимальных контактных напряжений, полученных с помощью компьютерного моделирования и аналитическим путем, можно сделать следующие выводы:

• аналитический расчет по формуле Герца для обоих описанных выше случаев дает заниженные значения максимальных контактных напряжений по сравнению с результатами численных экспериментов;

• при использовании для аналитического расчета модуля упругости резины при 100%-ном удлинении результаты значительно отличаются от численного эксперимента;

• при использовании для аналитического расчета модуля упругости резины при 10%-ной деформации сжатия результаты достаточно близки к численному эксперименту при малых погонных нагрузках, а соответственно, и при малых деформациях. При увеличении погонной нагрузки расхождение значительно увеличивается, что может быть обусловлено нарушением допущений о малости деформаций, принятых в теории Герца;

• аналитический расчет не позволяет учитывать влияние толщины резиновой

обкладки на величину максимальных контактных напряжений.

Применимость теории Герца для расчета НДС рабочих органов ОГМ. В общем случае при расчетах контактного взаимодействия системы «абсолютно твердое тело – упругое полупространство» рассматриваются следующие задачи по определению:

• глубины проникновения;

• распределения давления в зоне контакта;

• площади контакта.

При исследовании НДС ОГМ необходимо дополнительно учитывать:

• изменение кривизны соприкасающихся поверхностей ротора и статора (с учетом изменения углового параметра и геометрических коэффициентов профиля c0, ce, );

• различную толщину эластичной обкладки по длине окружности корпуса;

• наличие предварительного натяга в паре и, как следствие, глубины проникновения ротора в статор;

• сложное планетарное движение ротора, сопровождающееся сочетанием трения качения и скольжения;

• смещение вектора радиальной силы относительно нормали в точке контакта.

Указанные факторы не могут быть учтены при использовании классической герцевой теории контактного взаимодействия и соответствующего математического аппарата (аналитического и численного), что предопределяет необходимость перехода к инновационным методам математического моделирования физических процессов и НДС системы на основе пакетов САПР и их согласованного использования в процессе расчета и визуализации.

Моделирование контактного взаимодействия рабочих органов ОГМ

Решение поставленной задачи в трехмерной постановке требует значительных ресурсов компьютера, поскольку для получения адекватных результатов при моделировании контактного взаимодействия твердого (стальной ротор) и деформируемого (эластичная обкладка статора) тел с протяженным первоначальным контактом по линиям и существенно изменяющейся при нагружении площадью контакта необходимо создание мелкой сетки конечных элементов в области контакта и медленное приложение нагрузки, увеличивается до требуемого значения постепенно за определенное значительное число шагов.

В связи с этим на данном этапе задача решалась в упрощенной статической постановке для модели плоского деформированного состояния без учета краевых эффектов.

Для того чтобы учесть пространственную винтообразную конфигурацию поверхностей рабочих органов ОГМ, рассматривались два характерных сечения РО, в которых имеет место полный контакт с обкладкой статора соответственно выступа и впадины зуба ротора (рис. 8). Смещение ротора относительно статора рассчитывалось как среднее арифметическое соответствующих результатов численного экспериментов характерных сечениях, хотя данное положение требует более детального изучения и обоснования.

Моделировалось как нагружение рабочих органов ОГМ в прямом и обратном направлениях, соответствующее описанным выше условиями проведения эксперимента ПФ ВНИИБТ, так и в направлении действия главного вектора радиальных гидравлических сил, что наиболее характерно для рабочего процесса ОГМ (рис. 8). Для всех случаев нагружения моделировалось только поступательное движение сечения ротора в направлении действия приложенной нагрузки. 

Результаты компьютерного моделирования контактного взаимодействия рабочих органов двигателя Д-85, для которого ПФ ВНИИБТ были получены наиболее полные экспериментальные данные, представлены на рисунке 9.

На основании сравнительного анализа результатов, полученных при моделировании с помощью ANSYS Structural, и экспериментальных данных (рис. 9) можно сделать следующие выводы:

• несмотря на использование для задания свойств резины обобщенной безразмерной диаграммы растяжение-сжатие вместо данных реальных экспериментов, расхождение между результатами моделирования и экспериментальными данными приемлемое, что позволяет использовать данную кривую для задания свойств резин в первом приближении;

• наименьшее расхождение между результатами моделирования и экспериментальными данными наблюдается при погонных нагрузках до 20 кН/м, причем в данном диапазоне величины смещения ротора относительно статора, полученные в результате моделирования, оказываются преимущественно выше определенных экспериментально;

• расхождение между результатам численного моделирования и экспериментальными данными начинает постепенно увеличиваться при погонных нагрузках выше 20 кН/м, не превышая 15% при погонной нагрузке, соответствующей режиму максимальной мощности (≈ 30 кН/м).

Расхождения между результатами численного моделирования и экспериментальными данными могут быть обусловлены совокупностью факторов: моделирование свойств резины с помощью обобщенной диаграммы вместо данных реальных экспериментов; использование для задания свойств резины данных только для одноосного растяжения-сжатия, в то время как обкладка статора испытывает более сложное напряженное состояние; неполная взаимоогибаемость профилей РО, используемых для моделирования, и, соответственно, наличие участков с небольшим натягом и зазором даже при построении пары с нулевым первоначальным натягом;

решение задачи в 2D-постановке вместо 3D с использованием упрощенного метода расчета смещения ротора (по двум характерным сечениям); отсутствие исчерпывающей информации о двигателях, для которых были получены экспериментальные данные (величина усадки резины, равномерность толщины хромового покрытия ротора и др.).

Для получения более достоверных результатов необходимо провести для резины ИРП-1226 и ее современных модификаций полный комплекс исследования физико-механических свойств, необходимых для их задания при компьютерном моделировании.

Фактор бокового смещения ротора. Вследствие несимметричности профиля ротора относительно неподвижных осей статора при нагружении рабочих органов ОГМ в направлении действия главного вектора Fr радиальных гидравлических сил (рис. 10) под действием упругих сил, возникающих при деформации эластичной обкладки при контакте с ней различных зубьев ротора на различных участках профиля статора, помимо основного смещения u в направлении

действия приложенной силы наблюдается также и боковое смещение u* центра ротора (точка O2) в направлении к центру статора (точка O1). В результате фактическое межосевое расстояние aw, определяющее положение центра масс сечения ротора (точка С) после приложения нагрузки, становится зависимым от двух линейных смещений:

где e – эксцентриситет идеального циклоидального зацепления РО.

В паре с натягом u* > 0 и в ненагруженном состоянии вследствие различной жесткости обкладки в прямом и обратном направлениях.

В зависимости от сочетания натяга, радиальных сил и физико-механических свойств эластомера обкладки статора межосевое расстояние может быть как меньше, так и больше расчетного эксцентриситета зацепления.

По результатам численного моделирования нагружения рабочих органов ОГМ в направлении действия главного вектора радиальных гидравлических сил были построены зависимости основного и бокового смещений центра ротора от погонной нагрузки F/L (рис. 11).

Интересно отметить, что основное смещение при нагружении в направлении действия гидравлической силы может быть больше, чем смещение при нагружении в обратном направлении.

Предложенная методика проектирования, основанная на использовании компьютерных технологий для моделирования контактного взаимодействия РО ОГМ, и разработанная на ее основе программа численного расчета и визуализации процессов дает возможность:

• уточнить общую теорию механики контактного взаимодействия двух пространственных тел с различными геометрическими и физическими параметрами;

• определить деформацию эластичной обкладки статора и положение центра ротора ОГМ для любых геометрически параметров зацепления РО, конструктивных схем статора и физико-механических свойств материалов;

• уточнить размеры и конфигурацию зазоров по длине контактных линий РО и определить эквивалентную площадь щели, определяющую утечки в РО.

В качестве практического примера использования данной методики рассмотрим задачу сравнения контактных напряжений в паре «ротор – статор» при различной форме их профилей – с нулевым, положительным и отрицательным коэффициентами смещения исходного профиля (рис. 12) для ВЗД с постоянным контурным диаметром (как у двигателя Д-85, у которого коэффициент смещения близок к нулевому значению) при действии радиальной силы в направлении вектора гидравлической силы. Актуальность данной постановки задачи обусловлена необходимостью подтверждения теоретических выводов о влиянии коэффициентов профиля (се, ) на НДС рабочих органов [1] и свободным выбором коэффициента смещения при проектировании и изготовлении ОГМ, а также возможностью других способов оптимизации профиля с целью максимального учета упругих деформаций обкладки статора [8].

Результаты численного эксперимента показывают, что основное смещение ротора относительно статора для профиля с положительным коэффициентом смещения заметно ниже, чем у профиля с отрицательным коэффициентом смещения (рис. 13). Величина же бокового смещения u* для рассматриваемого случая практически не зависит от коэффициента смещения исходного профиля. Наибольшие контактные напряжения возникают в РО с отрицательным коэффициентом смещения, причем наиболее нагруженным является 1-е характерное сечение (рис. 14). Минимальные контактные напряжения возникают в 1-м характерном сечении РО (рис. 15) с положительным коэффициентом  смещения. Для РО с положительным и нулевым коэффициентами смещения наиболее нагруженным является 2-е характерное сечение, причем контактные напряжения в рассматриваемых характерных сечениях сопоставимы по величине.

Необходимо отметить, что наряду с наименьшими контактными напряжениями винтовые пары с положительным смещением исходного профиля обеспечивают также минимальную деформацию обкладки статора и, соответственно, минимальные зазоры по длине контактных линий.

Представленная методика компьютерного моделирования контактного взаимодействия рабочих органов с учетом упругих свойств обкладки статора, являющаяся развитием теории рабочего процесса одновинтовых гидравлических машин, может быть использована при расчетах и математическом моделировании ОГМ, а также планетарно-роторных гидромашин, компрессоров и механических передач с циклоидальным зацеплением рабочих органов.

В настоящее время задача реновации магистральных газопроводов является одной из наиболее приоритетных в ОАО «Газпром». Данная задача является многоплановой, многовариантной и гибкой. Для ее решения требуются современные инструменты, методики, и необходим углубленный анализ данных внутритрубной дефектоскопии, комплексного электрометрического обследования (КЭО) и результатов шурфовок, что позволит планировать вывод участков в капитальный ремонт (КР) или реконструкцию наиболее оптимально.

На сегодняшний день основными документами, регламентирующими вывод в КР или реконструкцию на основе диагностических данных и позволяющими проводить детальный анализ технического состояния с целью выработки решения о  необходимости вывода участка в КР, являются:

• СТО Газпром 750 «Критерии вывода участков линейной части магистральных газопроводов в капитальный ремонт» 2014 г.;

• Газпром 2007 «Регламент комплексной оценки технического состояния участков газопроводов для планирования ремонтных работ».

На базе ООО «Газпром трансгаз Волгоград» в соответствии с действующими в ОАО «Газпром» нормативно-техническими документами были разработаны инструменты для автоматизации следующих производственных процессов:

1. Формирование годового плана проведения шурфовок с возможностью мониторинга его выполнения и создания

базы данных результатов (обследование, ремонт) проведенного годового плана.

2. Расчет периодичности проведения внутритрубной диагностики линейной части магистральных газопроводов.

3. Формирование перспективных планов КР линейной части магистральных газопроводов.

Для реализации вышепоставленных целей используется специализированная информационно-аналитическая система.

Спектр решаемых задач данной системы:

1) комплексная автоматизация сбора статистических показателей (индикаторов) и иной нерегламентированной отчетности;

2) автоматизация контроля индикаторов ГТО;

3) оперативный мониторинг выполнения работ;

4) обработка и консолидация данных как на уровне ЛПУ МГ, так и в администрации газотранспортного общества;

5) оперативное формирование аналитических отчетов по индикаторам из статистической и другой отчетности для последующего анализа в режиме реального времени.

Первичным уровнем сбора информации являются участки магистрального газопровода. Линейно-производственные управления собирают данные по всем магистральным газопроводам (их участкам), которые находятся в зоне эксплуатации ЛПУ МГ. Вся техническая информация в целом доступна сотрудникам Инженерно-технического центра и администрации ООО «Газпром трансгаз  Волгоград», для которых заведены учетные записи в данной системе.

Базы диагностической информации формируются из существующих диагностических данных, которые загружаются из формата Excel в программу  (загружаются ВТД, КЭО и результаты проведенных шурфовок).

В рамках работы реализован механизм оптимизации сопоставления старых и новых данных ВТД, что позволяет проводить более детальный анализ технического состояния газопроводов.

Процесс формирования годового плана шурфов основывается на анализе данных: о дефектах, выявленных по результатам ВТД и КЭО, шурфования труб для продления остаточного ресурса, контрольных шурфовок и др. Совместно со специалистами газотранспортного общества согласован и разработан набор преднастроенных  фильтров и выборок.

Инструменты выборки могут корректироваться экспертами газотранспортного общества в зависимости от требуемых параметров к плану шурфов.

На данном этапе сформированы следующие инструменты для выборки из диагностических данных ВТД (запросы):

• трубы с аномальными швами;

• трубы с дефектами более 30%;

• трубы со сроком наружного обследования менее 5 лет;

• трубы с КБД более 0,9;

• трубы с дефектами 20–30%, количество данных дефектов более 5;

• трубы с аномалиями, техническими дефектами, заводскими дефектами, расслоением и механическими повреждениями с утонением стенки более 20%;

• трубы с гофрами;

• трубы с вмятинами более 15–20 мм и наличием других дефектов. Также программа позволяет выявить протяженные шурфы, если на соседних трубах есть повреждения, которые по разработанным запросам необходимо устранить. На рисунке 1 приведена блок-схема реализации процесса формирования годового плана шурфов. По завершении автоматизированного создания перечня шурфов с заданными параметрами специалистам газотранспортного общества необходимо с использованием экспертной оценки (учет расположения предполагаемого шурфа на местности, наличие договоренности с землепользователем, наличие необходимой МТР, техники и т.д.) провести окончательное формирование данного плана.

На этапе реализации в ЛПУ МГ отображаются шурфовки, необходимые к выполнению. Бригады, проводящие экскавацию труб, распечатывают из программы акты на проведение обследования, индивидуально для каждого шурфа. Формы разрабатывались по актам, используемым на предприятии.

Если необходим ремонт по результатам диагностики, главный сварщик в программе утверждает вид ремонта, далее распечатывается ведомость ремонта («Приложение И» к «Инструкции по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов», утвержденной В.А. Маркеловым в 2013 г.) к данному шурфу, и производится ремонт, результаты которого также заносятся в программу. Имеется возможность подгрузки к каждому шурфу скан-копии актов о проведенных диагностических или ремонтных работах, фотоотчета и других документов по необходимости. По требованию руководства газотранспортного общества формируются сводки выполнения годового плана шурфов. В данной сводке отображаются выполненные шурфы, количество устраненных дефектов, вид и способы ремонта и т.д.

Расчет периодичности выполнения внутритрубной диагностики ЛЧ МГ осуществляется исходя из данных о проведенных ВТД на каждом участке отдельно и в зависимости от поврежденности участка. Расчет срока реализован в соответствии НТД ОАО «Газпром». Блок-схема расчета приведена на рисунке 2. Форма представления данных о периодичности проведения ВТД согласована со специалистами ООО «Газпром трансгаз Волгоград». Формирование перспективного плана КР ЛЧ МГ реализовано согласно СТО Газпром 2-2.3-292-2009, Р Газпром 2-2.3-401-2009 и др. На рисунке 3приведена блок-схема формирования плана капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов. Участки с более высоким показателем РВТД получают более высокий ранг. В программе реализована возможность проведения экспертной оценки, то есть учет набора и других критериев, таких как диаметр газопровода, загруженность газопровода, поврежденность изоляции газопровода и др.

Система позволяет формировать аналитические выборки информации с помощью задаваемых алгоритмов иправил (технология OLAP). С помощью такого механизма обработки данных возможно осуществить предоставление информации в любом разрезе с любым уровнем ее детализации. Полученная «выжимка» данных позволяет максимально удобно отражать аналитическую информацию в любом удобном для пользователя виде. Функционал системы позволяет построить диаграммы различного типа для наглядного отображения результатов, которые можно включить в отчеты и доклады (рис. 4).

По окончании доработки автоматизированной системы и ее апробации со специалистами ПО ЭМГ и Инженерно-технического центра было организовано и проведено обучение работников ООО «Газпром трансгаз Волгоград».

Внедрение программы позволит:

• повысить производительность аналитических отделов, которые подготавливают планы КР и диагностики;

• осуществлять мониторинг производства шурфов;

• автоматически актуализировать техническую информацию о состоянии газопроводов по мере поступления диагностической информации;

• управленческому персоналу общества принимать оперативные и объективные решения, исходя из актуальной информации о текущем техническом состоянии эксплуатирующийся газопроводов.

