page 01 03 n04 - Клуб Газовиков · 2015-06-01 · Отдел маркетинга и...

ISS

N 0

016

-5

58

1 Г

АЗ

ОВ

АЯ

про

мы

шл

енно

сть

04

2

01

2

1–

10

4

ISSN 0016-5581

В ф о к у с е с о б ы т и й

Остроумова Е.Г. Субсидирование нефтегазового сектора России ......................................................... 8

Чесноков А.В. Проблемы развития нефтегазового комплекса России ..............................................28

ГГ е о л о г и я и р а з р а б о т к а м е с т о р о ж д е н и й

Казаков В. М. Геологические процессы в земной коре и охрана недр ..............................................10

Серебряков А. О., Характеристика газов новых месторождений

Серебрякова О. А., северной части Каспийского моря............................................................................14

Ушивцева Л. Ф., Лиманский Е. Н.

Гладков Е. А., Особенности создания цифровой геолого-технологической модели

Гаврилов С.Н. Алёнкинского нефтяного месторождения .................................................................17

Калинкин А. В., Люгай Д. В., Реализация основных положений Концепции разработки месторождений

Билалов Ф. Р. углеводородов на завершающей стадии ...................................................................20

Семенякин В. С., Саушин А. З., Технологии извлечения нефти фонтанным способом на месторождениях

Калинин А. Е., Щипакин Р. С. с извлекаемыми и неизвлекаемыми запасами углеводородов ..................................24

а у к а и п р о г р е с сНН Борисов А. Г., Трехмерное моделирование процесса центрифугирования образцов пород

Медведский Р. И. в целях обработки результатов лабораторных экспериментов ....................................30

Заикин К.М. Технология эксплуатации обводненных газоконденсатных скважин

Оренбургского НГКМ и рекомендации по устранению последствий обводнения ...........35

Воронцов М. А., Возможность применения осевых газовых компрессоров

Козлов С. И. в газотранспортной системе ОАО «Газпром» ..............................................................40

Коршунов С.А., Чионов А.М., Метод расчета неустановившихся режимов транспортировки газа

Казак К.А. по ЛЧМГ при возникновении утечки ..........................................................................44

П р е з е н т а ц и и

Сахончик Е.Д., Робертсон Р. Анкерные системы SYNTECH: инновационный способ закрепления

трубопроводов в проектном положении ....................................................................48

Савельев С.С. Шаровые краны для природного газа .......................................................................52

Таксиор О.П. ООО «Бизнес Тренд» – 20-летние тенденции качества.................................................68

Рос-Газ-Экспо 2012 ..................................................................................................85

Морской офицер на страже газовой промышленности (об А.А. Каменском) ...............92

Пугачев А.К. ООО Фирма «Газсистемавтоматика»: успешное решение поставленных задач ............94

н е р г е т и ч е с к а я б е з о п а с н о с т ьЭЭ Лубенский С. А. Возможное наводороживание при эксплуатации катоднo защищенных

магистральных газопроводов и их стойкость к КРН ...................................................54

Болотов А. А., Опара Б. К. Влияние катодной поляризации на сопротивление изолированных

образцов трубных сталей КРН ..................................................................................58

Маянц Ю. А. Опасные зоны при испытаниях магистральных и промысловых

трубопроводов на прочность ....................................................................................63

апрель

Адрес издательства: 119415, пр-кт Вернадского, д. 41, стр. 1Телефоны: (495) 719-24-35, 719-20-31Факс: (495) 430-87-39Internet: http://www.gasoilpress.ru

Журнал зарегистрирован Государственным комитетом РФ по печати. Регистрационное свидетельство ПИ №ФС77-34441.

Журнал входит в перечень рецензируемых научных журналов и изданий (ВАК)

Подписано в печать 26.03.2012 г. Выход в свет 07.04.2012 г.

Формат 60х90/8. Бумага мелованная матовая для офсетной печати. Усл.печ.л. 13,5.

Тираж 7200 экз.

Цена свободная

Отпечатано в типографии «Вива-Стар»

Адрес типографии: 107023, г. Москва,

ул. Электрозаводская, д. 20, стр. 3

При пе ре пе чат ке ма те ри а лов ссыл ка на журнал«Га зо вая про мыш лен ность» обя за тель на

Фото на обложке В. Пихновского

Материалы, опубликованные в Справочном разделе, не носят коммерческого характера

Материалы под рубрикой «Презентации»публикуются на коммерческой основе

Редакция не несет ответственности за достоверность информации, опубликованной в рекламных объявлениях

Р е д а к ц и я

Ведущий редактор номера Т. Ивакина

Компьютерный дизайн А. Тюрин

Набор Л. Фролова

Компьютерная графика Г. НиколайчикКомпьютерная верстка В. Игнатенко,

Д. Казаков, А. Комлев

Корректор А. Соколова

Телефоны: (495) 430-87-37, 430-87-38

E-mail: [email protected]

№ 4 /673/ 2012

Открытое акционерное общество

Ежемесячный научно-технический и производственный журнал

У Ч Р Е Д И Т Е Л Ь

«Газпром»

Основан в январе 1956 года

Главный редактор

АНАНЕНКОВ А.Г.

Редакционная коллегия:

АКСЮТИН О.Е.

БАБКИН В.П.

БУДЗУЛЯК Б.В.

ВАСИЛЬЕВ Г. Г.

ГАФАРОВ Н.А.

ГУСЕВ Б.В.

ДМИТРИЕВСКИЙ А.Н.

ЕРМОЛАЕВ А.И.

СМИРНОВ А.Г.(зам. гл. редактора)

ИСТОМИН В.А.

КАРАСЕВИЧ А.М.

КАРПЕЛЬ Е.Е.

КАСЬЯН Е.Б.

ЛАПИДУС А.Л.

МАСТЕПАНОВ А.М.

МИЛОВАНОВ В.И.

НИКИТИН Б.А.

ПОДЮК В.Г.

САВЕЛЬЕВ В.А.

СЕЛЕЗНЕВ К.Г.

СЕРГИЕНКО А.В.

СТОЛЯР Н.Ф.

ТЕР-САРКИСОВ Р. М.

ЦЫБУЛЬСКИЙ П.Г.

ЧЕРЕПАНОВ В.В.

ШЕВЧЕНКО Г. В.

О т д е л м а р к е т и н г а и р е к л а м ы

Начальник отдела Ю. Иноземцева [email protected]

А. Чесноков [email protected]

С. Удинская [email protected]

Ю. Сергеева [email protected]

Телефоны: (495) 719-61-21, 430-87-81, 719-61-40

© Издательство «Газоил пресс», «Газовая промышленность», Москва, 2012

Олевский С. А. Возможности рационализации строительства и реконструкции компрессорных станций .......................................................................66

о д з е м н о е х р а н е н и е г а з аПП Изюмченко Д. В., Косачук Г. П., Анализ мирового опыта и оценка перспективных соленосных толщ

Буракова С. В., Буточкина С. И., под строительство ПХ гелия на территории Восточной Сибири ..............................................................................................................72

Мельникова Е. В., Будревич Н. В.

Лопатин А. Ю. Метод повышения нефтеотдачи на истощенных нефтяных месторождениях за счет создания ПХГ ........................................................78

Барщева Н. В., Саркисова М. А. Целесообразность создания ПХГ в странах с теплым климатом на примере Венесуэлы ........................................................................82

р о и з в о д с т в о и э н е р г о с б е р е ж е н и еПП Власов С. В. Мониторинг надежности и промышленной безопасности энергетического оборудования газовых систем и комплексов .........................86

Баканов Ю. И., Клыш В. В., Переносное устройство для отбора проб природного газа ....................................................................................................................90 Кобелева Н. И., Гераськин В. Г., Кислун А. А., Шабров С. Н., Шабров П. Н., Гераськина Т. В.

Аннотации статей ...............................................................................................................................................................................96

Abstracts of articles ............................................................................................................................................................................98

А ктуальное интервью

Кулагин В.А. Стратегическое партнерство с Украиной: текущее состояние и комплексная перспектива ................................................................... 100

Жуков С.В. Российские компании в газовом секторе Узбекистана ....................................................................................................................... 102

Газовая промышленность № 4, 2 0 1 24

Автозаправочный комплекс России

21 февраля в Москве прошел II Межре-

гиональный форум «Автозаправочный

комплекс России – 2012».

Государственная отраслевая стратегия

и фискальная политика, программа раз-

вития придорожного сервиса и прогноз

розничных цен на основные нефтепро-

дукты, новая расстановка сил на рынке

и программы франчайзинга в АЗК РФ

и многие другие животрепещущие вопро-

сы обсуждали представители бизнеса,

правительственных структур и эксперты.

В рамках мероприятия прошел мастер-

класс «Программы по повышению эф-

фективности работы АЗС» и круглый стол

«Актуальные вопросы развития и совер-

шенствования законодательной базы

в автозаправочном комплексе РФ».

Открывая форум, председатель подко-

митета по моторному топливу ТПП РФ

Наталья Шуляр напомнила о дефиците

топлива, который сложился в первом

полугодии 2011 г. (дефицит наблюдался

и в конце 2010 г.). Она привела сло-

ва председателя Правительства РФ

Владимира Путина, который назвал

топливный дефицит «нонсенсом для

России». Участники форума отмечали

отсутствие баланса интересов госу-

дарства, производителя и потребителя,

которое приводит к нестабильной си-

туации на внутреннем рынке топлива.

Президент Московской топливной ас-

социации Евгений Аркуша подчеркнул,

что попытки государства вмешаться

в процесс ценообразования на топливо

приводят к негативным последствиям

(дефицит топлива и др.). Он сказал:

«За прошлый год цены выросли на 14 %

(7 % – акцизы, 7 % – инфляция), как это

и полагается по законам рынка. Чтобы

цена снижалась, необходимо снизить

налоговую нагрузку и повысить уровень

переработки нефти». Также он предло-

жил обсудить возможность введения

«плавающих» акцизов, которые зависят

от мировых цен на нефть.

Участники форума отмечали, что сейчас

на рынке много предложений о продаже

автозаправочных сетей и это не может

не вызывать тревогу. Малые и средние

предприятия не выдерживают конкурен-

ции с крупными компаниями, которые

сами занимаются сбытом моторного

топлива. Было высказано мнение, что

необходимо развивать биржевую тор-

говлю нефтепродуктами, увеличив как

число бирж, так и объемы продаж.

Оценивая положение с газомоторным

топливом (ГМТ) в России, главный спе-

циалист экспертно-аналитического

центра Российского газового обще-

ства Валерия Панчева подчеркнула,

что основными мотивами его развития

в масштабах страны являются бюджет-

ная эффективность, экологическая без-

опасность, топливная диверсификация

и энергетическая независимость. Об-

ращаясь к зарубежному опыту по сти-

мулированию роста потребления ГМТ,

она отметила, что в основном это запрет

на использование дизельного топлива

на малых и средних автомобилях и го-

сударственное субсидирование.

Конференция Bentley Systems в Москве: что нового?

1 марта 2012 г. в Москве прошла ежегод-

ная конференция пользователей про-

дуктов Bentley Systems. Мероприятие

собрало более 120 российских пред-

ставителей.

Конференцию посетили специалисты

самых разных отраслей – от водоснаб-

жения до нефтяной промышленности.

Участники не только получили инфор-

мацию о продуктах «из первых рук»,

но и обсудили задачи и потребности

с коллегами, успешно реализовавшими

проекты в своих организациях.

Среди наиболее значимых российских

клиентов Bentley Systems – АтомЭнер-

гоПроект, Росатом, Энергострой, Ги-

промез, ЛУКОЙЛ и другие организации.

Крупным достижением за последнее

время стало, по словам Туомо Парья-

нена, соглашение о создании Ядерного

исследовательского центра совместно

с Национальным исследовательским

ядерным университетом МИФИ.

Одним из российских партнеров, наибо-

лее успешно использующих разработки

Bentley, является научно-проектно-про-

изводственный комплекс «ТюменНИИги-

прогаз», занимающийся научным и про-

ектным обеспечением деятельности

газодобывающих предприятий в Запад-

ной и Восточной Сибири, производством

нефтегазового оборудования и станций

водоподготовки.

Специалисты компании использовали

технологии Bentley, в частности плат-

форму MicroStation (САПР-платформу

для проектирования, строительства

и эксплуатации мировой инфраструкту-

ры) для проектирования объектов обу-

стройства месторождения, куда входят

решение экологических задач, дорожное

проектирование, генплан, архитектурно-

строительное и технологическое проек-

тирование, проектирование систем связи

и электроснабжения.

В рамках проекта ОАО «Газпром» по уни-

фикации проектных решений была раз-

работана библиотека шаблонов для

формирования комплектов чертежей

по типовым объектам, в числе которых

прожекторные мачты, дренажно-кана-

лизационные емкости и другие объекты

обустройства месторождения.

Другим партнером компании, использо-

вавшим программный комплекс «Про-

филь» для построения линейной части

трубопроводов при помощи трехмер-

ного моделирования, стал Татарский

научно-исследовательский и проект-

ный институт нефти (ТатНИПИнефть),

специализирующийся в области поис-

ка, разведки и технологии разработки

нефтяных и газовых месторождений,

а также проектирования и обустройства

нефтяных месторождений.

Использование данного комплекса позво-

ляет точно подсчитывать протяженность

трубопроводов, изменять масштабы

сложных участков, размещать задвижки

на площадках переключения, делать

отводы, выводить трубу на поверхность

под 45° для прохождения скребков и т. д.

В. В. Подстрехина

(ООО «Газоил пресс»)

В Узбекистане начаты испытания поисковой скважины «Кумой-2»5 марта Gazprom International приступил

к испытаниям второй поисковой сква-

жины, пробуренной на перспективной

площади Кумой на плато Устюрт в Рес-

публике Узбекистан.

Скважина «Кумой-2» глубиной 4170 м об-

наружила шесть продуктивных горизонтов,

которые и предстоит испытать. По итогам

этих работ, которые планируется завер-

шить до конца года, будут сделаны первые

оценки перспектив газоносности данной

площади. По предварительным данным,

продуктивные объекты содержат высо-

кокачественный метановый газ с крайне

низким содержанием сероводорода и уг-

лекислого газа.

Площадь Кумой расположена в преде-

лах Шахпахтинского инвестиционного

блока Gazprom International в 25 км

от открытого здесь же в 2009 г. ме-

сторождения Джел, прогнозные ре-

сурсы которого составляют примерно

6 млрд м3 газа и более 40 тыс. т газо-

вого конденсата. На блоке Шахпахты

был проведен полный комплекс геоло-

го-разведочных работ в соответствии

с 5-летней программой геологическо-

го изучения, о выполнении которой

Gazprom International объявил в начале

этого года. В настоящее время ведется

работа по подсчету запасов месторо-

ждения для защиты в Государственной

комиссии по запасам при Кабинете

министров Узбекистана.

По информации

ЗАО «Газпром зарубежнефтегаз»

«Газпром нефть» приняла инвестпрограмму Омского НПЗ на 2012 г.

На Омском НПЗ принята среднесрочная

инвестиционная программа на 2012 г.

в размере 14,4 млрд руб. В 2012 г. ос-

новным направлением инвестпрограммы

завода станет разработка проектно-

сметной документации производствен-

ных объектов, строительство и модерни-

зация которых запланированы в рамках

реализации программы развития Омско-

го НПЗ до 2020 г.

Одним из главных проектов, реализуе-

мых в рамках инвестпрограммы 2012 г.,

является запуск в эксплуатацию ком-

5

плекса гидроочистки дизельных топлив

и бензина каталитического крекинга,

строительство которого началось

в 2010 г. Комплекс будет производить

дизельное топливо и бензин 4-го и 5-го

экологических классов. Проектная мощ-

ность установки гидроочистки бензина

каталитического крекинга составляет

1,2 млн т в год, установки гидроочистки

дизтоплив – 3 млн т.

До 2020 г. «Газпром нефть» планиру-

ет инвестировать в развитие Омского

НПЗ более 115 млрд руб. Основными

направлениями реализации инвести-

ционной программы завода до 2020 г.

будут являться улучшение экологиче-

ских характеристик моторных топлив,

увеличение глубины переработки нефти,

расширение ассортимента высокоокта-

новых бензинов, дизельных топлив, кок-

са, современных битумных материалов,

продуктов нефтехимии.

В рамках этой программы на Омском НПЗ

будут модернизированы шесть действую-

щих и введены в эксплуатацию восемь

новых производственных объектов. За-

планирован ввод в эксплуатацию новых

технологических установок: по выпуску

высокооктановых компонентов бензи-

на – ТАМЭ (трет-амил-метиловый эфир)

и МТБЭ (метил-трет-бутиловый эфир)

(2014–2015 гг.), установки АВТ с блоком

переработки газового конденсата мощ-

ностью 1,2 млн т в год, установки замед-

ленного коксования (2017 г.), комплекса

гидрокрекинга, в состав которого войдут

установки производства серы, водорода

и другие объекты (2019 г.).

По информации

ОАО «Газпром нефть»

Российский нефтесервис

Российский нефтесервис находится

в плачевном состоянии из-за низких

цен на услуги на российском рынке.

«Если нефтяные компании не пере-

смотрят цены в сторону увеличения

на нефтесервисные услуги, то Россию

в ближайшие два-три года ждет дефицит

в этом секторе», – считает президент

нефтяного Холдинга «РУ-Энерджи Групп»

Азад Бабаев.

По его словам, нефтесервисные ком-

пании не смогут сделать то перево-

оружение оборудования, которое им

необходимо. И они будут вынуждены

уйти с этого рынка, потому что оборудо-

вание уже по многим критериям не со-

ответствует требованиям, выдвигаемым

нефтяниками.

Также в ближайшие два-три года ожи-

дается резкий всплеск цены на неф-

тесервисные услуги, где-то в районе

50 %. Это связано только с тем, что

на российском рынке идет увеличение

добычи, а нефтесервисные компании

не могут себе позволить те вливания

в развитие компании, которые ежегодно

должны быть.

Серьезный дефицит в нефтесервисе

обусловит повышение цены на услуги.

«Мы запланировали инвестиции в неф-

тесервис. В 2012 г. – это почти милли-

ард на поддержание и 9 миллиардов

на развитие. Мы занялись серьезным

изучением новых технологий. Наши спе-

циалисты выезжают в командировки

на зарубежные предприятия по произ-

водству нефтегазового оборудования

с целью изучения опыта мировых ли-

деров. Требования заказчика стано-

вятся все более современными. И мы,

сервисники, стараемся соответство-

вать этим запросам», – сообщил Азад

Бабаев, президент нефтяного Холдинга

«РУ-Энерджи Групп», в состав которого

входят нефтесервисные предприятия:

ЯмалСервисЦентр, Сервисная буровая

компания, Сервисная транспортная ком-

пания и КРС-Сервис и мегионское «Ме-

гион-Сервис».

По информации компании

«РУ-Энерджи Групп»

«Вездеход-2012»

С 23 по 25 февраля в МВЦ «Крокус Экспо»

прошла первая международная специа-

лизированная выставка транспортных

средств повышенной проходимости

«Вездеход-2012», на которой была пред-

ставлена полноприводная техника. Орга-

низатором этого мероприятия с большим

потенциалом выступает МВЦ «Крокус

Экспо» в партнерстве с известным off-

road-журналом «Клуб 4х4».

На выставке был представлен весь

спектр высококлассной вездеходной

техники: классические внедорожники,

различные типы вездеходов на колес-

ном и гусеничном ходу, квадроциклы,

снегоходы. Данное мероприятие уни-

кально не только по составу участников,

но и по динамичным показам возмож-

ностей вездеходов на многочисленных

тест-драйвах.

ЗАО Корпорация «Защита» представила

вниманию публики две новинки – «Скор-

пион-2М» и «Скорпион-ЛПА». Это пол-

ноприводные автомобили повышенной

проходимости с независимой подвеской,

предназначенные для эксплуатации по до-

рогам всех категорий и в любых климатиче-

ских условиях. В рамках выставки впервые

можно было увидеть в действии вездеходы

от завода «Трансмаш» и ООО «Спецтех-

ника – группа ГАЗ». ГАЗ-3351 – машина,

предназначенная для предприятий нефте-

газового комплекса, геологов, геофизиков,

энергетиков, а также для подразделений

МЧС, туристических организаций, охотни-

ков и рыболовов.

ГАЗ-3409 «Бобр» – пассажирский цельно-

металлический снегоболотоход. Предна-

значен для эксплуатации в особо тяжелых

дорожных и климатических условиях для

перевозки людей и грузов вне дорог

общего пользования по пересеченной

местности преимущественно в районах

Крайнего Севера, Сибири и Дальнего

Востока.

«Конструкции и Технологии автомобиле-

строения» (ООО «КиТ авто») из Черепов-

ца продемонстрировал универсальные

снегоболотоходы-амфибии повышенной

проходимости «Пелец».

ОАО «ЧЕТРА» представила два 11-тонных

гиганта – «Четра ТМ140». Данная машина

эксплуатируется в условиях полного

бездорожья, на болотах и грунтовых

дорогах в период распутицы.

Нефтеперерабатывающий комплекс России

15–16 февраля в Москве прошла II Ме-

ждународная конференция «Нефтепере-

рабатывающий комплекс России». Ор-

ганизаторы конференции – Минэнерго

России, Государственная Дума ФС РФ,

Российское газовое общество, Союз

Нефтегазопромышленников России,

OMT-Media.

В мероприятии приняли участие около

200 делегатов из различных отраслевых

компаний и соответствующих ведомств,

играющих важную роль в развитии

нефтеперерабатывающего комплекса

России.

В центре внимания участников было

состояние нефтеперерабатывающего

комплекса страны, обсуждались сущест-

вующие на сегодняшний день проблемы

и пути их решения. Производство и по-

требление нефтепродуктов является

одной из ключевых сфер российской

экономики, нуждающихся в экологи-

зации. Российская нефтепереработка

сегодня не только «экологически гряз-

ная», но и крайне энергоемкая, поскольку

большинство отечественных НПЗ были

введены в эксплуатацию в период с конца

1940-х до середины 1960-х гг. Средняя

глубина переработки нефти в России

составляет около 71 % против 85–95 %

на НПЗ развитых стран. Зеркально про-

тивоположной по отношению к развитым

странам является и ситуация с использо-

ванием технологических возможностей

российских НПЗ: в России мощности

по первичной переработке нефти недо-

загружены при существенном дефиците

мощностей по вторичной переработке.

В последние годы ситуация стала ме-

няться. Крупные российские нефтяные

компании начали принимать меры, чтобы

отойти от роли поставщиков полуфаб-

рикатов для иностранных НПЗ. Принята

Программа стратегического развития

НПЗ Группы «ЛУКОЙЛ» на 2012–2021 гг.

С интересом выслушали участники кон-

ференции сообщение о модернизации

Рязанской нефтеперерабатывающей

компании, принадлежащей TНК-ВР.

В рамках конференции состоялись три

круглых стола: «Актуальные вопросы

налогообложения в нефтегазовом ком-

плексе России», «Эффективное исполь-

зование и переработка ПНГ» и «Нефть

и Экология: переработка нефтяных остат-

ков». При обсуждении государственной

отраслевой стратегии и фискальной по-

литики в отрасли заместитель начальника

отдела косвенных налогов Департамен-

та налоговой и таможенно-тарифной

политики Министерства финансов РФ

Нина Нечипорчук отметила, что Минфин

не исключает дальнейшего применения

практики поэтапной индексации акцизов

на нефтепродукты, которая с 2012 г. ис-

пользуется в России впервые.

Участники и эксперты широко обсужда-

ли инвестиционную привлекательность

российских нефтегазовых объектов,

проблемы переработки тяжелой нефти,

внедрение передовых отечественных

и зарубежных отраслевых технологий

и инноваций, программы по энергоэф-

фективности и энергосбережению для

нефтеперерабатывающего комплекса;

проблемы экологии (утилизация по-

путного нефтяного газа и переработка

нефтяных отходов).

Е. Г. Остроумова (ООО «Газоил пресс»)


Statoil и ExxonMobil нашли газу восточного побережья Африки

Норвежская нефтегазовая компания Statoil и ее

партнер – американский гигант ExxonMobil обнару-

жили месторождение природного газа на шельфе

Танзании, говорится в сообщении Statoil от 24 фев-

раля 2012 г.

В результате бурения скважины на Блоке 2 был зафик-

сирован 120-метровый газоносный слой с высокой

пористостью и проницаемостью. Глубина моря в дан-

ном районе превышает 2,5 км. Окончательная глубина

скважины должна составить около 5100 м. На момент

опубликования информации компанией Statoil бурение

еще продолжалось.

Результаты геофизического испытания скважины

свидетельствуют о наличии на новом месторождении

Zafarani запасов, превышающих 140 млрд м3.

Месторождение Zafarani стало первым для норвежской

компании в Восточной Африке, на котором она является

оператором. Это открытие является важным шагом для

будущего развития газовой промышленности Танзании,

заявил исполнительный вице-президент по разведке

Statoil Тим Додсон.

По словам представителя Корпорации по разработке

углеводородов Танзании (TPDC), новое месторожде-

ние может стать катализатором для крупных проектов

по разработке нефти и газа в этой стране.

Statoil работает в Танзании с 2007 г. и является опера-

тором Блока 2 от имени TPDC, владея долей в проекте

65 %. Остальные 35 % принадлежат ExxonMobil.

Месторождение Zafarani стало пятым значительным

открытием для норвежцев за последний год в целом:

ранее компания сообщала об открытии двух месторо-

ждений в Баренцевом море, а также месторождений

в Северном море и в Бразилии.

По информации Statoil, Reuters, LNG World News

Chevron расширит разведку сланцевого газа в ряде странОдна из крупнейших американских нефтегазовых ком-

паний Chevron Corp. планирует значительно расширить

свою программу разведки запасов сланцевого газа

в ряде стран мира, сообщило агентство Dow Jones

Newswires в конце февраля 2012 г.

Компания подтвердила подписание контракта на раз-

ведку сланцевого газа в Китае в бассейне Цяньнань

(Qiannan), расположенного в южной провинции Гуйчжоу.

Chevron не раскрывает информацию относительно

партнера по данному контракту, однако в местной прессе

появились сообщения о том, что это Китайская нефтехи-

мическая корпорация (China Petrochemical Corporation).

Помимо Китая Chevron намерена в текущем году осуще-

ствить бурение двух разведочных скважин в Аргентине

в целях поиска запасов сланцевого газа, а также нефти

в малопроницаемых пластах. Компания уже много лет

работает в данной стране, однако сейчас у нее появились

возможности разведки запасов газа из нетрадиционных

источников на уже находящихся в разработке концессиях.

Chevron также рассчитывает начать обширную програм-

му поискового бурения во второй половине текущего

года в Румынии, где у компании имеется в концессии

участок площадью 6,5 тыс. км2. При этом американцы

ведут переговоры по приобретению лицензий еще

на 2,7 тыс. км2.

Кроме того, Chevron располагает правами на разведку

сланцевого газа в Болгарии и Польше. В общей сложно-

сти в Восточной Европе корпорация имеет 18 тыс. км2

для проведения работ по разведке и добыче газа

из нетрадиционных источников.

По информации Dow Jones Newswires,

Bloomberg, Natural Gas Europe

Бразильская Petrobras улучшает энергоэффективностьБразильская нефтегазовая компания Petrobras

заявила, что уровень использования природного

газа, добываемого попутно на ее нефтяных ме-

сторождениях, в 2011 г. достиг 89,2 %, что стало

рекордом для компании. Уровень использования

газа, добываемого на месторождениях всех типов,

составил 92 %.

Предыдущий рекорд относительно использования по-

путного газа был достигнут Petrobras в 2004 г. (87,8 %).

Новое достижение стало результатом внедрения начи-

ная с 2010 г. программы POAG-2015 по оптимизации

использования природного газа на объектах компании.