Возрастающий спрос на углеводородное сырье требует поиска и освоения все новых нефтяных и газовых место-рождений. Но, как правило, это сопряжено с увеличением глубин бурения и связано с более глубоким залеганием новых нефтегазоносных горизонтов.

Это, в свою очередь, обуславливает усложнение и утяжеление конструкций скважин и, соответственно, увеличение начальных диаметров и глубин стволов большого диаметра.

В связи с этим разработка новых и совершенствование существующих конструкций бурового инструмента, необходимого для строительства скважин данного типа, является одной из неотложных задач.

Одним из наиболее распространенных способов создания верхнего интервала стволов большого диаметра является бурение с образованием наружно-ступенчатого забоя, который формируется при одновременном углублении скважины в двух или более плоскостях.

  При этом в нижней плоскости возникает меньший по диаметру центральный круговой забой, а выше – периферийные один или более кольцевые забои. Наружно-ступенчатый забой образуется при бурении с применением технических средств, конструктивной особенностью которых вляется наличие породоразрушающих элементов, вырабатывающих центральный забой, а также элементов, расширяющих ствол скважины. Ярким представителем такой компоновки является совместное использование пилотного шарошечного долота и наддолотного шарошечного расширителя (рис. 1).

На сегодняшний день у нас в стране и за рубежом существует огромное количество конструкций шарошечных расширителей, которые в основном различаются в зависимости от типа вооружения,

количества используемых шарошек и способа закрепления их на корпусе инструмента, т.е. расширители со сменными или несменными шарошками. Расширители со сменными породоразрушающими элементами представляют собой специальные конструкции, оснащенные шарошками, по своей геометрии и способу крепления существенно отличающимися от шарошек, используемых в долотах для сплошного бурения.

При этом они значительно дороже неразборных конструкций. В связи с этим многие буровые предприятия совместно с научно-исследовательскими, проектными и конструкторскими организациями разрабатывают и изготавливают в местных условиях шарошечные расширители упрощенных конструкций.

В основу таких технических решений положена возможность использования для их изготовления имеющихся у буровых предприятий шарошечных долот, бурголовок, утяжеленных бурильных труб (УБТ), переводников и т.д. Как правило, они состоят из корпуса, изготовленного из УБТ, и приваренных к нему секций серийных буровых долот (лап с шарошками) [2].

Однако при всей простоте и бюджетности расширителей данного типа при их проектировании и изготовлении не учитывается изменение кинематических характеристик шарошек, работающих в новых условиях, что приводит к несоответствию геометрии вооружения расширителя характеру и условиям разрушения кольцевого забоя.

Рассмотрим принцип и условия работы расширителей данного типа. Для примера возьмем компоновку низа буровой колонны, состоящей из пилотного долота и расширителя, изготовленного из секций аналогичного долота (рис. 1).

Как правило, скорость работы шарошечных расширителей должна быть значительно меньше скорости вращения долота, из которого он изготовлен, в силу того что скорость вращения отдельной шарошки значительно увеличивается при увеличении диаметра инструмента. Стандартная формула для расчета рекомендуемой скорости вращения расширителя:

где D₀ – диаметр долота, использованного при изготовлении расширителя, мм;

D_P– диаметр расширителя, мм;

n_R– рекомендуемые обороты для долота, из которого изготовлен расширитель, об./мин.

Нагрузка на расширитель в идеале должна совпадать с рекомендованной для долота, из которого он изготовлен из расчета на одну шарошку:

где Z – количество шарошек в расширителе, шт.;

Q_D– рекомендованная нагрузка на долото, из которого изготовлен расширитель, кН.

Количество шарошек всегда зависит от условий бурения, но при выборе необходимо учитывать два фактора: вибрацию и износ инструмента. При увеличении количества шарошек снижается вибрация бурового снаряда, но при этом увеличивается необходимая нагрузка на расширитель. В свою очередь, при большем количестве шарошек увеличивается ресурс работы расширителя, но при этом опять же увеличивается необходимая нагрузка на инструмент.

Как известно, буровые долота, предназначенные для бурения мягких и средних пород, оснащаются многоконусными смещенными в плане шарошками, значительно отличающимися от формы подвижного аксоида, образующегося при вращении тела вокруг двух пересекающихся осей. Эти два фактора в основном и обеспечивают наличие у данного типа бурового инструмента эффекта проскальзывания вооружения в процессе перекатывания шарошек по поверхности забоя. При этом, как правило, вершинные венцы шарошек работают с пробуксовкой вооружения, а периферийные – в режиме подтормаживания [1]. Однако как только эти же шарошки разносятся на более значительное расстояние от оси вращения буровой колонны, картина резко меняется. В некоторых случаях вершинные венцы начинают подтормаживать, а периферийные – работать в режиме пробуксовки. Это объясняется тем, что при удалении шарошки (с сохранением величины наклона цапфы лапы по отношению к оси вращения буровой колонны) меняется положение мгновенной оси вращения (рис. 1).

Это обстоятельство необходимо учитывать при проектировании шарошечных расширителей, так как для разбуривания твердых пород необходимо добиваться того, чтобы вся образующая шарошек расширителя, контактирующая с поверхностью забоя, совпадала с мгновенной осью вращения. Только в этом случае перекатывание шарошек будет осуществляться без проскальзывания, что для работы инструмента в таких условиях бурения является весьма важным. И наоборот, при бурении мягких и средних пород необходимо заведомо создавать проскальзывание тех или иных венцов вооружения шарошек расширителя в зависимости от его конструктивных особенностей.

Очистка забоя является одним из важнейших факторов при бурении скважин большого диаметра, где количество шлама значительно увеличивается. Так, например, количество шлама при бурении ствола диаметром 609 мм в четыре раза больше, чем при бурении скважины диаметром 304,8 мм. При этом существуют рекомендации, согласно которым при использовании расширителя желательно заглушить одно или два промывочных отверстия в пилотном долоте, чтобы перенаправить основной поток бурового раствора на шарошки расширителя [2].

В связи с этим одним из перспективных способов, позволяющих повысить эффективность очистки призабойной зоны, является оснащение шарошечного бурового инструмента косозубым вооружением. Данный тип вооружения позволяет превращать зубчатые венцы шарошек в минишнеки, которые в зонах пониженных скоростей потока промывочной жидкости механически эвакуируют шлам в заданном направлении [3].

На рисунке 2 продемонстрирована работа прямозубого и косозубого вооружения бурового инструмента, работающего в режиме подтормаживания. Если прямозубое вооружение работает с образованием равномерного бурта и равностороннего отвала, то косозубое с первых моментов внедрения зуба в поверхность забоя образует конусоподбный бурт, с преимущественным отвалом выбуренной породы в сторону наклона зубьев вооружения. Это позволяет не только снизить изгибающие нагрузки, действующие на зуб в процессе его работы, но и задавать направление эвакуации шлама.

Таким образом, недостатками шарошечных расширителей, оснащенных шарошками или екциями обычных долот с прямозубым вооружением, являются низкие технико-экономические показатели бурения, а именно проходка и механическая скорость, вследствие несоответствия геометрии их вооружения характеру и условиям бурения и малоэффективной работой промывочной системы. Это связано с низкой эффективностью удаления шлама с забоя скважины и повторным разрушением его зубьями шарошек, т.к. зубья шарошек не участвуют в эвакуации разрушенной породы, особенно из периферийных участков забоя скважины, где накапливается основная масса шлама.

Это приводит к усиленному износу вооружения расширителя и росту энергоемкости процесса разрушения породы. С целью повышения эффективности работы шарошечных расширителей за счет увеличения агрессивности зубчатого вооружения и более качественной очистки забоя от разрушенной породы была разработана принципиальная схема шарошечного расширителя с косозубым вооружением (рис. 3).

Расширитель содержит полый корпус 1 с осевым каналом 2, на концевых участках которого выполнены резьбы 3 для присоединения с бурильной колонной и пилотным наконечником 4, и промывочной системой. На корпусе 1 жестко закреплены лапы 5 с шарошками 6, вооружение которых выполнено в виде фрезерованных или литых зубьев 7. Вид выбираемого вооружения определяется физико-механическими свойствами разбуриваемых пород. В проеме между шарошками 6 размещены промывочные патрубки 8, оснащенные гидромониторными насадками 9, закрепленными в наклонных каналах 10 посредством втулок 11, которые, в свою очередь, крепятся с патрубком 8 посредством гвоздевых шплинтов 12 или разрезных пружинных колец. Герметизация насадок 9 обеспечивается уплотнительными кольцами 13. Все шарошки 6 расширителя выполнены с косозубым вооружением и имеют форму, обеспечивающую режим работы зубьев 7 со скольжением.

При этом зубья периферийных венцов имеют правое направление подъема образующей винтовой линии площадок притупления при бурении по часовой стрелке и левое – при бурении против часовой стрелки, а зубья остальных венцов наклонены в противоположную сторону. Очистка забоя от шлама осуществляется промывочной жидкостью, прокачиваемой через гидромониторные насадки, оси которых направлены на забой в зону действия периферийных венцов под разными углами, составляющими от 800 до 1000, причем величина угла наклона насадок меняется в зависимости от конкретных условий работы расширителей. Расширитель работает следующим образом. Под действием осевой нагрузки и крутящего момента, передаваемого через бурильный вал на корпус 1, зубья 6 внедряются в породу и разрушают ее.

Разрушенная порода удаляется промывочной жидкостью, подаваемой через полость корпуса 1 и промывочные патрубки 8 с насадками 9. При этом благодаря выполнению шарошек 6 с косозубым вооружением и с разным направлением наклона периферийных и центральных венцов обеспечивается более эффективная очистка забоя от шлама. Это достигается благодаря использованию косых зубьев 7 шарошек 6 в качестве транспортирующего средства. Этому также способствует выполнение шарошек 6 в форме, обеспечивающей проскальзывание вооружения при перекатывании шарошек по забою во время работы инструмента. При этом в связи с удалением шарошек 6 от оси вращения буровой колонны проскальзывание вооружения различных венцов шарошек расширителя происходит в противоположном направлении по отношению к аналогичным венцам шарошек пилотного бурового долота. В предложенном расширителе вооружение центральных венцов шарошек 6 расширителя работает в режиме подтормаживания, а вооружение периферийных – в режиме пробуксовки. В этом случае периферийные венцы шарошек 6, проскальзывая по забою механически, за счет шнекового эффекта перемещают шлам в сторону центра скважины, эвакуируя его из зоны, образованной стенкой скважины и поверхностью забоя, где обычно накапливается наибольшее количество шлама, удаление которого связано со значительными трудностями. При этом зубья центральных венцов шарошек 6, проскальзывая в противоположном направлении, но имея при этом противоположный угол наклона зубьев, также перемещают выбуренную породу вдоль поверхности забоя к центру пилотной скважины (рис. 3). Таким образом обеспечивается однонаправленность потоков промывочной жидкости, исходящих из боковых гидромониторных насадок 9 и механической эвакуации шлама проскальзывающими зубьями вооружения всех венцов шарошек к центру скважины. При прохождении наклонными зубьями гидравлической среды также за счет шнекового эффекта происходит транспортировка шламовой взвеси периферийными венцами в сторону центра, а центральными венцами – в сторону стенки скважины. Это также обеспечивает однонаправленность основного потока промывочной жидкости, восходящего вверх по пилотной скважине и омывающего шарошки 6 сбоку и сверху с направлением эвакуации шлама косозубым вооружением центральных венцов при прохождении ими гидравлической среды. В свою очередь, наклонные зубья периферийных венцов, работая в гидравлической среде, эвакуируют шламовую взвесь в противоположную сторону. Это позволяет создать демпферную зону, не позволяющую шламу из основного потока промывочной жид-кости попадать в проблемные с точки зрения очистки места работы калибрующих конусов шарошек. Встреча разнонаправленных потоков, создаваемых разнонаправленным косозубым вооружением, происходит в нейтральной межвенцовой зоне, откуда обогащенная шламом промывочная жидкость направляется в свободную зону, расположенную между лапами (или несущими конструкциями шарошек) расширителя и далее в затрубное пространство. При расположении зубьев шарошек 6 по указанной схеме обеспечивается эффективное удаление шлама как из периферийной, так и из центральной зоны расширителя, обеспечивая тем самым работу шарошек по чистому забою. Оба этих фактора являются решающими для обеспечения качественной очистки забоя от шлама, а следовательно, способствуют повышению основных показателей бурения.

Таким образом, применение предложенной конструктивной схемы шарошечного расширителя благодаря более рациональной геометрии вооружения и созданию благоприятных условий, как механических, так и гидравлических, для удаления шлама с поверхности кольцевого забоя скважин большого диаметра позволит повысить проходку и скорость бурения стволов большого диаметра и тем самым снизить себестоимость проведения буровых работ.

Однородное поднятие расположено в северной части Бузулукского нефтегазоносного района (НГР) Волго-Уральской нефтегазоносной области (НГО) и административно находится на территории Кременкульского и Бузулукского районов Оренбургской области в 15 км юго-западнее г. Бузулука.

По результатам геологоразведочных работ промышленная нефтеносность поднятия установлена в отложениях окского надгоризонта в пластах О₁, О₂ , О₃ верхнего подъяруса Визейского яруса.

Сведения о литолого-емкостных свойствах продуктивных пластов по керновым данным необходимы как на стадии обоснования петрофизических алгоритмов количественной интерпретации данных ГИС, так и на стадии обоснования методики их количественной комплексной интерпретации. По продуктивным пластам были взяты значения объемных долей компонент твердой фазы для построения литолого-емкостных моделей. Значения коэффициентов открытой пористости, остаточной воды, эффективной пористости взяты по керновым данным [1].

После лабораторных анализов керна даются в итоговых таблицах массовые доли компонент. Для корректного использования этих данных необходимо перейти к их объемной доли с учетом величины коэффициента пористости (КП). Эта необходимость перехода от весовых (Сi) компонент к объемным (Кi) диктуется различием условий измерений одних и тех же параметров:

а) весовые доли определяются на разрушенном, порошкообразном керне;

б) методы ГИС изучают коллекторы и их компоненты в структурно ненарушенных термобарических условиях залегания с первоначальной сохраненной величиной и структурой фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Возможные техногенные изменения ФЕС рассматриваются и учитываются специальными исследованиями и поправка-ми, если это имеет место при вскрытии бурением пластов-коллекторов.

Для перехода от весовых к объемным долям компонент коллекторов существует переход [2]:

где Кi, Сi, Кп – соответственно объем-но-весовое содержание i-го компонента и коэффициент открытой пористости исследуемого образца керна.

Формула 1 действительна при совпадающих или близких значениях минеральной плотности (i) компонент коллектора. При существенных (более 5% относительных) различиях i необходимо величину Кi определять с учетом его минеральной плотности:

Учитывая выражение 1, 3, определив по керну модальные значения открытой пористости (Кп) и остаточной водонасыщенности (Кво), в данном отчете построена таблица исходных параметров литолого-емкостных моделей каждого продуктивного пласта (табл.) и даны их графические изображения (рис. 1–3).

Пласт О₁ представлен серыми и тем-но-серыми доломитами, средне-толстоплитчатыми, прослоями сильно трещиноватыми и оскольчатыми, не-равномерно пористыми и кавернозными. Иногда встречаются трещиноватые прослои органогенного и микрокристаллического известняка.

Тип коллектора смешанный: поровый, кавернозный, трещиноватый, преобладает первый. Пористость и кавернозность пород неравномерная, слабая.

Вторичные поры типа выщелачивания и перекристаллизации неправильной формы с размерами 0,01–0,9 мм, каверн – 1–1,3 мм. На стенках пустот часто имеются примазки нефти. Часть пор и трещин заполнена ангидритом и кремнеземом с включениями кристаллов соли (рис. 4). Пласт О₂ сложен доломитами, реже – известняками серого и коричневого цвета, толсто- и среднеплитчатыми, пористыми и кавернозными, прослоями плотными, комковато-оскольчатыми. Доломиты в различной степени известковистые с гнездами и прослойками светло-серого ангидрита и редкими тонкими прослоями сильно доломитизированных известняков.

Тип коллектора смешанный: трещиновато-кавернозно-поровый, с преобладанием порового. Поры и каверны размером 0,04–5 мм типа выщелачивания и кристаллизации с примазками нефти по стенкам (рис. 5).

Пласт О₃ представлен доломитами с редкими тонкими прослоями органогенных и микрокристаллических известняков. Доломиты известковистые плотные, прослоями пористые и кавернозные с редкими стилолитовыми швами, средне- и тонкоплитчатые, комковато-оскольчатые, вертикально-трещинноватые, в различной степени сульфатизированные. Известняки органогенные сильно доломитиризованные, брекчированные, окремненные, пронизаны трещинами, стилолитовыми и структурными швами с глинисто-битумным и битумным материалом в полостях.

Тип коллектора смешанный: поровый, кавернозный и трещинный, с преобладанием первого. Пористость унаследованная, типа выщелачивания и вторичной доломитизации и перекристаллизации. Вторичные поры и каверны размером 0,02–4 мм частично заполнены крупнокристаллическим ангидритом, стенки пор часто пропитаны нефтью (рис. 6).

Литолого-емкостные модели карбонатных коллекторов позволяют четко выразить различия в вещественном составе их матрицы, степень доломитизации и сульфатизации, низкое содержание нерастворимого остатка. Низкое значение остаточной воды в емкостном пространстве позволяет сделать вы-вод о высоком значении коэффициента нефтенасыщенности (КН) и о высокой степени уверенности в гидрофобном характере поверхности внутриемкостного пространства.

В последние годы волновые методы увеличения нефтеотдачи (далее – МУН) пластов довольно популярны вследствие простоты реализации и относительно невысоких эксплуатационных затрат. В их основе лежат способы генерации и направленной передачи энергии от источника в пласт в виде распространяющегося волнового излучения. Среди волновых МУН особое место занимает технология вибросейсмического воздействия на залежь (далее – ВСВ), позволяющая обрабатывать не только околоскважинную зону пласта, но и его отдаленные области, при этом радиус охвата воздействием превышает тысячи метров [1, 2].

Достижение максимальной эффективности ВСВ возможно при внутрискважинном расположении источника в интервале продуктивного пласта при одновременной его эксплуатации, что позволяет обеспечить минимальные потери волновой энергии и активацию как процессов, обладающих эффектом последействия, так и процессов, для которых необходимо постоянное волновое излучение [3].

В стенах РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина была разработана установка ударного внутрискважинного вибросейсмического воздействия (далее – УВСВ), позволяющая осуществлять ВСВ на пласт при одновременной эксплуатации скважины погружной установкой электроцентробежного насоса (далее – УЭЦН) [4, 5].

При проектировании УВСВ приходится решать ряд различных междисциплинарных задач, среди которых можно выделить наиболее значимую, решению которой и посвящена настоящая статья, – разработку методики расчета увСв. Рассмотрим состав и принцип работы УВСВ (рис. 1) [5]. Погружной насос 2 откачивает на поверхность продукцию из пласта 15. В начальный момент времени плунжер 6 опирается на клапан 7, так что отверстие в плунжере является полностью перекрытым. Пакер 4 разобщает область скважины под плунжером от области над плунжером, вследствие чего при работе насоса 2 создается перепад давлений под и над клапаном 7.

При достижении достаточной величины перепада давления подъемный узел, представляющий собой соединения клапана 8 и плунжера 6, поднимается вверх, увлекая за собой ударник 11, соединенный с клапаном 7 посредством штока 8. При достижении подъемным узлом крайнего верхнего положения ударник в сборе (ударник 11 – манжета 10 – шток 8 – клапан 7) упирается манжетой 10 в центратор-ограничитель 9 подъема. Через отверстия в центратореограничителе 9 поток скважинной продукции продолжает движение, создавая давление на торцевую кольцевую поверхность плунжера 6, тем самым стремясь раскрыть подъемный узел. Под действием силы инерции, возникающей вследствие резкой остановки подъема ударника, а также забойного давления происходит раскрытие соединения «плунжер 6 – клапан 7» и падение ударника в сборе на наковальню 13. Плунжер 6 падает вниз вслед за ударником в сборе. Скважинная продукция при этом поступает в отверстие в плунжере 6 и продолжает движение вверх к приему насоса 2. После нанесения удара ударником 11 по наковальне 13 плунжер 6 падает на клапан 7, при этом отверстие в плунжере полностью перекрывается, и система возвращается в исходное состояние. Таким образом, реализуется замкнутый цикл работы УВСВ.

Повторяющиеся циклы нанесения ударов ударником 11 позволяют генерировать в продуктивном пласте 15 низкочастотные упругие волны, благотворно влияющие на процессы нефтеизвлечения.

Методика расчета УВСВ базируется на решении трех подзадач:

1. Определение условий сцепления и подъема ударника в сборе и плунжера.

2. Расчет процесса падения ударника в сборе и плунжера в стесненных условиях в скважинной продукции.

3. Построение частотной характеристики УВСВ.

Рассмотрим решения для каждой из указанных подзадач.

Определение условий сцепления и подъема ударника в сборе и плунжера.

На рисунке 2 приведена схема сцепления клапана 1 и плунжера 2 в момент начала подъема ударника в сборе. Равнодействующие сил, расцепляющих и сцепляющих соединение клапана 1 и плунжера 2, определяются по следующим формулам:

Условие сцепления клапана и плунжера в фазе подъема определяется неравенством

где Fсцеп – равнодействующая сил, сцепляющих соединение, Н;

Fрасцеп – равнодействующая сил, расцепляющих соединение, Н;

P1,P2– абсолютные давления в областях под и над подъемным узлом, Па;

F1,F2– веса ударника в сборе и плунжера в скважинной продукции, Н;

Fтр– сила трения в плунжерной паре, Н;

f 1 ,f 2 – площади сечения клапана и седла по периметру их контакта, м2 .

Разность давлений под клапаном и над клапаном, с одной стороны, определяется величиной потерь давления в зазоре при обтекании плунжера, а с другой стороны, этой величины должно быть достаточно для подъема сцепленной компоновки.

Опуская громоздкие выкладки, приведем конечные выражения, определяющие условия сцепления и подъема ударника в сборе и плунжера:

 где f – площадь круга, имеющего диаметр, равный внешнему диаметру плунжера, м2; D – внутренний диаметр корпуса подъемного узла, м; δ– диаметральный зазор между плунжером и корпусом подъемного узла, м; Lпл– длина плунжера, м; ρ– плотность скважинной продукции, кг/м3; i – гидравлический уклон в зазоре; Q – дебит скважины, м3/с.

Значение Qmin определяется численно, например, с помощью метода итераций, при этом определение гидравлического уклона i в зазоре в общем случае производится по известным гидродинамическим зависимостям с учетом количества фаз в потоке, его структуры и газосодержания [6].

Полученные условия позволяют установить количественную связь между геометрическими и массовыми параметрами УВСВ для различных режимов работы скважины.

Расчет процесса падения ударника в сборе и пленшера в стесненных условиях в скважинной продукции

Данный расчет базируется на проведении кинетостатического анализа движения элементов УВСВ под действием различных сил [7]. Расчетные схемы движения ударника в сборе и плунжера приведены на рисунках 3 и 4.В результате кинетостатического анализа были получены следующие дифференциальные уравнения (ДУ) движения и начальные условия:

• для ударника в сборе:

• для плунжера:

 М_уд ^{в сборе} и m_пл– массы ударника в сборе и плунжера, кг; Fт.уд в сборе и F т.пл – веса ударника в сборе и плунжера в скважинной продукции, Н; Tуд, Tшт и Tпл – касательные силы вязкого трения, действующие на ударник, шток и плунжер соответственно, Н; ΔPуд, ΔPшт и ΔPпл – перепады гидродинамического давления, срабатываемые на ударнике, штоке и плунжере соответственно, Па; Sм уд и Sм шт – миделевы площади сечения ударника и штока, м2; Sпл– площадь поперечного сечения плунжера по телу, м2; Rскл– сила лобового сопротивления, действующая на клапан, Н; F тр– сила трения в плунжерной паре, Н; vп.уд и v п.пл – скорости движения ударника в сборе и плунжера, м/с; y_уд и y_пл– текущие ко-ординаты центра масс ударника в сборе и плунжера, м; Hx – длина рабочего хода ударника в сборе, м.

Аналитические выражения для определения сил, входящих в (7), (8), (11) и (12), являются достаточно громоздкими и в связи этим не приводятся в рамках настоящей статьи.

Интегрирование полученных ДУ выполняется численно, например, методом Рунге-Кутты 4-го порядка, ввиду неявной зависимости их правой части от скорости движения ударника в сборе и плунжера.

В результате получаем кинематические характеристики в виде зависимостей скорости падения vп.уд,пл(t) и координаты центра масс yуд,пл(t) ударника в сборе и плунжера от времени t. Данные зависимости позволяют построить частотную характеристику УВСВ. В качестве иллюстрации на рисунках 7 и 8 представлены кинематические характеристики опытного образца УВСВ.

Построение частотной характеристики УВСВ

Частотная характеристика УВСВ представляет собой графическую зависимость частоты ударов, наносимых ударником по наковальне в процессе работы УВСВ, от дебита скважины.

В соответствии с рассмотренным циклом работы УВСВ частота ударов определяется следующим выражением:

где n – частота ударов, уд./мин.; t– время подъема ударника в сборе до В.М.Т.,

с; tпл– время падения плунжера, с.

Время падения плунжера определяется для различных значений дебита Q скважины по кинематической характеристике типа yпл (t) из уравнения yпл(tпл)=0.

Время подъема ударника в сборе до В.М.Т. определяется для различных значений дебита скважины Q по формуле:

где v – скорость подъема подъемного узла УВСВ, м/с; D1– внутренний диаметр корпуса подъемного узла УВСВ, м.

Построение частотной характеристики начинается с произвольного определения величины интервала построения ΔQ и шага ΔQ по дебиту скважины. Далее определяется количество расчетных точек по формуле:

После определения количества расчетных точек для них рассчитываются времена tпл, t и частота ударов n по формуле (15).

В качестве иллюстрации на рисунке 9 представлена частотная характеристика опытного образца УВСВ.

Рассмотренная методика расчета УВСВ позволяет получить все необходимые количественные взаимосвязи между параметрами УВСВ и тем самым открывает путь к ее непосредственному проектированию под конкретные условия эксплуатации.

Эксплуатация установок скважинных винтовых насосов в осложненных условиях показывает снижение подачи насосов при увеличении давления нагнетания жидкости. В частности, это характерно при добыче высоковязких нефтей или при добыче пескосодержащих жидкостей из-за износа эластомера статора штангового винтового насоса (ШВН).Для сохранения подачи насосов в интервале максимальных значений давлений разработаны так называемые лопатки, закрепленные на штангах, которые, вращаясь вместе со штангами, увеличивают напор, создаваемый установкой ШВН, частично снижая гидродинамическую нагрузку на насос и уменьшая тем самым утечки в винтовой паре [1–3].

Лопатки, благодаря своей форме, подобной лопаткам осевого насоса, создают некоторый напор, используя вращение штанговой колонны.

Разработаны различные варианты штанговых лопаток.

Металлическая штанговая лопатка (МШЛ) содержит вал 1 (рис. 1) с присоединительными на концах резьбами 2 и 3, лопатки 4, выполненные в виде сегментов шнека, соединенных с валом 1 неразъемно, например, сваркой, клепкой, термопрессованием, пайкой, формовкой и др. Колонна насосных штанг 5 (рис. 2) соединяется с валом 1 резьбами 2 и 3. Лопатка 4 является частью специального винта – шнекового транспортера, причем шаг Р1 винтовой линии лопатки 4 меньше шага Р2 винтовой линии шнекового транспортера.

Линейными размерами лопатки 4 являются стороны a, b и c. Диаметры цилиндрических поверхностей d1 и d2 выполнены в соответствии с d1= d2 + 2a. Сторона b лопатки 4 соприкасается с контурной образующей поверхности вала 1 диаметра d2 . От расчетных характеристик зависит компоновка (количество) МШЛ в колонне насосных штанг 5 и количество лопаток 4 на валу 1. В зависимости от условий эксплуатации выбираются углы α и β.

При включении электродвигателя наземного привода вращается полированный шток, колонна насосных штанг и ротор ШВН. При вращении колонны штанг жидкость поднимается в НКТ 6 по кольцевому зазору 7 в аксиальном направлении вдоль МШЛ и далее перемещается из лопатки 4 в радиально-аксиальном направлении 8 (от центра к периферии под действием центробежных сил). В колонне НКТ появляется дополнительный перепад давления, имеющий одинаковый знак с гидродинамическим перепадом давления, создаваемым винтовым насосом.

Вращение штанговых лопаток и закручивание потока жидкости создает условия предупреждения оседания твердых взвешенных частиц (ТВЧ). Кварцевый песок и другие ТВЧ, пройдя через винтовую пару, будут выноситься из подъемника и препятствовать накоплению песчаных пробок в нижней части НКТ [4].

Одновременно с металлическими лопатками разработаны варианты неметаллических конструкций, наплавляемых на штанги (рис. 3).

Конструкции выполнены в виде:

• прямой призмы (рис. 3а);

• треугольной призмы (рис. 3б);

• специального профиля (рис. 3в, 3г).

Профили штанговых лопаток, представ-ленных на рисунках 3а–3в, благодаря увеличенной толщине периферийных частей выполняют дополнительно функции центраторов. Увеличенная площадь контакта с внутренней поверхностью НКТ в режиме полусухого трения позволяет значительно уменьшить износ лопаток. Лопатки, представленные на рисунке 3г, в основном выполняют функции нагнетателей жидкости благодаря малой толщине лопаток, однако как центраторы обладают низкой надежностью.

теоретический напор лопатки

По [5] Рассчитывается:

  δср– толщина лопатки на среднем диаметре dср

  z – количество лопаток в решетке.

Для небольших (до 300) углов атаки (угол входа жидкости в решетку) формула (1) преобразуется к виду:

  В (3) под диаметром втулки подразумевается диаметр штанги. Для нулевого расхода жидкости формула для расчета напора имеет вид [5]:

Величина а в (6) соответствует экспериментальному значению 0,23 в работе [5].

Для исследования напора штанговых лопаток и параметров ШВН был спроектирован и изготовлен стенд (рис. 4), состоящий из наземного привода 1 с электродвигателем 2, расположенного горизонтально и установленного на раме 3. Для изменения частоты вращения привода служит станция управления 4. К приводу 1 закреплен входной патрубок 5, внутри которого размещен полированный шток 6 с присоединительной муфтой 7. На выходном патрубке 5 установлен вентиль 8 и манометр с вентилем 9 для определения давления на выходе из штанговых лопаток. Из вентиля 8 жидкость поступает через трубопровод 10 в емкость 11, из которого через напорный трубопровод 13 поступает обратно в патрубок с ШЛ. На трубопроводе 13 установлены задвижки 12. Патрубок с установленными лопатками устанавливается в тиски 15 на тележку 14, у которой имеются полки 16 для инструментов и железные ролики 17 для передвижения тележки 14.

На стенде были проведены исследования с целью определения эффективности штанговых лопаток на различных по вязкости жидкостях определением развиваемого давления на выходе из штанговых лопаток, а также определения минимальных оборотов, при которых штанговые лопатки не развивают давление. Температура воды и масла составляла 200С. По результатам исследований получены графики зависимостей давлений от частоты вращения привода и типа штанговых лопаток при перекачке воды и масла, которые показаны на рисунках 5 и 6.

Опыты показали, что ШЛ могут увеличить давление установки на 1–3 МПа, причем самыми эффективными являются лопатки НМШЛспец, показанные на рисунке 3в. Рост давления при перекачке масла примерно на 7% выше в сравнении с водой. Таким образом, применение лопаток эффективно на жидкостях повышенной вязкости.

Стендовые испытания позволили получить экспериментальные зависимости для давления, создаваемого лопатками (различных конструкций) при нулевых подачах. На рисунках 5 и 6 эти зависимости представлены в коэффициентах Р–n. Серии кривых на графиках описываются зависимостью:

где А и В – опытные коэффициенты, dр рассчитывается по (5), = n/30, n – число оборотов, мин -1.

Для лопаток различных конструкций получены фактические зависимости коэффициентов А и В, представленные в таблице 1. Цифра перед типом лопаток обозначает количество лопаток на штанге.

Формулой (7) и таблицей 1 можно пользоваться в расчетах дополнительного перепада давления в НКТ от штанг с лопатками на каждой штанге. Полученный суммарный перепад давления следует вычитать из давления на торце ротора насоса в случае отсутствия штанговых лопаток.

Наплавленные штанговые лопатки с профилем прямой призмы внедрены на скважинах 3308, 3503 и 9720 ОАО «Шешмаойл», специального профиля (НМШЛспец) – на скважинах 3602, 9336 и 3416 ОАО «Шешмаойл», 1436 – ОАО «Иделойл» (табл. 2).

После запуска скважины 3308 произошел двойной отворот штанг – от ротора и 2-й штанги от насоса, при этом на скважине наблюдался выход скважинной жидкости на поверхность (в течение трех суток в желобную емкость, без противодавления) вследствие напора, создаваемого штанговыми лопатками. Затем на скважине 3308 поставили бригаду ПРС для ликвидации отворотов штанг. На скважине 9720 при запуске скважины давление на устье поднималось до рабочего на 10 сек. быстрее (менее 30 сек.). На скважине 3416 наблюдалось увеличение дебита по жидкости с 3,8 до 6,3 м 3/сут. (при внедрении все условия сохранялись неизменными, производили только за-мену штанг). Дополнительная нефть (по состоянию на 11.06.2014 г.) составила 1570 т. На остальных скважинах без изменений, сила тока на двигателях также не изменялась.