Окончательной целью программы является достиже-

ние уровня использования газа на месторождениях

в Бразилии до 95 % в 2015 г. В 2009 г. этот показатель

был на уровне 79,1 %.

Внедрение программы оптимизации использования

природного газа нацелено на снижение выбросов

парниковых газов вследствие сжигания попутного газа

и также на увеличение энергоэффективности компании

Petrobras в целом.

По информации Petrobras, Energy-pedia


С основным докладом «Государственная под-

держка добычи нефти и газа в России: какой

ценой?» выступила научный сотрудник Глобальной

инициативы по субсидиям Международного инсти-

тута устойчивого развития (IISD, г. Женева) И. В. Герасимчук.

В исследовании выявлены 30 схем предоставления субсидий

производителям нефти и газа в России на федеральном

уровне в 2009–2010 гг. Среди них – как прямая поддержка

(государственное целевое финансирование, государствен-

ные кредиты на льготных условиях и т. д.), так и косвен-

ная – например, принятие государством ответственности

по возмещению ущерба в результате аварий или предостав-

ление в пользование компаний государственных объектов

инфраструктуры на льготных условиях, 17 из данных 30 схем

получили в докладе количественную оценку, которая соста-

вила 8,1 млрд долл. в 2009 г. и 14,4 млрд долл. в 2010 г. Это

эквивалентно 4,2 и 6,0 % стоимости общего объема нефти

и газа, добытых в России в 2009 и 2010 гг. соответственно.

Две крупнейшие программы государственной поддержки

в 2010 г. – временные льготы по вывозной таможенной

пошлине для нефти, добываемой на новых месторожде-

ниях Восточной Сибири (около 4 млрд долл.), и каникулы

по налогу на добычу полезных ископаемых (НДПИ) для новых

месторождений Восточной Сибири (около 2 млрд долл.).

«Субсидии направляются главным образом на стимули-

рование разработки новых месторождений, в том числе

в Арктике. При этом интенсивный путь развития энергетики

практически не находит отражения в государственной поли-

тике, – считает М. В. Бабенко. – Россия обладает огромным

потенциалом для энергосбережения. По оценкам Междуна-

родного энергетического агентства, если бы в 2008 г. Россия

использовала свои энергоресурсы так же эффективно, как

Канада, Швеция или Норвегия, она бы сэкономила более

200 млн т нефтяного эквивалента в расчете на первичный

спрос, что составляет примерно 30 % энергопотребления

в России и 100 % энергопотребления в Великобритании».

Так, по оценкам WWF, неэффективное сжигание газа на рос-

сийских ТЭС ведет к ежегодной потере 40–50 млрд м3 газа,

в то время как для энергоснабжения всей Москвы необходимо

около 30 млрд м3 в год. А повышение проектного коэффи-

циента извлечения нефти на 5 % (с 37 до 42 %) приведет

к увеличению извлекаемых запасов более чем на 4 млрд т.

Для сравнения: запасы на арктическом Приразломном

месторождении в Печорском море, которое ОАО «Газпром»

планирует начать осваивать в ближайшее время, составляют

всего 72 млн т нефти.

В глобальном масштабе субсидирование добычи нефти,

газа и угля способствует снижению цен на них на миро-

вом рынке и росту потребления ископаемых топлив. Это,

в свою очередь, ведет к увеличению выбросов парниковых

газов и является одним из факторов изменения климата,

считает WWF.

«Задача, которую мы ставили в границах исследования,

выходит за рамки простой арифметики и подсчета объемов

субсидирования. Наша цель – дать толчок дискуссии вокруг

эффективности развития нефтегазового сектора, поставить

вопрос о том, сколько будет стоить развитие углеводородов

в Арктике, если начнется настоящая нефтяная лихорадка

в этом регионе, а также заставить задуматься о том, какой

эффект может дать аналогичный уровень поддержки для

возобновляемых источников энергии. Пока вопросов больше,

чем ответов, но настала пара задаваться этими вопросами

и пытаться найти на них ответы», – говорит автор исследо-

вания И.В. Герасимчук.

Как ожидается, некоторые из описанных в докладе форм

государственной поддержки нефтегазового сектора скоро

перестанут существовать. В частности, с 1 января 2012 г.

в России начало действовать новое законодательство,

ограничивающее возможности для трансфертного ценооб-

разования. Скорее всего, оно ликвидирует данную форму

государственной поддержки доходов компаний, исчисляемой

миллиардами долларов в год.

Вместе с тем WWF прогнозирует рост абсолютной величины

субсидирования добычи нефти и газа в России на феде-

ральном уровне, так как в ближайшем будущем в гораздо

больших масштабах начнут действовать несколько новых

программ субсидирования добычи нефти и газа (например,

целый ряд налоговых каникул по НДПИ для новых шель-

фовых месторождений: к северу от Северного полярного

круга, в Азовском и Каспийском морях, в Черном и Охот-

ском морях).

В 2009 г. страны – члены «Большой двадцатки» и АТЭС, вклю-

чая Россию, приняли обязательство «рационализировать и,

в среднесрочной перспективе, устранить неэффективные

Субсидирование нефтегазового сектора РоссииФорум «Нефтегазовый диалог» ИМЭМО РАН и Всемирный фонд дикой природы (WWF) 20 февраля 2012 г.

провели совместный семинар «Сравнительный анализ субсидирования добычи нефти и газа». В нем при-

няли участие академик РАН, первый заместитель директора ИМЭМО РАН Н. И. Иванова, директор по приро-

доохранной политике Всемирного фонда дикой природы Е. А. Шварц, координатор Глобальной арктической

программы Всемирного фонда дикой природы (WWF) М. В. Бабенко, президент Фонда национальной энер-

гетической безопасности К. В. Симонов и другие ученые и эксперты.

9

субсидии, стимулирующие расточительное

потребление ископаемых топлив». В 2010 г.

на саммите «Большой двадцатки» в Питсбурге

Россия представила свою стратегию по выпол-

нению этого обязательства. Вслед за этими

данными И.В. Герасимчук приводит перечень

десяти наибольших по стоимости программ

государственной поддержки добычи нефти

и газа в России (в убывающем порядке размера

субсидий, по оценкам за 2010 г.):

• Временные льготы по вывозной таможенной

пошлине для нефти, добываемой на новых

месторождениях Восточной Сибири (около

4 млрд долл.);

• Налоговые каникулы по НДПИ для новых

месторождений Восточной Сибири (около


• Освобождение от налога на имущество для

магистральных нефте- и газопроводов (около

1,9 млрд долл.);


месторождений нефти на территории Ненецко-

го АО и на полуострове Ямал в Ямало-Ненецком

АО (около 1,5 млрд долл.);

• Субсидируемый тариф на транспортировку

нефти по трубопроводной системе «Восточная

Сибирь – Тихий океан» (около 1,1 млрд долл.);

• Понижающий коэффициент к ставке НДПИ

для нефти истощенных месторождений (около


• Временное освобождение от вывозной тамо-

женной пошлины для газа, экспортируемого

в Турцию по трубопроводу «Голубой поток»

(около 0,8 млрд долл.);

• Учет расходов на геологоразведку и НИОКР

в целях исчисления налога на прибыль (как

минимум 0,6 млрд долл.);

• Ускоренная амортизация (как минимум

0,6 млрд долл.);

• Государственное финансирование геолого-

разведочных работ на углеводородное сырье

(284 млн долл.).

Некоторые масштабные программы субсидиро-

вания добычи нефти и газа на новых месторо-

ждениях, которые начали действовать в 2011 г.

или начнут действовать в ближайшее время:

• Субсидии OAO «Газпром» на покрытие разни-

цы между ценой приобретения газа у оператора

проекта «Сахалин-2» и ценой на газ, установ-

ленной на входе в газотранспортную систему

«Сахалин – Хабаровск – Владивосток», в целях

его поставки энергосбытовым организациям

Дальневосточного региона (65,9 млн долл.

в 2011 г., 388,9 млн долл. в 2012 г. и 390,9 млн

долл. в 2013 г.);

• Временные льготы по вывозной таможенной

пошлине для нефти, добываемой на новых

шельфовых месторождениях в Каспийском

море;


шельфовых месторождений к северу от Север-

ного полярного круга;


шельфовых месторождений нефти в Азовском

и Каспийском морях;


шельфовых месторождений нефти в Черном

и Охотском морях;

• Налоговые каникулы по НДПИ для нефти

новых месторождений на территории Ямало-

Ненецкого АО севернее 65° северной широты;

• Налоговые каникулы по НДПИ в отноше-

нии газа и газового конденсата, добываемого

на территории полуострова Ямал и используе-

мого для производства СПГ в рамках проекта

компании «НОВАТЭК»;

• Понижающий коэффициент к ставке НДПИ

для малых месторождений нефти.

В заключение своего выступления И. В. Гера-

симчук сказала о возможных негативных

последствиях устранения неэффективных

субсидий. В случаях, когда устранение неэф-

фективных субсидий может повлечь за собой

негативные экономические или социальные

последствия (например, рост цен на газ и

электроэнергию для наиболее уязвимых кате-

горий населения), правительству необходимо

будет разработать и реализовать программы

адресной помощи для компенсации таких нега-

тивных последствий (такая адресная помощь,

как правило, более эффективна и менее доро-

гостояща для бюджета).

Оппонент доклада – генеральный директор

Фонда национальной энергетической без-

опасности Константин Симонов отметил, что

подход авторов исследования фундаментально

неверен из-за того, что «правительство создало

неэффективную и неразумную систему нало-

гообложения нефтегазового сектора»: именно

сверхвысокие налоги на отрасль побуждают

увеличивать господдержку. «Еще в докладах

Германа Грефа, до того как он стал министром,

предполагалось, что увеличение налоговой

нагрузки на сырьевиков позволит перераспре-

делить инвестиции в пользу других отраслей,

но этого не произошло», – сказал он. – Если

сравнивать налоговое окружение в сегмен-

те upstream, то для российских нефтяников

доля налогов в выручке составляет примерно

50–60 % (для большинства мировых верти-

кально интегрированных компаний (ВИНК)

средний уровень налоговой нагрузки к выручке

составляет от 15 до 45 %), поэтому ни о каких

«сверхприбылях» речи идти не может».

Между тем авторы доклада последний тезис

не оспаривают. «Посыл исследования в том,

чтобы систематизировать и сделать публичной

информацию с прицелом на анализ эффектив-

ности каждой из схем. Без стимулирования

инвестиций в старые месторождения эффектив-

ность отрасли не поднимешь. Нужна открытая

дискуссия о том, стоит ли распахивать Арктику

под добычу нефти, если можно «дожать» старые

месторождения с гораздо меньшим риском для

экосистем», – подчеркнула И.В. Герасимчук.

Е. Г. Остроумова (ООО «Газоил пресс»)

Президиум семинара


УДК 55

Геологические процессы в земной коре и охрана недрВ. М. Казаков (РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина)

Естественные (тектоногенные) процессы в геологической среде, в которой

осуществляется добыча углеводородов, необходимо учитывать как при охране

недр уже на стадии проектирования, так и при эксплуатации месторождений.

Мониторинг техногенных процессов и их взаимодействия с природным со-

стоянием геологической среды позволит избежать чрезвычайных ситуаций

и проблем с экологией.

За время активного недропользования,

в части разработки энергосодержа-

щих полезных ископаемых, челове-

чество накопило богатый опыт взаимодей-

ствия с геологической средой, именуемой

недрами. Причем опыт как позитивный,

так и негативный. За этот период в мире

разработаны тысячи больших и малых ме-

сторождений нефти и газа, только нефти

извлечено более 150 млрд т, газа – более

40 трлн м3. Примерно в 150 млрд т оцени-

вается объем извлеченного угля.

Разработка месторождений угля, нефти

и газа постоянно сталкивается с реакцией

геологической среды на вторжение человека

в недра. Значительный опыт по исследо-

ванию этих процессов имеется в угледо-

бывающей промышленности, что связано

со спецификой шахтной добычи угля, в том

числе и на глубинах, сопоставимых с зале-

ганием нефтяных и газовых пластов. При

шахтной добыче угля человек находится

непосредственно в месте добычи и может

наблюдать процесс и последствия работы

в недрах. Нередко люди гибнут при авариях,

связанных с глубинными процессами – как

естественными, так и техногенными.

В нефтяной и газовой промышленности

все геологические и техногенные процессы

происходят в недрах скрыто от человече-

ского взгляда и определяются только опо-

средованно, через внешнее проявление

последствий на поверхности и при помощи

инструментальных замеров и умозаклю-

чений. Здесь, безусловно, могут быть до-

пущены ошибки субъективного характера

и недооценка серьезности явлений.

Вероятно, в связи с этим «Правила охра-

ны недр» Пб 07-601–03 на 90 % регламенти-

руют карьерную и шахтную добычу и лишь

слегка затрагивают скважинную добычу

природных ресурсов. Из 13 глав только од-

на (глава VIII) посвящена непосредственно

добыче нефти и газа.

Такая недооценка влияния процессов

добычи нефти и газа на безопасность недр

и обусловлена представлением о земной

коре как об инертной массе горных пород.

Многочисленные знания, полученные наукой

и практикой, заставляют взглянуть на эту

проблему по-иному.

Действительно, результаты невнима-

тельного и бездумного отношения к охране

недр проявляются неотвратимо и имеют

весьма серьезные, а зачастую и трагические

последствия [1, 2].

Так что же такое земная кора, «вирту-

альной» частью которой являются недра?

Как известно, земная кора – это верх-

няя часть планеты толщиной 10–40 км, что

составляет 0,3–0,5 % от радиуса Земли,

и массой 2,8 1019 т, что составляет 0,473 %

от общей массы Земли. Это, образно гово-

ря, тонкая пленочка, оболочка воздушного

шарика. Однако эта оболочка подвержена

мощному энергетическому воздействию как

с внешней стороны, так и изнутри (рисунок).

Для наглядного представления соотно-

шений между слоями Земли представим

Воздействие различных факторов на земную кору

11

г е о л о г и я и р а з р а б о т к а м е с т о р о ж д е н и й

себе модель земного шара в масштабе

1:1 000 000. Диаметр такого шара будет

12,74 м. Толщина земной коры окажется

всего лишь около 30 мм, в том числе тол-

щина осадочного чехла составит только

около 5 мм, а максимальные глубины океа-

нов – около 10 мм. Весь комплекс земной

коры представляет мизерную долю массы

всей Земли. Создается впечатление, что

кора – это, на самом деле, хрупкая пленка,

обволакивающая земной шар, не представ-

ляющая серьезных препятствий измене-

ниям формы и объема всей массы Земли.

Толщина мантий, вместе взятых, достигает

в этом масштабе 3 м, т. е. почти в 1000 раз

больше толщины коры.

Изменения объема вещества мантии

в зонах глубинного синтеза нефти могут

оказаться причиной вертикальных движе-

ний земной коры. Проблема вертикальных

движений коры является одной из основных

в области геотектонических явлений. Причи-

нами таких движений считаются изменения

объемов или плотности вещества мантии

в процессе химических реакций и поли-

морфных превращений. Одной из самых

эффективных причин изменения объемов

вещества мантии могут быть процессы обра-

зования и преобразования глубинной нефти.

Земная кора, являясь тонкой оболочкой

планеты, испытывает мощное внешнее

и внутреннее воздействие со стороны раз-

ных источников.

ВНЕШНЕЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ

Во-первых, это солнечная радиация (элек-

тромагнитное и корпускулярное излучение

Солнца). Солнечная радиация является глав-

ным источником энергии для всех физико-

географических процессов, происходящих

на земной поверхности и в атмосфере.

Средний поток солнечного тепла, дости-

гающий поверхности Земли на континентах,

составляет примерно 10 Вт/см2.

Кроме электромагнитного и корпуску-

лярного воздействия на поверхность зем-

ной коры, а также прогрева поверхности

энергия Солнца аккумулируется при дену-

дации. Денудация же является наиболее

активным фактором преобразования Земли,

мобилизующим, приводящим в движение

огромные массы вещества и поставляющим

аккумулированную энергию для ее извлече-

ния в мантию при Большом Геологическом

Цикле, при этом движение массы вещества

и аккумулированной ею энергии происходит

через земную кору.

Постоянно изменяющееся взаимное

расположение планет в Солнечной системе,

в первую очередь Земли, Луны и Солнца,

приводит к изменению гравитационного

воздействия на Землю, которое обуслов-

ливает изменение ее формы, а также

положения твердого ядра относительно

жидкого. Установлено, что с изменением

вращательных параметров спутника изме-

нятся и параметры вращения Земли. А это

влечет за собой изменение фигуры Земли,

перетекание подкорового пластического

материала мантии, изменение течений

в гидросфере, ядре, а также климата.

Установлено, что существуют прилив-

ные волны с периодом от часов до сотен

и тысяч лет. Эти многочисленные волны

являются линейными комбинациями шести

частот, соответствующих лунным суткам,

тропическому месяцу, тропическому го-

ду, периоду обращения перигелия лунной

орбиты (около 9 лет), узла лунной орбиты

(около 18,6 лет) и перигелия земной ор-

биты (около 21 000 лет). Долгопериодные

(от недели до 8,6 лет) приливные волны

отличаются от других тем, что являются

стоячими и не зависят от долготы места.

Приливные волны суточного типа являют-

ся упругими, бегущими в Земле с востока

на запад с периодом от 21,6 до 29,3 ч.

Их максимальная амплитуда свойственна

широтам 45°, а нулевая – полюсам и эква-

тору. Наибольшей амплитудой характери-

зуются волны с периодом 13,66 и 27,55 сут.

Приливообразующая сила в полнолуние

и новолуние в 2,7 раза больше, чем в квад-

ратурах, а в перигеях на 40 % больше, чем

в апогеях. Аналогичный набор приливных

волн имеет солнечную природу, однако

приливное действие Солнца в 2,17 раз

меньше лунного.

При прохождении упругих приливных

волн вертикальные смещения земной коры

могут достигать 50 см, а горизонтальные –

5 см. Они проявляются в периодических

изменениях уровня воды в колодцах, уровня

лавы в вулканах, дебита воды некоторых ис-

точников. Приливы, проявляющиеся во всех

оболочках Земли, замедляют ее враще-

ние вокруг собственной оси. Под влиянем

приливных сил земная кора подвергается

мощному воздействию, определяющему об-

разование зон трещиноватости и разломов

и вызывающему движение плит.

ВНУТРЕННЕЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ

Одним из мощнейших внутренних воз-

действий на земную кору является тепловое

воздействие, исходящее от ядра Земли.

Тепловая энергия движет многие эндогенные

геологические процессы и является причиной

эволюции мантии и земной коры, вызывает

дегазацию Земли, приведшую к возникно-

вению Мирового океана и атмосферы, го-

рообразование, вулканизм, формирование

месторождений полезных ископаемых.

Монотонно исчезающая общепланетар-

ная дегазация происходит с истощением

по флюидным компонентам верхних гори-

зонтов литосферы и погружением флюид-

ного фронта на глубину. Источником обще-

планетарной дегазации Земли являются

верхние горизонты литосферы в пределах

первых сотен километров.

На фоне монотонной общепланетарной де-

газации проявляются импульсы интенсивной

дегазации жидкого ядра Земли, интерпре-

тируемые в настоящее время как «плюмы».

Основу «плюмов» составляют восстановлен-

ные газы, и прежде всего водород. Отделе-

ние «плюмов» от жидкого ядра происходит

по механизму «теплового взрыва». Тепловое

воздействие «плюмов» на литосферу может

длиться до сотен миллионов лет. Заметим, что

восходящие потоки восстановленных газов

могут изменять также параметры твердой

фазы на глубинах от 30–40 до 5 км.

В зависимости от тектонической актив-

ности района и эпицентрального расстояния

в кинематических и динамических параметрах

сейсмических волн в литосфере определяют-

ся гармонические составляющие с периода-

ми 4–6 лет. Кроме того, на эпицентральных

расстояниях 800–3500 км выделяются ритмы

в параметрах сейсмических волн с периода-

ми 2 и 4 года. Эти данные указывают на ре-

гиональные особенности геодинамических

процессов [3], которые также можно связать

с ритмикой процессов дегазации Земли.

Что является первичным в изменении

объемно-напряженного состояния лито-

сферы: геодинамика или дегазация плане-

ты? В рамках современных представлений

об эндогенной активности Земли [4] ос-

новную роль можно приписать процессам

дегазации.


Априори ясно, что неустойчивость лито-

сферы будет определяться особенностями

процессов взаимодействия восходящих

потоков водорода с твердой фазой. Здесь

необходимо учитывать также восходящие

потоки изотопов гелия 4He и 3He. Причем

действие водорода и изотопов гелия на кри-

сталлические структуры, где они химически

не взаимодействуют с их элементами, иден-

тично. Изменения устойчивости твердой

фазы в условиях литостатического давления

и действия приливных напряжений будут

связаны с вариациями объема кристалли-

ческой структуры, которые могут достигать

заметных значений уже при концентрациях

водорода и гелия, зафиксированных в гео-

логической среде. Наибольшие внешние

проявления этих эффектов будут на по-

верхности в зонах разрывных нарушений.

Для уменьшения экологических рисков,

связанных с деформациями (медленными

или быстрыми, землетрясениями) поверх-

ности, необходимо достаточно детально

выявлять разрывные нарушения. Здесь

неоценима роль гелия. Гелий – наиболее

активный элемент, легко проникающий

через кристаллические структуры. Гелий

является трассером [5], за ним следует

водород, взаимодействующий с кислоро-

дом, вызывая, таким образом, появление

субмикроскопической трещиноватости.

Роль гелия в выявлении разрывных структур

подчеркивал еще В. В. Белоусов в 1934 г.

Имеются данные об особой роли ге-

лия и водорода в изменении физических

свойств горных пород в связи с их вну-

триструктурной диффузией (без хими-

ческого взаимодействия с материалом).

В результате низкоэнергетического воз-

действия в твердом скелете минералов

образуются поля напряжений, структурные

перестройки, текстуры деформаций, разви-

вается общая пористость. С увеличением

давления и температуры энергетические

взаимодействия усиливаются, возникают

фазовые переходы и химические связи.

Механизмы этих малоизвестных особен-

ностей поведения гелия эксперименталь-

но установлены, в частности, в системах

ядерных технологий. В результате сфор-

мулирована концепция, в основе которой

заложены представления о горной среде как

о системе, находящейся на глубинах более

3–5 км в неустойчивом (метастабильном)

состоянии [6].

Таким образом, в земной коре под воз-

действием внешних и внутренних сил по-

стоянно происходят сложные физические

и химические процессы, сопровождающиеся

выделением и поглощением полученной из-

вне и изнутри энергии. Кроме того, многие

процессы, происходящие в земной коре,

сами так же выделяют и поглощают энергию,

к ним относятся: вертикальные переме-

щения плит под воздействием гравитации

или в результате тектонических процессов,

приливные перемещения, трещино- и раз-

ломообразование, а также изменение на-

пряженного состояния горного массива.

Независимо от взгляда на происхождение

нефти и газа эти флюиды также мигрируют

по разломам и трещинам, отдавая и получая

энергию, то же самое можно сказать и обо

всех видах подземных вод.

В результате в геологической среде

земной коры происходят различные физико-

химические и энергетические процессы, со-

здаются условия для метаморфизма горных

пород, сопровождающегося поглощением

либо потреблением энергии (таблица).

Нефть и газ, согласно теории биогенного

происхождения, также возникают в земной

коре либо в нефтематеринских отложени-

ях, погруженных на глубину, на которой

есть необходимые условия для их синтеза,

либо в попавших в мантию органических

осадочных отложениях при субдукции.

По абиогенной теории, углеводороды так-

же создаются в земной коре на природном

катализаторе из водорода и метана, посту-

пающих из мантии. Обе теории признают

земную кору реактором по производству

нефти и углеводородного газа.

Основным продуктом дегазации Земли

являются флюиды. Глубинный флюид пред-

ставляет собой сложную открытую энерге-

тически концентрированную динамическую

систему, постоянно меняющую свои состав

и связи. Скорость перемещения флюидов

зависит от энергетических возможностей

системы и внешних условий. Следует раз-

личать фоновую дегазацию, когда функ-

ционирование динамической системы

сводится к диссипации энергии и флюидов,

и «прорывную» дегазацию, когда внешние

энергетические и динамические условия

вызывают перемещение системы без потери

собственной энергии и флюидов. При пере-

мещении глубинных флюидов от внутренних

геосферных оболочек к внешним происходит

их существенное преобразование.

Энергетика процессов ядра и нижней

мантии переводит флюиды в «закритическое»

состояние, когда они представлены только

ядрами элементов. По мере перемещения

к внешним геосферам ядра элементов при-

обретают электронные оболочки, и формиру-

ются глубинные восстановленные флюиды.

Изменение условий фильтрации может снова

привести к потере ядрами своих электронов.

При снижении температуры отмечается

формирование гидротермальных растворов.

Восстановленный состав флюидов и наличие

в них водорода и углерода предопределяют

возможность минерального синтеза углево-

дородов. Минеральный синтез углеводородов

может происходить как в глубокозалегающих

флюидизированных очагах, так и в про-

странственно-временных диссипативных

структурах, сформировавшихся в результате

энергетического воздействия.

Процессы, происходящие в земной коре

Процессы в земной коре Движущая сила Сопутствующие факторы

Дегазация, движение флюидов: монотонное общепланетарное импульсное интенсивное

Процессы в ядре Земли: всплывание мантийных плюмов сейсмические события

Трещины, разломы

Развитие трещиноватостиВозникновение напряженийГоризонтальное движение плит

Приливное влияние Луны и СолнцаГлобальные геодинамическиепроцессы, определяемые конвек-тивным движением в мантии

Изменение физических свойств земной коры

Вертикальное перемещение плит ГравитацияГлобальные геодинамическиепроцессы, определяемые конвек-тивным движением в мантии

Пластичность мантии

Миграция флюидов Литостатическое давление,температура

Трещины, разломы

Метаморфизм То же Движение флюидов

Формирование залежей углеводородов

Флюидодинамические процессы Коровые волноводы

13


В пределах осадочного чехла происходят

дальнейшее преобразование и трансфор-

мация глубинных флюидов и их активное

участие в формировании месторождений

нефти и газа [7, 8].

Все изложенные факты дают пред-

ставление о земной коре как о мощном

физико-химическом реакторе, в котором

идут непрекращающиеся процессы энерго-

и массообмена, находящемся в метаста-

бильном состоянии, готовом компенсиро-

вать свое напряженное состояние сбросом

необходимого количества энергии в случае

стимуляции этого процесса.

В некоторых случаях таким стимулятором

выступают процессы, связанные с добычей

нефти и газа. Поскольку месторождения угле-

водородов приурочены к зонам тектонических

разломов – зонам, склонным к тектоническим

проявлениям, извлечение больших количеств

нефти и газа нарушает квазиустойчивое

состояние геологической среды и является

причиной землетрясений разной мощности

и иных движений земной коры и осадочной

толщи. И это самые масштабные и видимые

невооруженным взглядом последствия.

Очевидно, что объемное техногенное

вторжение в слаженно функционирующую

миллионы лет машину приведет к возник-

новению реакции на такое вторжение [9].

И поскольку использование природных

ресурсов человек не в состоянии остано-

вить, необходимо считаться со сложностью

процессов, происходящих в геологической

среде, по-новому строить свои отношения

с недрами.

Обозначенная проблема широко извест-

на в научных кругах, имеется множество

материалов теоретического и экспери-

ментального характера. Пора научные

достижения применить на практике, в том

числе необходимо переосмыслить подход

к предмету охраны недр, к условиям разра-

ботки нефтяных и газовых месторождений.