выводы:

1. Разработаны различные типы и конструкции штанговых лопаток, устанавливаемых на вращающихся штангах для создания дополнительного напора в колонне НКТ и снижающих гидродинамическую нагрузку на винтовой насос при добыче вязкой нефти.

2. Выполнена теоретическая оценка напора, развиваемого штанговой лопаткой.

3. Проведены экспериментальные ис-следования напорных характеристик штанговых лопаток различных кон-струкций, результаты которых пред-ставлены эмпирической формулой и таблицей в виде эмпирических коэффициентов для каждого типа лопаток.

4. Проведенные опытно-промышленные испытания УШВН со штанговыми лопатками показали эффективность разработанных устройств.

ООО «ГЕА Рефрижерейшн РУС» имеет штат численностью более 110 специалистов и предоставляет полный комплекс услуг на рынке поставок оборудования для энергетической и нефтегазовой отраслей – это изготовление, поставка и сервис дожимных компрессорных станций, установок подготовки газа и холодильных установок для объектов добычи, транспортировки и переработки нефти и газа.

Главными в работе компании являются европейская четкость и высокая технологичность. Так, проектное бюро «ГЕА Рефрижерейшн РУС» в сотрудничестве с технологическим центрами GEA в Германии и Италии выполняет разработку технологических и конструкторских решений, систем электроснабжения и автоматизации установок. Следует отметить, что разработка инженерного решения и комплектация оборудования проводятся с учетом типа и состава рабочей среды, условий эксплуатации, параметров сопряженного оборудования, области применения, что гарантирует надежную и эффективную работу в течение всего срока службы оборудования.

Не ограничиваясь изготовлением и поставками компрессорных станций, компания осуществляет шефмонтаж, пусконаладку и полное сервисное обслуживание компрессорного оборудования на протяжении всего срока службы. Инспекционные осмотры, техническое обслуживание объектов, а также поставка запасных частей к действующему оборудованию, текущий и капитальный ремонты компрессоров, энергоаудит и модернизация установок осуществляются инженерами отдела сервиса компании. Качество поставляемого оборудования подтверждено соответствием международным стандартам ISO 9001 и требованиям Технического регламента Таможенного союза. Оно включает винтовые компрессоры, винтовые компрессорные агрегаты и компрессорные станции, а также холодильные установки. Винтовые компрессоры GEA применяются для повышения давления различных газов, например метана, пропана, этана, пропилена, этилена, бутана, диоксида углерода, природного и попутного нефтяного газов, различных хладагентов. Их отличает особая конструкция профиля винтов, выполненная в соответствии с уникальными техническими решениями, что обеспечивает высокую эффективность работы компрессоров. Они обладают плавной регулировкой производительности, высокой экономичностью, минимальными значениями показателей шума и вибрации, компактностью. Всего линейка компрессоров представлена 22 моделями с диапазоном производительности от 231 до 8560 м3/ч и более с максимальным давлением нагнетания до 5,2 МПа. Компрессорные станции «ГЕА Рефрижерейшн РУС» разрабатываются по индивидуальным требованиям заказчика и представляют собой готовые решения для применения в технологическом процессе. Надежнаяи эффективная работа всей станции обеспечивается за счет максимальной заводской готовности оборудования и учета тяжелых климатических условий эксплуатации. Станции изготавливаются как в контейнерном исполнении для установки на открытой площадке, так и без укрытия для установки в отапливаемом помещении. Для нефтегазовой промышленности компания «ГЕА Рефрижерейшн РУС» предлагает широкий спектр холодильных установок, которые эксплуатируются на суше и на море. Рабочая температура данных установок варьируется в широком температурном диапазоне и позволяет реализовать такие процессы, как конденсация, повторная конденсация, разделение очистка, хранение, охлаждение и рекуперация тепла. Они изготавливаются для работы с различными хладагентами (углеводороды, аммиак, фреоны) в различных исполнениях и могут размещаться как в отапливаемых помещениях, так и на открытых площадках.

Следуя принципу концерна GEA «Быть ближе к клиентам», компания «ГЕА Рефрижерейшн РУС» усиливает направление локальной сборки газокомпрессорного и холодильного оборудования. Так, например, для решения задачи по увеличению продуктивности и сроков эксплуатации газовых скважин компания «ГЕА Рефрижерейшн РУС» изготовила для ОАО «Газпром добыча Ноябрьск» компрессорную установку для поддержания давления газа на входе в ДКС. Другим примером реализации этого принципа стала блочно-контейнерная холодильная установка для ОАО «Газпром газэнергосеть», используемая для предварительного охлаждения метана в цикле ожижения. Поступающий на станцию из газотранспортной системы природный газ сжимается до давления около 25 МПа в газовых компрессорах, охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения, испарителе холодильной установки и рекуперативных теплообменниках до температуры около –110 °С и далее расширяется до давления около 0,6 МПа.

После расширения образуются СПГ (продукт) и холодный газ, возвращающийся через систему рекуперативных теплообменников обратно на вход газовых компрессоров. Эффективность процесса ожижения природного газа (доля продукта) зависит от давления и температуры газа перед расширением: чем выше давление и ниже температура, тем большее количество СПГ будет образовываться в долях от общего расхода газа. Являясь одной из ступеней охлаждения газа, холодильная установка оказывает существенное влияние на эффективность всей установки и позволяет понизить температуру газа до оптимального значения, повысив тем самым количество СПГ на выходе.

Проект холодильной установки был разработан инженерами «ГЕА Рефрижерейшен РУС», а «сердце» установки – двухступенчатый компрессорный агрегат – изготовлен на заводе GEA в Берлине. Комплектация и сборка холодильной установки были выполнены в России.

Одним из важных текущих проектов для нас является изготовление и поставка дожимной компрессорной установки блочно-модульного исполнения для Восточно-Таркосалинского месторождения ООО «НОВАТЭК-ТАР-КОСАЛЕНЕФТЕГАЗ». В соответствии с контрактом ООО «ГЕА Рефрижерейшн РУС» разработает, изготовит и поставит до конца 2014 г. дожимную компрессорную установку (ДКУ) на базе винтового компрессора GEA Grasso с электрическим приводом. Компрессорная установка предназначена для сбора попутного нефтяного газа низкого давления с установки подготовки нефти и последующей подачи в газотранспортную сеть. Комплектная ДКУ будет эксплуатироваться в диапазоне температур наружного воздуха от –61 до +36 0С. Мощность электродвигателя компрессора составляет 315 кВт. Передовые технические решения, принятые при проектировании ДКУ, позволяют компримировать попутный нефтяной газ весьма сложного состава с содержанием метана до 27,7% при 100%-ном насыщении по влаге. Подобные установки востребованы на многочисленных месторождениях, где осуществляются мероприятия по утилизации ПНГ. За последние годы международный опыт концерна GEA насчитывает более 300 компрессорных установок по всему миру, из них в Россию «ГЕА Рефрижерейшн РУС» поставила 16 компрессорных установок как для энергетической, так и нефтегазовой промышленности. Опыт российской сборки насчитывает семь установок, уже поставленных или находящихся в работе.

Следует отметить, что конкурентные преимущества «ГЕА Рефрижерейшн РУС» – оригинальные технические решения и исчерпывающие консультации по всем вопросам проектирования объектов, а также безупречное управление проектами, основанное на многолетнем опыте работы в России. Специалисты компании обладают детальным знанием рынка, готовы к оригинальным технологическим решениям. Немаловажными факторами являются финансовая состоятельность компании как части концерна GEA и его признанный международный авторитет, а также опыт российской сборки компрессорного и холодильного оборудования, позволяющий быть полноправным участником программы импортозамещения.

Система поддержания пластового давления (ППД) является одной из наиболее важной с точки зрения эффективной разработки нефтяных месторождений.

При неправильной работе системы ППД невозможно обеспечить требуемый коэффициент извлечения нефти, обеспечить оптимальные затраты энергии на закачку воды и извлечение пластового флюида, снизить затраты на проведение обслуживания и ремонта скважин и нефтегазового оборудования. Количество, размеры и состав твердых взвешенных частиц (ТВЧ) в технологической и пластовой жидкости, так же как наличие механических примесей в перекачиваемом газе, имеют очень большое значение для технико-экономической эффективности практически всех процессов добычи нефти. В частности, наличие ТВЧ в технической или попутной воде снижает эффективность операций поддержания пластового давления (ППД) и промысловой подготовки нефти (ППН) за счет:

1) абразивного износа наземного и скважинного оборудования;

2) снижения приемистости призабойной зоны пласта (ПЗП) нагнетательных скважин;

3) увеличения расхода реагентов при разделении продукции скважин при ППН.

Именно поэтому количество механических примесей в воде, используемой, например, для системы ППД, не должно превышать 50 мг/л, размеры частиц должны быть не более 0,005 мм (согласно СТП-07-03.4-15-001-09 ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» [1] и ОСТ 39-225-88 «Требования к качеству воды, используемой для заводнения нефтяных месторождений» нефтяной промышленности). И если пробы на выходе из аппаратов подготовки воды (растворный узел, установки подготовки воды и т.д.) практически соответствуют отраслевым стандартам и стандартам предприятий, то пробы на устье скважины показывают 4–5-кратное превышение ТВЧ и 20-кратное превышение размеров механических примесей. Причинами этого являются коррозия водоводов низкого и высокого давления, кристаллизация и выпадение солей за счет изменения термобарических условий в потоке перекачиваемой технической воды.

Для борьбы с механическими примесями (ТВЧ) широко применяются специальные технологии (коагуляция, флотация, инерционное сепарирование, фильтрация, мембранные технологии и т.д.) и различные виды оборудования. Практически всегда в состав такого оборудования входят сепараторы и фильтры механических примесей. Применение сепараторов, или фильтров, или их сочетания (в дальнейшем – система очистки, СО) для отделения механических примесей от жидкости зависит от состава перекачиваемого флюида, количества и гранулометрического состава примесей, расхода технологической жидкости, вида технологии, где применяется техническая вода, и применяемого технологического оборудования (насосы, пакеры, регулирующая и запорная арматура и т.д.). Выбор типоразмеров СО наиболее часто производится на основании промыслового опыта, по аналогии с используемыми на других объектах с похожими техническими показателями, на основании анализа технических показателей элементов СО. При этом необходимо отметить, что достаточно часто в технической документации на СО не четко прописаны именно те показатели, которые должны использоваться для выбора оборудования. Например, для сепараторов-отстойников указывается рабочий объем, габариты, масса, рабочее давление, рН, но не указывается максимально допустимое количество и гранулометрический состав мехпримесей, которые выносятся потоком жидкости. Для фильтров разных конструкций имеются значения тонкости фильтрации, но не указано, для жидкости с какими коэффициентами вязкости это справедливо. Обычно нет и данных о возможности, количестве циклов и условиях регенерации фильтрующей способности фильтр-элементов. Все это приводит к неоптимальному выбору СО, ухудшению его работы, увеличению содержания мехпримесей в потоке технологической жидкости и снижению эффективности технологических процессов добычи нефти. В связи с этим решение задачи качественной очистки воды для системы ППД от механических примесей с помощью компактных, недорогих и способных к быстрому восстановлению систем является очень актуальным. Оптимизация конструкции защитных устройств производится с помощью специальных программ, которые обеспечивают создание компьютерных моделей работы СО и проведение компьютерных экспериментов. Только после этого оптимальные конструкции переносятся на физические модели, которые проходят стендовые испытания для доводки конструкции. Такая технология создания сепараторов и фильтров обеспечивает высокие показатели применения СО.

Естественно, что решение о проведении подобных работ должно быть подтверждено технико-экономическим обоснованием. Первопричинами начала работ по подбору или созданию СО могут быть резкое снижение эффективности технологических процессов, уменьшение наработки до отказа технологического оборудования, повышение эксплуатационных расходов, снижение добычи нефти.

Например, низкие наработки до отказа многих опытных конструкций скважинных гидроприводных насосных установок (гидропоршневых, гидроштанговых, струйных) во многом обусловлены не неудачной конструкцией или низким качеством изготовления, а тем, что для их привода была использована техническая вода системы ППД. Разработчики оборудования принимали как аксиому положения стандартов о качестве воды системы ППД, под технические показатели этих стандартов разрабатывали и изготавливали узлы и детали скважинного оборудования. Например, узлы фильтрующих элементов, установленных в струйных и гидропоршневых насосных  установках, серийно выпускавшихся по соответствующим техническим условиям, имели размеры ячеек, задерживающих механические примеси с размерами гранул более чем 0,5–1,0 мм, и незначительные площади фильтрации. То есть эти устройства были рассчитаны на защиту насосов от попадания в них небольшого количества случайных редких частиц механических примесей. Поэтому при эксплуатации гидроприводных насосных установок эти фильтрующие элементы быстро выходили из строя, а следовательно, и сами насосные установки имели недостаточные наработки до отказа.

Для устранения негативного влияния механических примесей на технологические процессы добычи нефти, поддержания пластового давления, подготовки продукции скважин и на работу нефтепромыслового оборудования были созданы модульные системы очистки воды.

Эти системы состоят из модулей сепараторов механических примесей [2, 3], модулей фильтров [4, 5] и модулей адсорбентов [6]. В зависимости от условий эксплуатации (расход и давление жидкости), концентрации и гранулярного состава механических примесей, наличия остаточной нефти ООМП может содержать одну, две или три ступени очистки, одну или несколько последовательно или параллельно работающих линий.

Например, для закачки технической воды в пласт (система ППД) или для обеспечения работы струйного насоса на устье скважины может устанавливаться одноступенчатая однолинейная система СО (рис. 1).

Опыт показывает, что такая система эффективно очищает техническую воду от механических примесей с размерами гранул от 50 мкм и выше, при этом коэффициент сепарации указанных механических примесей достигает 95–100%. Более мелкие механические примеси (0,05–0,50 мкм) также отделяются в указанных модулях, но коэффициент сепарации таких примесей значительно ниже (Ксеп = 0,5–0,7). Для многих малопроницаемых пластов выявлена необходимость существенного уменьшения размера механических примесей в воде, используемой в системе ППД, – до значения 0,02–0,05 мкм.

Для таких условий должна применяться двухступенчатая система СО, состоящая из сепаратора механических примесей (первая ступень) и фильтрующих элементов тонкой очистки (вторая ступень) (рис. 2). В случае значительных расходов воды (более 500 м3/сут.) с большим содержанием механических примесей (более 500 мг/л) двухступенчатая СО может иметь две или более параллельно работающие линии. Они необходимы как для увеличения суммарного расхода очищаемой воды, так и для возможности очистки (регенерации) фильтрующих элементов. На рисунке 3 представлена конструкция такой системы, изготовленная на мощностях ООО «Элкам».

Во многих случаях после использования систем сепарации пластовой жидкости подтоварная вода имеет достаточно высокое содержание остаточной нефти При закачке такой воды в нагнетательные скважины будет ухудшаться приемистость ПЗП нагнетательной скважины и самого пласта. Поэтому для уменьшения количества остаточной нефти может быть использована система трехступенчатой очистки жидкости, подаваемой от системы ППД в нагнетательную скважину (рис. 4).

Первая ступень – это сепаратор механических примесей разработки РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, вторая – фильтрующая часть с фильтроэлементами из проволочного проницаемого материала (ППМ) разработки ООО «РЕАМ-РТИ» без гидрофильного и олеофобного покрытий, и третья – это сорбер, которым обеспечивается полная очистка воды от остаточной нефти. Для заполнения сорбера используется эффективный сорбент – терморасщепленный графит. Этот сорбент имеет существенные преимущества: коэффициент адсорбции составляет 50–90 кг нефти на 1 кг сорбента; высокая скорость сорбирования, стопроцентная плавучесть, термостойкость, инертность к окружающей среде, возможность изготовления сорбента на месте потребления.

Некоторые виды СО успешно прошли опытно-промысловые испытания (ОПИ) на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» и рекомендованы к широкому применению. Испытания признаны успешными в связи с тем, что СО обеспечили все показатели по качеству воды, указанные в СТП-07-03.4-15-001-09 ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь», а также дополнительные условия по тонкости фильтрации для воды, закачиваемой в слабопроницаемые пласты, и по количеству остаточной нефти в подтоварной воде. Внешний вид проб механических примесей, отобранных на первой ступени очистки, представлен на рисунке 5. По результатам анализа, проведенного в лаборатории защиты от коррозии «ПермНИПИнефть», содержание мехпримесей в неочищенной воде составляло 62,9 мг/л. Количественные показатели СО представлены в таблице 1. Механические примеси представлены глинистыми частицами и зернами -кварца с примесью нефтепродуктов.

Минимальный размер частиц механических примесей – 0,39 мкм, максимальный размер – 1039 мкм. Средний размер частиц – 115,4 мкм. Гистограмма распределения глинистых частиц из неочищенной воды по размерам представлена на рисунке 6 и в таблице 2.

Гистограмма распределения частиц мехпримесей из воды, прошедшей систему очистки, по размерам представлена на рисунке 7 и в таблице 3.

Механические примеси представлены только глинистыми частицами. Минимальный размер частиц механических примесей – 0,39 мкм, максимальный размер – 26,5 мкм. Средний размер частиц по результатам двух определений – 2,68 мкм. По результатам химического анализа, содержание мехпримесей в очищенной воде составляло 17,7 мг/л, т.е. в 3,5 раза меньше, чем в исходной (неочищенной) воде.

ВЫВОДЫ

1. Созданы модульные малогабаритные системы очистки (СО) сточных и пресных вод, обеспечивающих выполнение требований стандартов по концентрации и размерам мехпримесей в воде.

2. Системы очистки воды разработки РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина с фильтроэлементами из проволочного проницаемого материала (ППМ) разработки ООО «РЕАМ-РТИ» для нужд ППД и ППН успешно прошли ОПИ на объектах ОАО «ЛУКОЙЛ», при этом обеспечено снижение содержания механических примесей после СО в 3,5 раза; достигнут средний размер частиц механических примесей после СО 2,68 мкм; содержание механических примесей на выходе из СО не превышает 18,7 мг/л.

3. По итогам ОПИ планируется тиражирование внедрения СО в нефтяных компаниях России.

При проектировании разработки месторождений большое внимание уделяется выполнению прогнозных расчетов технологических показателей разработки в случае реализации того или иного ее варианта на программных комплексах гидродинамического моделирования. Для проведения качественного прогноза технологических показателей разработки необходимо иметь модель, качественно адаптированную по истории разработки. В числе параметров, которые чаще всего подвергаются корректировке при адаптации модели по истории разработки, присутствуют кривые относительных фазовых проницаемостей (ОФП) флюидов в системах «нефть-вода» и «нефть-газ». В нефтяных компаниях России расчеты технологических показателей разработки в настоящее время чаще всего выполняются в программном комплексе Tempest-More компании ROXAR.

Однако в связи с началом разработки месторождений высоковязкой нефти, расположенных на территории Республики Татарстан, в институте «ТатНИПИнефть», начиная с 2005 г. гидродинамическое моделирование разработки месторождений ведется также и в термогидродинамическом симуляторе STARS программного комплекса CMG (компания Computer Modeling Group, Канада) [1]. Особенностью симуляторов CMG является то, что в этих симуляторах пользователю предоставляется возможность использования различных аналитических зависимостей при построении кривых относительных фазовых проницаемостей флюидов в случае отсутствия предположения о типе нефтеносного коллектора, а также для некоторых отдельных типов нефтеносного коллектора. В случае отсутствия предположений о характере пористой среды при построении кривых относительных фазовых проницаемостей флюидов в системе «нефть-вода» аргументами являются значения связанной (SWCON, S_wcon, S_wl) и критической (SWCRIT, S_wcrit, S_wc) водонасыщенности, связанной (SOIRW, S_oirw) и остаточной (SORW, S_orw) нефтенасыщенности, максимальные значения относительной фазовой проницаемости для нефти при связанной водонасыщенности (KROCW, K_rocw), максимальное значение относительной фазовой проницаемости для воды при связанной нефтенасыщенности (KRWIRO, K_rwiro).

При построении кривых фазовых проницаемостей в системе «жидкость-газ» аргументами функций кривых фазовых проницаемостей являются связанная (SOIRG, Soirg) и остаточная (SORG, S_org) нефтенасыщенность в системе «жидкость-газ», связанная (SGCON, S_gcon) и критическая (SGCRIT, S_gcrit) газонасыщенность, значения относительных фазовых проницаемостей для газа при связанной насыщенности по жидкости (KRGCL, K_rgcl). При расчетах кривых относительных фазовых проницаемостей флюидов при отсутствии предположения о характере пористой среды также задаются показатели степеней в функциональных зависимостях для расчета значений ОФП в точках насыщенности флюидами. В этом случае кривые относительной фазовой проницаемости флюидов по воде, нефти и газу рассчитываются по зависимостям, приведенным ниже:

Помимо общего случая, пользователям симуляторов CMG предоставляется возможность выбора аналитической зависимости для построения кривых ОФП в зависимости от типа нефтеносного коллектора [2]. Здесь возможно задание кривых относительных фазовых проницаемостей по аналитическим зависимостям в нефтеносных коллекторах следующих четырех типов:

1) песчаник и гидрофильный конгломерат (sandstone and conglomerate water wet);

2) песчаник и конгломерат средней смачиваемости (sandstone and conglomerate intermediate wet);

3) известняк и смачивающийся доломит (limestone and dolomite water wet);

4) известняк и доломит промежуточной смачиваемости (limestone and dolomite intermediate wet).

Из списка параметров, которые используются при расчете кривых относительных фазовых проницаемостей флюидов для коллекторов вышеприведенных типов, исключаются показатели степеней Nw, Now, Nog, Ng и добавляются значения коэффициентов пористости m и проницаемости k рассматриваемых коллекторов.

Приведенные в [2] аналитические зависимости были подвергнуты корректировке, основанной на том, что рабочий интервал по водонасыщенности при построении кривой фазовой проницаемости для воды лежит в пределах от критической водонасыщенности до неснижаемой  нефтенасыщенности, для газа по газонасыщенности – от критической газонасыщенности до неснижаемой нефтенасыщенности в системе «нефть-газ», для нефти по водонасыщенности в системе «нефть-вода» –  от связанной водонасыщенности до остаточной нефтенасыщенности, для нефти по газонасыщенности в системе «нефть-газ» – от связанной газонасыщенности до остаточной нефтенасыщенности в системе «нефть-газ». Начиная с версии 7.0 программного комплекса Tempest-More в этом программном продукте встроен модуль автоматической адаптации Tempest Enable, который позволяет организовать проведение расчетов технологических показателей разработки в исторический период разработки нефтеносных объектов при различных значениях исходных входных параметров модели. В том числе в модуле Tempest-Enable имеется возможность задания кривых относительных фазовых проницаемостей флюидов с помощью аналитических зависимостей. На основе вышеприведенных аналитических зависимостей авторами данной работы на языке программирования Perl были построены программные script-файлы и входные dat-файлы моделей, которые позволяют автоматически задавать кривые относительных фазовых проницаемостей по данным зависимостям.

Построение кривых относительных фазовых проницаемостей флюидов с помощью аналитических зависимостей в Tempest-Enable в процессе адаптации модели по истории разработки является альтернативным способом к ручной корректировке кривых ОФП, которая была единственным способом корректировки кривых ОФП до недавнего времени. В качестве примера сопоставительной оценки этих двух способов построения кривых ОФП можно рассмотреть пример адаптации по истории разработки Иргизского нефтяного месторождения, расположенного на территории Самарской области. История разработки этого месторождения начинается с 2007 г., количество работающих скважин – 6. 

Адаптация гидродинамической модели по истории разработки при составлении проектного документа проводилась в конце 2009 г., соответственно, в процессе адаптации модели кривые ОФП корректировались вручную. Последняя фактическая дата истории разработки на момент адаптации – 1 декабря 2009 г. При построении кривых ОФП в системе «нефть-вода» в процессе адаптации с использованием Enable были использованы зависимости (1) при значениях переменных параметров, приведенных в таблице.

Построенные на основании этих данных по зависимостям (1) кривые относительных фазовых проницаемостей в системе «нефть-вода», а также кривые относительных фазовых проницаемостей флюидов, скорректированные при проведении адаптации «вручную», приведены на рисунке 1.

Сопоставление значений накопленной добычи жидкости и воды, фактических и расчетных, полученных в результате расчетов модели с кривыми фазовых проницаемостей, скорректированными «вручную» и по зависимостям с помощью Enable, показано на графиках, приведенных на рисунке 2. Совпадение рас четных значений накопленной добычи жидкости с фактическими значениями объясняется тем, что при проведении адаптации модели по фактическим данным истории разработки была задана адаптация по фактическим данным добычи нефти. В структуре фактической добычи продукции по истории по этому объекту превалирует нефть, и доля фактической добычи воды незначительная. Поэтому целью адаптации по истории разработки было достижение минимального отклонения расчетных значений добычи воды от фактических. Как показывает приведенный на рисунке 2 график сопоставления фактических и расчетных значений накопленной добычи воды, в случае расчета модели с кривыми фазовых проницаемостей, построенными по зависимостям (1) с помощью Enable, в отличие от случая расчета модели с кривыми фазовых проницаемостей, скорректированными «вручную», обеспечивается более близкое совпадение расчетных показателей добычи воды с фактическими. Это позволяет сделать вывод, что при построении и корректировки в процессе адаптации кривых ОФП по аналитическим зависимостям с помощью Enable в результате достигается более качественная адаптация гидродинамической модели к фактическим данным истории разработки.

Результаты работы, проведенной совместно специалистами «Роксар Сервисиз АС» и института «ТатНИПИнефть», позволяют сделать следующие выводы:

1. На современном этапе развития программного комплекса Tempest-More в  связи с включением в его состав модуля автоматической адаптации Tempest-Enable возможно  аналитическое задание кривых относительных фазовых проницаемостей флюидов в системах «нефть-вода» и «жидкость-газ».

2. При построении кривых относительных фазовых проницаемостей флюидов в системах «нефть-вода» и «жидкость-газ» следует учитывать, что в общем случае критические точки водонасыщенности и газонасыщенности не совпадают с точками связанной водонасыщенности и связанной газонасыщенности, а точки остаточной нефтенасыщенности не всегда совпадают с точками неснижаемой нефтенасыщенности.

3. Для построения кривых относительных фазовых проницаемостей в различных типах коллекторов возможно и необходимо пользоваться различными аналитическими зависимостями.

4. Проведение адаптации гидродинамической модели по фактическим данным истории разработки с помощью Enable в отличие от «ручной» адаптации обеспечивает более качественную адаптацию гидродинамической модели к фактическим данным истории разработки.

Актуальность работы обусловлена активным бурением новых скважин в сложных геологических условиях. В процессе строительства подобных скважин зачастую возникают проблемы (недоподъем цемента за колонной, поглощение цементного раствора в высокопроницаемых горизонтах из-за высокой плотности тампонажного раствора, слабое сцепление цементного камня и т.д.), связанные с использованием неправильно подобранных рецептур тампонажных астворов, которые в полной мере не удовлетворяют современным и геологическим требованиям. Одним из способов решения проблемы недоподъема цементного раствора в заколонном пространстве является использование облегченного тампонажного раствора. Для приготовления облегчающих тампонажных материалов авторами предложено использовать в качестве облегчающей добавки вермикулит вспученный, так как данная добавка приводит к значительному снижению удельного веса тампонажного раствора. Вермикулит – минерал со слоистой структурой из группы гидрослюдистых, продукт вторичного изменения (гидролиза и последующего выветривания) темных слюд биотита флогопита.

Вермикулит представляет собой крупные пластинчатые кристаллы золоти-сто-желтого или бурого цвета. После термообработки увеличивается в раз-мере в 10–15 раз (рис. 1) [1, 3, 4]. При нагревании из пластинок образуются червеобразные столбики или нити золотистого или серебристого цвета с поперечным делением на тончайшие чешуйки (вспученный вермикулит). Технические характеристики вермикулита представлены в таблице 1.

Вермикулит в зависимости от размера зеренделят на следующие типы:

• крупный – с размером зерен от 5 до 10 мм;

• средний – с размером зерен от 0,6 до 5 мм;

• мелкий – с размером зерен до 0,6 мм

Вермикуоит классифицируется по маркам:

• вермикулит 100 – плотность 100 кг/м3;

• вермикулит 150 – плотность 150 кг/м3;

• вермикулит 200 – плотность 200 кг/м3.

В рамках данной статьи использовался вермикулит фракцией от 0,1 до 0,9 мм [3]. Замеры плотности образцов тампонажного раствора выполнялись с помощью пикнометра, представленного на рисунке 2 [2–5].

Подготовка и проведение испытания заключались в реализации следующих этапов:

• приготовление экспериментального образца цементного теста с добавлением вермикулита определенной концентрации;

• определение массы чистого сухого пикнометра;

• заполнение цементным тестом пикнометра, при этом цементное тесто должно заполнить канал в крышке пикнометра;

• определение массы пикнометра, заполненного цементным тестом.

Плотность цементного теста p_u г/см3, вычислялась по формуле 1:

где m 1– масса пустого пикнометра, г;

m2– масса пикнометра с цементным тестом, г;

V – вместимость пикнометра, см3.

Результаты вычисления округлялись до 0,01 г/см3. Влияние вермикулита на плотность тампонажного раствора при различных концентрациях отражено в таблице 2 и на рисунке 3.

Результаты экспериментов указывают, что увеличение концентрации вермикулита вспученного в тампонажном материале положительно влияет на снижение удельного веса с 1,50 до 1,26 г/см3 в зависимости от концентрации и насыпной плотности вермикулита вспученного.

Увеличение концентрации вермикулита более 15–20% приводит к нарушению однородности приготовленного цементного теста, слабой растекаемости и коагуляции раствора. Дисперсность

фракции и насыпная плотность вермикулита положительно влияют на снижение удельного веса.

Использование смешанной фракции вермикулита имеет более выраженную тенденцию снижения удельного веса, но наличие фракций более 0,15–0,3 способствует нарушению однородности тампонажного раствора, потере стабильности показателя плотности, всплытию крупных частиц вермикулита [5, 6].

Следующим этапом исследований являлось определение прочностных характеристик цементного камня по ГОСТ 26798.1-96. Для этого были изготовлены балочки из цементного камня с различной концентрацией вермикулита. Перед разрушением балочки были выдержаны в камере водного хранения в течение 48 часов при температуре 75 °С. Разрушение балочек осуществлялось с помощью установки Матеsт (модель Е160). Внешний вид установки и схема расположения балочек показаны на рисунке 4.

Результаты изменения прочностных характеристик представлены в таблице 3.

Для каждого отдельно взятого состава цемента и вермикулита изготавливалось и разрушалось по три образца [1–2]. Прочность при изгибе ПЦТ-I-100 – 8,7 мПа (без добавления вермикулита).

Результаты экспериментов указывают, что увеличение концентрации вермикулита снижает прочностные характеристики цементного камня. С уменьшением размера фракции вермикулита вспученного увеличиваются прочностные характеристики цементного камня.

Основные выводы:

1. Использование вермикулита вспученного приводит к снижению удельного веса тампонажного раствора. Дисперсность и насыпная плотность добавляемого вермикулита также вносят свой вклад в изменение удельного веса тампонажного раствора.

2. Добавление вермикулита вспученного смешанной фракции имеет выраженную тенденцию снижения удельного веса, при этом значительного отклонения удельного веса не происходит, однако наблюдается всплытие частиц вермикулита вспученного крупой фракции, что приводит к нестабильности удельного веса тампонажного материала при увеличении концентрации вермикулита вспученного в тампонажном растворе.

3. Результаты разрушения цементных балочек показали, что увеличение концентрации вермикулита вспученного в достаточной мере снижает прочностные характеристики полученных образцов.

4. Эксперименты показали, что при уменьшении фракции вермикулита вспученного прочностные характеристики цементного камня увеличиваются. Таким образом, можно сделать предварительный вывод, что целесообразнее применение вермикулита вспученного с меньшей фракцией при оптимально подобранной концентрации облегчающей добавки.

Согласно СП 61.13330.2012 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов», покровный слой – это элемент теплоизоляционной конструкции, устанавливаемый по наружной поверхности

тепловой изоляции для защиты от механических повреждений и воздействия окружающей среды.

В качестве покровного слоя надземных теплоизоляционных конструкций на основе пеностекла чаще всего применяются металлические материалы (оцинкованная тонколистовая сталь,

в том числе с полимерным покрытием, алюминиевые сплавы, нержавеющая сталь). Тип металлического покрытия подбирается исходя из условий эксплуатации. Толщина покрытия регламентируется таблицей 16 СП 61.13330.2012.

Для упрощения монтажа конструкции целесообразно использовать металлические кожухи заводского изготовления (например, типа «Изолин»). На Западе в качестве защитно-покровного слоя надземных теплоизоляционных конструкций на основе пеностекла часто применяются специальные органические покрытия, чаще всего – акрило-латексные шпаклевки или материалы

на основе MS-полимеров. Они отличаются отличными эксплуатационными характеристиками и относительной простотой нанесения, но весьма дороги.