Таким образом, необходимо разработать

систему мониторинга напряженного состоя-

ния геологической среды при эксплуатации

месторождений, алгоритм прогнозирования

и механизм купирования последствий техно-

генного вторжения в недра и на основании

этого изменить нормативные и руководя-

щие документы по охране недр, внести

дополнительные условия в проектирование

разработки и обустройства месторождений

углеводородов.

Список литературы

1. Мартынов В. Г., Кондратенко Е. В., Казаков В. М. К во-просу об охране геологической среды // Нефть, газ и бизнес. – 2011. – № 10. – С. 10–13.2. Кондратенко Е. В., Казаков В. М., Ермолаев А. И. О ликвидации и консервации скважин // Нефть, газ, бизнес. – 2011. – № 5. – С. 17–21.3. Адушкин В. В., Кудрявцев В. П., Турунтаев С. Б. Оцен-ка величины абиогенной составляющей потока мета-на в атмосферу. Глобальные изменения природной среды. – Новосибирск : Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1998. – С. 191–205.4. Маракушев А. А. Происхождение Земли и природа ее эндогенной активности. – М. : Наука, 1999. – 252 с.5. Азбель И. Я., Толстихин И. Н. Ранняя эволюция Земли: доклад на Советско-японском симпозиуме по геоло-гии изотопов. Иркутск, 20–28 июня 1987 г. – Иркутск : Изд-во Иркутского ун-та, 1987. – С. 40.6. Яницкий И. Н. Гелиевая съемка. – М. : Недра, 1979. – 96 с.7. Дмитриевский А. Н. Фундаментальные проблемы геологии нефти и газа: Акад. чтения на Ученом совете Академии, 19 апреля 1994 г. – М. : ГАНГ им. И. М. Губ-кина, 1995. – С. 15.8. Дмитриевский А. Н., Володин И. А. Формирование и динамика энергоактивных зон в геологической сре-де // Докл. РАН. – 2006. – Т. 411. – № 3. – С. 395–400.9. Щербаков А. С. Философские вопросы геологии. – М. : МГУ,1999. – 45 с.


УДК 550.834

Характеристика газов новых месторождений северной части Каспийского моряА. О. Серебряков, О. А. Серебрякова (Астраханский государственный университет),

Л. Ф. Ушивцева (ИТЦ ООО «Газпром добыча Астрахань»), Е. Н. Лиманский (ОАО «Калмгаз»)

Начало крупномасштабного освоения нефтегазовых ресурсов Российского

сектора Каспийского моря привело к открытию новых морских месторождений

нефти и газа в северной акватории Каспия. В течение ближайших 10–15 лет

годовой объем добычи здесь может составить 100 млрд м3 газа и 50 млн т неф-

ти. В настоящей статье впервые исследованы составы газов новых открытых

месторождений. Формирование месторождений нефти и газа осуществляется

при движении флюидов из зон генерации в зоны аккумуляции углеводородов.

Геохимическая характеристика состава природных газов позволяет выявить

основные зоны генерации, пути миграции и степень катагенетической преоб-

разованности углеводородов (УВ).

Начало XXI в. знаменуется крупно-

масштабным освоением нефтегазо-

вых ресурсов Российского сектора

Каспийского моря, в котором выделяются

несколько этапов. Первый этап (до 1990 г.)

можно именовать «рыбопромышленным»,

в этот период геолого-разведочные рабо-

ты в северной акватории были запрещены

(черная икра – дороже черного золота).

Второй этап – с наступлением рыночной

экономики – характеризуется активным

обобщением морских научных исследова-

ний и обусловлен тенденциями на мировом

нефтегазовом рынке. Третий этап – с начала

XXI в. – знаменуется выходом геолого-раз-

ведочных работ в северную акваторию,

которая в течение ближайших 10–15 лет мо-

жет занять одно из ведущих мест в России

по объемам добычи на уровне 100 млрд м3

газа и 50 млн т нефти в год. Во второй поло-

вине 2010 г. ЛУКОЙЛ впервые ввел в разра-

ботку морское Хвалынское месторождение

с добычей нефти до 8 млн т и газа более

1 млрд м3/год. В 2014 г. планируется ввести

в разработку Филановское месторождение

с добычей нефти до 10 млн т и газа более

1 млрд м3/год. В северо-западной части

акватории выявлены новые месторожде-

ния: Сарматское, Широтное, Ракушечное,

«170 км», Центральное, Ямала-Самур;

северо-восточнее выявлено нефтяное

месторождение Кашаган (Казахстан), яв-

ляющееся морским продолжением при-

брежного нефтяного гиганта Тенгиз [1, 2].

Составы газов продуктивных отложений

неокомского, аптского и альбского возра-

стов Северного Каспия различаются между

собой незначительно (табл. 1, рис.1). Газ

представлен в основном метаном молярной

долей 83–86 %. Содержание остальных ком-

понентов распределилось соответственно

(в молярных долях): этана – до 7,8 %, про-

пана – до 2,6 %, бутанов – до 1,2 %, пен-

танов – до 0,7 %. Сероводород и водород

в газах отсутствуют [3]. Составы нефтей

месторождений Северного Каспия приве-

дены в табл. 2.

Локализация концентраций газа продук-

тивных отложений подтверждает высоко-

термическое воздействие на органическое

вещество (ОВ) в процессе генерации УВ. Со-

ставы газов соответствуют промежуточной

области термогенерации между II и III типами

керогена. Таким образом, зона морских га-

зов соответствует стадии катагенетической

Рис. 1. Характеристика газов продуктивных горизонтов Каспийского моря

15


преобразованности ОВ, отвечающей геотер-

мическому воздействию в пределах 225 °С,

что соответствует стадии апокатагенеза.

В составе газов метаны бактериального

происхождения (зоны диагенеза), а также

других зон генерации отсутствуют. Это

свидетельствует о приуроченности газов

продуктивных отложений к единой гене-

рационной зоне. Высокая геотермическая

зрелость катагенной зоны генерации УВ,

не соответствующей термобарическим

условиям залегания продуктивных пластов,

подтверждает миграционный характер га-

зов продуктивных залежей. Идентичность

концентрационного и изотопного газового

состава, исключающая присутствие в нем

метана других зон генерации, а также высо-

кие объемы накопления в залежах указывают

на масштабность процессов миграции и ак-

кумуляции в Северном Каспии (табл. 3) [3].

Геохимические исследования подтвер-

ждают, что газовые смеси залежей Северно-

го Каспия являются результатом нескольких

процессов генерации УВ.

Органическое вещество осадочных пород

Каспия, генерирующее в морских недрах

широкий спектр углеводородов, пред-

ставляет собой остатки земных и морских

организмов [4].

На месторождении Ракушечное при ис-

пытании среднеюрских отложений впервые

получена пластовая вода хлоркальциевого

типа, плотностью 1060 кг / м3 с минерализа-

цией 81 г / дм3.

По соотношению Н / С и О / С морское ОВ

(кероген) разделяется на четыре типа: I –

водорослевое, II – планктонное, III – земное

(высшая растительность), IV – органоген-

ное. Генерация углеводородов из мате-

ринских пород зависит от типа органиче-

ского вещества и геотермических условий.

По Н. Б. Вассоевичу (1960 г.), промышленные

нефтяные залежи связаны с сапропелевым

типом органического вещества (I и II), тогда

как основная газовая среда формируется

за счет гуминового типа (III и IV). Первичное

накопление углеводородного газа из ор-

ганического вещества гуминового типа

(III + IV) отличается от сапропелевого типа

(I и II). Процессы созревания сапропеле-

вого ОВ сопровождаются существенным

образованием углеводородов С5+ (U. Hant,

1996 г.), гуминовый же тип ОВ приводит

к образованию значительного количества

метановых и С2+ компонентов. На низких

(начальных) стадиях термической зрелости

генерируется в основном СО2.

В приповерхностных условиях генери-

руются в основном бактериальные метаны,

образующиеся в неглубоких морских и прес-

новодных водоемах в результате бактериаль-

ного ацетатного брожения биологического

вещества (G. Stahl, 1974 г.; M. Whiticar и др.,

Таблица 1

Компонентный состав и свойства газов продуктивных залежей Каспийского моря

Компоненты Продуктивный горизонт

Неокомский Альбский

Массовая доля, % Молярная доля, % Массовая доля, % Молярная доля, %

Гелий 0,007 0,033 0,007 0,033

Углекислый газ 0,405 0,18 0,148 0,068

Азот 4,21 2,88 4,089 2,957

Метан 71,24 85,16 65,865 83,160

Этан 11,21 7,15 11,682 7,869

Пропан 6,09 2,64 5,630 2,586

Изобутан 1,29 0,43 1,630 0,568

Н-бутан 2,18 0,72 2,597 0,905

Изопентан 0,92 0,25 1,186 0,333

Н-пентан 0,87 0,23 1,218 0,342

C6 0,81 0,19 1,501 0,362

C7 0,54 0,11 1,483 0,313

C8 0,21 0,04 1,548 0,293

C9 0,02 0,002 0,484 0,081

C10 0,002 0,000 0,931 0,130

Всего: 100,00 100,00 100,00 100,00

Примечание. Для неокомского и альбского горизонтов соответственно плотность газа при 20 °С составляет 0,799 кг/м3

и 0,847 кг/м3; относительная плотность газа – 0,663 и 0,670, молярная масса – 19,18 и 20,25.

Таблица 2

Характеристика нефтей месторождений Северного Каспия

Место отбора,возраст отложений

Плотностьнефти, кг/м3

Вязкостьпри 20 °С, м2/с

Началокипения, °С

Вертикальная зональность литогенезаи генерации углеводородов

Ракушечное,Широтное, K1nc

810 7,8·10–6 52 Протокатагенез, зона вязких нефтей + газовые шапки

Ракушечное, J1Филановское

810 6,0·10–6 49 Мезокатагенез, зона вязких нефтей

Ракушечное, J1Каспийское

801 5,0·10–6 49 Мезокатагенез, зона легких нефтей,«жирных» газов, газоконденсата

Таблица 3

Характеристика газов месторождений Северного Каспия

Место отбора (месторождение), возраст отложений

Объемная доля, % Вертикальная зональностьлитогенеза и генерации углеводородовСО2 СН4 N2+ редкие

О. Тюлений, QIhv 0,86 92,94 6,20 Растительные остатки

Азау, QIhv, nk 0,50 98,00 1,50 Биомассовая, диагенез

Ракушечное, Широтное,Филановское, Сарматское,Хвалынское, QIhv, hz

1,00 98,00 1,00 Биомассовая, диагенез

Ракушечное, K1alb 0,45 76,00С5 + < 3,00

3,90 Протокатагенез, зона сухих газов

Филановское,Каспийское, K1ар

0,40 71,00С5+ > 5,00

4,20 Протокатагенез, зона сухих газов +тяжелые углеводороды


1986 г.). Анаэробные процессы проявляются

в придонных водоносных слоях и мелких

подповерхностных отложениях с тепловым

режимом до 70 °С (Н. Б. Вассоевич, 1960 г.),

хотя есть исследования о генерации био-

генного газа при высоких температурах

(110 °С) и давлениях (M. Whiticar, 1992 г.).

Присутствие биогенного газа в составе

газовых залежей отмечается в ряде круп-

ных нефтяных месторождений (M. Whiticar,

1994 г.). Происхождение газа примерно

в 20 % крупных газовых месторождений

в мире связано с микробактериальными

процессами (А. Berner и др., 1992 г.).

Важнейшие процессы генерации газа

в недрах обусловлены геотермическим ка-

тагенным воздействием на кероген и сырую

нефть (Н. Б. Вассоевич, 1960 г.). Катагенные

газы содержат кроме метана более высокие

его гомологи (С2, С

3, C

4, C

5). Такие газы на-

зываются «жирными» и являются главным

продуктом преобразования ОВ на основной

стадии генерации нефти (между 70 и 150 °С,

с пиковой генерацией при 120 °С) (U. Hant,

1996 г.). Основным источником их генерации

являются I и II типы органического вещества,

максимально генерирующие жирные компо-

ненты в области основной генерации нефти

(F. Tissot и W. Welte, 1978 г.; U. Hant, 1996 г.).

«Жирные» газы в ограниченном количестве

могут также генерироваться из гуминового

(III) типа ОВ. Сухой же катагенный газ может

быть генерирован всеми типами керогена

в области температур 150–200 °С и выше

(G. Stahl, 1977 г.; N. Schoell, 1983 г. и др.).

В этой термической области закономерно

снижается «жирность» газов с доминиро-

ванием в них метана (рис. 2).

В каспийских залежах аккумуляции от-

мечены газовые смеси, представленные

несколькими источниками генерации,

так как состав газовых смесей претерпевал

вторичные преобразования за счет микро-

биологического воздействия, первичных

и вторичных миграционных процессов [4, 5].

После генерации углеводородов в мате-

ринских породах в процессе их первичной

и вторичной миграции и аккумуляции в мор-

ских залежах природные газы подвергались

процессам постгенетического фракциони-

рования. При этих процессах геохимические

исследования подтверждают существенные

системные и композиционные изменения

углеводородных смесей различных типов.

На постгенерационной стадии смеси

УВ из многих компонентов разных этапов

генерации разбавляются метаном бакте-

риального или гуминового типа органи-

ческого вещества. Биологический распад

компонентов природного газа за счет

их бактериального преобразования и окис-

ления приводит к изменению состава УВ

(T. James, K. Burns, 1984 г.). Фракционное

разделение состава углеводородных смесей

при их миграции в пористой среде осуще-

ствляется в процессе физической мигра-

ции смеси углеводородных компонентов

из разных зон их генерации к современным

зонам накопления. Мигрирующие в пластах

УВ подвержены «хроматографическому»

эффекту, ведущему к изменениям их со-

става в сторону увеличения ароматичности

и низкомолекулярных соединений. В про-

цессе миграции газы могут быть полностью

лишены углеводородов С2+ [4].

Формирование альбских, аптских и не-

окомских газовых залежей, соответствующих

стадий преобразованности апокатагенеза,

в пределах месторождения над юрскими

нефтяными залежами, имеющих вторую

и третью стадию мезокатагенеза, осуще-

ствлялось в процессе сложных контактов

газовых углеводородов с нижележащими

нефтяными залежами с образованием

промежуточных залежей углеводородных

систем. Их состав определялся как пер-

вичным составом нефти и газа, так и тер-

модинамическими условиями вмещающих

пластов. На конечных процессах миграции

в породы юры, неокома, апта и альба проис-

ходили периодические хроматографические

разгрузки сложных углеводородных систем

на газовую и нефтяную составляющие

с образованием соответствующих газовых

и нефтяных залежей [5].


1. Серебрякова О. А. Газоносность донных отложений

Каспийского моря // Геология, география и глобальная

энергия. – 2010. – № 2. – С. 14–21

2. Серебрякова О. А., Кулемин Р. Ф. Сравнительный

прогноз нефтегазоносности сухопутных обрамлений

морских акваторий // Геология, география и глобальная

энергия. – 2010. – № 3. – С. 36–40.

3. Серебрякова О. А. Особенности нефтегазонос-

ности подсолевого комплекса Волго-Ахтубинского

обрамления Каспийского моря // Геология, география

и глобальная энергия. – 2010. – № 4. – С. 54–56

4. Серебрякова О. А., Серебряков А. О. Геологическое

строение, инженерно-геологические свойства и неф-

тегазоносность грунтов Каспийского моря // Геология,

география и глобальная энергия. – 2010. – № 4. – 126 с.

5. Серебрякова О. А. Влияние геоморфометрических

условий морских акваторий на оценку сырьевого по-

тенциала региона // Геология, география и глобальная

энергия. – 2011. – № 1 (40). – С. 52–55.

Рис. 2. Система природных геохимических факторов, влияющих на молекулярный состав угле-водородов месторождений Каспийского моря (по P. Prinzofer, H. Huc, 1995 г.)

17


УДК 622.276

Особенности создания цифровой геолого-технологической модели Алёнкинского нефтяного месторожденияЕ. А. Гладков (Национальный исследовательский Томский политехнический университет),

С.Н. Гаврилов (ОАО «Томскнефть» ВНК)

Создание цифровой трехмерной геолого-технологической модели месторождений

связано с многочисленной противоречивой информацией. Одним из ключевых

параметров является выбор адекватной проницаемости для корректной адап-

тации и дальнейшего правдоподобного расчета прогнозных технологических

показателей разработки. На примере Алёнкинского месторождения показан

методологический подход, позволивший смоделировать результаты испытаний

при наличии данных по проницаемости для различных методов исследования

(керн, гидродинамические и геофизические данные).

Алёнкинское нефтяное месторождение

расположено в Александровском рай-

оне Томской обл. в непосредственной

близости от Малореченского и Советского

нефтяных месторождений. В тектоническом

отношении месторождение приурочено

к одноименной структуре III порядка, ослож-

няющей Малореченское куполовидное под-

нятие, расположенное на восточном склоне

Нижневартовского свода.

В геологическом отношении Алёнкинская

группа поднятий расположена в юго-восточной

части Нижневартовского свода. Планомерное

изучение геологического строения описывае-

мого района и сопряженных с ним территорий

началось с проведения геологической съемки

в 1947 г. В 1952 г. под руководством С. Б. Шац-

кого коллектив геологов Западно-Сибирского

геологического управления выполнил гео-

логическую съемку масштаба 1:1 000 000.

По результатам выполненных исследований

была осуществлена стратификация верхнеме-

ловых, третичных и четвертичных отложений,

а также установлены некоторые элементы

тектоники. Также на первом этапе изучения

геологического строения применялись кроме

геологической, мелкомасштабные аэромаг-

нитная и гравиметрическая съемки, маршрут-

ная и площадная сейсморазведка методом

отраженных волн (МОВ). В результате были

выделены крупные структурно-тектонические

элементы доюрского фундамента и осадоч-

ного платформенного чехла. Магнитометри-

ческими и гравитационными исследованиями

установлено, что простирание магнитных

и гравитационных аномалий в основном от-

ражает простирание крупных тектонических

элементов фундамента.

Площадными исследованиями МОВ мас-

штаба 1:100 000 (Л.С. Полосов, Л. М. Споль-

ский (1961–1963 гг.)) были выявлены, дета-

лизированы и сданы под глубокое бурение

Матюшкинская, Кедровская, Алёнкинская,

Захарютинская и Верхнеколтогорская

структуры.

С 1974 г. в изучаемом районе внедряются

новые сейсмические методы съемки, что

позволило повысить помехоустойчивость,

разрешающую способность, глубинность

сейсмических исследований, а отсюда и каче-

ство структурных построений. По результатам

этих исследований подготовлены к глубокому

бурению ряд локальных поднятий (Проточное,

Горстовое, Кондаковское, Трайгородское,

Чапаевское, Южно-Александровское, Чка-

ловское, Панковское) и неантиклинальных

ловушек (Приколтогорский врез, Надеждин-

ская неантиклинальная ловушка).

Силами ОАО «Томскнефтегазгеология»

ВНК непосредственно в районе работ про-

бурен ряд скважин. В результате этих работ

выявлены Алёнкинское, Малореченское

и Хвойное месторождения.

Геологическое строение изучаемой

территории приводится на основе геоло-

гического материала – описания керна,

лабораторных исследований, данных гео-

физического исследования скважин (ГИС)

и известных публикаций.

В процессе выполнения Проекта пробной

эксплуатации залежи пласта Б10

Алёнкин-

ского месторождения создана трехмерная

цифровая геолого-технологическая модель

основной продуктивной залежи в пласте

Б10

. Совместно с О. В. Глазковым, но с ис-

пользованием различных методик, была

вычислена адекватная проницаемость,

позволившая в полной мере восстановить

результаты испытания и таким образом

провести корректную адаптацию геолого-

технологической модели.

Алёнкинская площадь (лицензионный

блок № 54) находится в пределах Алек-

сандровского района Томской обл. В ад-

министративном отношении ближайшими

населенными пунктами являются г. Стре-

жевой, расположенный примерно в 100 км

от района работ, и районный центр – с. Алек-

сандровское, расположенное на левом

берегу р. Оби и находящееся в пределах

70 км от района работ.

В геологическом строении Алёнкинского

месторождения участвуют породы палео-

зойского, мезозойского и кайнозойского

возраста. Стратифицированные образо-

вания в пределах Алёнкинского нефтя-

ного месторождения вскрыты скважиной


на глубину 2764 м и представлены в основ-

ном мезозойскими прибрежно-морскими

и кайнозойскими терригенными осадками.

Куломзинская свита представляет собой

нижний отдел (берриасский и валанжинский

ярусы) меловой системы. На Алёнкинском

месторождении она согласно залегает

на породах баженовской свиты. Кулом-

зинская свита представлена отложениями

преимущественно глинистого состава

с подчиненными прослоями алевролитов

и песчаников. В верхней части залегают

шельфовые песчаные пласты (БВ13–17

–

по новой индексации, Б9–13

– по старой).

Продуктивный пласт Б10

(Б14

– по новой

индексации) в скв. 101Р вскрыт в интер-

вале 2152–2165 м и по керну представлен

песчаниками серыми, среднезернистыми,

неплотными, средней крепости, слюди-

стыми, нефтенасыщенными. В нижней

части залегают песчаники ачимовского

клиноформного комплекса (группа Ач –

по новой индексации, БВ16–20

– по старой).

Ачимовские песчаники преимущественно

известковистые, практически непроницае-

мые, толщиной 300–330 м.

В региональном тектоническом плане

Алёнкинское нефтяное месторождение

согласно Тектонической карте мезозойско-

кайнозойского чехла Томской области (под

ред. В. С. Старосельцева, 1995 г.) располо-

жено в восточной части Нижневартовского

свода в пределах Малореченского куполо-

видного поднятия, осложненного структу-

рами III порядка, такими как Алёнкинская,

Западно-Алёнкинская, Комсомольская и др.

Структурный план мезозойско-кайнозой-

ского платформенного чехла характеризу-

ется высокой степенью унаследованности

геосинклинальных структур фундамен-

та. Соответствие рельефа поверхности

фундамента платформенным структурам

наблюдается до верхнего мела. Начиная

с палеогена в верхней части платформен-

ного чехла формируется новый структур-

ный план, связанный с неотектоническими

движениями. Этот этап развития чехла

характеризуется преимущественно ростом

региональных структур. В целом для всего

мезозойско-кайнозойского чехла Запад-

но-Сибирской плиты характерна весьма

слабая дислоцированность (углы падения

слоев не превышают нескольких градусов).

В локальном структурном плане по дан-

ным детализационных сейсморазведочных

работ (А. А. Амирова, Томскнефтегеофизика,

1979–1980 гг.) по отражающему горизонту d

(верхи куломзинской свиты) Алёнкинское

поднятие представляет собой брахианти-

клинальную складку субмеридионального

простирания. По оконтуривающей сейсмо-

изогипсе –2100 м ее размеры составили

8,2 5,3 км, амплитуда – 45 м.

Несомненно, что процесс разработки неф-

тяных месторождений во многом обуслов-

лен литолого-фациальными особенностями

пород-коллекторов, а также процессами

постседиментационного изменения, что

приводит к существенному изменению их пу-

стотно-порового пространства [1–4 и др.].

Основная проблема при создании цифро-

вой трехмерной геолого-технологической

модели Алёнкинского нефтяного месторо-

ждения заключалась в весьма противоречивой

информации по определению проницаемости.

Так, по результатам проведенных исследова-

ний на месторождении установлена неодно-

значность различных методов интерпретации

геологических и геофизических данных, ис-

пользуемых для построения фильтрационной

(гидродинамической) модели.

Основная залежь нефти в пласте Б10

(ку-

ломзинская свита) Алёнкинского месторо-

ждения была открыта в 1964 г. в результате

бурения и испытания скв. 101Р, заложенной

в самом куполе структуры (рисунок). Лито-

логически по описанию керна пласт пред-

ставлен песчаниками буровато-серыми,

мелко-среднезернистыми, неплотными,

средней крепости, нефтенасыщенными,

в конце интервала признаки проявляются

только слабым запахом нефти. По описа-

нию шлифов, изученных по семи образцам,

песчаники алевритистые и алевролитовые,

кварц-полевошпатовые, полимиктовые,

местами слюдистые, средне- и крепко-

сцементированные хлоритовым, каолинит-

гидрослюдисто-хлоритовым, кальцитовым

цементом, обладают псаммитовой, алев-

ро-псаммитовой структурой, пятнистой

текстурой, обусловленной ориентировкой

Геологический разрез Алёнкинского месторождения, Куломзинская свита, пласт Б10

19


обломков, сложенных глинистым материа-

лом. Обломочный материал представлен

в основном полевыми шпатами (50–45 %),

в меньшем количестве – кварцем (20–30 %).

Пласт вскрыт на глубине 2150,6–2165,0 м

(абсолютная отметка –2065,0, –2080,3 м).

При испытании его в интервале 2153,0–2155,0

(абсолютная отметка –2068,3, –2070,3 м)

на 5-мм штуцере получен фонтан нефти

с пластовой водой дебитами соответствен-

но 20 м3 / сут и 2,9 м3 / сут (таблица). Водо-

нефтяной контакт (ВНК) принят по нижним

отверстиям перфорации на абсолютной

отметке –2071 м. Залежь нефти водо-

плавающая. Размеры залежи составили

4,50 1,75 км2, высота – 5 м. Покрышкой

для залежи служат аргиллиты куломзинской

свиты толщиной 10 м.

Пробуренные в последующем на Алён-

кинском месторождении скв. 102Р и 103Р

вскрыли продуктивный пласт гипсометри-

чески ниже на 66 и 45 м соответственно.

По данным ГИС пласт в этих скважинах

интерпретируется как водоносный, на что

указывает и результат испытания в скв.

102Р, из которой получено 62,4 м3 / сут воды

на динамическом уровне 1000 м.

В процессе написания проекта пробной

эксплуатации Алёнкинского месторожде-

ния возникли определенные трудности,

связанные с интерпретацией результатов

испытаний, геофизической изученностью

и лабораторным анализом керна. Исходные

геолого-физические характеристики пласта

Б10

приведены ниже.

Оказалось, что данные проницаемости

по ГИС отличаются от результатов про-

ницаемости по керну более чем в 3 раза.

В процессе адаптации продуктивного пласта

Б10 к результатам испытаний (на основе

лабораторных исследований керна) были

получены дебиты, существенно превышаю-

щие результаты испытаний. Было принято

решение: путем изменения проницаемо-

сти добиться совпадения реальных и мо-

дельных дебитов. В результате множества

итераций была вычислена проницаемость,

равная (9293)·10–3 мкм2.

Для получения более достоверных ре-

зультатов также проведен расчет проницае-

мости и забойного давления в программном

пакете PERFORM 5.0 (Е. А. Гладков, О. В. Глаз-

ков, ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК», 2006 г.).

Вычисленная проницаемость составила

92,5·10–3 мкм2, что достаточно хорошо со-

гласуется с проницаемостью, полученной

в результате гидродинамической адаптации.

Наряду с большой неопределенностью,

связанной с выяснением проницаемости,

также в первичной документации не было

указано число перфорационных отверстий

перфоратора, используемого при испытании

разведочной скв. 101Р.

Неоднозначность геологических, гид-

родинамических и геофизических иссле-

дований, их значительное расхождение

по одному из основных параметров – про-

ницаемости существенно затруднили вы-

полнение работы при написании проекта

пробной эксплуатации Алёнкинского неф-

тяного месторождения. Предположительно

подобная неоднозначность при интерпре-

тации геологических, гидродинамических

и геофизических исследований обусловлена

применением различных методик, которые

обладают различной глубиной проникно-

вения. Необходимо отметить, что лабора-

торные исследования не могут в полной

мере учитывать пластовые условия, что,

несомненно, может привести к искажению

данных по фильтрационно-емкостным свой-

ствам (ФЕС) пласта.

Обобщая всю собранную геологическую

информацию по Алёнкинскому нефтяному

месторождению, следует отметить, что место-

рождение имеет низкую степень изученности.

Бурение трех скважин и полученная в резуль-

тате геологическая информация не позволяют

полноценно оценить количество и свойства

углеводородов. Тем не менее собранный

геологический материал позволил построить

трехмерную геолого-технологическую модель

месторождения, которая для данного этапа

разработки принята корректной (протокол

ЦКР Роснедра № 4004 от 7 июня 2007 г.).

Однако многие параметры, такие как

насыщенность пластов нефтью, количество

растворенного в ней газа, характер распро-

странения пластов куломзинской свиты,

остаются условными и требуют дополни-

тельного уточнения. Неизученной остается

площадь рассматриваемой структуры как

по меловым, так и по юрским отложениям.

На существующей стадии изученности

следует уделить особое внимание изуче-

нию названных проблем в период пробной

эксплуатации.

В заключение можно сделать следую-

щие выводы.

• На примере Алёнкинского месторождения

хорошо заметны противоречия, возникаю-

щие при интерпретации ГИС, ГДИС и ре-

зультатов лабораторного изучения керна.

• Необходимо очень тщательно подходить

к выбору основных параметров пласта (про-

ницаемость, пористость и др.), учитывая

совокупность всех видов исследования.

• Для успешного решения указанной про-

блемы необходимо проводить адаптацию

гидродинамической модели к результатам

испытаний скважин, используя модифика-

торы фазовых проницаемостей для нефти

и воды [1, 4].


1. Гладков Е. А., Гладкова Е. Е. Неоднозначность геолого-технологической информации в процессе адаптации гидродинамической модели // Бурение и нефть. – 2008. – № 10. – С. 40–41.2. Гладков Е. А. Теоретическая и практическая невоз-можность построения детальной фильтрационной модели на основе геологической модели // Бурение и нефть. – 2009. – № 7–8. – С. 22–23.3. Гладков Е. А., Гладкова Е. Е. Стандартные ошибки и их устранение при создании трехмерной геолого-технологической модели месторождений углеводо-родов // Горные ведомости. – 2010. – № 1. – С. 48–53.4. Гладков Е. А., Гладкова Е. Е. Трехмерная геолого-технологическая модель месторождения УВ на основе индивидуальной поскважинной адаптации // Газовая промышленность. – 2010. – № 5. – С. 36–39.

Результаты испытания разведочной скв. 101Р

Диаметрштуцера, мм

Продолжительность работы скважины, ч:мин

Дебит жидкости,м3/сут

Дебит нефти,м3/сут

Обводненность, %

5 20:30 23 20 20

8 23:30 69 20 75

11 06:30 92 10 90

Глубина залегания, м . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2150,6Тип залежи . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ВодоплавающаяТип коллектора . . . . . . . . . Терригенный, поровыйСредняя общая толщина, м . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16Средняя нефтенасыщенная толщина, м . . . . 4,42Пористость, % . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,223Проницаемость, 10–3 мкм2: по ГИС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1461 по керну . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 400 по гидродинамическим исследованиям скважин (ГДИС) . . . . . . . . 92–93


УДК 622.279.23 / .4

Реализация основных положений Концепции разработки месторождений углеводородов на завершающей стадииА. В. Калинкин (ОАО «Газпром»), Д. В. Люгай, Ф. Р. Билалов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Переход базовых месторождений ОАО «Газпром» в период падающей добычи опре-

делил необходимость выработки подходов к проблеме завершения их разработки.

ООО «Газпром ВНИИГАЗ» с участием ООО «НИИгазэкономика», ООО «Газпромгео-

физика» и ОАО «СевКавНИПИгаз» разработало документ – «Концепция разработки

месторождений углеводородов на завершающей стадии, а также Порядок организа-

ции работ по ликвидации промысловых объектов на этапе завершения разработки

месторождений» (далее – Концепция), представляющий собой консолидированный

взгляд ОАО «Газпром» по данной проблеме (утверждена 31 января 2008 г.).

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ КОНЦЕПЦИИ

Согласно Концепции завершение разра-

ботки месторождения и ликвидация промыс-

ловых объектов рассматриваются как зако-

номерный, заключительный, затратный этап

жизненного цикла месторождения как объекта

разработки и созданного газодобывающего

предприятия, если добыча углеводородов

является основной его деятельностью.

В Концепции определены следующие

основные понятия.

Завершающая стадия разработки месторо-

ждения – период, когда рентабельность добычи

углеводородов на данном месторождении для

предприятия становится ниже корпоративной

нормы, до полного прекращения добычи.

Завершение разработки месторождения –

прекращение добычи сырья с обеспечением

изоляции продуктивных отложений путем консер-

вации или ликвидации скважин, а также консер-

вации или ликвидации промысловых объектов.

Промысловый объект – скважины и на-

земные сооружения, предназначенные

для обеспечения добычи сырья, а также

для доведения его до товарных кондиций

(в том числе газохимические комплексы).

Ликвидация промысловых объектов – ком-

плекс работ по ликвидации (консервации)

промысловых объектов и демонтажу наземных

сооружений с рекультивацией использованных

земель после принятия решения о завершении

разработки месторождения углеводородов

(в отличие от текущей ликвидации).

Ликвидационные средства месторожде-

ния – средства, предназначенные для завер-

шения разработки и ликвидации промысло-

вых объектов на данном месторождении.

Началом завершающей стадии разработ-

ки является решение о завершении разра-

ботки месторождения, окончанием – пре-

кращение добычи углеводородов (рис. 1).

После перехода разработки месторо-

ждения в период падающей добычи важной

становится проблема продления рента-

бельной добычи углеводородов, связанная

с повышением углеводородоотдачи месторо-

ждений. Продлению периода рентабельной

разработки месторождения способствуют:

• внедрение (при доказанной целесооб-

разности) методов повышения углеводо-

родоотдачи пласта;

• осуществление мероприятий по повыше-

нию эффективности эксплуатации скважин;

• проведение реконструкции и техниче-

ского перевооружения (переоснащения)

наземных промысловых объектов;

• получение экономических преференций

со стороны государства.

После исчерпания технологических воз-

можностей очевидное требование повы-

шения полноты извлечения сырья из недр

упирается в получение государственных

преференций.

В настоящее время при определении

условий завершения разработки превали-

рующими являются экономические факторы

заинтересованности участников разработки

месторождения при решении конкрет-

ных вопросов его освоения, обеспечения

полноты выработки запасов, соблюдения

экологических требований (рис. 2).

Недропользователь (дочернее общество),

отвечающий перед государственными орга-

нами за рациональную разработку месторо-

ждения, по сути дела, является подрядной

организацией, эксплуатирующей переданные

ей в пользование основные средства ОАО «Газ-

пром». На недропользователя возлагаются

обязанности по следующим вопросам:

• совершенствованию систем разработки

месторождений для продления рентабель-

ной добычи углеводородов;

• обеспечению выполнения принятых по ли-

цензионному соглашению обязательств до-

стижения максимальной компонентоотдачи

при рентабельной деятельности газонеф-

тедобывающего предприятия;

• выделению основных направлений повыше-

ния эффективности разработки месторожде-

ний и эксплуатации промысловых объектов;

• оценке возможностей увеличения конечного

извлечения углеводородов (продление перио-

да рентабельной разработки месторождений)

за счет государственных преференций с учетом

ликвидационных затрат на завершающей стадии;

• организации работ по ликвидации про-

мысловых объектов на стадии завершения

разработки месторождений.

В Концепции выделены основные при-

знаки, характеризующие наступление за-

вершающей стадии разработки:

• основные проектные решения по раз-

буриванию и обустройству промысла реа-

лизованы;

• бóльшая часть извлекаемых запасов уг-

леводородов добыта;

21


• добыча углеводородов снижается, не-

смотря на применяемые мероприятия

по интенсификации добычи;

• возрастает доля основных фондов, от-

работавших свой первоначальный норма-

тивный срок;

• возрастает доля скважин, выполнивших

свое назначение и подлежащих ликвидации

с обеспечением современных экологических

требований;

• выручка от реализации углеводородов

приближается к издержкам на добычу.

Отметим, что определить однозначный

и единственный критерий для выделения за-

вершающей стадии не удается. В этих условиях

Концепцией предложен механизм выделения

этой стадии на основе обоснования решения

о завершении разработки и переходе к ликви-

дационным работам. Такое обоснование прово-

дится организацией, осуществляющей авторское

сопровождение разработки месторождения,

на основе сопоставления прогнозируемых эко-

номических выгод от реализации добываемых

углеводородов по рыночным ценам и предстоя-

щих затрат на ликвидационные работы.

Согласно Закону «О недрах» после за-

вершения разработки или при досрочном

прекращении права пользования недрами

промысловые объекты должны быть ликви-

дированы. Принимаемое на соответствую-

щем уровне решение о завершении разра-

ботки месторождения является основанием

для организации ликвидационных работ.

РЕАЛИЗАЦИЯ ОСНОВНЫХ

ПОЛОЖЕНИЙ КОНЦЕПЦИИ

Реализация Концепции предполагалась

по трем направлениям:

• внесение положений Концепции в регла-

ментирующие документы по составлению

и авторскому сопровождению проектных

документов по разработке месторождений

углеводородов;

• формирование предложений по измене-

нию действующего налогового законода-

тельства РФ в части установления системы

льготного налогообложения предприятий,

осуществляющих разработку месторожде-

ний углеводородов на завершающей стадии;

• развитие нормативной базы: завершения

разработки месторождений; порядка ликви-

дации промысловых объектов в ОАО «Газ-

пром»; методологических основ экономи-

ческих расчетов, включая ценообразование

и учет затрат по каждому месторождению.

СОСТАВЛЕНИЕ И АВТОРСКОЕ

СОПРОВОЖДЕНИЕ ПРОЕКТНЫХ

ДОКУМЕНТОВ ПО РАЗРАБОТКЕ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Роль технического проекта разработки

месторождения определяется следующими

факторами:

• проектный документ определяет эконо-

мически целесообразный период разработ-

Рис. 1. Жизненный цикл месторождения:а – по добыче углеводородов; б – по экономическим результатам

Рис. 2. Распределение работ при завершении разработки месторождения (СРП – соглашение о разделе продукции)


ки месторождения и полноту извлечения

запасов;

• в проекте рассматривается не менее трех

вариантов разработки, различающихся

технологическими решениями;

• проект обустройства базируется на тех-

нико-экономических расчетах проекта раз-

работки и не должен ему противоречить;

• реализация технического проекта разра-

ботки предусматривает авторское сопрово-

ждение, предполагающее ежегодную оценку

возможных решений по изменению проекта.

В связи с принятием Постановления Прави-

тельства РФ от 3 марта 2010 г. № 118 проектная

документация на разработку месторождений,

в Законе «О недрах» определенная общим

термином «технический проект разработки»,

упорядочена по видам. Последовательно при

освоении месторождения должны составлять-

ся: проект опытной (пробной) эксплуатации

поисковой скважины, проекты пробной экс-

плуатации единичных разведочных скважин,

собственно документы на разработку место-

рождения – проект пробной эксплуатации

месторождения (прежде всего отдельных

залежей), технологическая схема опытно-про-

мышленной разработки залежей или отдельных

участков, технологическая схема разработки

месторождения, а после вывода на проектную

мощность промысловых объектов – техноло-

гический проект разработки.

Для учета положений Концепции в законах,

правилах и национальных стандартах ООО «Газ-

пром ВНИИГАЗ» учло эти требования в подго-

товленном по заданию ОАО «Газпром» проекте

национального стандарта, посвященного требо-

ваниям к проектным документам на разработку

газовых и газоконденсатных месторождений.

Таким образом, положения Концепции вошли

в нормативный документ федерального уровня,

дополнив сложившуюся базу для реализации

проектов разработки газовых и газоконденсат-

ных месторождений (рис. 3).

В настоящее время ООО «Газпром ВНИИ-

ГАЗ» разрабатывает проект национального

стандарта по авторскому сопровождению тех-

нических проектов разработки, в которых также

предполагается учет положений Концепции.

РАЗРАБОТКА ПРЕДЛОЖЕНИЙ

ПО ИЗМЕНЕНИЮ ДЕЙСТВУЮЩЕГО

НАЛОГОВОГО ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВА

На нефтяных месторождениях для про-

дления рентабельного периода разработки

Налоговым кодексом Российской Федерации

предоставляются льготы для месторождений

с высокой выработанностью запасов. Одним

из направлений по обоснованию необходимо-

сти предоставления таких льгот для газовых

и газоконденсатных месторождений является

проработка вопросов дифференциации ставки

налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ).

Предложения по введению дифференци-

рованной ставки НДПИ сводятся к установ-

лению налоговых льгот в начальный период

освоения месторождения – «налоговые

каникулы» – и на завершающей стадии

разработки – «льготы на выработанность».

Учитывая опыт освоения базовых ме-

сторождений ОАО «Газпром» в Надым-

Пур-Тазовском регионе, для применения

дифференцированной ставки НДПИ необ-

ходимо четко определить понятие «объект

разработки» и обосновать возможность его

применения вместо используемого в На-

логовом кодексе понятия «участок недр».

Такое понятие определено и использовано

при подготовке национальных стандартов.

РАЗВИТИЕ НОРМАТИВНОЙ БАЗЫ

В целях развития нормативной базы ООО

«Газпром ВНИИГАЗ» проводит работы по об-

основанию порядка завершения разработки

месторождения и ликвидации промысловых

объектов. Обсуждение Концепции обострило

понимание того, что разработка газовых ме-

сторождений имеет два предела – технологи-

ческий и экономический. Важным становится

оценить сроки и последовательность меро-

приятий по продлению разработки. Если ра-

боты по поддержанию технического состояния

и продуктивности скважин необходимы на всех

стадиях разработки, то мероприятия по внедре-

нию методов воздействия на пласт (вторичных

методов добычи) оправданны в основной стадии

разработки, в период постоянной добычи. Ра-

боты по реконструкции промысла оправданны

в период падающей добычи, но при их плани-

ровании необходимо учитывать и прогнозный

период эффекта от реконструкции. Еще до на-

ступления завершающей стадии необходимо

прорабатывать возможности диверсификации

производства с альтернативами подачи газа

в Единую систему газоснабжения.

При прогнозировании технологических

показателей разработки на завершающей

стадии могут быть выделены следующие

характерные моменты:

• снижение устьевого давления требует

введения новой ступени сжатия на дожим-

ном комплексе;

• снижение дебита скважины может при-

вести к тому, что не будет обеспечен вынос

жидкости при непрерывной эксплуатации,

а остановка скважины может приводить

к самозадавливанию;

• при сокращении числа скважин работа

УКПГ (установки низкотемпературной сепа-

рации) не может быть обеспечена работой

одной (единственной) скважины;

• снижение дебита скважины (куста) может

привести к образованию жидкостных и / или гид-

ратных пробок в шлейфе (коллекторе до УКПГ);

• снижение расхода газа в сборном коллек-

торе может привести к тому, что не будет

Рис. 3. Законодательная и нормативная база разработки месторождений и ее завершения

23


обеспечено создание защитной пленки

ингибитора;

• в условиях пониженного пластового дав-

ления работы по интенсификации притока

(традиционные) уже проведены, а повторные

неэффективны;

• снижение расхода в газосборной сети

может привести к снижению температуры

потока ниже температуры образования

гидратов;

• в силу снижения пластового давления тех-

нологии капитального ремонта могут не да-

вать эффекта в увеличении дебита скважины;

• при поддержании пластового давления

доля закачиваемого агента в добываемой

продукции будет приближаться к 100 %;

• дополнительное бурение нецелесообразно;

• скважины, пришедшие в неисправное состоя-

ние, придется выводить из эксплуатации, несмо-

тря на остающуюся возможность добычи газа.

С экономических позиций сложности

в определении завершающей стадии раз-

работки связаны с недоучетом затрат

на проведение ликвидационных работ,

а также со значительным колебанием спроса

и цен на газ.

Были проведены расчеты разработки ха-

рактерного (гипотетического) месторождения,

вступающего в завершающую стадию. Основ-

ные технологические показатели приведены

на рис. 4. Как видно, суммарно периоды на-

растающей и постоянной добычи составляют

около 20 лет, в дальнейшем происходит па-

дение добычи, несмотря на продолжающееся

увеличение фонда скважин. Массовое выбытие

скважин начинается после 30 лет разработки.

Дожимной комплекс функционирует с 10-го

года, и его наращивание продолжается

до 35-го года с начала разработки. Техноло-

гические возможности обеспечивают добычу

газа в течение 100 лет.

В экономических расчетах учтены подхо-

ды к оценке коммерческой и общественной

эффективности, заложенные утвержденной

Методикой оценки эффективности инвести-

ционных проектов. Результаты представлены

на рис. 5. Результаты оценки по гипотетиче-

скому месторождению сводятся к следующе-

му. В отличие от текущей ликвидации скважин

на завершающей стадии разработки следует

говорить об экологически безопасной лик-

видации скважин и промысловых объектов,

учитывая необходимость дополнительных

затрат на ликвидацию вспомогательных объ-

ектов и рекультивацию занимаемой ими земли.

Кроме того, для оценки остаточных запасов

в завершенном разработкой месторождении

необходимо в составе ликвидационных работ

предусмотреть дополнительные геофизические

исследования.

Учет необходимых средств на проведе-

ние ликвидационных работ, при условии ис-

пользования для этого финансовых средств,

получаемых от реализации продукции ме-

сторождения, приводит к необходимости

сокращения срока его разработки на 5 лет

и более. Технологически это приводит к по-

тере в газоотдаче на 2 4 %.

Момент принятия решения о завершении

разработки месторождения целесообразно

обосновывать в рамках авторского сопро-

вождения технического проекта разработки

месторождения, ориентировочно за 7–10 лет

до расчетного окончания проектного перио-

да рентабельной разработки.

С учетом нормативных сроков работы

нового оборудования оценка вариантов

применения методов вторичной добычи

углеводородного сырья, модернизации

или реконструкции скважин и промысло-

вых объектов, создания новых производств

с выпуском иного ассортимента товарной

продукции, создания ПХГ и других иннова-

ций должна быть проведена не менее чем

за 20 лет до окончания периода рентабель-

ной разработки по техническому проекту

разработки.

Рис. 5. Экономические показатели разработки характерного (гипотетического) месторождения:1 – денежный поток при общественной эффективности; 2 – денежный поток при коммерческой эффективности; 3 – объем предстоящих ликвидационных затрат; 4 – год, в котором денежный поток становится равным объе-му предстоящих ликвидационных затрат; 5 – год, в котором дальнейшая разработка становится невыгодной с позиций общественной эффективности; 6 – год, в котором денежный поток становится отрицательным (конец периода коммерчески эффективной разработки)

Рис. 4. Основные технологические показатели разработки характерного (гипотетического) ме-сторождения:1 – отбор газа; число: 2 – скважин; 3 – УКПГ; 4 – ДКС


УДК 622.248.3

Технологии извлечения нефти фонтанным способом на месторождениях с извлекаемыми и неизвлекаемыми запасами углеводородовВ. С. Семенякин, А. З. Саушин, А. Е. Калинин, Р. С. Щипакин (Астраханский государствен-

ный технический университет)

В настоящее время проблема повышения эффективности разработки месторо-

ждений углеводородного сырья получила широкое распространение в России

и во всем мире. Для решения данной проблемы необходимы совершенно новые

методы и технологии, принципиально отличающиеся от традиционных способов

разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей. Инновационные

технологии, направленные на достижение максимального коэффициента из-

влечения нефти (КИН), позволят ввести в разработку месторождения с извле-

каемыми и неизвлекаемыми запасами углеводородов фонтанным способом.

Современные методы разработки неф-

тяных, газовых и газоконденсатных

месторождений были научно обос-

нованы и внедрены в середине прошлого

столетия. В основу методов извлечения

углеводородного сырья было положено

поддержание пластового давления путем на-

гнетания воды или газа (сайклинг-процесс)

в пласт [1, 2]. Однако, несмотря на широкое

применение этих методов, коэффициент

извлечения нефти (КИН) не превышает 30 %

[3], а на газоконденсатных месторождениях

до настоящего времени извлечение из пла-

ста ретроградного конденсата, который

пытаются при этом перевести в новое фа-

зовое состояние путем нагнетания пропана,

представляет большую проблему.

Тем не менее очевидно, что низкая

эффективность существующих методов

обусловлена снижением пластового дав-

ления ниже давления насыщения. При этом

в результате выделения газа в однородном

пласте наблюдается резкое снижение деби-

та нефти, что можно объяснить появлением

газонефтяной смеси в призабойной зоне

пласта (ПЗП), препятствующей притоку

нефти в скважину.

Проведенные исследования этого яв-

ления на экспериментальной нефтяной

скв. 929 Астраханского газоконденсатного

месторождения (АГКМ) показали резкое

возрастание газового фактора при общем

снижении давления и дебита нефти (рис. 1).

На рис. 2 приведены данные по из-

менению давления на устье скв. 313 при

появлении свободного газа в ПЗП и в фон-

танном подъемнике. Как видно из рис. 2,

в последние 12 ч в скважину поступала

нефть с растворенным в ней газом, который

выделялся из нее при снижении давления

в насосно-компрессорных трубах (НКТ)

вблизи забоя скважины, приводя к перио-

дическим выбросам нефти и поступлению

газа в сепарационную установку.

Как только НКТ начали заполняться га-

зом, выделившимся в свободное состояние

в ПЗП, давление на устье скважины pтр

за 7 ч

выросло с 5 до 11 МПа. Это объясняется тем,

что при низкой скорости подъема газонеф-

тяной смеси происходит внутрискважинная

Рис. 1. Изменения среднего значения плотности нефтегазовой смеси см

, пластового давления p

пл и газового фактора Г

ф при добыче нефти с дебитом Q

н

25


Рис. 3. Распределение плотности смеси газа и нефти в стволе скважины в зависимости от давления в интервалах замера по датам исследований:1 – 10.06.92 г.; 2 – 11.06.92 г.; 3 – 24.06.92 г.

сепарация, т. е. газ, как более легкий, уходит

из скважины, а нефть, не успевая полностью

дегазироваться, остается в НКТ.

По замеренным дебитам нефти и газа

и поинтервальным замерам давлений в ство-

ле работающей скважины были рассчитаны

средние плотности смеси (таблица). При

этом оказалось, что плотности смеси нефти

и газа распределились следующим образом:

в верхней части НКТ в интервале 0–500 м при

работе скважины плотность смеси оказалась

в 2 раза больше плотности газа, а в нижней –

равна 512 кг / м3, что примерно на 300 кг / м3

меньше плотности дегазированной нефти.

Исходя из данных замеров распределения

плотности газонасыщенной нефти, можно

сделать вывод, что вынос ее из скважины

осуществлялся в виде пены практически

только из верхней части подъемника, где

интенсивно происходил процесс диффе-

ренциального разгазирования.

Действительно, через 13 дней работы

скважины распределение плотности газо-

насыщенной нефти в подъемнике уже было

следующим: вверху НКТ находился только

один газ плотностью 146 кг / м3, ниже –

смесь газонасыщенной нефти плотностью

195 кг / м3, и только в самом низу плотность

смеси была равна 466 кг / м3. Таким образом,

процесс дифференциального разгазиро-

вания приблизился к зоне перфорации.

Высота, занимаемая в стволе скважины

более плотной газонасыщенной нефтью,

стала ниже на 500 м (рис. 3).

Рассматривая характер изменения плот-

ности газонасыщенной нефти, можно также

отметить, что давление на устье скважины

возрастает с уменьшением ее плотности,

что подтверждает ранее сделанный вывод

(см. рис. 2).

Подобная картина извлечения нефти

на режиме истощения пластовой энергии,

отмечаемая при исследованиях скважин,

характерна как для однородных, так и для

многопластовых залежей и часто объясня-

ется смыканием трещин. Однако в приве-

денном примере трещины пласта остались

открытыми, по ним продолжал поступать

газ из пласта при полном прекращении

добычи нефти.

Таким образом, при появлении в пласте

свободного газа нефть перестает поступать

в скважину, что также подтверждается низ-

кими коэффициентами нефтеизвлечения

при применении существующих методов

поддержания пластового давления.

Действительно, в настоящее время при

разработке нефтяных залежей существующие

методы поддержания пластового давления

путем нагнетания воды по контуру нефтяного

месторождения или газа в газовую шапку

залежи малоэффективны и экономически

невыгодны. Это можно объяснить тем, что

при заводнении залежи большая часть на-

гнетаемой в продуктивный пласт воды под

действием сил гравитации перемещается

в водоносный бассейн, а оставшаяся масса

воды довольно скоро прорывается к добы-

вающим скважинам, расположенным в не-

посредственной близости к нагнетаемым.

При нагнетании газа в кровлю продуктив-

ного горизонта образуются газовые конусы

на эксплуатационных скважинах, также

препятствующих притоку нефти в скважину.

В работе [3] для увеличения КИН на Ван-

корском месторождении предлагается

осуществлять добычу нефти с помощью

горизонтальных скважин, что позволит

достичь больших темпов отбора нефти,

высокого коэффициента извлечения неф-

ти и занять лидирующие позиции по эф-

фективности удельных эксплуатационных

затрат на добычу нефти не только в ОАО

«НК «Роснефть», но и в мире. При этом

предполагается, что пласт однородный

и существует вертикальная проницаемость.

Распределение плотностей нефти и газа в НКТ при работе скв. 313

Дата измерения Н, м p, МПа ρсм., кг/м3

11.06.92

24.06.92

10.07.92

5001000150038955001000200038953895

1,441,024,834,580,731,955,451,848,41

288402322512146195272466216

Рис. 2. Изменение давления на устье скв. 313 при выделении свобод-ного газа


Однако, по данным исследований залежи,

вертикальная проницаемость отсутствует

или крайне низкая. Кроме того, для увели-

чения КИН предлагается применение новых,

более совершенных методов воздействия

на пласт (соляно-кислотная обработка,

гидроразрыв пласта, сайклинг-процесс

и т. д.). Однако опыт разработки нефтяных

и газовых скважин говорит о том, что эффект

от внедрения будет носить кратковремен-

ный характер, а отбор углеводородов будет

осуществляться на форсированных режимах

за счет избыточных давлений, создаваемых

при воздействии на пласт. Эксплуатация

горизонтальных скважин при низкой вер-

тикальной проницаемости или при ее от-

сутствии приведет к резкому сокращению

дебитов уже после первых 5–7 лет.

В связи с изложенным предлагается но-

вая технология извлечения нефти, разрабо-

танная на основе проведенных промысловых

исследований по скв. 313, 929, АГКМ, а также

на месторождении Гойт-Корт. В соответствии

с новой технологией пластовое давление

необходимо поддерживать нагнетанием

газа в скважины, расположенные на контуре

питания, а скважины эксплуатировать фон-

танным способом. При равенстве объемов

отобранных углеводородов и нагнетаемого

газа на весь период разработки залежи бу-

дет достигаться максимальный КИН.

Принципиальная новизна и актуальность

идеи подтверждаются патентом. Новизна

заключается в применении сил гравитации,

а также вытесняющей способности из кол-

лектора нефти газом, как на обводненных

скважинах, так и при отсутствии пластовой

воды. Существующие способы поддержания

пластового давления и вытеснения нефти

путем нагнетания воды не дают эффекта

получения дополнительной нефти, так как

вода обладает свойством гидрофильности

по отношению к породе и блокирует приток

нефти к скважине. Предлагаемая идея на-

гнетания газа вместо воды позволит сни-

зить вязкость пластовой нефти, за счет чего

нефть приобретает большую подвижность

при ее движении к скважине. Поскольку газ

и нефть не смешиваются с водой в пласто-

вых условиях, вода оттесняется от скважин

вниз в водоносный бассейн.