Кроме того, сказывается разница в отечественных и иностранных нормативах, касающихся пожарной безопасности, – в России подобные материалы получают группу горючести Г3–Г4 и не могут применяться на опасных объектах.

Для защиты подземных теплоизоляционных конструкций бесканальной прокладки, а также конструкций, расположенных в непроходных каналах, применение металлических покрытий  недопустимо. В российской практике для решения этой задачи применяется многослойная система на основе битумно-полимерной мастики (РС 300, БК 300 и пр.), армированная стеклотканевой сеткой. Именно такая система приведена на иллюстрации к данной статье.

В качестве универсального покрытия подземного и надземного применения могут также применяться стеклопластики, в том числе так называемые фотополимерные материалы, отверждаемые под действием ультрафиолета (например, типа SolarTech). Подобные материалы удобны в монтаже и имеют группу горючести не выше Г1.

При изоляции трубопроводов, расположенных в помещении, допускается применять изделия из пеностекла без покровного слоя в том случае, если трубопроводы не располагаются в рабочей или обслуживаемой зоне.

Совместно с пеностеклом следует применять многократно испытанные материалы, рекомендованные заводами – изготовителями теплоизоляционных изделий.

– Каков уровень развития инфраструктуры в окрестностях комплекса?

– Инфраструктура Голицыно достаточно развита. В городе расположены: Голицынский пограничный институт ФСБ России, школы и детские сады (включая школы и д/с коррекционной направленности), спортивно-танцевальный клуб «Голицыно», дома культуры «Солнышко» и «Октябрь», две библиотеки, торговые центры и магазины, кафе, клубы и рестораны.

– Что представляет собой сам жилой дом?

– ЖК «Князь Голицын» хотя и находится на достаточно большом удалении от МКАД, но по совокупности своих характеристик относится к жилью комфорт-класса.

Конструктивная схема дома – железобетонный сборно-монолитный разносвязевой каркас, обложенный утеплителем и кирпичом. Первая очередь строительства – три секции из 287 квартир, в числе которых 175 однокомнатных (площадью от 37,44 до 45,11 м2), 47 двух-комнатных (от 62,05 до 80,33 м2), 64 трехкомнатных (от 85,92 до 101,52 м2) и 1 четырехкомнатная (106 м2). Вторая очередь строительства – три секции из 249 квартир, в числе которых 154 однокомнатных (площадью от 39,36 до 51,39 м2), 32 двухкомнатных (от 60,5 до 69,46 м2) и 63 трех-комнатных (от 86,29 до 104,74 м2).

В каждой квартире предусмотрен совмещенный или раздельный санузел с местом для размещения стиральной машины, в трехкомнатных квартирах имеются и гостевые санузлы, а также гардеробные при входе. Площадь кухонь – не менее 8 м2. Во всех квартирах есть балкон или застекленная лоджия, в некоторых запроектированы три лоджии. Все квартиры сдаются с предчистовой отделкой.

– Какие возможности предоставляет трест желающим приобрести квартиру в ЖК «Князь Голицын»?

– Для улучшения условий приобретения жилья «Трест Мособлстрой № 6» аккредитовал все стоящие объекты в ряде крупных банков, среди которых Сбербанк России, Газпромбанк, банк «Возрождение», «Абсолют Банк», «ВТБ24», ипотечный банк DeltaCredit, «Банк Москвы» – доступны многочисленные ипотечные программы, включая военную ипотеку. Аккредитация существенно сокращает время оформления договоров для покупателей и дополнительно гарантирует юридическую чистоту сделок.

Помимо этого, все потенциальные покупатели могут получить консультацию по ипотечному кредитованию от официальных представителей «Абсолют Банка» (по вторникам с 11.00 до 17.00) и Сбербанка России (по средам с 11.00 до 17.00) прямо в офисе продаж.

В компании существует гибкая система скидок при полной оплате стоимости приобретаемого жилья (включая покупку в ипотеку). Ко всему прочему, трест предоставляет и беспроцентную рассрочку платежа до окончания строительства.

В соответствии с поручениями Президента России, Правительства РФ и Правительственной комиссии по высоким технологиям и инновациям, крупнейшие производственные компании России разработали и реализуют программы инновационного развития. В рамках своих программ инновационного развития компании взяли на себя обязательства по повышению показателей эфективности производства за счет выполнения проектов НИОКР.

Правительство Российской Федерации со своей стороны активно стимулируют выполнение НИОКР. Так, с 1 января 2008 г. вступил в силу закон о налоговых льготах с изменениями, направленными на поддержку и формирование благоприятных налоговых условий для предприятий, занимающихся инновациями (Федеральный закон № 195-ФЗ от 19.07.2007).

Одна из существующих налоговых льгот для организаций, осуществляющих инновационную деятельность, – освобождение от НДС при выполнении научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ. В ходе практики применения льготы организации столкнулись с необходимостью разработки внутренней методологической базы для применения льготы по НИОКР, в частности по следующим аспектам:

• классификация работ как НИОКР;

• оценка целесообразности применения льготы по НДС для исполнителей НИОКР;

• влияние на бюджет компании применения исполнителями НИОКР льготы по НДС.

Условия применения льготы по НДС исполнителями НИОКР

Льгота по НДС применяется при наличии подтверждения квалификации работ как НИОКР.

Для квалификации работ в качестве НИОКР (в части применения пп. 16.1 п. 3 ст. 149 НК РФ) используют следующие критерии:

1) Качественные критерии:

• результаты работ имеют значительный элемент новизны и (или) могут быть использованы для совершенствования выпускаемой продукции;

• при получении положительного результата работ появится возможность получения в будущем экономических выгод;

• результатом работ является создание опытных (экспериментальных) образцов продукции.

2) Формальные критерии:

• наличие формулировок в договоре, соответствующих пп. 16.1 п. 3 ст. 149 НК РФ, п. 1 ст. 262 НК РФ и ст. 769 ГК РФ;

• работы квалифицируются как НИОКР, если одновременно совпадают следующие условия: они проводятся на основании технического задания, их результаты подтверждены соответствующими расчетами и зафиксированы на любом носителе.

3) Наличие источников подтверждения:

• оформление прав (подача заявки) или получение охранного документа на объект интеллектуальной собственности;

• фиксация результата работ как ноу-хау (например, внутренний приказ по обществу или заключение научно-технического совета).

Cрок применения льготы – не менее 1 года (п. 5 ст. 149 НК РФ). Если исполнитель работ принимает решение об использовании льготы, то льгота должна применяться ко всем НИОКР (выборочное применение льготы к части реализуемых проектов не допускается).

Особенности применения льготы.

Особенности использования льготы рассмотрены на примере схемы финансовых потоков НИОКР (рис. 1).

На схеме исполнитель выполняет работы для заказчика. В первом случае НДС начисляется на выполненные работы (ст. 179 НК РФ).

Во втором – НДС к уплате по договорам и к возмещению отсутствует в силу учета льготы (пп. 16 и 16.1 п. 3 ст. 149 НК РФ), таким образом, заказчик мобилизует на 18% меньше денежных средств на выполнение НИОКР.

Несмотря на преимущество, существуют и недостатки данной схемы. Развитие инноваций является новым направлением деятельности для многих российских компаний, у которых еще недостаточно полно сформирована материальная база, состав опытных и квалифицированных специалистов, необходимых для реализации НИОКР. Таким образом, себестоимость НИОКР будет складываться как из собственных затрат заказчика или исполнителя, так и из материалов прочих расходов (например, аренда научных лабораторий, привлечение ученых, специалистов), на которые льгота по НДС не распространяется. Далее, если НИОКР будут использованы для перепродажи, то на выручку от реализации будет начисляться НДС. В связи с этим заказчик должен будет восстановить НДС по НИОКР (доначислить НДС).

Таким образом, с ростом доли материалов и прочих затрат в составе расходов исполнителя, а также при использовании результатов НИОКР для дальнейшей реализации эффективность использования льготы уменьшается. Из этого следует, что для каждого отдельного портфеля НИОКР в зависимости от доли материалов и прочих затрат облагаемых НДС и доли ее последующей реализации будет своя условно называемая зона целесообразности или нецелесообразности применения льготы (рис. 2).

Применение предусмотренной законом льготы по НДС при выполнении НИОКР рекомендуется в условиях осуществления простых разработок (не материалоемких) и самостоятельного выполнения данных работ (без привлечения соисполнителей).

При выполнении высокотехнологичных НИОКР, предусматривающих создание сложных и материалоемких разработок, создание промышленных установок, применение льготы по НДС увеличивает себестоимость результата работ в связи с невозможностью отнесения на налоговый вычет НДС, уплаченного поставщикам и подрядчикам, а также снижает рентабельность в связи с включением НДС в стоимость работ (ст. 170 НК РФ).

Кроме того, осуществление исполнителем операций, не подлежащих налогообложению, сопряжено со следующими дополнительными осложнениями:

• необходимость ведения раздельного налогового и бухгалтерского учета;

• наличие риска неподтверждения права на применение льготы при проведении камеральных налоговых проверок;

• использование результатов НИОКР для дальнейшей реализации (например, передача другим обществам) должно осуществляться с учетом НДС, т.к. общая сумма льготы подлежит восстановлению в бюджет.

Таким образом, для принятия решения об использовании льготы рекомендуется провести анализ портфеля НИОКР (рис. 3).

НИОКР в России.

В настоящее время в России масштабные проекты разрабатывает только малая часть компаний, основная же часть использует НИОКР для обеспечения своих повседневных нужд.

По результатам опроса крупных компаний, проведенного фондом «Сколково», первое место в списке барьеров для развития бизнеса в России занимают юридические аспекты. Причины недостаточной эффективности (неширокого применения) льгот на НИОКР, по мнению авторов:

• чрезмерно общее определение самой льготы;

• недостаточно четкие критерии определения понятия расходов на НИОКР;

• объем предоставленных льгот недостаточен для создания благоприятных условий проведения НИОКР в России (напр. НДС);

• отсутствует ориентация на коммерциализацию исследований и разработок (чем выше процент коммерциализации, тем больше компаний – производителей новой продукции, тем больше ВВП и налоги в казну, в России ситуация развивается в обратную сторону).

Заключение.

В статье были рассмотрены особенности применения льготы по НДС при реализации НИОКР. Целесообразность применения льготы для портфеля НИОКР может оказаться неэффективной в силу объективных причин, к которым могут относиться, например, недостаточная оснащенность предприятия необходимыми ресурсами, уровень компетентности персонала по основным направлениям инновационной программы развития, доля материалоемких работ, доли последующей реализации результатов работ, доля «интеллектуальных работ», в основном требующих умственного труда квалифицированного персонала и т.п. Все вышеуказанные факторы оказывают влияние на принятие решения о применении льготы по НДС.

Для принятия решения о применении льготы целесообразно:

• оценить объем работ, соответствующих квалификации НИОКР;

• в случае с НДС провести анализ портфеля НИОКР, выявив, какова доля материалов и прочих затрат облагаемых НДС в себестоимости и какая доля НИОКР, результаты которых предназначены для реализации.

Решение об использовании права по применению льготы по НДС при выполнении НИОКР рекомендуется принимать с учетом особенностей всего портфеля проектов НИОКР.

Выбор трассы магистральных газопроводов должен производиться на основе вариантной оценки экономической целесообразности и экологической допустимости из нескольких возможных вариантов. При выборе трассы газопровода необходимо учитывать перспективное развитие городов и других населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, железных и автомобильных дорог и других объектов, а также проектируемого газопровода на ближайшие 25 лет. Кроме того, надо учитывать условия строительства и обслуживания газопровода в период его эксплуатации (существующие, строящиеся, проектируемые и реконструируемые здания и сооружения, мелиорация заболоченных земель, ирригация пустынных и степных районов, использование водных объектов и т.д.), выполнять прогнозирование изменений природных условий в процессе строительства и эксплуатации магистральных газопроводов [1, 2].

Особенности норм проектирования газопроводов являются постоянным предметом исследований многих специалистов [3–5]. Тем не менее современное состояние и тенденции в области проектирования, сооружения и эксплуатации магистральных газопроводов обуславливают постоянное совершенствование и изменение системы взглядов на многие нормативные требования, действующие в сфере трубопроводного транспорта природного газа, в частности на входящие в нормы проектирования требования к минимальным расстояниям от газопроводов до других объектов и строений. Вопросы пересмотра минимальных расстояний до объектов определенных типов в сторону увеличения этих расстояний возникают обычно в связи с авариями, сопровождающимися тяжелыми последствиями. Обратная тенденция, к уменьшению безопасных расстояний, возникает в связи с возрастающей важностью вопроса учета стоимости земель, занимаемых под газопроводы. В условиях рынка эта стоимость столь велика, что в некоторых странах в нормах проектирования почти не регламентируются требования к минимальным расстояниям от газопроводов до других объектов и строений. Указанные обстоятельства побуждают к разработке научно обоснованного методического подхода к анализу и уточнению минимальных расстояний на основе оценки технологического риска, возникающего при эксплуатации газопроводов.

Заложенный в нормативно-технических документах [6–8] принцип регламентации минимальных расстояний от оси магистральных газопроводов до объектов и сооружений при подземной прокладке можно формализовать, что необходимо для дальнейшего совершенствования подходов к нормированию одного из важнейших показателей. Для этого введем следующие обозначения: Lmin, м – расстояния от оси подземных газопроводов до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений должны приниматься в зависимости от класса (Lmin.I– 1-й класс и Lmin.II– 2-й класс) и номинального диаметра (DN) газопроводов, степени ответственности объектов и необходимости обеспечения их безопасности; pw, МПа – рабочее давление; DN, м – номинальный диаметр газопровода; N_п = 1, 2, 3– значимость объекта, индекс п = 1, 2, 3 относится к соответствующему перечню объектов, зданий и сооружений On= O₁, O₂, O₃. Критерий значимости объекта будет отражать прежде всего количество людей, живущих в близлежащем населенном пункте, а также, очевидно, народнохозяйственную значимость пересекаемого или прилежащего к газопроводу объекта, экологические и другие последствия его повреждения.Объекты, здания и сооружения O₁: O₁.₁– города и другие населенные пункты; O_1.2– коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки; O₁.₃– отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия; O₁.₄– тепличные комбинаты и хозяйства; птицефабрики; O₁.₅– молокозаводы; O₁.₆– карьеры разработки полезных ископаемых; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на количество автомобилей свыше 20 штук; O₁.₇– отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (школы, больницы, клубы, детские сады и ясли, вокзалы и т.д.); O₁.₈– жилые здания 3-этажные и выше; O₁.₉– железнодорожные станции; аэропорты; O₁.₁₀– морские и речные порты и пристани; O₁.₁₁– гидроэлектростанции; гидротехнические сооружения морского и речного транспорта 1–4-го классов; O₁.₁₂– очистные сооружения и насосные станции водопроводные, не относящиеся к магистральному трубопроводу, мосты железных дорог общей сети и автомобильных до-рог I и II категорий с пролетом свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению); O₁.₁₃– склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и газов с объемом хранения свыше 1000 м3; O₁.₁₄– автозаправочные станции; O₁.₁₅– мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической связи трубопроводов, мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии связи; O₁.₁₆– телевизионные башни. Объекты, здания и сооружения O₂: O₂.₁– железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги I–III категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод; O₂.₂– отдельно стоящие: жилые здания 1–2-этажные: садовые домики, дачи; O₂.₃– дома линейных обходчиков; O₂.₄– кладбища; O₂.₅– сельскохозяйственные фермы и огороженные участки для организованного выпаса скота; полевые станы; O₂.₆ – мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог III, IV, III-п, IV-п категорий с пролетом свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению); O _2.7– территории НПС, КС, установок комплексной подготовки нефти и газа, СПХГ, групповых и сборных пунктов промыслов, промысловых газораспределительных станций (ПГРС),установок очистки и осушки газа. Объекты, здания и сооружения O₃: O₃.₁– отдельно стоящие нежилые и подсобные строения; O₃.₂– устья бурящихся и эксплуатируемых газовых и артезианских скважин; O₃.₃– гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на 20 автомобилей и менее; O₃.₄– канализационные сооружения; O₃.₅– железные дороги промышленных предприятий; O₃.₆– автомобильные дороги IV, V, III-п и IV-п категорий, параллельно кото-рым прокладывается трубопровод; O₃.₇– вертодромы и посадочные площадки без базирования на них вертолетов. Исходные данные по величинам минимальных расстояний от оси магистральных газопроводов до объектов и сооружений при подземной прокладке, приведенные в нормативно-технических документах [6–8], сведены в таблице.

Теперь можно смоделировать таблицу, используя условие

 где L0, N0, p0, D0– некоторые базисные значения введенных величин; x, y, z –

неизвестные параметры.