Действительно, законтурное нагнета-

ние воды приводит к стоку ее по крыльям

складок в водоносный бассейн, подсти-

лающий нефтяную залежь. Внутриконтур-

ное нагнетание воды приводит к быстрому

обводнению скважин, расчленению залежи

на водоносные и нефтеносные участки, что

обусловливает оставление нефти в зале-

жи. К настоящему времени эти факты для

разработчиков стали очевидными. В связи

с этим появились предложения попере-

менно закачивать сначала воду, а затем

газ в пласт, который, по мнению разработ-

чиков данной технологии, будет создавать

непроницаемый барьер на пути движения

нагнетаемой воды к скважине, полагая

при этом, что этот барьер будет вытеснять

нефть из пласта к добывающим скважинам

сплошным фронтом и вода не будет обвод-

нять скважины. Реально подобное явление

может иметь место в пласте, но при этом

не следует забывать, что для вытеснения

нефти потребуется более высокое давление

нагнетания, требуемое для продвижения

газа к купольной части залежи.

Газ, смешиваясь с нефтью в пласте на пу-

ти движения к скважине, будет поднимать

ее на дневную поверхность фонтанным

способом аналогично тому, как это проис-

ходит в фонтанном подъемнике скважины.

Нефть, не захваченная потоком газа, будет

опускаться вниз в силу условий гравитации,

смешиваться с поднимающимся газом и из-

влекаться из пласта опять же фонтанным

способом. Наиболее эффективным при-

менение данного способа может оказаться

на газоконденсатных месторождения Вуктыл

и Уренгой для извлечения ретроградного

конденсата.

Кроме того, эффективность разработ-

ки массивных залежей с большим этажом

нефтеносности можно повысить путем

увеличения темпа их разработки. Для этого

предлагается нагнетать воду в купольную

зону пласта. Вода под действием сил гра-

витации будет фильтроваться через одно-

родный коллектор до водного бассейна,

вытесняя на пути своего движения нефть,

которая, поднимаясь вверх, будет смеши-

ваться с газом при противоточном течении.

Подобный характер течения был доказан

при эксплуатации скв. 313 и 929 АГКМ,

на которых вели добычу нефти методом

гравитационного замещения.

Процесс разработки месторождения

легко контролируется по изменению дебита

скважин, пластового давления и появле-

нию свободного газа на устье скважин.

В первую очередь будут загазовываться

добывающие скважины, расположенные

вблизи нагнетательных. При этом газовый

фактор будет резко увеличиваться. В данном

случае эти скважины должны быть останов-

лены. Разработка месторождения ведется

до тех пор, пока все скважины не перейдут

на работу газом.

Предлагаемая технология извлечения

нефти, заключающаяся в поддержании

фонтанного способа эксплуатации сква-

жин на весь период разработки залежи,

может быть рекомендована к применению

на старых обводненных месторождениях.

Данная технология позволит заместить воду

в пласте, освободить защемленную в пласте

нефть и продолжить разработку залежи.

К концу разработки в пласте останется толь-

ко пленочная нефть, капиллярно связанная

с песчаными гранулами коллектора.

Принципиальная новизна и актуаль-

ность идеи подтверждаются патентом [4].

Новизна заключается в применении сил

гравитации при разработке нефтяных и га-

зоконденсатных месторождений на любой

стадии, а также в вытесняющей способности

из коллектора нефти газом, как при обвод-

ненности скважин, так и при отсутствии

пластовой воды.

Также особенно остро стоит проблема

извлечения нефти из нефтенасыщенных

глин, в которых она находится в запечатан-

ном состоянии между прослойками породы.

Неизвлекаемых запасов нефти в глинах

значительно больше, чем на всех известных

месторождениях нефти мира, что можно

объяснить их повышенной пористостью при

отсутствии проницаемости. Однако на це-

лом ряде крупных месторождений часто

не представляется возможным поддержи-

вать пластовое давление нагнетанием воды

в пласт, так как эти месторождения имеют

повышенную неоднородность, невысокие

коллекторские свойства пород и ограни-

ченную связь с законтурной зоной.

Так, из 73 залежей нефти в Оренбургской

обл. только 16 объектов 12 месторождений

обладают приемлемыми экономическими

показателями разработки. К этой группе

приурочено 35,3 % запасов законсерви-

рованных месторождений. Промышленное

освоение 25 нефтяных объектов 25 место-

рождений при существующей в настоящее

время экономической ситуации является

малоэффективным. С этой группой свя-

зано 37,6 % запасов законсервированных

27


месторождений. Остальные 32 объекта

характеризуются отрицательными эконо-

мическими показателями, и их разработка

при существующей технологии нефтедобычи

нерентабельна [5].

В подтвержденных бурением случаях

наряду с продуктивной скважиной всегда

имеется вторая, пробуренная по восстанию

пласта, но не давшая притока жидкости или

газа, т. е. вскрывшая тот же пласт в низко-

проницаемых разностях пород.

Например, только на одном из таких ме-

сторождений в Оренбургской обл. оценивае-

мые запасы нефти составляют 2,4 млрд м3,

а такие месторождения располагаются

повсеместно. Характерной особенностью

подобных месторождений является то,

что они обнаруживаются при применении

тяжелых буровых растворов, когда забойное

давление превышает давление раскрытия

трещин и даже давление гидроразрыва

пород. Интенсивные проявления при буре-

нии скважин на этих растворах приводят к

тому, что буровики досрочно перекрывают

источник появления, а геологи занимают-

ся поиском залежей нефти и газа в глинах.

Так было на Северном Кавказе, где на одном

из месторождений искали нефтяные линзы

в майкопских глинах, а также на других ме-

сторождениях. Во всех подобных случаях при

бурении скважин наблюдаются следующие

аномалии: при вскрытии низкопроницаемых

пород возникает интенсивное поглощение

бурового раствора, а при пуске скважин от-

мечают начальные высокие дебиты нефти,

при этом скважины уже через несколько

часов прекращают работать.

Подобные ситуации встречаются и в за-

рубежной практике. Так, при проходке скв.

22 / 30с в Центральном грабене Северного

моря возникли серьезные осложнения

при вскрытии верхнеюрских песчаников

на глубине 5418 м, содержащих залежи газа

с высоким наведенным давлением, кото-

рое было в большей степени обусловлено

механическим контактом породы и тяже-

лого бурового раствора и эквивалентной

скоростью циркуляции, нежели притоком

пластовых флюидов в скважину [6]. Данная

проблема привела к потере 29 дней и до-

полнительным затратам в 2,2 млн фунтов

стерлингов, потребовался спуск 177,8-мм

промежуточной колонны.

Аналогичные осложнения имеют место

при бурении филипповского горизонта

на АГКМ. Так, при бурении скв. 313, 431

и 929, расположенных в центральной части

залежи, опасаясь открытого фонтанирова-

ния, прекратили дальнейшие проектные

работы, спустили эксплуатационную ко-

лонну и перфорировали ее в интервалах

расположения нефтенасыщенных глин

филипповского горизонта. Скв. 313 и 929

были пущены для добычи нефти фонтан-

ным способом, результаты их эксплуатации

представлены на рис. 1 и 2. В течение при-

мерно 1 сут фонтанирование, являвшееся

следствием ограниченного объема ловушки

нефти, прекратилось. В настоящее время

при вскрытии филипповского горизонта,

несмотря на проявления и поглощения

бурового раствора, скважины продолжают

бурить, спускают эксплуатационную колонну

в сакмаро-артинские отложения, служаю-

щие покрышкой продуктивного горизонта.

В создавшихся условиях на скв. 929

попытались организовать добычу нефти

с помощью глубинного штангового насоса.

Однако из-за отсутствия притока нефти

насос извлекли, после чего приступили

к исследованиям добычи нефти способом

гравитационного замещения нефти водой.

Первые испытания этого способа были

проведены на скв. 313, при этом гидродина-

мическая связь с пластом осуществлялась

по внутреннему пространству НКТ, на кото-

рых был установлен пакер, перекрывающий

затрубное пространство. Таким образом,

испытания должны были проводиться

в условиях, когда по НКТ надо было зака-

чивать воду, а затем осуществлять добычу

нефти по этим же трубам при противоточном

течении нефти, что никогда ранее не ис-

пользовалось в мировой практике. После

первой закачки 100 м3 воды при давлении

нагнетания на устье скважины 22 МПа через

сутки из скважины получили 150 м3 нефти.

В течение последующих 3 мес было

проведено еще шесть закачек воды с сум-

марным расходом 1880 м3, при этом было

добыто 650 м3 нефти. Убедившись в эффек-

тивности гравитационного способа добы-

чи нефти, аналогичные испытания начали

проводить на скв. 929.

Проведенные промысловые исследова-

ния способа гравитационного замещения

нефти водой на скв. 313 и 929 в самых жест-

ких условиях при наличии единственного

канала связи с пластов с помощью НКТ

позволили сделать следующие выводы.

• Установлено, что добыча нефти из нефте-

насыщенных глин при отсутствии естествен-

ного притока нефти к скважине может быть

осуществлена методом гравитационного

замещения и вытеснения пластовой нефти

по трещинам пласта при противоточном

течении двух несмешивающихся жидко-

стей к забою скважины и далее на дневную

поверхность фонтанным способом при

давлениях, превышающих давление рас-

крытия трещин.

• При проведении экспериментальных

и промысловых исследований была установ-

лена скорость гравитационного замещения,

давления смыкания и размыкания трещин

и оптимальный период гравитационного

замещения нефти водой.

• С учетом практики борьбы с нефтегазо-

проявлениями, вызванными гравитацион-

ным замещением, сопровождаемым погло-

щением бурового раствора, необходимо

продолжить испытания по непрерывному

извлечению нефти из нефтегазонасыщенных

глин, используя для этого трубное и затруб-

ное пространства.

Положительные результаты, полученные

в ходе проведенных исследований, позволя-

ют рекомендовать способ гравитационного

замещения к широкому промышленному

внедрению добычи нефти во всех случаях как

из тектонически экранированных залежей,

так и из залежей с трудно извлекаемыми

запасами. Принципиальная новизна и акту-

альность идеи подтверждаются патентом [7].


1. Сафонов Е. Н., Лозин Е. В. Методы увеличения неф-

теотдачи: реальность, перспективы, научные пробле-

мы // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 4. – С. 23–25.

2. Ширковский А. И. Разработка и эксплуатация газо-

вых и газоконденсатных месторождений. – М. : Недра,

1979. – 303 с.

3. Антоненко Д. А., Исламов Р. А., Ставинский П. В.,

Яценко В. М. Системный подход при проектировании

разработки Ванкорского месторождения // Нефтяное

хозяйство. – 2006. – № 9. – С. 70–74.

4. Семенякин В. С., Саушин А. З., Калинин А. Е., Щипа-

кин Р. С. Способ разработки нефтяной или газоконден-

сатной залежи // Патент РФ № 2380528, 27.01.2010 г.

5. Пантелеев А.С. Геологическое строение и нефте-

газоносность Оренбургской области. – Оренбург :

Оренбургское книжн. изд-во, 1997. – 256 с.

6. Idelovici J.-L. Unusual well control techniques 7 pay off

// Drilling contractor. – 1993. – № 4. – P. 31–33.

7. Семенякин В. С., Суслов В. А., Щугорев В. Д. Способ

разработки тектонически экранированной нефтега-

зовой залежи // Патент РФ № 2103487, 27.01.1998.


Конференция традиционно вызывает большой

интерес среди специалистов отрасли. В ней участ-

вуют представители более 100 организаций и неф-

тегазовых компаний. Для данного мероприятия

характерна широта научных интересов: доклады и круглые

столы проходят в рамках 10 различных тематических секций.

Одним из ключевых вопросов, поднятых на пленарном заседа-

нии, стала проблема недостаточного прироста запасов нефти,

которые не покрывают истощающиеся запасы разрабатываемых

месторождений. Россия занимает 7-е место в мире по запасам

нефти и 1-е место по ее добыче, опережая Саудовскую Аравию,

запасы нефти которой в три с лишним раза превышают россий-

ские. По обеспеченности запасами нефти РФ занимает 12-е

место среди ведущих нефтегазовых держав. При сохранении

существующего положения дел нефть в РФ может закончиться

через 20 лет. Проводя аналогии с объемами запасов и добычи

природного газа, запасами последнего Россия обеспечена

на 80–90 лет.

Нефтедобывающие компании в России в настоящее время

работают на пределе своих возможностей. В связи с ситуацией

вокруг Ирана Саудовская Аравия заявила, что готова по пер-

вому требованию увеличить добычу нефти, компенсировав

таким образом мировому сообществу отказ от иранской нефти,

чего, например, отечественные нефтедобывающие компании

обеспечить не в состоянии.

Для увеличения разведанных запасов нефти в России необхо-

димо активизировать разведку в малоисследованных районах

Восточной Сибири, Дальнего Востока, на шельфе северных

и южных морей. Дополнительно с помощью современных тех-

нологий сейсморазведки открываются новые месторождения

на большой глубине и в ранее уже изученных районах Западной

Сибири и Поволжья.

Необходимо развивать и внедрять инновационные технологии

добычи нефти на сложных, трудноизвлекаемых участках, привле-

кать малый бизнес для работы на низкорентабельных скважинах.

Очевидно, что для решения таких сложных задач нефтегазовым

компаниям нужна помощь государства в виде налоговых льгот

и преференций. Участники конференции подтвердили высокий

научный потенциал наших ученых и инженеров нефтегазовой

отрасли, их доклады отличались новизной, глубиной научных

исследований, оригинальностью подходов и идей.

Участники конференции ответили на два вопроса корреспон-

дента журнала «Газовая промышленность»:

– Каковы, по вашему мнению, актуальные проблемы в развитии

российского нефтегазового комплекса?

– Какие пути решения этих проблем вы видите?

Проблемы развитиянефтегазового комплекса РоссииВ феврале 2012 г. в РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина состоялась девятая Всероссийская научно-техниче-

ская конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России».

Николай Нилович Михайлов, профессор,

действительный член РАЕН:

– Основная проблема в том, что крупные российские нефтегазовые компании не про-

являют интереса к внедрению инновационных технологий, поскольку их удовлетворяет

уровень рентабельности при работе с использованием уже апробированных техно-

логий. В советское время продвижением новых технологий занимались специальные

подразделения Министерства нефтяной промышленности. Сейчас такие структуры

отсутствуют, а деньги, вложенные в технологические и научные исследования, окупа-

ются не скоро. Необходима помощь государства, следует предусмотреть налоговые

преференции, чтобы нефтегазовым компаниям было выгодно заниматься исследо-

ваниями и внедрять передовые разработки.

29

Владимир Николаевич Ивановский, доктор технических наук,

профессор, заведующий кафедрой машин и оборудования нефтяной

и газовой промышленности:

– Проблемы развития нефтяной промышленности России связаны, с одной стороны, с доста-

точно неблагоприятным распределением разведанных запасов нефти, а с другой – с низкой

энергоэффективностью добычи нефти. Нефти, имеющей хорошо опробованные и экономически

обоснованные технологии добычи в разведанных запасах менее 30 %. Поэтому необходимо

существенно модернизировать имеющиеся и создать новые, энергоэффективные и эконо-

мически обоснованные технологии добычи нефти.

Поскольку сегодня большая часть российской нефти добывается с помощью установок электро-

приводных центробежных насосов, решение вопросов повышения энергоэффективности добычи

нефти необходимо начинать с оптимизации использования именно этого вида оборудования.

Другая проблема – необходимость бурения так называемых боковых стволов, что продик-

товано истощением продуктивных пластов, обводнением продукции скважин, низким пла-

стовым давлением и рядом других причин. В России ежегодно боковые стволы проводятся

на 800–1200 скважинах. Боковой ствол имеет меньший диаметр, чем основная обсадная

колонна, кроме того, он имеет участок с существенным темпом набора кривизны. В ряде

случаев в пробуренный боковой ствол невозможно спустить насос. Для таких условий необ-

ходимо создать новые виды скважинного оборудования, разработать методики подбора

и технологии его применения.

Валерий Борисович Карпов,

заместитель генерального директора ОАО «РИТЭК»:

– Истощаются легкодоступные запасы. Так, в России доля трудноизвлекаемых запасов

за последние 20 лет выросла в 3–4 раза. Для рентабельной добычи трудноизвлекаемых

запасов требуются новые технологии, и на этом этапе, по моему мнению, должно вме-

шаться государство, предложив более гибкую налоговую систему. В качестве примера

следует привести США, когда при падении добычи нефти ее цена начала расти, компании,

работающие в США, начали активно внедрять методы повышения нефтеотдачи пластов.

Стоит задуматься, почему в указанном случае это экономически выгодно, а в России – нет.

Научный потенциал в нашей стране не ниже, чем на Западе, и открытий не меньше.

Гидроразрыв пласта, горизонтальное бурение, центробежные насосы для добычи нефти –

все это впервые внедрялось у нас, еще в советское время. В современной рыночной

ситуации разработкой и внедрением новых методов у нас занимаются единицы. Поэтому

и коэффициент извлечения нефти (КИН) в нашей стране меньше, чем в других нефтедо-

бывающих державах: около 35 % против в среднем 50 % за рубежом.

Илья Иосифович Моисеев, профессор, член РАН:

– В выступлениях людей, ответственных за нефтяную и газовую промышленность, которые

прозвучали на конференции, была выражена озабоченность состоянием ресурсов газа

и особенно нефти в нашей стране. С каждым годом растет доля запасов нефти и газа, которые

находятся в удаленных районах с неразвитой инфраструктурой, вдали от мест потребления,

запасов, которые трудно извлекать, а также низкодебитных запасов. В этом заключается одна

из проблем, стоящих сейчас перед отечественным нефтегазовым комплексом. Кончились те

времена, когда можно было сжигать попутный нефтяной газ, угольный газ, надо задуматься,

как получать из этих газов продукты с высокой добавленной стоимостью. В этом один из путей

решения стоящих перед отраслью задач.

А.В. Чесноков (ООО «Газоил пресс»)


УДК 550.8.072

Трехмерное моделирование процесса центрифугирования образцов пород в целях обработки результатов лабораторных экспериментовА. Г. Борисов (ТюменНИИгипрогаз), Р. И. Медведский (ТюмГНГУ)

Математическое моделирование применено для повышения качества кривых

капиллярного давления (ККД), получаемых путем центрифугирования. Пред-

лагаемые модели позволяют рассчитать степени насыщения различных видов

капилляров образца на разных частотах вращения. Эта информация позволяет

снизить искажения, вносимые центрифугой, и восстановить истинную форму ККД.

Описано два способа построения трехмерной модели вращающегося образца,

которые можно использовать в лабораторной практике. Главное преимущество

предлагаемого метода – возможность применения его для центрифуг с наклон-

ным ротором, которые широко распространены на территории России и б. СССР.

Несмотря на большую популярность

центрифугирования как способа ис-

следования капиллярных характери-

стик пород, остается нерешенной проблема

низкого качества получаемых этим способом

ККД [1]. Отличительными свойствами ККД,

получаемых центрифугированием, являются

выраженная гиперболическая форма и от-

сутствие выхода на асимптоту (остаточную

водонасыщенность) (Кв. о

). Причина, как

правило, – упрощенные методы обработки

результатов центрифугирования, которые

заключаются в сопоставлении частоты вра-

щения с некоторым расчетным капиллярным

давлением [2, 3]. При этом не учитывает-

ся, что одни и те же капилляры способны

в разной степени удерживать флюид (воду)

на разных частотах вращения.

Другая проблема заключается в том,

что на постсоветском пространстве весьма

распространены центрифуги с наклон-

ными роторами. При этом ни один из ны-

не существующих методов обработки

не позволяет учесть наклон образца, что

вносит существенные искажения в форму

получаемых ККД.

Для решения этих проблем авторами

было использовано математическое мо-

делирование. Главным преимуществом

ячеечного моделирования является то, что

его возможности не исчерпываются одно-

и двумерными решениями, а позволяют

создать трехмерную модель образца. По-

следнее дает возможность моделировать

центрифугирование наклонных и даже

вертикальных образцов, что не позволяет

ни один из перечисленных методов. Созда-

вать двумерную модель авторы не сочли

необходимым, поскольку по сложности она

практически не отличается от трехмерной.

Физические основы моделей. Моде-

лирование производится путем разбивки

образца на множество мелких ячеек, в каждой

из которых определяется насыщение, харак-

терное для конкретного вида капилляров

и частоты вращения. В одном случае ячейки

имеют вытянутую форму и расположены в на-

правлении равнодействующей центробежной

и гравитационной сил, в другом – кубическую

форму. Вытесняющее давление, создаваемое

в ячейках центробежной и гравитационной

составляющими, определяется по формулам

для единичных капилляров [4]

(1)

где r1 и r

2 – радиусы вращения соответ-

ственно мениска жидкости в капилляре

и конца капилляра; – разность плотностей

флюидов; – угловая скорость, = 2n; n –

частота вращения ротора; g – ускорение

свободного падения.

При больших частотах вращения, когда

2r >> g, (1) можно упростить до вида [5]

(2)

Процесс дренирования образца, состоя-

щего из множества капилляров, показан

на рис. 1.

Каждый капилляр образца имеет соб-

ственные диаметр и капиллярное давление

pкс

. На момент начала центрифугирования

(см. рис. 1, а) все капилляры образца пол-

ностью насыщены вытесняемым флюидом

(водой). В этот момент вытесняющее давле-

ние для всех капилляров можно вычислить

по формуле (2), приняв, что r1 одинаков для

всех капилляров и равен радиусу вращения

входного торца. Однако в последующие

моменты времени будет происходить дре-

нирование капилляров, для которых pк.вс

>

>pкс

до тех пор, пока вытесняющее давление

не снизится до уровня капиллярного, т. е.

будет соблюдаться условие:

(3)

31

н а у к а и п р о г р е с с

При этом в каждом капилляре, где про-

изошло дренирование, будет свое значение

r1, соответствующее его капиллярному

давлению (см. рис. 1, б). Вытесняющее

давление также будет неодинаковым: для

недренированных капилляров оно останет-

ся на прежнем уровне, а в капиллярах, где

произошел дренаж, оно упадет до уровня

капиллярного. В связи с разным значением

r1 для разных капилляров их насыщенность,

соответственно, также будет разной. Таким

образом, водонасыщенность центрифу-

гируемого образца представляет собой

суперпозицию насыщенностей всех его

капилляров:

(4)

где S() – насыщенность образца при

угловой скорости ; S1(), S

2(), S

3(),

Sn() – насыщенности капилляров при угло-

вой скорости ; 1,

2,

3, …,

n – объемные

доли капилляров в поровом пространстве

образца.

Одномерное математическое моде-

лирование. Одномерное моделирование

можно использовать для приблизительной

оценки искажений, вносимых при исполь-

зовании какого-либо метода, например

при сопоставлении капиллярного давления

и частоты вращения.

Возьмем идеальный случай. Представим

образец горной породы в виде цельного

куска длиной 3 см, в котором имеется набор

параллельных отверстий одного диаметра

с одинаковым капиллярным давлением

(например, pкc

= 0,1 МПа). ККД, соответ-

ствующая такому образцу, будет иметь

прямоугольную форму (рис. 2, б). Такую же

форму будет иметь кривая при исследовании

данного образца методом ртутной поро-

метрии или полупроницаемой мембраны.

Смоделируем вытеснение жидкости при

центрифугировании. Предположим, что

образец центрифугируется в горизонталь-

ном положении, центр образца вращается

по кругу радиусом 10 см. В случае горизон-

тального вытеснения давление, создаваемое

центробежной силой в каждом капилляре,

будет определяться согласно (2).

В этом случае при центрифугировании

радиус вращения мениска будет увеличи-

ваться до тех пор, пока капиллярное дав-

ление канала не уравновесит давление,

создаваемое центробежной силой, т. е.

мениск опустится (удалится от оси враще-

ния) на радиус:

(5)

Тогда водонасыщенность образца будет

определяться из выражения:

(6)

Проведя такие расчеты для разных ско-

ростей, получим насыщение образца при

этих скоростях. Предположим, что созда-

ваемое капиллярное давление определялось

по формуле ОСТ 39-204–86:

(7)

где n – частота вращения, об/ мин; r – радиус

вращения центра образца, см; l – длина

образца, см.

Тогда, пересчитав частоты вращения

в капиллярное давление, получим кривую

кажущегося капиллярного давления (см.

рис. 2, б, кривая 2) которая получилась бы

при обработке результатов центрифуги-

рования по ОСТ. Как видно из рис. 2, эта

кривая вместо прямоугольной формы имеет

гиперболический вид; этим и объясняется

выраженная гиперболическая форма цен-

трифужных ККД.

Проведя такие расчеты для разных частот,

а затем и образцов с разным капиллярным

Рис. 1. Схематичное представление образца породы как совокупности взаимопересекающихся капилляров разного сечения. Насыщение образца и распределение вытесняющего давления в нем в начальный момент центрифугирования (а) и в процессе центрифугирования (б):I и II – входной и выходной торцы; 1 и 2 – r

1 и r

2; 3 и 4 – насыщенный и дренированный капиллляры

Рис. 2. Искажение ККД при центрифугировании:а – схема вытеснения жидкости из идеального образца; б – реальная ККД образца (1) и полученная по данным центрифугирования с использованием формулы ОСТ 39-204–86 (2)


давлением, можно получить совокупность

кривых центрифугирования для разных

видов каналов. Затем по (4) можно вычис-

лить насыщенности для реального образ-

ца с неоднородной структурой порового

пространства и аналогично оценить откло-

нения, вносимые тем или иным способом

расчета pк.

ТРЕХМЕРНОЕ МАТЕМАТИЧЕСКОЕ

МОДЕЛИРОВАНИЕ

Поскольку при центрифугировании об-

разца под наклоном (в наклонном роторе)

и параллельно оси вращения происходят

более сложные процессы, авторы разрабо-

тали два способа трехмерного моделирова-

ния: метод радиальных капилляров (МРК)

и метод сообщающихся капилляров (МСК).

Трехмерное моделирование позволяет также

более точно, по сравнению с описанными

методами, смоделировать центрифугиро-

вание в горизонтальном роторе с учетом

радиальных и гравитационных эффектов.

Метод радиальных капилляров. Целью

создания метода являлось моделирование

с полным учетом радиальных и гравита-

ционных эффектов. В основе МРК лежит

представление, что дренирование образца

происходит исключительно в радиальном

направлении – направлении действия цен-

тробежной силы.

Для моделирования образец разбивается

на множество ячеек в форме неправильных

гексаэдров с двумя трапецеидальными

гранями (рис. 3).

Вытеснение происходит в радиальном

направлении от оси вращения с небольшим

уклоном вниз под действием гравитацион-

ной составляющей ускорения (направления

вытеснения показаны зелеными стрелками).

Ячейки ограничиваются сверху и снизу

плоскостями, расположенными через рав-

ное расстояние одна над другой под углом

вытеснения. В радиальном направлении

ячейки рассекаются векторами вытесне-

ния, лежащими в этих плоскостях с равным

шагом угла. В целом модель основывается

на следующих положениях:

1) вытеснение воды из образца про-

исходит строго в радиально-наклонном

направлении (по направлениям действия

результирующей силы). В связи с этим

моделируемые ячейки располагаются

также в направлениях действия центро-

бежной силы;

2) в каждой ячейке представлены все

виды капилляров, существующие в образце,

в таких же соотношениях;

3) в связи с радиальным характером

вытеснения гидродинамической связью

между ячейками пренебрегаем;

4) вытеснение жидкости в каждом виде

капилляров в каждой ячейке продолжается

до тех пор, пока центробежная сила не бу-

дет уравновешена капиллярным давлением

каналов.

Моделирование выполнялось в несколь-

ко этапов.

1. В точках B, N, D, V (см. рис. 3) опре-

деляли центростремительное ускорение,

по значениям которого вычисляли средний

угол вытеснения жидкости для образца:

(8)

где – угол наклона оси образца к вер-

тикали.

2. Образец рассекали наклонными и вер-

тикальными плоскостями на ячейки (как

было описано). Для каждой ячейки вычис-

ляли среднюю линию (проходящую через

центр в направлении вектора вытеснения).

Определяли координаты начала и конца

средней линии.

3. Вычисляли длину каждой ячейки,

радиусы вращения начала и конца ячейки

и ее объем.

(9)

где S3 – площадь поперечного сечения

ячейки на входе; r3 и r

6 – радиус вращения

входного и выходного концов ячейки.

4. Определяли максимальное вытес-

няющее давление, создаваемое в ячейке

центробежными и гравитационными силами

при конкретной частоте вращения:

(10)

5. Исходя из предположения, что в каж-

дой ячейке присутствуют все виды капил-

ляров, определяли степень дренирования

каждого из них.Рис. 3. Построение модели центрифугируемого образца методом радиальных капилляров

33


Если максимальное вытесняющее дав-

ление превышает капиллярное давление

в группе каналов, то происходит вытеснение

первоначального флюида, до тех пор пока

вытесняющее давление не сравняется с ка-

пиллярным. Радиус вращения менисков для

этой группы каналов будет определяться

по формуле:

(11)

Если максимальное вытесняющее давле-

ние не превышает капиллярного давления

в каналах, то дренирования этих каналов

в данной ячейке не происходит и каналы

остаются на 100 % насыщены первоначаль-

ным флюидом. В этом случае r1 = r

3.

6. Определяли остаточное содержание

исходного флюида в каждой ячейке:

(12)

Тогда в случае с системой флюидов

«вода – воздух» остаточная водонасыщен-

ность отдельной системы каналов образца

при данной частоте вращения будет равна:

(13)

Достоинство метода – достаточно высо-

кая точность расчета радиально-гравитаци-

онных эффектов. Однако, как выяснилось

при дальнейших исследованиях, неучет

сообщения соседних капилляров приво-

дит к некоторому завышению остаточной

насыщенности исходным флюидом. Чтобы

устранить этот недостаток, авторами был

разработан следующий метод.

Метод сообщающихся капилляров.

Для моделирования вытеснения флюида

с учетом сообщения капилляров между

собой были использованы следующие

представления:

1) в процессе центрифугирования вы-

тесняемая жидкость движется преимуще-

ственно в радиальном направлении, однако

при наличии связей между капиллярами она

отклоняется от радиального направления

и стремится занять положение, характе-

ризующееся минимумом потенциальной

энергии, подобно воде, центрифугируемой

в стакане;

2) при вытеснении решающую роль игра-

ет максимально удаленная от оси вращения

точка образца, которая определяет «высоту

столба» жидкости в образце и является точ-

кой максимального стока (ТМС).

Вытеснение по отдельно взятой системе

капилляров происходит до уравновешивания

центробежной силы капиллярным давлением

в этой системе, т. е. в каждой точке систе-

мы капилляров, насыщенной вытесняемым

флюидом, будет соблюдаться условие:

(14)

где rт и r

max – радиус вращения точки и ТМС.

А в каждой точке системы капилляров,

в которой произошло вытеснение, соблю-

дается условие:

(15)

Моделирование выполнялось в несколь-

ко этапов.

1. Моделируемый образец разбивали

на множество элементарных ячеек.

2. Для каждой ячейки образца определя-

ли радиус ее вращения, с учетом положения

образца относительно оси.

3. Определяли ТМС как точку, вращаю-

щуюся по максимальному радиусу.

4. Для каждой ячейки вычисляли вытес-

няющее капиллярное давление (в случае

если бы в ней находилась граница раздела

флюидов) по формуле:

(16)

5. Для каждого вида капилляров с капил-

лярным давлением rкj подсчитывали число

ячеек, удовлетворяющее условию:

рВС р

Кj. (17)

6. Определяли насыщенность капилля-

ров образца как отношение числа ячеек,

удовлетворяющих условию (17), к общему

числу ячеек.

Расчеты повторяются во всем диапазоне

скоростей и для всех видов капилляров для

получения набора кривых центрифугирова-

ния, свойственных этим капиллярам при

данной геометрии образца и ротора (рис. 4).

С помощью данного метода были впервые

получены расчетные кривые центрифуги-

рования для наклонных и вертикальных

положений образца.

Но метод имеет и свои недостатки. Точ-

ность расчета сильно зависит от размера

ячеек, что особенно сказывается при боль-

ших угловых скоростях и для капилляров

с малым pк. Поэтому при моделировании

высокоскоростных режимов рекомендуется

кратно уменьшать размеры ячеек.

Наиболее полезные результаты, которые

можно получить с помощью моделирования,

описаны в [6]. Наиболее важной характери-

стикой геометрии образца и ротора являют-

ся кривые центрифугирования капилляров

(см. рис. 4), показывающие насыщенность

капилляров при разных частотах вращения.

Как видно из рис. 4, кривые центрифуги-

рования от различных капилляров имеют

Рис. 4. Кривые центрифугирования различных видов капилляров, полученные с помощью ма-тематического моделирования, и экспериментальная кривая центрифугирования образца керна (шифр кривых – капиллярное давление, МПа):1, 2 и 3 – частоты соответственно начала вытеснения, полувытеснения и вытеснения до уровня погрешности; 4 – погрешность измерения водонасыщенности


сильное перекрытие, и потому выделить

их из кривой центрифугирования всего

образца будет достаточно сложно.

Влияние наклона образца на ре-

зультаты исследований. Центрифуги

с наклонным ротором весьма популярны

в отечественных лабораториях, многие

из которых для обработки результатов

используют те же формулы, что и для го-

ризонтальных роторов. Однако, как пока-

зали результаты моделирования, процесс

дренажа наклонных образцов существенно

отличается от дренажа горизонтальных [7].

При наклоне образца на 45° происходит

снижение насыщенности капилляров, ко-

торое достигает 20 %. Причина – удаление

ТМС от оси ротора и приближение к ней

части капилляров, что увеличивает в них

вытесняющие давления. Также в результате

моделирования было установлено, что кри-

вые центрифугирования горизонтальных

и вертикальных образцов близки друг к другу

и практически совпадают. Расхождение в

насыщенности капилляров не превышает

3–5 % (при условии, что длина образца

равна диаметру). Это весьма интересный

факт, который открывает большие перспек-

тивы для центрифугирования образцов в

вертикальном положении. Такой подход

позволит увеличить производительность

центрифуг, использовать образцы большой

длины, снизив на них нагрузку и повысив

стабильность вытеснения.

ВОССТАНОВЛЕНИЕ ИСТИННОЙ

ФОРМЫ ККД С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ

РЕЗУЛЬТАТОВ МОДЕЛИРОВАНИЯ

Главное применение разработанных моде-

лей – возможность восстановить истинную

форму ККД по результатам центрифугиро-

вания, устранив таким образом искажения,

возникающие при исследовании традици-

онным способом (по ОСТ). Еще одно важ-

ное преимущество данного метода перед

всеми остальными – то, что он позволяет

получать более детальную капиллярную

кривую, содержащую больше точек, чем

режимов центрифугирования, поскольку

на каждой частоте вытеснение охватывает

широкий диапазон капилляров.

Для восстановления формы ККД не-

обходимо разложить экспериментальную

кривую центрифугирования образца на се-

рию расчетных кривых центрифугирования

капилляров (см. рис. 4), т. е. зная водонасы-

щенности капилляров на каждой скорости,

надо так подобрать их доли 1,

2,

3, ...

i,

чтобы суммарная водонасыщенность сов-

пала с водонасыщенностью образца. Это

можно сделать путем матричного решения

системы уравнений (4).

Однако из-за сильного перекрытия кри-

вых и прочих факторов, вносящих погреш-

ности в измерения, достоверно выделить

кривые отдельных капилляров достаточно

сложно. Поэтому решение системы будет в

некоторой степени вероятностным. При этом

чем больше точек на экспериментальной

кривой, тем выше вероятность правильного

решения, и наоборот: уменьшение числа

точек снижает вероятность. На кривых цен-

трифугирования (см. рис. 4) также следует

выделить три характерные частоты: частоту

начала вытеснения, частоту полувытеснения

и частоту, при которой насыщенность канала

падает ниже погрешности измерения. При

выполнении экспериментов (по любой мето-

дике) охарактеризованными будут только те

капилляры, чьи частоты начала вытеснения

ниже максимальной частоты эксперимента,

а частоты вытеснения до уровня погрешно-

сти – выше минимальной частоты. Из них

наиболее достоверно будут выделены

капилляры, входящие в так называемый

«интервал достоверности». В него входят

капилляры, на чьи кривые попадает наи-

большее количество экспериментальных

частот, а частоты начала и полувытеснения

находятся между минимальной и макси-

мальной частотами эксперимента. Поэтому

для наиболее точного разложения кривой

центрифугирования по заданному набору

капиллярных давлений необходимо исполь-

зовать их частоты начала и полувытеснения

при проведении экспериментов.

В целом процесс восстановления формы

ККД состоит из следующих этапов.

1. Установление границ диапазона ис-

следуемых капилляров. Верхняя грани-

ца – максимально возможное давление

вытеснения при максимальной частоте

вращения – определяется по формуле (2).

Нижняя граница – капиллярное давление

канала, водонасыщенность которого снижа-

ется до уровня погрешности (определяется

путем подбора соответствующей кривой).

2. Разбивка диапазона исследования

на интервалы по логарифмическому (сте-

пенному) закону. Чрезмерно плотная раз-

бивка утяжеляет расчеты, черезмерно

редкая – затрудняет решение. Оптимальная

плотность – 10 точек / порядок. Для каждого

интервала устанавливается свое (среднее)

капиллярное давление. Таким образом, каж-

дый интервал представляет определенный

тип капилляров.

Рис. 5. Результаты обработки данных центрифугирования:а – ККД; б – распределение поровых каналов (зеленым показаны точки, попадающие в интервал достоверно-сти); 1 – получена по ОСТ; 2 – методом сообщающихся капилляров

35


3. Расчет кривых центрифугирования

для каждого типа капилляров.

4. Определение интервала достоверно-

сти по описанному выше принципу.

5. Матричное решение системы из урав-

нений (4) для каждого образца. Число строк

матрицы равно числу экспериментальных

частот, число граф – числу типов капилля-

ров. Результатом решения являются доли

капилляров каждого типа. Обязательное

требование к решению системы: сумма

всех долей капилляров должна быть равна

100 % ± погрешность определения насы-

щенности.

6. По результатам решения строятся ККД

и распределения пор по размерам (рис. 5).

Для построения используются все точки,

однако во внимание принимаются только

точки из интервала достоверности.

В заключение следует отметить, что,

несмотря на сложность реализации, ис-

пользование трехмерного моделирования

позволяет извлекать из центрифугирования

больше информации и с большей точностью

по сравнению с остальными методами.


1. Борисов А. Г., Сочилович И. Ю. О необходимости

стандартизации методов определения капиллярных

характеристик пород: тр. Третьей научно-технической

конференции с международным участием «Основные

проблемы освоения и обустройства нефтегазовых

месторождений и пути их решения». – Оренбург, 2009.

2. Ханин А. А. Петрофизика нефтяных и газовых пла-

стов. – М. : Недра, 1976.

3. Тульбович Б. И. Методы изучения пород-коллек-

торов нефти и газа. – М. : Недра, 1979.

4. Борисов А. Г., Сочилович И. Ю. Опыт моделирования

капиллярных исследований для оценки их приемле-

мости: тр. Третьей научно-технической конференции

с международным участием «Основные проблемы

освоения и обустройства нефтегазовых месторожде-

ний и пути их решения». – Оренбург, 2009.

5. Тиаб Д., Доналдсон Э. Петрофизика: теория и прак-

тика изучения коллекторских свойств горных пород

и движения пластовых флюидов. – М. : Премиум

Инжиниринг, 2009.

6. Борисов А.Г., Медведский Р.И. Пересчет кривых

капиллярного давления, полученных на разных типах

центрифуг и по разным методикам // Газовая про-

мышленность. – 2011. – № 6. – С. 30–35.

7. Christiansen R.L. Geometric Concerns for Accurate

Measurement of Capillary Pressure Relationship // SPE

Form. – Eval. – December 1992. – Vol. 7. – P. 311–314.

УДК 622.276.5;622.279.5

Технология эксплуатации обводненных газоконденсатных скважин Оренбургского НГКМ и рекомендации по устранению последствий обводненияК.М. Заикин (ООО «Газпром добыча Оренбург»)

На современном этапе разработка газоконденсатной залежи Оренбургского

нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ) характеризуется массовым

обводнением эксплуатационных скважин. Скопление жидкости в газовой сква-

жине происходит при неспособности добываемого газа выносить ее из ствола,

что приводит к снижению добычи и сокращению срока службы скважины.

Из существующих методов удаления жидкости с забоев скважин, таких как

плунжерный лифт, электрические центробежные погружные насосы и т. д.,

следует выделить метод с применением поверхностно-активных веществ

(ПАВ), так как, в отличие от перечисленных, он не предполагает изменение

конструкции подземного оборудования скважины и установку дополнительного

оборудования на устье. В статье представлено экспериментальное обоснование

целесообразности применения ПАВ для удаления жидкости с забоев газокон-

денсатных скважин в условиях ОНГКМ.

В 2010 г. была разработана конструк-

ция и смонтирована на базе филиала

РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина

установка, позволяющая оценить эффек-

тивность пенообразователей примени-

тельно к реальным пластовым средам.

Был протестирован ПАВ ОП-10, определен

диапазон рабочих концентраций в пла-

стовой жидкости скв. 6011 УКПГ-6, осу-

ществлен сравнительный экономический

расчет затрат на проведение мероприятий

на скв. 6011 УКПГ-6 и скв. 8013 УКПГ-8.

В ноябре того же года было проведено

опытное испытание композиционного ПАВ

С-НГКМ (80 % ОП-10 и 20 % ОС-20) ИТЦ

ООО «Газпром добыча Краснодар» на скв.

3015 и скв. 3067 УКПГ-3.

Скв. 3067 до испытания работала с деби-

том 0,5–0,6 тыс. м3/ч, причем во время ис-

следования через контрольный сепаратор

«Гео-Тест» наблюдались периодические ее

остановки. Скважина в течение трех дней


обрабатывалась 10%-м раствором ПАВ

С-НГКМ, после чего через пять дней после

окончания закачки наблюдалась стабильная

работа скважины без остановок с дебитом

0,6–0,7 тыс. м3/ч. На скв. 3015 положитель-

ной динамики не наблюдалось.

УСТАНОВКА ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ

В 2011 г. разработана конструкция и смон-

тирована новая установка для исследова-

ния пенных характеристик растворов ПАВ

(рис. 1). Установка состоит из компрессора,

необходимого для получения сжатого воз-

духа, который подается по гибкому шлангу

в стеклянную колбу. В колбу на притертом

конусе посажен вертикально расположенный

стеклянный цилиндр длиной 2 м и наружным

диаметром 40 мм. В колбу помещается

раствор ПАВ в пластовой воде или в смеси

пластовой воды и конденсата (в зависимо-

сти от цели конкретного опыта), подклю-

чается подача воздуха от компрессора, и

по мере вспенивания столба жидкости пена

переходит из цилиндра по гибкому шлангу

в пеносборник. Пеносборник предназначен

для контроля за количеством вынесенной

жидкости и наблюдения за стабильностью

пены. Отличием данной установки от пре-

дыдущей являются увеличенная в 2 раза

высота стеклянного цилиндра в целях более

качественного наблюдения за движением

пенной системы, стеклянная колба без

фильтра из спеченного стекла, позволяю-

щая более полно имитировать процессы,

происходящие в призабойной зоне, и ис-

пытывать твердые стержни ПАВ в лабора-

торных условиях.

ПРОВЕДЕНИЕ ОПЫТОВ

Помимо имеющихся ОП-10 и ОС-20 были

получены пять реагентов ОАО «НПП НИИ-

ПАВ», г. Волгодонск, содержащие неионо-

генные и катионоактивные ПАВ (табл. 1).

Сравнительная стоимость всех рассма-

триваемых реагентов и диапазон их рабочих

объемных долей приведены в табл. 2.

В процессе проведения опытов в стек-

лянную колбу добавляется 400 мл раство-

ра ПАВ в водометанольной смеси (ВМС)

или смеси ВМС с конденсатом. В колбу

на притертом конусе устанавливается

вертикальный цилиндр. В колбу осущест-

вляется подача воздуха от компрессора

через гибкий шланг. По окончании каждого

опыта анализировались следующие основ-

ные параметры:

• время выноса пластовой жидкости из ци-

линдра;

• время начала выноса жидкости из ци-

линдра;

• объем вынесенной из цилиндра жидкости

после разрушения пены;

• время разрушения пены в пеносборнике;

• высота пены в пеносборнике.

В качестве объекта исследования были

выбраны пластовая вода и конденсат сква-

жин УКПГ-6 и УКПГ-3, полученные с кон-

трольного сепаратора С-501К. К исходной

смеси (ВМС и конденсат или чистая ВМС)

в процессе проведения опытов добавлялось

различное количество ПАВ в целях полу-

чения раствора различной концентрации.

Так как диапазон рабочих объемных долей

перечисленных веществ был предоставлен,

основной целью проводимых опытов яв-

лялось сравнение реагентов по основным

параметрам в смеси с ВМС, затем в смеси

ВМС и конденсата. Результаты проведенных

опытов представлены в табл. 3. На осно-

вании этих результатов можно сделать

вывод, что диапазоны рабочих объемных

долей, предоставленные поставщика-

ми реагентов, являются достоверными

и применимыми к пластовой жидкости

ОНГКМ, так как их уменьшение приводит

к уменьшению количества вынесенной

жидкости, а увеличение – не способствует

увеличению количества вынесенной жид-

кости и уменьшению времени проведения

опыта, а приводит к увеличению време-

ни стабильности пены. Таким образом,

предоставленные рабочие объемные

доли реагентов могут быть использованы

в дальнейших расчетах количества вводи-

мой в скважину жидкости.

Таблица 1

Физические свойства реагентов

Наименование Кинематическая вязкость, м2/с

Динамическаявязкость, Па·с

Плотность,г/см3

Класс ПАВ

ДОН–А 0934/50а 12·10–6 0,106 0,880 Катионный

ДОН–Д 0740/30 42·10–6 0,430 1,027 Неионогенный

ДОН–В 1140/33 56·10–6 0,616 1,100 Неионогенный

Композиция № 1 166·10–6 1,605 0,967 Катионоактивный-неионогенный

Композиция № 2 30·10–6 0,312 1,040 Неионогенный

Таблица 2

Диапазон рабочих объемных долей и стоимость реагентов

Наименование Диапазон рабочих объемных долей в ВМС, % Стоимость 1 т реагента, руб.

С-НГКМ 1,8–2,2 80 600

ДОН–А 0934/50а 1,0–1,2 124 844

ДОН–Д 0740/30 1,6–1,8 50 976

ДОН–В 1140/33 2,0–2,4 60 475

Композиция № 1 1,4–1,6 80 677

Композиция № 2 1,8–2,0 73 207

Примечание. Для С-НГКМ дана массовая доля.

Рис. 1. Установка для исследования пенных характеристик ПАВ

37


Зависимость количества вынесенной

из цилиндра жидкости от вида ПАВ в раство-

ре пластовой воды представлена на рис. 2.

По данной диаграмме видно, что С-НГКМ

значительно уступает остальным реагентам,

наилучший результат показал ДОН-Д 0740/30,

в свою очередь ПАВ ДОН-А 0934/50а, Ком-

позиция № 1, Композиция № 2 показали

примерно одинаковые результаты. Исходя

из соображения минимизации количества до-

полнительно вносимой в скважину жидкости

оптимальным является ПАВ ДОН-А 0934/50а

с объемной долей 1 %.

По результатам опытов в смеси ВМС

и конденсата наилучший результат показал

ПАВ ДОН-А 0934/50а, ПАВ С-НГКМ при на-

личии в смеси конденсата объемной долей

10 % практически не работает.

Расчет необходимого количества реаген-

тов для выноса 100 л пластовой жидкости

представлен в табл. 4. Видно, что ДОН-А

0934/50а является наиболее оптимальным,

так как при закачке вводится минимальное

количество вещества, в то время как С-НГКМ

необходимо закачивать в виде раствора

с массовой долей активного вещества

20 %. На рис. 3 представлена зависимость

стоимости ПАВ от вида. На основании при-

веденных графических зависимостей можно

сделать вывод, что С-НГКМ для применения

рекомендовать не следует, так как ПАВ ОАО

«НПП НИИПАВ» показали лучшие результа-

ты, среди которых ДОН-А 0934/50а и ДОН-Д

0740/30 являются наиболее оптимальными.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ

СТОЙКОСТИ ЭМУЛЬСИИ

В научно-исследовательской лаборато-

рии аналитического контроля газопромыс-

лового управления (ГПУ) ООО «Газпром

добыча Оренбург» были проведены опыты

по определению стойкости эмульсий смеси

пластовой воды, конденсата и поверхност-

но-активных веществ (всего шесть проб)

по следующей методике:

• анализ проводить при комнатной тем-

пературе;

• эмульгирование смеси осуществлять

в закрытой бутыли десятью энергичными

встряхиваниями, после чего дать отстояться

в течение 15 мин, зафиксировать количество

свободной воды;

• цикл повторить четыре раза;

• по завершении четвертого цикла проана-

лизировать конденсат на наличие эмульси-

онной воды по имеющейся методике.

Все шесть проб влючали 300 мл ВМС

УКПГ-3, 100 мл конденсата УКПГ-6 и сле-

дующие ПАВ:

проба 1 – 4 мл ДОН-А 0934 / 50;

Таблица 3

Результаты опытов

НаименованиеПАВ

Объем, мл Объемная доляв конечном растворе, %

Время Выход жидкости, мл

Высота пены в пено-сборнике, мм

ВМС кон-ден-сата

выхода макси-мального количества пены, мин

начала выхода пены, с

разрушения пены в пено-борнике, мин

С-НГКМ 400 0 2,0 11,0 120 45 90 20

400 0 1,5 11,0 120 40 70 20

360 40 2,0 0 0 0 0 0

ДОН-А 0934/50а 400 0 1,0 7,0 15 50 180 150

400 0 0,8 3,5 20 0 75 0

360 40 1,0 3,5 15 15 100 5

360 40 1,5 3,0 15 25 100 15

280 120 1,0 0 0 0 0 0

ДОН-Д 0740/30 400 0 1,6 6,5 20 35 220 150

360 40 1,6 3,0 20 0 40 0

360 40 2,2 2,5 15 20 70 10

ДОН-В 1140/33 400 0 2,0 5,5 20 40 155 125

360 40 2,0 1,5 25 3 25 2

Композиция № 1 400 0 1,4 5,5 10 45 190 145

380 20 1,4 2,5 15 50 100 150

360 40 1,4 3,0 20 45 70 20

Композиция № 2 400 0 1,8 8,0 20 50 190 140

360 40 1,8 2,0 40 3 20 2

360 40 2,5 2,5 20 5 40 3

Примечание. Для С-НГКМ даны массовые доли.

Рис. 2. Зависимость количества вынесенной жидкости от вида ПАВ


проба 2 – 8 мл ДОН-В 1140 / 33;

проба 3 – 6,4 мл ДОН-Д 0740 / 30;

проба 4 – 5,6 мл Композиция № 1;

проба 5 – 7,2 мл Композиция № 2;

проба 6 – 9,34 г С-НГКМ.

Результаты проведенных опытов приве-

дены в табл. 5. Таким образом, наибольшую

способность к образованию эмульсий пока-

зал ДОН-А 0934/50а, наименьшую – ДОН-В

1140/33 и С-НГКМ.

ИСПЫТАНИЯ ОБРАЗЦОВ

НА ОБЩУЮ КОРРОЗИЮ

Коррозионное разрушение нефтегазо-

промыслового оборудования определя-

ется физико-химическими свойствами

водного и углеводородного компонентов

системы, их составом, количественным

соотношением, наличием растворенных

газов (сероводород, углекислый газ, кис-

лород и т. д.). Наиболее распространенны-

ми и проблемными сейчас для нефтяной

и газовой промышленности являются:

углекислотная коррозия, сероводородная

коррозия, водородное охрупчивание и др.

Опыт борьбы с коррозией свидетельствует

о том, что надежная работа технологиче-

ского оборудования может быть обес-

печена путем применения ингибиторов.

Азотсодержащие ингибиторы коррозии

давно и успешно применяются в нефте-

добыче, газодобыче и транспортировке.

Наибольшее распространение получили:

первичные, вторичные, третичные алифати-

ческие, замещенные соединения пиридина,

хинолина, имидазолина и четвертичные

аммониевые соединения, в том числе

имеющие в своей структуре различные

кислородсодержащие группы.

В составе некоторых из ПАВ ОАО «НПП

НИИПАВ» имеются четвертичные аммо-

ниевые основания, поэтому в целях оцен-

ки ингибирующих свойств в лаборатории

«Надежность» АНО «Технопарк ОГУ» были

произведены испытания образцов материа-

ла Сталь 20 на общую коррозию. Скорость

коррозии образцов без ввода ПАВ состав-

ляет 0,17 мм / год (рис. 4).

Таким образом, вводимые в скважину

описанные ПАВ могут служить ингибитора-

ми сероводородной коррозии. При вводе

катионоактивных ПАВ, которых будет доста-

точно для вспенивания пластовой жидкости

и для ингибирования, возможно снижение

количества ингибитора, вводимого при пе-

риодическом ингибировании обводненных

скважин. Постоянная подача ингибитора

в такие скважины с установки сепарации не

производится из-за наличия столба жидкости.

ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ

ПАВ НА СКВАЖИНАХ

При выборе скважин для испытаний ПАВ

во внимание принимались следующие

критерии:

Таблица 4

Расчет необходимого количества и стоимости ПАВ

НаименованиеПАВ

Объемрастворителя, л

Масса ПАВ,кг

Объем дополнительно вводимойв скважину жидкости, л

Цена вводимогораствора, руб.

С-НГКМ 8,89 2,22 11,11 177,78

ДОН-А 0934/50а 1,02 1,02 2,04 127,39

Композиция № 2 2,08 2,08 4,17 125,99

ДОН-В 1140/33 1,65 1,65 3,31 84,26

ДОН-Д 0740/30 1,44 1,44 2,88 116,20

Композиция № 1 1,87 1,87 3,73 136,69

Рис. 3. Зависимость стоимости ПАВ от вида

Таблица 5

Результаты опытов по определению стойкости эмульсии

Номер пробы Содержание свободной воды, мл Массовая доляэмульсионной воды, %1-й цикл 2-й цикл 3-й цикл 4-й цикл

1 285,0 5,0 1,2 1,2 11,97

2 285,0 5,0 1,6 1,0 3,78

3 280,0 5,0 1,6 1,1 7,25

4 285,0 1,2 0,0 0,0 7,08

5 300,0 3,0 1,4 0,5 6,11

6 280,0 4,0 2,0 1,2 3,78

39


• скорость движения смеси на забое

и на устье по результатам лабораторных

опытов должна быть не менее 0,5 м / с;

• интервал перфорации, через который по-

ступает газ в скважину, должен находиться

ниже уровня жидкости, так как вспенивание

происходит за счет барботажа пузырьков

газа через столб жидкости.

Принимая во внимание приведенные

в данном разделе расчеты, исследования

и критерии выбора, геологический отдел

ГПУ составил программу мероприятий

по работе с обводненным фондом скважин.

Возможны следующие способы подачи

ПАВ в скважину:

• в трубное пространство НКТ с примене-

нием агрегата;

• в затрубное пространство с применением

агрегата или метанолопровода установки

комплексной подготовки газа (УКПГ);

• методом капиллярной подачи на забой

скважины;

• закачка в трубное пространство с по-

следующим нагнетанием активного газа

или азота.