Таким образом, с учетом описательно заданных условий ответственности объектов задается значение функции Lmin.I– 1-й класс или Lmin.II– 2-й класс от трех аргументов pw, DN, Nn в конечном числе точек.

Для численной реализации условия (1)–(2) зададим каждой позиции соответствующую взаимосвязь показателей

Nnи N0. Будем считать, что: A = N1/N0= 1,0; A = N2/N0= 0,1; A = N3/N0= 0,01, т.е.

чем больше величина отношения Nn/N0, тем выше народнохозяйственная значимость пересекаемого или прилежащего к газопроводу объекта. Кроме того, установим следующие базисные значения введенных факторов: D0= 1,0 м и p0= 10 МПа. При этом L0 считаем неизвестным параметром.

Уравнение (1) можно представить в виде

В результате получаем задачу регрессии [9–11] с неизвестными параметрами

f0, x, y и z, которые находятся методом наименьших квадратов [12].

Решая задачу регрессии с учетом исходных данных (табл.), находим неизвестные параметры:

В конечном итоге функционально-аналитическую зависимость минимального расстояния от оси магистральных газопроводов до объектов и сооружений при подземной прокладке Lmin, м

можно представить в виде:

Кроме того, учитывая мнение экспертов о значительном влиянии давления на

величину безопасного расстояния, зависимость (4) можно представить в виде:

Степень соответствия полученных функционально-аналитических зависимостей иллюстрируется на графиках рисунка, отражающих зависимости минимальных расстояний от оси магистральных газопроводов до объектов и сооружений при подземной прокладке от диаметров газопроводов.

Из рисунка видно, что по группе объектов, зданий и сооружений O1 теоретические кривые с достаточной степенью точности совпадают с табличным описанием величины минимального расстояния. Однако целью настоящей работы не является подбор аналитических зависимостей, в наибольшей степени отвечающих таблицам нормативно-технических документов.

Из приведенных рассуждений лишь следует, что принцип задания раз и навсегда фиксированных минимальных расстояний не кажется оптимальным.

Должен быть разработан метод их назначения с позиций риска конкретных ситуаций и алгоритм пересмотра этих расстояний по мере поступления дополнительной информации. По всей видимости, табличная форма задания безопасных расстояний с градацией по классам трубопроводов не вляется наилучшей.

Формулировка вопроса
Значительная часть нефти, поставляемой Россией за рубеж, отгружается через морские нефтеналивные терминалы, каждый из которых представляет собой технологический объект повышенной опасности. Скачок давления в наливном трубопроводе, связывающем резервуарный парк, расположенный на берегу, с танкером, находящимся под погрузкой в море непосредственно у причала или у выносного причального устройства, может привести к разрыву трубы и загрязнению нефтью или нефтепродуктами акватории порта.

Поэтому одной из задач эксплуатации нефтеналивного терминала является обеспечение его защиты от возможных скачков давления. Основной причиной таких скачков является гидравлический удар, возникающий в результате достаточно быстрого закрытия задвижек при штатных технологических операциях или в нештатных ситуациях.

Наиболее распространенный метод защиты от гидравлического удара – установка непосредственно перед наливными устройствами (стендерами) предохранительных клапанов. В случае возникновения скачка давления, превышающего максимально допустимое значение, предохранительный клапан открывается, обеспечивая сброс нефти из полости трубопровода в подключенный к нему резервуар. В результате частичного отвода нефти давление в защищаемом трубопроводе удерживается на уровне, не превышающем максимально допустимое значение.

Данный способ хорошо апробирован, однако имеет определенные недостатки. Во-первых, для надежной защиты терминала объем резервуара, подключенного к трубопроводу, должен быть достаточно большим. Это плохо, поскольку на причалах всегда существует дефицит свободного пространства и попросту нет места для установки сколько-нибудь вместительных резервуаров. Во-вторых, в случае неправильно выбранной вместимости сбросного резервуара может произойти его переполнение, тогда система автоматики перекрывает отвод к предохранительным клапанам и тем самым оставляет трубопровод не защищенным от гидравлического удара. Вот почему актуальна задача изыскания альтернативных систем защиты нефтеналивных трубопроводов от гидравлического удара.

Предлагаемая система защиты.

В качестве альтернативы классической системе защиты, базирующейся на установке перед стендерами предохранительных клапанов, предлагается использовать комбинированную систему защиты, состоящую из двух частей: пер-вой (причальной), т.е. устанавливаемой на причале вблизи стендеров и потому относительно небольших размеров, и второй (береговой) больших размеров, устанавливаемой на берегу, где дефицита свободного пространства нет. В качестве причальной составляющей системы защиты предлагается использовать газовый колпак с относительно небольшим объемом газовой полости (заполненной азотом), а в качестве береговой составляющей предлагается использовать обычную систему – отвод к сбросному резервуару с установленным на нем предохранительным клапаном (рис. 1). Такое сочетание позволяет освободить дополнительное пространство на причале и предотвратить возможность переполнения причальной емкости.

Комбинированная система защиты работает следующим образом. Нефть из резервуарного парка подается по нефтеналивному трубопроводу на танкер, пришвартованный у причала. На причале в непосредственной близости от стендеров устанавливается газовый колпак. В случае несанкционированного (или аварийного) закрытия стендерной задвижки в линии налива трубопровода возникает гидравлический удар, волна которого распространяется вверх по течению. При этом часть жидкости сразу же начинает поступать в газовый колпак, в результате чего скорость увеличения давления в волне гидравлического удара уменьшается.

В момент, когда эта волна, сглаженная газовым колпаком, достигает установленных на берегу предохранительных клапанов, срабатывает береговая составляющая системы защиты, которая будет удерживать давление нефти на уровне давления срабатывания предохранительных клапанов. При этом волна разрежения, возникающая при открытии береговых клапанов, движется обратно по направлению к стендеру и, достигнув сечения установки газового колпака, прекращает поступление нефти в его полость. Таким образом, предлагаемая система защиты позволяет использовать основное преимущество газового колпака – способность замедлить увеличение давления в формирующейся волне гидравлического удара и решить проблему дефицита свободного пространства на причале. Однако для ее использования требуется получить ответы на следующие основные вопросы: во-первых, будет ли такая система работать, т.е. защищать терминал от волн высокого давления; во-вторых, какой объем газовой полости должен иметь газовый колпак; в-третьих, какой должна быть установка защиты на предохранительном клапане, чтобы обеспечить эффективную работу газового колпака.

Теоретический анализ проблемы.

Для получения ответов на поставленные вопросы используется метод математического моделирования переходных процессов в нефтеналивном трубопроводе, в конце которого установлена секущая задвижка и перед ней – газовый колпак, а на некотором расстоянии вверх по потоку находится отвод к сбросному резервуару, имеющему на своем входе предохранительный клапан.

Основные уравнения.

Волновой процесс в нефтеналивном трубопроводе моделируется системой дифференциальных уравнений(1)

для давления p(x,t) и скорости (x,t) течения, где x – координата по длине трубопровода, отсчитываемая от его начала; t – время; – номинальная плотность жидкости; c – скорость распространения волн давления; (x) – угол наклона оси трубопровода к горизонту; (Re, ) – коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от числа Рейнольдса Re и эквивалентной шероховатости внутренней поверхности трубопровода; d – внутренний диаметр трубопровода.

Система уравнений (1) решается методом характеристик, хорошо зарекомендовавшим себя в подобных исследованиях [2]. Использование метода характеристик позволяет перейти от системы уравнений в частных производных к системе обыкновенных дифференциальных уравнений

каждое из которых выполняется вдоль своей собственной линии плоскости (x,t), называемой характеристикой.

В конечно-разностном виде эти уравнения превращаются в линейные алгебраические уравнения (2)

для pМ,t, М,t значений сеточных функций в сечении М(x,t) трубопровода.

шаг вычислительной сетки по координате и времени, соответственно;

A(xM–∆x), B(xM+∆x) – узлы, ближайшие к узлу M(xM) вычислительной сетки на плоскости (x,t).

Моделирование работы газового колпака.

Газовый колпак моделируется дополнительными условиями сопряжения пара-метров жидкости перед и после сечения К, в котором установлен газовый колпак.

Давление pК,tв этом сечении непрерывно, а скорость К,t испытывает разрыв непрерывности вследствие наличия расхода сброса в полость газового кол-пака. Условия сопряжения имеют вид:

где qК,t – расход нефти, поступающей из трубопровода в полость газового колпака, заранее не известный и подлежащий определению в процессе расчета.

Для нахождения расхода qК,t воспользуемся уравнением сохранения массы m_г газа в колпаке m_г=Г(t).VГ(t)=const. Если в первом приближении считать газ совершенным, а процесс сжатия – изотермическим, то это уравнение равносильно уравнению pК,t.VГ(t)=p₀V₀, где p₀,V₀– начальное давление и объем газа в колпаке. Учитывая, что изменение объема газа в колпаке связано с расходом жидкости внутрь газового колпака уравнением dV/dt=–q, имеем

Таким образом, система уравнений для расчета параметров в сечении установки газового колпака принимает вид:

Моделирование работы предохранительного клапана.

Сечение с установленным в нем предохранительным клапаном моделируется следующим образом: если давление в сечении не превышает давления срабатывания клапана, то расчет давления pM,t и скорости потока M,t ведется в соответствии с (2). В случае если рассчитанное давление оказывается выше допустимого давления p_доп., то расход жидкости через предохранительный клапан выражается формулой

,

если pП,t> p_доп., где d*– внутренний диаметр клапана, – коэффициент со-противления клапана, p П,t – давление в сечении установки предохранительного клапана. Тогда окончательная система уравнений для расчета открытого предохранительного клапана примет вид:

Таким образом, классический метод характеристик позволяет рассчитать значения pM,t, M,t сеточных функций в момент времени t по значениям сеточных функций в момент времени t–∆t, причем для расчета значений сеточных функций в сечениях, где установлен газовый колпак, следует использовать формулы (5), а в сечениях, где берет начало отвод с установленным на нем предохранительным клапаном, – формулы (6).

Результаты расчетов

В качестве примера защищаемого терминала рассмотрим нефтеналивной трубопровод длиной 5000 м и диаметром 530 х 10 мм, по которому из резервуарного парка происходит налив танкера с производительностью 1800 м3/ч. Предположим, что несущая способность рассматриваемого трубопровода не превышает 1,6 МПа.

Рассмотрим принцип работы комбинированной системы защиты, состоящей из газового колпака объемом 5 м3, установленного непосредственно на при-чале, и предохранительного клапана, установленного на давление срабатывания 0,7 МПа, находящегося на берегу на расстоянии 300 м от наливаемого танкера (рис. 2).

Кривая p_max показывает, что в случае прохождения прямого гидравлического удара в трубопроводе без системы защиты уровень максимального давления превысит 2,7 МПа. В случае работы с подключенной системой защиты удается значительно снизить значение максимального давления переходного процесса. При этом защита работает следующим образом:

при закрытии судовой задвижки волну гидравлического удара принимает на себя газовый колпак, растягивая во времени процесс нарастания давления (кривая Pкг). Затем, при повышении давления выше установочных 0,7 МПа, срабатывают установленные на берегу предохранительные клапаны (изменение давления перед клапаном показано на кривой Рсппк), через которые начинается сброс жидкости в предохранительную емкость. Возникающая в результате срабатывания клапанов волна разряжения распространяется по трубопроводу обратно к сечению газового колпака и вследствие снижения давления приостанавливает его заполнение. Последующие колебания давления в трубопроводе, которые в результате должны привести к выравниванию значений полного напора во всех сечениях трубопровода, имеют затухающую амплитуду и уже не превысят достигнутого ранее максимального уровня. Таким образом, уровень повышения давления при гидравлическом ударе не превысит значения 1,3 МПа при объеме сброшенной через предохранительные клапаны жидкости 8 м3.

На рисунках 3–5 показано влияние отдельных конструктивных параметров системы защиты на степень понижения давления при прямом гидравлическом ударе. Можно заметить, что увеличение первоначального объема газового колпака (рис. 3) значительно снижает максимальное давление, при этом объем сброшенной жидкости через предохранительные клапаны не меняется и составляет те же 8 м3.

На рисунке 4 представлена зависимость степени снижения давления в трубопроводе от расстояния между элементами комбинированной системы защиты, а именно: при увеличении расстояния между элементами комбинированной системы защиты увеличивается и уровень достигаемого при переходном процессе давления. Это связано в первую очередь с тем, что с увеличением расстояния до предохранительного клапана увеличивается время, необходимое волне давления, чтобы та распространилась от газового колпака до клапана и затем вернулась обратно в виде волны разряжения. Вот почему газовый колпак вынужден принять больший объем жидкости, и, как следствие, давление внутри колпака поднимется до большего уровня. Иными словами, чем ближе предохранительный клапан удается расположить к конечному сечению трубопровода (месту возникновения гидравлического удара), тем эффективнее работает система защиты от гидравлического удара при незначительном увеличении объема сброшенной через клапаны жидкости.

Другим вариантом увеличения эффективности предлагаемой системы защиты является снижение давления настройки срабатывания предохранительного клапана (рис. 5).

Изменяя давление срабатывания клапана, можно уменьшить уровень максимального давления до значения 1,0 МПа при установке защиты 0,5 МПа.

Однако это влечет за собой увеличение объема сброса через предохранительные клапаны, который составляет: 4 м3 при настройке 0,9 МПа, 8 м3 при настройке 0,7 МПа и 15 м3 при настройке 0,5 МПа.

Выводы

1. Комбинированная система защиты трубопроводов нефтеналивных терминалов от гидравлического удара, основанная на использовании двух составляющих: причальной – в виде газового колпака, и береговой – в виде сбросного резервуара, на отводе к которому установлен предохранительный клапан, способна эффективно сгладить волну гидравлического удара, позволяя при этом освободить дополнительное пространство на причале за счет перенесения части компонентов системы защиты на берег.

2. Варьируя параметры системы защиты, можно регулировать уровень максимального давления, достигаемого в результате прямого гидравлического удара. Для уменьшения уровня максимального давления следует использовать следующие мероприятия:

• увеличивать объем газа, первоначально заполнявшего колпак;

• снижать давление срабатывания предохранительного клапана (уменьшать установку защиты);

• устанавливать предохранительные клапаны на как можно меньшем от газового колпака расстоянии.

Надежное функционирование современного промышленного производства невозможно без качественного электроснабжения. С появлением цифровой электроники, мощных электроприводов с частотным регулированием даже кратковременные нарушения электроснабжения продолжительностью до 0,1–0,2 с), проявляющиеся в узлах нагрузки в виде провалов напряжения, могут приводить к самоотключению электроприемников, нарушению устойчивости электромеханических систем, нарушению и останову технологического процесса. Самоотключение низковольтных двигателей происходит из-за отпадания магнитных пускателей и контакторов. При полном исчезновении напряжения время отпадания пускателей составляет порядка одного периода основной гармоники напряжения – 0,02 с. Допустимое время перерыва электроснабжения для частотных асинхронных электроприводов так-же весьма кратковременно (до нескольких периодов) и зависит от мощности и загрузки двигателя [1]. В пределах от 0,2 до 1 с находится время динамической устойчивости мощных нерегулируемых приводов и многомашинных электротехнических систем [2].

Проблема воздействия кратковременных нарушений электроснабжения на работу промышленных потребителей электроэнергии становится все более актуальной [3].

Причинами провалов напряжения (внезапное понижение напряжения ниже 0,9 U ном) являются короткие замыкания, которые могут быть обусловлены ударами молнии, загрязнением изоляции, механическими повреждениями изоляторов и опор линий электропередачи, касанием проводов посторонними предметами и другие [4].

Провалы напряжения характеризуются следующими показателями:

• вид (симметричные, несимметричные);

• глубина ∆u;

• длительность ;

• частота.

Согласно статистике, 70–88% повреждений в наиболее распространенных сетях 110–220 кВ внешнего электро-снабжения приходятся на однофазные короткие замыкания (КЗ), 10–20% – на двухфазные и 2–10% – на трехфазные КЗ. В распределительных сетях предприятий (кабельные линии 6–10 кВ) также преобладают однофазные КЗ на землю, но при выполнении мероприятий по компенсации емкостных токов, оперативному отысканию и отключению поврежденного оборудования они не переходят в многофазные замыкания и поэтому не вызывают провалов напряжения. Наибольшая несимметрия напряжений для данного вида КЗ имеет место в точке аварии. Примеры диаграмм напряжений для несимметричных КЗ приведены на рисунке 1. По мере удаления от места аварии диаграммы напряжений деформируются: возрастает составляющая напряжения прямой последовательности и уменьшаются другие симметричные составляющие напряжения, что продемонстрировано на рисунке 2.глубина провалов напряжения Δu изменяется в пределах 0–1 отн. ед. и зависит от электрической удаленности (сопротивления) точки КЗ от узла, в котором фиксируется напряжение, а также от вида КЗ. При глубоких провалах напряжения узлы с электро-двигательной нагрузкой отключаются (во избежание потери устойчивости и неупорядоченного отключения двигателей). Отключение питания узла нагрузки осуществляется защитой минимального напряжения, действующей по факту одновременного глубоко (обычно на 0,3 отн. ед. и более) провала линейных напряжений или по факту снижения одного линейного напряжения и контроле напряжения обратной последовательности (пусковой орган института «Тяжпромэлектропроект») [5].