На стадии опытно-промышленного

испытания наиболее целесообразной

является закачка ПАВ в трубное про-

странство скважины с применением пере-

движного агрегата, так как это не требует

дополнительных затрат на эксплуатацию

специальной техники, ПАВ попадает не-

посредственно в зону вспенивания, для

испытания требуется только необходимое

количество ПАВ. При положительных ре-

зультатах испытаний и дополнительных

исследованиях возможна эксплуатация

обводненных скважин ГПУ с периоди-

ческой или постоянной закачкой ПАВ, с

использованием передвижных агрегатов

или метанолопровода УКПГ, методом ка-

пиллярной подачи на устье.

На Оренбургском газоперерабаты-

вающем заводе ООО «Газпром добыча

Оренбург» для очистки сырого газа, посту-

пающего после прохождения нескольких

ступеней разделения на УКПГ и дожимных

компрессорных станциях, используются

аминовые растворы. Эффективность очистки

такими растворами значительно снижается

при их вспенивании. В целях минимизации

риска попадания пенообразующих веществ

с сырьем на ГПЗ после ввода их в скважину

проведен расчет содержания ПАВ в цир-

кулирующем растворе амина. Массовая

доля ПАВ в циркулирующем растворе ами-

на составит 0,000938 %, что не приведет

к вспениванию.

Экономический эффект от внедрения

мероприятия по устранению последствий

обводнения на скв. 3067 УКПГ-3 приведен

ниже.

Таким образом, годовой экономический

эффект за счет применения поверхност-

но-активных веществ на скв. 3067 УКПГ-3

составит 847,261 тыс. руб.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ ПАВ.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В августе 2011 г. была проведена опытная за-

качка поверхностно-активного вещества ДОН-А

0934/50а в скв. 8013 УКПГ-8. По результатам

исследования через контрольный сепаратор до

закачки скважина работала без выноса пласто-

вой жидкости с часовым дебитом 0,8 тыс. м3.

В скважину было закачано 50 л ДОН-А 0934/50а,

после пуска скважины в работу в течение 2 сут

наблюдался вынос жидкости до 8 м3 / сут, дебит

газа увеличился до 1,3 тыс. м3/ч.

Таким образом, применение поверх-

ностно-активных веществ на ОНГКМ в це-

лях поддержания добычных возможностей

является перспективным и экономически

обоснованным мероприятием.

Для дальнейшего расширения исполь-

зования ПАВ рекомендовано:

• продолжить опытное применение ПАВ

на скважинах ГПУ в целях определения уточ-

ненного списка скважин, рекомендованных

к применению, и оценки широкомасштаб-

ного внедрения данного метода на ОНГКМ;

• поддерживать дебит пластовой воды

не более 10 м3 / сут, так как при большем

дебите применение ПАВ окажется эконо-

мически невыгодным;

• провести стендовые и промысловые

испытания катионоактивных ПАВ в целях

уточнения ингибирующей способности;

• провести дополнительные лабораторные

исследования в целях определения расши-

ренного списка эффективных реагентов,

оценки возможности применения растворов

ПАВ в качестве жидкостей для глушения

скважин ОНГКМ.

Рис. 4. Ингибирующие свойства ПАВ

Затраты на реагенты,тыс. руб. . . . . . . . . . . . 366,713Затраты на транспорт, тыс. руб. . . . . . . . . . . 430,803Всего затрат на проведениемероприятия, тыс. руб. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 797,516Прирост добычи газа, тыс. м3 . . . . . . . . . . . . . . . 1752Прирост объема товарной продукции,тыс. руб. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2978,4Затраты на добычу углеводородногосырья, тыс. руб. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 922,428Валовая прибыль, тыс. руб. . . . . . . . . . . . . . 2055,972Ставка налога на прибыль, % . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20Чистая прибыль, тыс. руб. . . . . . . . . . . . . . . . 1644,777Экономический эффект, тыс. руб. . . . . . . . . 847,261


УДК 621.51

Возможность применения осевыхгазовых компрессоров в газотранспортной системе ОАО «Газпром»М. А. Воронцов, С. И. Козлов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Применение в газотранспортной системе (ГТС) ОАО «Газпром» газовых ком-прессоров с более высоким политропным КПД

п, чем у машин, находящихся

в эксплуатации, является актуальной задачей. В настоящее время на ком-прессорных станциях (КС) магистральных газопроводов (МГ) ОАО «Газпром» используются исключительно центробежные газовые компрессоры (ЦБК) с

п = 80–85 %. Дальнейшее увеличение

п ЦБК до 86–87 % связано с длитель-

ной кропотливой доводкой проточной части. В то же время из газовой динамики лопаточных машин известно, что при больших расходах газа

п осевых ком-

прессоров (ОК) может достигать 90 %. Однако целесообразность применения ОК для транспортировки природного газа является спорным вопросом. В данной статье рассмотрены достоинства и недостатки ОК с точки зрения его эксплуа-тационных характеристик и надежности, а также предложения производителей по созданию газовых ОК.

ДОСТОИНСТВА И НЕДОСТАТКИ

ОСЕВЫХ КОМПРЕССОРОВ

ПО СРАВНЕНИЮ С ЦЕНТРОБЕЖНЫМИ

Эффективность компрессора опре-

деляется значением его политропного

КПД. Увеличение п

снижает мощность Nк,

необходимую для привода компрессора,

т. е. уменьшает потребление топливного

газа (ТГ) qТГ

(электроэнергии) приводными

двигателями. С увеличением п, при прочих

равных условиях, уменьшается температура

газа на выходе Tк из компрессора, следова-

тельно, повышается ресурс газовой армату-

ры, уменьшается мощность, потребляемая

аппаратами воздушного охлаждения NАВО

.

Проведем количественную оценку влия-

ния увеличения п

на величины Nк, q

ТГ, T

к

и NАВО

при замене типа компрессора.

Воспользуемся следующими формулами:

1. для

вычисления относительного изменения

величины;

2. –

для вычисления мощности, потребляемой

компрессором, где qк – расход газа через

компрессор, млн м3 / сут; zн, Т

н – коэффи-

циент сжимаемости и температура газа

на входе в компрессор; , k – степень по-

вышения давления и показатель адиабаты

процесса сжатия, [1, 2];

3. – для вычисления темпе-

ратуры газа на выходе из компрессора, [1, 2];

4. NАВО

=GАВО

Cр(T

к–T

охл) – для вычисления

мощности, потребляемой АВО, где GАВО

–

массовый расход газа через АВО газа, кг / с;

Cр – изобарная теплоемкость природного

газа, Дж / (кг·К), Тохл

– температура газа

на выходе из АВО, К;

5.

для вычисления расхода ТГ при работе га-

зотурбинного двигателя (ГТД) [1]. Здесь

– номинальный расход ТГ,

тыс. м3 / ч; Nк – мощность, потребляемая

компрессором, МВт; – номинальная

мощность ГТД, МВт; Kpa

– коэффициент,

учитывающий величину атмосферного дав-

ления; Та – температура наружного воздуха,

К; KТГ

, – коэффициенты, учитывающие

влияние технического состояния и частоты

вращения ротора силовой турбины ГТД

на величину расхода ТГ; e – номинальный

КПД ГТД; Qтс

– теплотворная способность

газа, кДж / м3;

6. для определе-

ния располагаемой мощности [1]. Здесь

– номинальная мощность ГТД, МВт; KN и

Kt – коэффициенты, учитывающие техниче-

ское состояние привода ГПА и температуру

окружающего воздуха; Ky – коэффициент,

учитывающий наличие утилизатора тепло-

ты выпускных газов приводного двигателя.

В результате проведения преобразова-

ний получим следующие формулы:

(1)

(2)

(3)

где

степень недоохлаждения.

(4)

41


где – коэффициент, учитывающий факти-

ческое значение температуры окружающего

воздуха и загрузку ГПА по мощности.

где

– коэффициент, учитывающий влияние тем-

пературы окружающего воздуха на расход

топливного газа; Kз – коэффициент, учиты-

вающий величину загрузки ГПА (отношение

мощности, потребляемой компрессором,

к располагаемой мощности привода); kt –

коэффициент, учитывающий тип ГТУ [1].

Подробный вывод расчетных формул

(1–4) приведен в [3]. Результаты расчетов

по формулам (1–4) представлены на рис. 1.

При проведении расчетов показатель

адиабаты процесса сжатия был принят

k = 1,31, степень недоохлаждения равна

1,017 (Tохл

= 293 К, Tн = 288 К), значения по-

литропного КПД ОК пОК

= 0,9 и пЦБК

= 0,80;

0,85 и 0,87. Коэффициент kt, в соответствии

с рекомендациями [1], был принят равным 3,

а коэффициенты KN, K

n, К

у – для упрощения

равными единице. С учетом допущения о не-

значительном изменении коэффициента

при различных значениях Kз и T

a (таблица)

его значение было принято постоянным,

равным 0,585 [2].

Как видно из данных (см. рис. 1), уве-

личение п от 0,8 до 0,9, при степенях по-

вышения давления 1,45–1,70, характерных

для компрессоров, используемых на КС МГ,

уменьшает Nк и T

к на 11,8 % и 1,3 % (отно-

сительных) соответственно. Это, в свою

очередь, позволяет снизить NАВО

в среднем

на 13 % и qТГ

на 7 %.

Заметим, что полученное уменьшение

расхода ТГ было получено при = 0,585,

что, как следует из таблицы, соответствует

крайне неблагоприятным условиям эксплуа-

тации ГПА – низкому коэффициенту загрузки

по мощности (Kз= 0,65) и высокой темпе-

ратуре атмосферного воздуха (Ta = 310 К).

При более благоприятных условиях величина

экономии ТГ возрастет.

Таким образом, применение ОК природ-

ного газа в составе ГПА способно внести

весомый вклад в решение проблемы повы-

шения энергоэффективности транспорта

газа. Помимо повышения эффективности

процесса компримирования газа приме-

нение ОК открывает новые возможности

для проектирования КС: специфика гео-

метрии проточной части ОК позволяет

осуществлять компоновку оборудования,

при которой уменьшится общая длина

трубопроводов обвязки и, соответственно,

снизится общий уровень гидравлических

потерь [4].

С точки зрения энергосбережения в транс-

портировке газа применение ОК на магист-

ральных газопроводах весьма перспективно.

Первые предложения использовать

ОК для транспортировки природного газа

появились в первой половине 1980-х гг.

(Авторское свидетельство СССР. Газопере-

качивающий агрегат. №1160081, ВНИИГАЗ,

09.06.1983 г.). Однако практической реа-

лизации идеи в то время препятствовали:

• низкая вибрационная надежность и из-

носоустойчивость проточных частей ОК;

• чувствительность ОК к изменению геоме-

трии проточной части, которая неизбежно

наступает в процессе эксплуатации вслед-

ствие загрязнения и эрозионного износа;

• более узкая рабочая область ОК по рас-

ходу, в сравнении с ЦБК.

Чувствительность ОК к изменению гео-

метрии проточной части проявляется

в резком ухудшении его газодинамических

характеристик. Как следует из данных ра-

боты [5] (рис. 2), в результате эрозионного

Рис. 1. Относительное снижение величин, характеризующих экономичность работы компрессо-ра и АВО в зависимости от степени повышения давления:а – мощности, потребляемой компрессором; б – температуры за компрессором; в – расхода топливного газа; г – мощности, потребляемой АВО; политропный КПД ЦБК: 1 – 0,80; 2 – 0,85; 3 – 0,87

Kз Расчетные значения q–3 при Tа, К

273 288 300 310

0,65 0,691 0,651 0,616 0,585

0,95 0,766 0,732 0,701 0,673

1,00 0,775 0,742 0,712 0,685


износа снижение КПД ступени ОК может

достигать 10 %.

Названные проблемы в основном об-

условлены характерной для того времени

(1975–1985 гг.) конструкцией проточных

частей ОК: использование лопаток с боль-

шими значениями удлинений (отношение

высоты лопатки к ширине ее хорды).

Современное развитие газовой динамики

лопаточных машин и компрессоростроения

позволяет решить проблемы низкой вибра-

ционной надежности и износоустойчивости

ОК. Это достигается применением широ-

кохордных лопаток, которые характери-

зуются малым удлинением и увеличенной

густотой лопаточных решеток (отношение

длины хорды к шагу), увеличением толщин

входной кромки лопаток, а также выбором

материала с необходимыми показателями

твердости и прочности [6, 7]. Проблема

выбора указанных параметров с учетом

обеспечения разумного компромиса между

уровнем эффективности и надежности рас-

смотрена в работах как отечественных, так

и зарубежных специалистов [2, 8].

В настоящее время остается открытым

вопрос о ширине рабочей области ОК.

Имеются лишь результаты сопоставления

расчетной характеристики низконапорного

ОК с характеристикой существующего ЦБК

НЗЛ 395-21-1 (рис. 3), из которых следует,

что по ширине рабочей области перспек-

тивный ОК может быть не хуже ЦБК [9].

Не имея фактической газодинамической

характеристики ОК природного газа, трудно

делать более определенные выводы.

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ОСЕВЫХ

КОМПРЕССОРОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА

В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» были про-

ведены исследования в целях определе-

Рис. 2. Расчетное ухудшение газодинамических характеристик ступени осевого компрессора вследствие эрозионного износа при работе в усло-виях запыленной атмосферы:а – в зависимости от концентрации механических примесей, мг/м3: 1 – 25; 2 – 98,5; 3 – 420; 4 – 775; б – после 9 ч работы в условиях сильно запыленной атмосферы

Рис. 3. Сопоставление фактических газодинамических характеристик ЦБК НЗЛ 395-21-1 (1) и расчетных характеристик ОК, полученных по ме-тоду ЗАО «НЗЛ» (Невский завод) [9] (2) и по методу экспериментальных ступеней ЦКТИ* (3)

Рис. 4. Высота лопатки в последней ступени ОК в зависимости от рас-хода, степени повышения давления и давления на выходе компрес-сора p

к (Т

н = 288 К, R = 512 Дж / (кг·К), k = 1,3, n = 5300 мин–1)

* Центральный котлотурбинный институт, сейчас ОАО «Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И. И. Ползунова».

43


ния рационального диапазона расхода

газа в ГТС, при котором применение ОК

наиболее эффективно. Расчетным путем

определялись основные геометрические

размеры проточной части ОК при различных

значениях qк. Значения степени повышения

давления и давления на выходе ЦБК pк при-

нимались в соответствии с типовым рядом

[10]. В качестве параметра-ограничения

была выбрана высота лопатки последней

ступени сжатия ОК. Ее минимальная вели-

чина должна быть в диапазоне 30–40 мм

для обеспечения благоприятных условий

обтекания лопаточного аппарата газовым

потоком и, соответственно, высокого КПД

[11]. Также были приняты частота вращения

ротора компрессора 5300 мин–1 и схема

проточной части с постоянным диаметром

втулки ротора.

Результаты численных расчетов показали,

что ОК наиболее целесообразно применять

при расходе газа, перекачиваемого одним

ГПА, 25–30 млн м3 / сут и выше (рис. 4), что

соответствует современному уровню газо-

вых потоков в ГТС ОАО «Газпром».

ОПЫТ РАЗРАБОТКИ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ

ОСЕВЫХ КОМПРЕССОРОВ ДЛЯ

КОМПРИМИРОВАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

В мировой практике известны случаи

применения ОК в системах сжижения

природного газа [12]. Примеров использо-

вания ОК за рубежом для магистрального

транспорта в настоящее время неизвестно.

Можно предположить, что основной при-

чиной этого являются существенно более

низкие объемы газа, транспортируемые

зарубежными газотранспортными сетями,

в сравнении с отечественными.

Отказ от использования ОК в газовой

промышленности России был обусловлен

названными ранее причинами. Интерес

к их использованию в России возобновился

в 1990 г. Ряд отечественных производите-

лей предложили свои проекты создания ОК

природного газа для использования на КС

МГ [4, 7, 9, 13].

В настоящее время ОАО «Кировэнерго-

маш» [7, 9, 13] изготавливает эксперимен-

тальный образец осевой сменной проточ-

ной части (ОСПЧ), которую планируется

установить в корпус ЦБК НЦ-16-76 (рис. 5).

В соответствии с данными, опублико-

ванными ОАО «Кировэнергомаш» в 2007 г.

[7, 9], опытный образец ОСПЧ не уступает

центробежным аналогам по показателям

вибрационной надежности и износоустой-

чивости. Параметры НЦ-16-76/1,44 осевой

сменной проточной части разработки ОАО

«Кировэнергомаш» приведены ниже.

Подача объемная, отнесенная к 200 °Си 0,1013 МПа, млн м3/сут . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38Подача объемная, отнесеннаяк начальным условиям, м3/мин. . . . . . . . . . . . . . . 418Давление газа конечное, абсолютноена выходе из нагнетателя, МПа . . . . . . . . . . . . . . . 7,6Отношение давлений (степень сжатия) . . . . . . 1,35Политропный КПД (не менее) . . . . . . . . . . . . . . . . 0,88Мощность, потребляемая нагнетателем,на муфте привода, МВт . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15,2Давление газа начальное, абсолютноена входе в нагнетатель, МПа . . . . . . . . . . . . . . . . . 5,63Температура газа на входев нагнетатель, °С. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15Частота вращения роторанагнетателя, мин–1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4500

Заявленные параметры требуют тща-

тельной экспериментальной проверки,

конечные выводы об износоустойчивости

и ширине диапазона устойчивой работы

можно будет сделать только после полу-

чения результатов испытаний и опытной

эксплуатации разрабатываемого образца

ОСПЧ. Испытания планируется провести

в 2012 г. на опытно-экспериментальной КС

Тольяттинская.

Даже в случае положительных резуль-

татов испытаний целесообразность при-

менения ОК в ГТС далеко не однозначна.

Переход на новый тип нагнетателей связан

со сменой технологии производства, об-

служивания, ремонта и переподготовкой

обслуживающего персонала. Поэтому

экономический эффект от энергосбере-

жения при транспортировке газа может

оказаться несущественным. Тем не менее

можно предположить, что использование

ОК более целесообразно на проектируемых

перспективных газопроводах, поскольку за-

траты на создание инфраструктуры всегда

меньше затрат на ее замену.


1. СТО Газпром 2-3.5-051–2006. Нормы технологическо-го проектирования магистральных газопроводов 2006 г.2. Кампсти Н. Аэродинамика компрессоров: пер. с англ. – М. : Мир, 2000. – 688 с.3. Воронцов М. А., Козлов С. И. Проблемы применения осевых газовых компрессоров в газотранспортной системе ОАО «Газпром» // Газотурбинные техноло-гии. – 2010 г. – № 6. – С. 10.4. Чепкин В.М., Марчюков Е. Ю., Уваров И. Е., Фа-минский В. А. Турбонагнетатель с осевым газовым компрессором // Тр. Третьего Международного сим-позиума «Потребители-производители компрессоров и компрессорного оборудования – 1997». – СПб. : СПбГПУ, 1997.5. Prediction of an axial turbomachine performance deg-radation due to sand ingestion / A. Ghenaiet, S.C. Tan, R.L. Elder // Proc. IMechE. – Vol. 219. – Part A: J. – Power and Energy, 2005. – P. 273–287.6. Лобода Б. Н., Белов Л. В., Гительман А. И., Ха-зов И. Н., Гельмедов Ф. Ш., Тарабрин А. П. Научные и производственные аспекты создания осевых ком-прессоров для транспорта природного газа // Тр. Десятого Международного симпозиума «Потребите-ли-производители компрессоров и компрессорного оборудования – 2004». – СПб. : СПбГПУ, 2004. – С. 80.7. Лобода Б. Н., Белов Л. В., Каверзнев А. Н. и др. Особенности основных характеристик осевого ком-прессора при транспортировке природного газа // Тр. Тринадцатого Международного симпозиума «Потреби-тели-производители компрессоров и компрессорного оборудования – 2007». – СПб. : СПбГПУ, 2007. – С.132.8. Огнев В.В., Василенко С. Е. Оптимальное профи-лирование лопаток компрессора и турбины осевого нагнетателя газа высокого давления на основе спе-циализированного программного комплекса // Тр. Второго Международного симпозиума «Потребите-ли-производители компрессоров и компрессорного оборудования – 1996». – СПб. : СПбГПУ, 1996. – С.103.9. Лобода Б. Н., Белов Л. В., Каверзнев А. Н. и др. Ис-следование газодинамических и прочностных харак-теристик осевого компрессора при транспортировке природного газа // Тр. Четырнадцатого Междуна-родного симпозиума «Потребители-производители компрессоров и компрессорного оборудования – 2008». – СПб. : СПбГПУ, 2008. – С.153.10. СТО Газпром 2.3.5-138–2007. Типовые техниче-ские требования к газотурбинным ГПА и их системам.11. Шерстюк А. Н. Насосы, вентиляторы и компрессо-ры: учеб. пособие для втузов. – М. : Высшая школа, 1972. – 344 с.12. Chellini R. Nuovo pignone successfully tests new AN250 axial compressor // Compressor Tech Two, 2005 г. – № 12. – С. 60.13. Модуль нагнетательный. Патент РФ № 2106537, 31.10.1995 г.

Рис. 5. Продольное сечение НЦ-16-76 / 1,44 осе-вой сменной проточной части в корпусе цен-тробежного нагнетателя НЦ-16-76 разработки ОАО «Кировэнергомаш»


УДК 622.692.482

Метод расчета неустановившихся режимов транспортировки газа по ЛЧМГ при возникновении утечкиС.А. Коршунов, А.М. Чионов, К.А. Казак (ООО «НИИгазэкономика»)

В результате сравнительного анализа линеаризованных и общих одномерных

уравнений неразрывности, теплопередачи и энергии для описания движения газа

по линейной части рельефного трубопровода с постоянным сечением сделан

вывод о целесообразности использования полной (неупрощенной) системы

уравнений газовой динамики. Поставлена задача расчета неустановившегося

режима транспортировки газа по линейной части магистрального газопрово-

да (ЛЧМГ) при возникновении утечки на основе выбранной нестационарной

неизотермической системы уравнений и предложен алгоритм ее решения

методом конечных разностей.

Магистральные газопроводы (МГ)

имеют особое значение для газо-

вой промышленности Российской

Федерации. Протяженность МГ России

непрерывно возрастает. В последнее вре-

мя на стадиях разработки и эксплуатации

находятся такие крупные проекты, как «Го-

лубой поток», «Южный поток», «Сахалин-I»,

«Сахалин-II», «Северный поток» и т. д. Реа-

лизация подобных проектов подразумевает

строительство сотен километров новых МГ

высокого давления (до 30 МПа).

В соответствии с данными Ростехнад-

зора на линейных частях магистральных

газопроводов (ЛЧМГ) ежегодно происходят

десятки аварий. Одной из основных причин

этих аварий является возникновение утечек

газа. Таким образом, утечки газа на ЛЧМГ

представляют серьезную опасность для

жизни и здоровья человека и для окру-

жающей среды [1], а также могут повлечь

за собой значительные финансовые потери.

Как показывает статистика, несмотря

на то что сегодня на МГ активно применя-

ются современные методы контроля де-

формаций и диагностики труб, полностью

исключить возможность возникновения

утечек не представляется возможным. При

появлении утечки на ЛЧМГ требуется вре-

мя (иногда довольно значительное) для ее

устранения. При этом на протяжении всего

периода существования этой утечки необ-

ходимо своевременно и правильно рассчи-

тывать параметры потока газа (давление,

расход, температура) в МГ для исключения

возникновения аварийных ситуаций. В связи

с этим особую актуальность приобретает

задача моделирования различных режимов

эксплуатации МГ (в том числе существенно

нестационарных) при возникновении утечки.

Физико-математическая модель

потока газа в трубопроводе на основе

линеаризованных уравнений. Одной

из наиболее общих и точных гидродинами-

ческих моделей, основанных на одномерных

линеаризованных уравнениях движения,

неразрывности и теплопередачи, является

модель неустановившегося квазинеизотер-

мического течения газа по трубопроводу [2]:

Здесь G – массовый расход; t – время;

v – скорость потока газа; x – текущая коор-

дината длины газопровода; S – площадь

поперечного сечения трубы; p – давление

в трубопроводе; – коэффициент гид-

равлического сопротивления; – плот-

ность газа; – угол наклона газопровода;

T – температура потока газа; Dp – коэффи-

циент дроссель-эффекта; K – коэффициент

теплопередачи; Cp – изобарная теплоем-

кость; d – диаметр трубы; Tос

– температура

окружающей среды.

Приведенная система состоит из не-

стационарных уравнений движения и не-

разрывности и стационарного уравнения

энергии. Рассматриваемая модель описы-

вает динамику однофазного потока газа

в трубопроводе постоянного сечения. Она

разработана с применением линеаризации

исходных общих уравнений движения,

законов сохранения количества движе-

ния и энергии. Эти упрощения позволяют

разработать простые способы решения

линеаризованных уравнений движения

при возникновении утечки с известными

параметрами (координата и величина

утечки) на линейной части МГ [2]. Однако

не для всех режимов работы газопрово-

да можно утверждать, что отбрасывание

старших членов разложения, отвечающих

за нелинейность, вносит незначительную

ошибку в расчеты. При существенно неста-

ционарных режимах работы, когда скорость

изменения граничных условий высока,

приведенная модель может недостаточ-

но точно описывать поведение давления,

температуры и расхода в трубе.

Сравнительный анализ общей и ли-

неаризованной систем уравнений дви-

жения, неразрывности и энергии. Рас-

смотрим общие уравнения неразрывности,

изменения энергии и количества движения

[3]. Для описания течения газа по рельеф-

45


ному трубопроводу с постоянным сечением

запишем эти уравнения в следующем виде:

Здесь H – высота от рассматривае-

мой точки газопровода до уровня моря;

– удельная внутренняя энергия газа; h –

удельная энтальпия газа.

Для описания теплофизических свойств

однофазного потока газа в трубопроводе

приведенную систему дополняют уравне-

ниями связи, в которых плотность, удельная

внутренняя энергия газа и удельная энталь-

пия являются известными функциями дав-

ления и температуры. Эти связи являются

следствиями уравнения состояния газа.

Нетрудно увидеть, что в уравнении

движения из системы (1) по сравнению

с аналогичным уравнением системы (2)

пренебрегается слагаемым вида:

(3)

Численный расчет на ЭВМ на основе

линеаризованных уравнений для стацио-

нарного изотермического случая течения

газа по ЛЧМГ (по граничным значениям

давления вначале и расхода) показал, что

порядок величины составля-

ет примерно 0,001. Однако при этом также

было получено, что возникновение срав-

нительно небольшой утечки (2 % от значе-

ния массового расхода) по трассе ЛЧМГ

приводит к относительному изменению

в значениях давления на конце ЛЧМГ око-

ло 0,001. Таким образом, первое уравнение

системы (1) отличается от аналогичного

общего уравнения системы (2) членом то-

го же порядка, что и невязка по давлению

на конце газопровода при возникновении

утечки. Следовательно, некорректно ис-

пользовать линеаризованное уравнение

движения из системы (1) вместо общего

закона сохранения импульса из системы

(2) для моделирования транспортировки

газа по ЛЧМГ при возникновении утечки.

Общее уравнение неразрывности лег-

ко приводится к упрощенному уравнению

неразрывности из системы (1), если в нем

не учитывать член вида

(4)

Этим членом пренебрегают исходя из то-

го, что распространение взаимодействия,

обусловленное изменением давления, име-

ет скорость, пропорциональную скорости

звука, в то время как скорость распростра-

нения взаимодействия, обусловленного

изменением температуры, не может быть

выше скорости течения газа в трубопроводе

(приблизительно 10–12 м/с).

Третье уравнение системы (1) получается

из общего уравнения изменения энергии

системы (2), если предположить, что

(5)

и

(6)

Условие (5) получается из условия ста-

ционарности для рассматриваемого урав-

нения. Для слагаемого (6) можно провести

рассуждения, аналогичные рассуждениям

для уравнения сохранения количества дви-

жения и члена (3).