Параметром, определяющим динамическую устойчивость электротехнической системы, является ограниченное во времени остаточное напряжение прямой последовательности, которое также может быть использовано в пусковом органе защиты минимального напряжения [6].

Длительность провала напряжения определяется временем отключения линии, если КЗ ликвидируется действием релейной защиты. Время отключения линии под действием штатных быстродействующих защит в сетях 110 кВ и выше составляет порядка 0,12–0,15 с.

Если восстановление нормального напряжения в узле требует срабатывания автоматики сетей, то длительность провала напряжения может достигать нескольких секунд, а при системных авариях и более. Из этих показателей согласно ГОСТ 13109-97 [7] ограничивался по предельно допустимому значению только один показатель – длительность провала напряжения, который в сетях до 20 кВ не должен был превышать 30 с. Согласно новому стандарту, введенному в действие в 2013 г. взамен указанного выше ГОСТ Р 54149-2010 [8], длительность провалов напряжения вообще не нормируется, что полностью перекладывает решение проблемы кратковременных нарушений электроснабжения с поставщиков на потребителей электроэнергии [9]. По данным регистрации напряжения, в узлах нагрузки длительность провалов напряжения может быть меньше 0,12 с.

Такие кратковременные провалы напряжения, часто вызванные грозовой активностью, имеют относительно умеренную интенсивность (остаточное напряжение при провалах порядка 0,4 отн. ед. и выше) и длительность. Вместе с тем провалы напряжения, вызванные грозовыми явлениями, с большой вероятностью, приходят одновременно на два ввода электротехнической системы.

Как отмечено в статье [1], этот факт обусловлен тем, что питание предприятий часто осуществляется по двухцепным воздушным линиям, «что предопределяет возможность передачи высокого потенциала, наводимого в одной цепи при грозовом разряде в соседнюю цепь за счет большого значения взаимной индукции».

Наиболее полными характеристиками случайных величин глубины Δu и длительности провала напряжения являются плотности распределения.

Для практических целей можно воспользоваться рекомендациями [10], согласно которым, по данным многолетних наблюдений, плотность распределения случайных величин ∆u и подчиняется двумерному экспоненциальному закону

где ∆uмо– математическое ожидание (среднее) глубины провалов напряжения;

rмо– математическое ожидание (среднее) длительности провалов напряжения.

По статистическим данным, глубина и длительность провалов напряжения практически независимы друг от друга, то есть являются некоррелированными случайными величинами. Поэтому эти величины могут характеризоваться раздельно одномерными законами распределения

Вероятность попадания параметров ∆u и в заданные интервалы (∆u1, ∆u2) и (1, 2) соответственно может быть определена из выражения

где P∆u– вероятность провала напряжения ниже границы статической устойчивости u СУ; P– вероятность провала напряжения длительностью более времени динамической устойчивости 0.

Соответственно, пределы интегрирования в формуле (5) определяются показателями устойчивости электро-технической системы: uСУ– напряжением статической устойчивости и 0– временем динамической устойчивости системы. Вероятность P критических провалов напряжения определяет математическое ожидание вынужденных отключений узла нагрузки Nоткл;

где Nср– среднее за год число провалов напряжения, фиксируемых аварийными осциллографами по одному вводу.

Для примера: по многолетним данным обработки аварийных осциллограмм, снятых на ГПП крупного газоперерабатывающего завода (ГПЗ), среднее значение глубины провалов напряжения составило ∆uмо= 0,375 отн. ед., а средняя длительность провалов напряжения мо= 0,29 с, число провалов напряжения Nср= 10 [10]. В начале эксплуатации завода было установлено, что переход с временной на проектную схему электроснабжения позволит уменьшить напряжения статической устойчивости и увеличит время динамической устойчивости трех основных узлов электрической нагрузки предприятия (шины РУ ГПП). Приведенные выше выражения позволили оценить, насколько сократится число отключений основных узлов нагрузки при переводе системы электроснабжения на проектную схему. Результаты расчетов приведены в таблице 1.

Математическое ожидание числа критических провалов напряжения и соответственно числа массовых отключений электроприемников составляет:

• для существующей схемы Nоткл= 9,99;

• для проектной схемы Nоткл= 5,11.

Таким образом, на основании выполненных расчетов устойчивости узлов электродвигательной нагрузки и последующего анализа надежности электроснабжения можно заключить, что переход от временной на проектную схему внешнего электроснабжения существенно сократит число массовых отключений электрооборудования ГПЗ.

Частота провалов напряжения на вводах систем промышленного электроснабжения может быть определена по результатам мониторинга напряжения на вводах системы электроснабжения в процессе эксплуатации или определена в результате компьютерного моделирования системы внешнего электроснабжения [6].

Остановимся подробнее на определении исходных данных частоты отказов для компьютерного моделирования. В первую очередь частота кратковременных нарушений электроснабжения

– провалов напряжения на вводах системы определяется отказами, сопровождающимися короткими замыканиями воздушных линий (ВЛ) электропередачи 35–330 кВ, в особенности линий напряжением 110 кВ, протяженность которых намного превышает протяженность линий других классов напряжения. Основными причинами нарушений в работе ВЛ являются: климатические воздействия (ветер и гололед), превышающие расчетные значения; грозовые перенапряжения; посторонние и несанкционированные воздействия. В отечественной энергетике особенно перспективным направлением снижения частоты отказов воздушных линий является повышение грозоупорности линий электропередачи, поэтому данное явление целесообразно рассмотреть подробнее.

В технической литературе встречаются различные значения частоты (параметра потока) отказов воздушных линий электропередачи. Для сравнения в таблице 2 приведены данные, взятые из справочника по проектированию электрических сетей [11], в таблице 3 – данные из руководящего документа РАО «ЕЭС России».

Характерный большой разброс эксплуатационных показателей грозоупорности ВЛ 110–330 кВ является следствием местных условий регионов по уровню грозовой деятельности и характеристикам грунта, а также различий в конструкции опор [12]. Показатели грозоупорности зависят от конструкции воздушных линий и наиболее проявляются для ВЛ напряжением 110 кВ и выше, выполненных на металлических и железобетонных опорах и защищенных тросом. На ВЛ, защищенной тросом, возможны грозовые отключения при переходе импульсных разрядов в дуговые от ударов в опору (non), трос (nmp) и прорыва молнии на провода (nПР). Вероятность перехода импульсного перекрытия в дугу зависит от величины рабочего напряжения и материала опор. В случае деревянных опор вероятность перехода в дугу мала; для линий на железобетонных и металлических опорах эта вероятность порядка 0,5 для сетей 3–35 кВ, а для ЛЭП 110–500 кВ близка к единице [13].

При ударе в опору или трос возникают обратные перекрытия линейной изоляции из-за перенапряжений, возникающих при протекании тока молнии по опоре.

Практически каждый удар молнии в провод ВЛ 110 кВ вызывает перекрытие изоляции, в то время как опасными при прорывах молнии на провода ВЛ 500 кВ являются 30–40% разрядов молнии.

Удельное число отключений для ВЛ с тросом определяется по формуле

n_Г=n_on+n_mp+n_ПР.   (6)

Удельное число отключений ВЛ без троса определяется по формуле

n_Г=n_on+n_ПР.   (7)

Очевидно, что значения составляющих в формулах не одинаково, методика их определения приведена в [12].

Особенностью отключений ВЛ, связанных с грозовой деятельностью, является возможность одновременных отключений цепей одной двухцепной линии, то есть отключения цепей ВЛ электропередачи являются зависимыми событиями. Это можно проиллюстрировать примером, взятым из [12] и приведенным на рисунке 3. В среднем, как следует из [12], около 50% грозовых разрядов, попадающих в двухцепные ВЛ, приводят к одновременным отключениям обеих цепей. Этот факт следует учитывать при моделировании зависимости источников питания в системах централизованного электроснабжения промышленных производств. Для этого расчетную схему [6] предлагается дополнить, добавив в средней части двухцепных ВЛ фиктивные узлы, объединяющий цепи линии, в котором моделируются короткие замыкания. Частота таких аварий может быть взята из та-блицы 1 или определена по формуле

n_Фj=0,5n’_ГL_ВЛ,   (8)

где n’Г– удельное число грозовых отключений (табл. 2); LВЛ– длина двух-цепной воздушной линии.

Отметим, что поражаемость разрядами молнии каждой из двух одинаковых воздушных линий, идущих в одном коридоре, не повышается, как можно было ожидать, а наоборот, снижается [12] из-за экранирующего действия линий друг на друга.

Традиционно грозозащита воздушных линий электропередачи 110–750 кВ с металлическими и железобетонными опорами строится на использовании грозозащитных тросов и заземлении опор. Согласно «Правилам устройства электроустановок», сооружение ВЛ 110–500 кВ или участков без использования грозозащитных тросов допускается только в особых случаях:

1) в районах с числом грозовых часов в году менее 20 и в горных районах с плотностью разрядов на землю менее 1,5 на 1 км2/год;

2) на участках ВЛ в районах с плохо проводящими грунтами;

3) на участках трассы с расчетной толщиной стенки гололеда более 25 мм;

4) для ВЛ с усиленной изоляцией провода относительно заземленных частей опоры при обеспечении расчетного числа грозовых отключений линии.

При этом число грозовых отключений линии для вышеперечисленных случаев, определенное расчетом с учетом опыта эксплуатации, не должно превышать без усиления изоляции трех в год для ВЛ 110–330 кВ и одного в год для ВЛ 500 кВ.

Особое внимание уделяется электроснабжению объектов добычи и транспорта нефти и газа, для которых запрещается сооружение воздушных линий 110–220 кВ без защиты от прямых ударов молнии тросами по всей длине (независимо от интенсивности грозовой деятельности и удельного эквивалентного сопротивления земли) [14].

Согласно классификации [12], рекомендуется грозозащиту ВЛ осуществлять по категории «В».

Отсутствие троса даже на ограниченном участке линии может существенно снижать грозоупорность ВЛ в целом.

Негативные последствия грозовых отключений при ударах молнии в провод усугубляются повреждениями изоляции. Как показывает опыт эксплуатации, фактическое число грозовых отключений ВЛ без тросов зачастую превышает регламентируемые нормы. Грозовые отключения ВЛ без тросов обусловлены в основном прямыми ударами молнии в провод, которые приводят к перекрытию изоляции с вероятностью, близкой к единице, даже для ВЛ 500 кВ. [12] Для защиты таких ВЛ используют вентильные и трубчатые разрядники. На сегодняшний день применение таких средств защиты является малоэффективным. При проверке разрядников обслуживающий персонал зачастую сталкивается с их неисправностями, свидетельствующими о выработанном ресурсе.

В настоящее время в России идет процесс апробации и сравнения технологий защиты воздушных линий электропередачи от грозовых перенапряжений. В периодической литературе предлагается в качестве наиболее эффективной меры повышения грозоупорности ВЛ применение ограничителей перенапряжения (ОПН), устанавливаемых на опорах ВЛ.

Существующая статистика применения ОПН в странах Европы и Японии показывает высокую надежность защиты ВЛ от индуцированных импульсов, хотя при прямых ударах молнии в токоведущий провод ограничители перенапряжения часто выходят из строя.

В следующем году исполнится 50 лет созданию на предприятии конструкторского бюро промышленной энергетики из шести конструкторов. Сейчас это Управление энергетических установок и газоперекачивающих агрегатов (УЭУ и ГПА), возглавляемое главным конструктором В.И. Морозовым, – самостоятельное конструкторско-проектное подразделение АО «МОТОР СИЧ», в котором работает более 70 специалистов. За полувековую историю несколькими поколениями конструкторов спроектированы, а коллективом предприятия реализованы многие проекты наземной техники:

1) ПАЭС-2500 – передвижная автоматизированная электростанция мощностью 2500 кВт различных модификаций, работающая на газообразном и жидком (керосин, дизельное) топливах.

Всего выпущено около 3 тыс. электро-станций, которые эксплуатируются во многих странах мира, от арктических нефтегазовых месторождений России до антарктических широт Аргентины.

С целью сохранения и расширения позиций на рынке газотурбинных электростанций и газоперекачивающих агрегатов АО «МОТОР СИЧ» постоянно модернизирует, в т.ч. в эксплуатации, ранее выпущенные энергетические установки и проводит работы по созданию и освоению их новых образцов;

2) ЭГ-6000 – блочно-транспортабельная электростанция мощностью 6; 7 и 8 МВт арктического и тропического исполнений. Базовый двигатель АИ-336.

Выпущено более 20 электростанций, эксплуатируются в Белоруссии, Иране, Казахстане и России;

3) ЭГ-1000 – газотурбинная электро-станция мощностью 1000 кВт, энергетически поддерживающая нефтедобычу Украины. Базовый двигатель ТВ3-137, работающий на попутном нефтяном газе. Высокая степень автоматизации и экономичность привода, поддержание номинальной мощности до 27 0С – эти показатели привлекают широкий круг потребителей. Модификация электростанции ЭГ-1000-01МС может использоваться в качестве аварийного источника. С 1995 г. началось развитие новой темы – применение приводов Д-336 для газоперекачки. На Луганской КС «Укртрансгаза» заработал первый ГТП Д-336-2, установленный в реконструированный по конструкторской документации АО «МОТОР СИЧ» сумской газоперекачивающий агрегат ГПА-Ц-6,3. За 20 лет силами специалистов АО «МОТОР СИЧ» на газотранспортных магистралях девяти стран Евразии установлено 138 современных экономичных двигателей семейства АИ-336 мощностью 6; 8 и 10 МВт. Их суммарная наработка приближается к 2 млн час., что позволило эксплуатантам за счет преимущества нашей техники сэкономить около 1 млн м3 топливного газа. Приобретенный опыт реконструкции нескольких типов ГПА других разработчиков позволил успешно спроектировать, изготовить и реализовать первую партию из шести собственных ГПА-К/5,5-ГТП/6,3 СК.

С использованием передовых когенерационных технологий была создана и запущена в эксплуатацию теплоэлектро-генерирующая установка ТЭК-3 на базе ПАЭС-2500 с суммарным КПД до 78% и котлом-утилизатором тепловой мощностью 5,6 Гкал/час. Комплекс изготовлен и в 2010 г. запущен в эксплуатацию на промплощадке предприятия. Произведенная ТЭК-3 тепловая энергия используется для нагрева теплоносителя в сети горячего водоснабжения жилищного массива и объектов АО «МОТОР СИЧ», а сравнительно дешевая электроэнергия – для обеспечения внутренних техно-логических нужд завода. Разрабатывается аналогичная установка ТЭК-6 на базе ЭГ-6000 электрической мощностью 6 МВт и тепловой 9 Гкал/час.

Новая блочно-транспортабельная газо-турбинная электростанция ЭГ-8000МС номинальной мощностью 8 МВт, опытный образец которой изготавливается в настоящее время, является развитием конструкции электростанций семейства ЭГ-6000 и соответствует современным требованиям. К достоинствам ЭГ-8000МС можно отнести применение привода с тихоходной силовой турбиной (3000 об./мин.), что позволило исключить из конструкции редуктор, повысить надежность и эксплуатационные показатели электростанции.

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, с использованием в качестве топлива угля и других горючих веществ, в т.ч. низкокалорийных.

Установка способна решить проблемы суточного изменения потребления электроэнергии и пиковых нагрузок, проблемы утилизации как различных металлургических, так и других малопригодных газов и топлив, в т.ч. продуктов переработки отходов.

АО «МОТОР СИЧ » занимает достойное место среди поставщиков современного оборудования для ТЭК. Предприятие может предоставить целый ряд современных высокоэффективных газотурбинных промышленных приводов, выполнить полный комплекс работ по реконструкции существующих газоперекачивающих агрегатов, обеспечить поставку широкой гаммы экономичных и надежных приводов газотурбинных электростанций.

Таким образом, АО «МОТОР СИЧ» не только подтверждает статус современного предприятия, определяющего топлив-но-энергетическую политику, но и готово идти в ногу со временем, предлагая на внешний рынок свои новые идеи и решения.

Надеемся, что новая продукция производства АО «МОТОР СИЧ» поможет специалистам энергетической отрасли сэкономить энергию и сохранить экологию.