Таким образом, члены в общих уравне-

ниях движения и энергии, которыми пре-

небрегается в линеаризованной системе

(1), имеют тот же порядок, что и невязка

по давлению на конце ЛЧМГ, возникающая

при появлении утечки. Следовательно, ис-

пользование упрощенной системы уравне-

ний (1) вместо общих уравнений системы

(2) для моделирования транспортировки

газа по ЛЧМГ при возникновении утечки

является некорректным.

Ввиду сказанного представляется

обоснованной разработка более точных

методов численного моделирования те-

чения газа в трубопроводе при возник-

новении утечки.

Построение разностной схемы.

Для численного решения системы общих

уравнений гидродинамики приведем одну

из возможных разностных схем, аппрок-

симирующую систему (2). Эта система

уравнений в частных производных имеет

дивергентный вид, что позволяет постро-

ить соответствующую консервативную,

полностью неявную разностную схему

интегро-интерполяционным методом

[4]. Без подробностей вывода приведем

разностные аналоги уравнений нераз-

рывности, движения и теплопередачи

из системы (2)


где нижний индекс отвечает за шаг по ко-

ординате длины газопровода, а верхний –

за шаг по времени. Здесь – весовой па-

раметр разностной схемы, который равен 1

при граничном условии по температуре,

заданном в начале участка МГ, и равен 0

при граничном условии по температуре,

заданном в конце участка МГ.

Задача и алгоритм расчета неуста-

новившегося режима транспортировки

газа по ЛЧМГ при возникновении утечки

на основе нестационарной неизотер-

мической системы уравнений. Вначале

рассмотрим случай отсутствия утечки

на ЛЧМГ. Проведение нестационарного

неизотермического расчета параметров

потока газа в ЛЧМГ (давления, расхода

и температуры) сводится к задаче построе-

ния решения системы дифференциальных

уравнений (2), которая, в свою очередь,

сводится к задаче решения соответствую-

щей системы разностных алгебраических

уравнений (7). При этом предполагаем,

что теплофизические свойства газа, как

функции давления и температуры, уже

известны из уравнения состояния. Для

решения указанной системы уравнений

необходимо знать начальные распре-

деления давления, массового расхода

и температуры, а также краевые условия.

Для нестационарного неизотермического

расчета существует восемь различных

типов краевых условий:

• давление в начале газопровода, массо-

вый расход в конце газопровода, темпера-

тура в начале газопровода;

• давление в начале газопровода, массо-

вый расход в конце газопровода, темпера-

тура в конце газопровода;

• давление в конце газопровода, массовый

расход в начале газопровода, температура

в начале газопровода;

• давление в конце газопровода, массовый

расход в начале газопровода, температура

в конце газопровода;

• давление в начале газопровода, давление

в конце газопровода, температура в начале

газопровода;

• давление в начале газопровода, давление

в конце газопровода, температура в конце

газопровода;

• массовый расход в конце газопровода,

массовый расход в начале газопровода,

температура в начале газопровода;

• массовый расход в конце газопровода,

массовый расход в начале газопровода,

температура в конце газопровода.

Для простоты будем считать, что гранич-

ные значения искомых параметров потока

газа заданы первым из указанных типов

краевых условий (решение для остальных

случаев строится аналогично). Считая из-

вестными значения давления, температуры

и расхода на нулевом временном шаге,

будем искать соответствующие значения

на первом временном шаге. В этом случае

исходная система (7) нелинейных уравне-

ний примет вид

(8)

где pгр

(dt), Tгр

(dt) – значения давления и тем-

пературы в начале газопровода на первом

временном слое; Gгр

(dt) – значение расхода

(граничное) в конце газопровода на пер-

вом временном слое; f1, f

2, f

3 – функции,

соответствующие уравнениям системы (7);

N + 1 – число точек разбиения по координате

газопровода.

Записанную систему уравнений будем

решать итерационно с помощью метода

Ньютона. Для этого линеаризуем систему

где

(аналогично для индексов «2» и «3»)

Здесь индекс «(0)» обозначает началь-

ные приближения – значения на нулевом

временном слое. Введем в обозначения

следующий вектор: Xj = {G

j, p

j + 1, T

j + 1}. Тогда

47


систему (9) с учетом подстановки граничных

условий в уравнения можно переписать

в следующем блочно-матричном виде

(11)

где

Полученная система решается методом

матричной прогонки [5]. Далее значения

компонент найденных векторов Xj = {G

j,

pj + 1

, Tj + 1

} подставим в исходную систему

нелинейных уравнений. Если полученное

решение удовлетворяет уравнениям си-

стемы (8) с нужной точностью, то считаем,

что найдены распределения давления,

расхода и температуры на следующем

(первом) временном шаге. Если же най-

денные распределения параметров потока

газа не удовлетворяют исходной системе

нелинейных уравнений, то они объявляют-

ся следующим приближением к искомому

решению и описанный итерационный про-

цесс повторяется. Аналогичным образом

строятся решения для всех остальных

временных шагов.

Теперь пусть в некоторой точке xk га-

зопровода имеется утечка с известным

массовым расходом G*(t), тогда ее можно

учесть таким же образом, как это было сде-

лано в работе [2]. В этом случае исходная

нелинейная система разностных уравнений

(8) примет следующий вид

где G* – величина утечки на первом вре-

менном слое; f1(...) – разностный аналог

уравнения неразрывности.

Далее решения сформированной си-

стемы следует строить по приведенно-

му алгоритму.

Таким образом, алгоритм проведения

расчета неустановившегося режима транс-

портировки газа по ЛЧМГ при возникновении

известной утечки (xk, G

*(t)) можно сформу-

лировать следующим образом:

1) задать разбиение (сетку) по коор-

динате длины газопровода и по времени;

2) для системы общих уравнений гид-

родинамики (2) сформировать разностные

аналоги в виде системы алгебраических

уравнений (7) (считаем, что теплофизиче-

ские свойства газа являются известными

функциями давления и температуры, найден-

ными из какого-либо уравнения состояния);

3) записать систему (7) в виде (13);

4) построить начальное приближение

для узловых значений расхода, давления

и температуры для первого временного

слоя (обычно это соответствующие рас-

пределения на нулевом временном слое);

5) определить коэффициенты (10) ли-

неаризованных уравнений (9);

6) сформировать матрицы (12) для блоч-

но-матричных уравнений (11);

7) решить систему уравнений (11) мето-

дом матричной прогонки и найти векторы

Xj = {G

j, p

j + 1, T

j + 1}, j = 0,1, ..., N – 1;

8) проверить, являются ли полученные

распределения расхода, давления и тем-

пературы решением исходной системы

(13). Если ответ положительный, то ите-

рационный процесс следует завершить.

Если нет, то полученные распределения

параметров потока газа следует считать

новым начальным приближением решения

исходной системы уравнений и вернуться

к п. 5 данного алгоритма;

9) описанный итерационный процесс

следует продолжать до тех пор, пока

с заданной точностью не будут найдены

искомые распределения параметров по-

тока газа на первом временном слое или

число итераций не превысит некоторое

выбранное ограничение. Аналогичным спо-

собом ищется решение на любом другом

временном слое.

Список литературы1. Маршалл В. Основные опасности химических про-

изводств. – М. : Мир, 1989. – 672 с.

2. Казак А. С. Оценка воздействия эмиссий магистраль-

ных газопроводов на экологическое состояние окружаю-

щей среды: дис. … д-ра техн. наук. – М., 2002. – 138 с.

3. Самарский А. А., Попов Ю. П. Разностные методы ре-

шения задач газовой динамики. – М. : Наука, 1992. – 31 с.

4. Самарский А. А. Введение в теорию разностных

схем. – М. : Наука, 1971. – 111 с.

5. Голуб Дж., Ван Лоун Ч. Матричные вычисления: пер.

с англ. // Под ред. В. В. Воеводина. – М. : Мир, 1999. – 87 с.

н а п р а в а х р е к л а м ы


Анкерные системы CYNTECH: инновационный способ закрепления трубопроводов в проектном положении

Российская инфраструктура транспорта нефти и газа обладает собственной спецификой, характеризую-

щейся большой обводненностью и заболоченностью территорий, большими диаметрами трубопроводных

магистралей, сжатыми сроками их сооружения, удаленностью баз стройиндустрии от районов строитель-

ства, недостаточной сетью транспортных коммуникаций в районах прохождения трасс трубопроводов.

В настоящее время особенно актуальна проблема балластировки трубопроводов, прокладываемых в об-

водненных, неустойчивых грунтах. Одним из условий надежной работы трубопроводных систем является

обеспечение устойчивого положения трубы на проектных отметках, которое достигается методом балла-

стировки и закрепления. Компания «СТ Инжиниринг» предлагает уникальное решение по закреплению тру-

бопроводов в проектном положении анкерными системами CYNTECH.

Устройство анкерной системыАнкерные системы благодаря своей конструктивной осо-

бенности (рис. 1) сохраняют проектное положение трубо-

провода в течение всего расчетного срока эксплуатации и

не требуют воздействия защемляющей способности грунта

обратной засыпки.

Анкерные системы CYNTECH применяются для исклю-

чения всплытия (в отдельных случаях и / или погружения)

и горизонтального перемещения трубопроводов условным

диаметром от 200 до 1400 мм.

Анкеры CYNTECH изготавливаются из высокопрочной леги-

рованной стали с пределом текучести не менее 620 МПа

и пределом прочности при растяжении не менее 850 МПа.

Стержни имеют квадратное сплошное сечение и могут

наращиваться без потери прочности.

Полиэстеровый седельный хомут обеспечивает надежное

закрепление трубопровода, не создавая значительных

механических напряжений, и предотвращает контакт метал-

ла анкера (металлических частей системы) с трубой. Он

износостоек и долговечен; не вызывает повреждений слоя

антикоррозийного покрытия трубопровода.

Инновационность анкерной системыСледует отметить, что анкеры широко использовались в

70–80-х гг. прошлого столетия на магистральных трубопро-

водах газотранспортной системы Западная Сибирь – Цен-

тральные районы страны. Однако данные системы имели

множество недоработок как в конструкции, так и в технологии

закрепления, и быстро потеряли актуальность.

В то же время компанией Cyntech Canada Inc. были разра-

ботаны и усовершенствованы анкерные системы CYNTECH,

которые успешно применяются в крупнейших мировых

проектах топливно-энергетического комплекса. Расска-

зывая о деятельности Cyntech Canada Inc., производствен-

ный директор компании Рэнди Робертсон отмечает, что

«...сконструированные с использованием передовых инно-

ваций в области балластировки анкерные системы CYNTECH

более 20 лет используются в Северной Америке, Африке

и Азии доминирующими субъектами мировой нефтегазовой

промышленности, такими как TransCanada, Enbridge, Shell,

British Petroleum, Imperial Oil».

Совместными усилиями компаний Cyntech Canada Inc.

и «СТ Инжиниринг» предприняты действия по продвижению

инновационных решений в области закрепления трубо-

проводов в неустойчивых грунтах в России. На основе

лицензионного соглашения «СТ Инжиниринг» эксклюзив-

но представляет технологии анкерных систем CYNTECH

в России и странах СНГ.

Технические решения, которые используются «СТ Инжи-

ниринг» при производстве и установке анкерных систем

CYNTECH, позволяют достичь ощутимого экономического

эффекта и сокращения сроков проведения работ в сравне-

нии с применяемыми в России общепринятыми способами

балластировки.

Повышенная несущая способность анкерных систем

CYNTECH обеспечивается за счет возможности прохо-

ждения анкерами слоя неустойчивых грунтов и конечного

фиксирования их в плотных грунтах.


49

Завинчивание анкеров останавливается при

достижении расчетных значений крутяще-

го момента, что позволяет избежать основ-

ной проблемы винтовых анкерных устройств

образца 70–80-х гг. прошлого века – влия-

ния на надежность работы системы больших

погрешностей при интерполяции инженерно-

геологических данных.

При монтаже анкерных систем выявлена

линейная зависимость отношения крутящего

момента при завинчивании анкера к нагрузке

на анкерную систему. Коэффициент установлен

эмпирическим путем. Значения крутящего

момента рассчитываются с учетом запаса

несущей способности анкерной системы.

«В ходе монтажа крутящий момент завинчива-

ния каждого анкера контролируется посред-

ством измерительных приборов. Длина анкера

определяется глубиной залегания плотного

грунта и может превышать рассчитанную на

основе отчетов об изысканиях. Это первый опыт

применения данного способа завинчивания

в России», – подчеркивает Николай Кошман,

президент Ассоциации строителей России.

12

3

4

5

6

7

Рис. 1. Схема анкерной системы:1 – трубопровод; 2 – седельный хомут; 3 – удлинитель-ный стержень; 4 – крепежные элементы (болты и гайки); 5 – соединительная муфта; 6 – анкер квадратного сечения; 7 – приваренная к анкеру винтовая лопасть

Опытно-промышленные испытания на магистральном газопроводе Ухта – Торжок-1



В практике использования анкерных систем

CYNTECH глубина завинчивания анкеров

на отдельных участках достигала 30 м (при

использовании в России – 19 м). Таким обра-

зом, погрешность интерполяции инженерных

изысканий не влияет на надежность закрепления

трубопроводов анкерными системами CYNTECH.

Обеспечение надежности при монтаже анкер-

ных систем CYNTECH достигается не только

контролем крутящего момента. Существует

ряд технологических нюансов, которые гаран-

тируют беспрецедентную надежность работы

системы при эксплуатации трубопровода.

Именно поэтому «СТ Инжиниринг» никому

не передает монтаж анкеров, осуществляет

Глуб

ина

уст

анов

ки, м

Пок

азан

ия

крут

ящег

о м

омен

та, к

Н·м

Номер анкера– Глубина установки, м

– Показания крутящего момента, кН·м

Рис. 2. Гистограмма распределения глубины завинчивания анкеров и величины крутящего момента

Работы по закреплению продуктопровода ООО «Запсибтрансгаз»


51

его своими силами под шеф-надзором спе-

циалистов Cyntech Canada Inc.

Для сохранения качества технологии ком-

пания Cyntech Canada Inc. в январе 2012 г.

запатентовала анкерные системы и на терри-

тории Российской Федерации. Это является

нормальной мировой практикой при защите

технологий от несанкционированного исполь-

зования сторонними организациями.

По мнению Джима Хамфриза, генерального

директора Управления свайных и анкерных фун-

даментов North American Construction Group Inc.,

«...особенно следует отметить экологическую

безопасность и простоту утилизации, демон-

тажа и перевозки анкерных систем CYNTECH

в сравнении с бетонными, чугунными и прочими

видами балластирующих устройств».

Компанией «СТ Инжиниринг» совместно с

Cyntech Canada Inc. разработана методика

расчета шага расстановки анкерных систем

CYNTECH на трубопроводах и программное

обеспечение, позволяющее с вводом основных

исходных данных по техническим и технологи-

ческим характеристикам участка газопровода

и природно-климатическим условиям опера-

тивно проводить расчет согласно указанной

методике. Это делает совместную работу

«СТ Инжиниринг» и генеральных проектиров-

щиков объектов транспорта нефти и газа более

оперативной и результативной.

Опыт использования технологииCyntech в РоссииВ целях аккредитации анкерных систем

CYNTECH в мае 2010 г. был заключен договор

с ООО «Газпром ВНИИГАЗ», в рамках которого

проведены опытно-промышленные испытания

данных устройств на ремонтируемом участке

магистрального газопровода Ухта – Торжок-1

диаметром1220 12 мм в Синдорском ЛПУ

ООО «Газпром трансгаз Ухта». Протяженность

участка, закрепленного анкерными система-

ми, – 400 м. Было завинчено 20 комплектов

анкерных систем (40 анкеров).

Результаты опытно-промышленных испытаний

приведены на рис. 2.

Гистограмма наглядно иллюстрирует неод-

нородность грунта даже на столь небольшом

участке. Это еще раз подчеркивает эффек-

тивность предлагаемого «СТ Инжиниринг»

способа завинчивания анкеров.

В соответствии с Программой и методикой

опытно-промышленных испытаний анкерных

систем и для подтверждения точности кор-

реляции величины крутящего момента были

проведены выборочные испытания пяти анке-

ров на выдергивающую нагрузку, результаты

которых представлены в таблице.

Испытания анкеров на выдергивающую нагрузку

Номер анкера Величина выдергивающей нагрузки, т

8.1 >9

8.2 >9

13.2. >9

19.1 >9

19.2 >9

В декабре 2011 г. ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по

результатам экспертизы технических усло-

вий и опытно-промышленных испытаний

анкерных систем CYNTECH выдал заклю-

чение для «СТ Инжиниринг» о соответствии

СТО «Газпром» 2-2.2-577–2011. «Средства

балластировки и закрепления газопрово-

дов в проектном положении. Технические

требования».

Владимир Беспалов, директор Центра «Надеж-

ность и ресурс объектов Единой системы

газоснабжения ООО «Газпром ВНИИГАЗ»,

являющегося головной экспертной органи-

зацией ОАО «Газпром» в области техниче-

ских средств, технологий и оборудования

для строительства и ремонта газопроводов,

отмечает: «Конструкции анкерных систем

отвечают техническим требованиям, регла-

ментированным нормативными документами

системы стандартизации ОАО «Газпром»,

отличаются высокой технологичностью и экс-

плуатационной надежностью при их уста-

новке, являются альтернативой анкерным

устройствам, ранее применявшимся при

строительстве систем магистральных газо-

проводов Уренгой – Ужгород, Уренгой – Центр

и др., и могут применяться при строитель-

стве систем магистральных газопроводов

новых инвестиционных проектов, а также

при капитальном ремонте линейной части

магистральных газопроводов».

Департаментом по транспортировке, под-

земному хранению и использованию газа

ОАО «Газпром» принято положительное реше-

ние о применении анкерных систем CYNTECH,

поставляемых «СТ Инжиниринг», на трубопро-

водах ОАО «Газпром». Технические условия

согласованы для промышленного применения.

В 2011 г. «СТ Инжиниринг» провела закреп-

ление в проектном положении трубопрово-

да компании СИБУР. Протяженность рекон-

струируемого участка – более 200 км. Глубина

установки анкерных систем при реализации

данного проекта варьировалась в диапазоне

от 5 до 19 м.

Алексей Потапов, главный инженер ООО «Зап-

сибтрансгаз», осуществляющего эксплуатацию

трубопроводов компании СИБУР, подчеркивает,

что «...анкерные системы CYNTECH устраня-

ют необходимость использования бетонных

пригрузов и утяжеляющих бетонных покрытий.

Это делает процесс балластировки трубо-

провода более безопасным и эффективным.

В сравнении с известными нам способами

балластировки монтаж анкерных систем осу-

ществляется намного быстрее».

Системы применены в проектных решениях

ОАО «НИПИгазпереработка», ЗАО «Нефте-

проект», ЗАО «ТюменьНИПИнефть», а также

получили положительные отзывы специалистов

ОАО «Гипротрубопровод», ЗАО «Каспийский

трубопроводный консорциум» и АО «КазТранс-

Ойл» (Казахстан).

Исполнительный директор «СТ Инжиниринг»

Александр Шебанов поделился планами раз-

вития данного направления деятельности

компании: «В связи с ростом спроса на анкер-

ные системы CYNTECH у ведущих российских

компаний топливно-энергетического ком-

плекса «СТ Инжиниринг» реализует проект

производства анкерных систем на территории

Тюменской области. Ввод в эксплуатацию

завода по выпуску анкерных систем CYNTECH

запланирован в мае 2012 г. На его базе мы

планируем развивать и другие инноваци-

онные технологии, успешно используемые

крупнейшими мировыми инжиниринговыми

компаниями нефтегазового и строительного

секторов».

Е. Д. Сахончик (ООО «СТ Инжиниринг»),

Р. Робертсон (Cyntech Canada Inc.)

ООО «СТ Инжиниринг»

119234, Москва,

Ломоносовский пр-кт, д. 36, стр. 1

Тел/факс: +7 (495) 530-30-21

[email protected]

www.stecompany.ru



Шаровые краны для природного газаООО «ТД «Маршал» является официальным представительством производителя трубопроводной арма-

туры – ЧАО «Спецавтоматика». Предприятие выпускает шаровые краны с 1992 г. Шаровые краны тор-

говой марки «Маршал» успешно прошли испытания на полигоне Саратоворгдиагностики и включены

в реестр ОАО «Газпром». Качество продукции подтверждается многочисленными сертификатами, в том

числе и международными (API 6D, 97 / 23 / EC, ISO 9001:2008).

На рынке запорной арматуры в настоящее время

множество компаний предлагают свои решения для

работы с природным газом. Конечно же, у боль-

шинства потребителей данного оборудования

неизбежно возникает вопрос: чем же все-таки отличается,

например, шаровой кран для природного газа от шарового

крана для нефти или воды?

Мы как производители шаровых кранов хотели бы подробнее

остановиться на данном типе запорной арматуры и разо-

браться в этом вопросе.

Если взглянуть на конструкции газовых шаровых кранов

различных производителей, то можно увидеть, что они

отличаются от кранов для систем теплоснабжения лишь

наличием дополнительных уплотнений штока и зачастую

усиленной седловой конструкцией.

Проведя сравнительные анализы конструкций шаровых

кранов ведущих российских и западных производителей,

наше предприятие приняло решение выпускать универ-

сальные шаровые краны, подходящие для эксплуатации

как на газообразных средах, так и на жидких неагрессивных

нетоксичных средах.

Безусловно, внесение в конструкцию крана дополнительных

уплотнительных элементов, а также повышение его надеж-

ности не могло не сказаться на его стоимости, но благодаря

универсализации комплектующих нам удалось значительно

снизить накладные расходы и добиться стабильно высокого

качества конечной продукции.

Также мы уделили особое внимание элементам шарового

крана, наиболее подверженным износу.

Не секрет, что с уплотнениями шпиндельного узла связано

наибольшее число поломок практически любого вида запор-

ной арматуры. В целях повышения надежности данного узла

мы применили конструкцию с возможностью компенсации

износа уплотнительных элементов, а также их «горячей»

замены. Данный узел в наших шаровых кранах представлен

в виде нескольких уплотнительных колец, соединенных

между собой по принципу «ласточкин хвост», принудительно

уплотняемых специальным прижимным устройством.

Другой элемент, подверженный серьезному износу, – сед-

ловая конструкция. Здесь мы используем в качестве сед-

лового уплотнения Фторопласт Ф-4, композиции на его

основе, а также другие полимеры. Сама седловая конструкция

уплотняется в корпусе резиновыми либо эластомерными

кольцами и надежно фиксируется обоймой седла. Также в

целях компенсации расширений материалов в результате

температурного воздействия, а также компенсации износа

конструкция дополнительно поджимается тарельчатыми

пружинами.

По требованиям ОАО «Газпром» в конструкции кранов нашего

производства мы включаем устройства подвода уплотни-

тельной смазки, антистатические устройства, дренажные

устройства.

Одной из сильных сторон нашего предприятия мы считаем

сроки поставки – фиксированный складской запас в 20 тыс.

кранов позволяет ликвидировать потребность в большинстве

срочных заказов, нестандартные же позиции изготавлива-

ются, как правило, не более чем за месяц.

Что же касается стоимости нашей продукции, то созданный

на предприятии полный цикл производства, а также снижение

издержек за счет оптимизации производства позволяют нам

предлагать чрезвычайно конкурентные цены.

С.С. Савельев (ООО «ТД» Маршал»)

Контактная информация:

ООО «ТД «Маршал»

121170, г. Москва, ул. Неверовского, д. 9, оф. 411

Тел / факс: +7 (495) 961-32-24

e-mail: [email protected]

www.tdmarshal.ru

53

э к о н о м и к а , о р г а н и з а ц и я , у п р а в л е н и е


УДК 621.643

Возможное наводороживание при эксплуатации катоднo защищенных магистральных газопроводов и их стойкость к КРНС. А. Лубенский (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

При транспорте природного газа приходится сталкиваться с выходом из строя

трубопроводов и оборудования по причине коррозионных разрушений. Отказы

вызваны общей (равномерной), локальной (язвенной и питтинговой) коррозией,

а также наиболее опасным видом коррозионного разрушения – коррозионным

растрескиванием под напряжением (КРН). Результаты изучения влияния катодной

защиты на наводороживание труб магистральных газопроводов (МГ) показыва-

ют, что величина наводороживания в грунтах с мест разрушения газопроводов

по причине КРН практически совпадает с аналогичным показателем в водном

растворе хлорида натрия, в котором при потенциалах электрохимического

разложения воды и выделения водорода растрескивания углеродистых и низ-

колегированных сталей не происходит.

Диагностическое обследование, капи-

тальный ремонт и реконструкция МГ

позволили обеспечить снижение чис-

ла отказов вплоть до 2007 г. включительно.

В течение 5 лет аварийность газопроводов,

выраженная в частоте отказов на 1000 км

в год, была снижена с 0,18 до 0,10 случаев.

В 2008 г. вновь отмечено увеличение числа

аварий по причинам наружной коррозии [1].

Одним из способов защиты подземной

линейной части газопроводов от коррозии

является электрохимическая защита ме-

талла труб (СНиП 2.05.06–85*). Результаты

исследований влияния катодной защиты

на стойкость газопроводов высокого давле-

ния к КРН противоречивы и неоднозначны.

В ряде работ отмечается, что срок службы

газопроводов наиболее целесообразно

повышать включением электрохимической

защиты [2]. Получены данные, согласно

которым электрохимическая защита газо-

проводов с истекшим или близким к нему

сроком службы стабилизирует, а во многих

случаях и улучшает физико-механические

свойства металла (пределы прочности

и текучести, относительное удлинение [3]).

С другой стороны, есть данные, согласно

которым отказы на МГ по причине КРН (как

изолированных, так и неизолированных)

происходили в период подключения катод-

ной защиты. Такие аварии произошли на не-

скольких неизолированных газопроводах,

эксплуатировавшихся в течение 9–16 лет [4].

Многолетний опыт эксплуатации МГ

показал, что если в грунтах присутствуют

карбонаты кальция и трубопровод катодно

защищен, то на нем осаждаются карбонаты

кальция и железа, т. е. происходит блокиро-

вание дефектов изоляции известковыми

слоями, и в случае временного отключения

катодной защиты известковые слои, отло-

жившиеся в дефектах покрытия труб, будут

предотвращать переход железа в элек-

тролит [5]. Величина поляризационного

потенциала, как правило, устанавливается

в пределах: – 0,55… – 0,80 В относительно

нормального водородного электрода (н. в. э.)

или –0,85… –1,1 В относительно медно-суль-

фатного электрода сравнения [6].

Определим возможное влияние катодной

защиты на процесс КРН находящихся в экс-

плуатации газопроводов высокого давле-

ния. Представим результаты исследований

влияния наводороживания при потенциалах

электрохимического разложения воды

и выделения водорода на стойкость к КРН

образцов, изготовленных из труб, исполь-

зуемых при строительстве газопроводов.

ВЛИЯНИЕ НАВОДОРОЖИВАНИЯ

НА МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

МЕТАЛЛА ТРУБ

В табл. 1 приведены в качестве примера

значения разности потенциалов «труба –

земля», измеренные в грунтах с мест раз-

рушения МГ по причинам КРН в процессе

эксплуатации (данные взяты из Альбома

аварийных разрушений на объектах газопро-

водов ООО «Севергазпром» 1982–2002 гг.).

Из представленных данных видно, что

аварии происходили в грунтах различного

типа и в широком интервале потенциалов,

величина водородного показателя состав-

ляла 4,5–8,2.

На рис.1 представлены катодные поля-

ризационные кривые (зависимость потен-

циала от плотности тока (lgi)), полученные

в суспензии грунтов, отобранных с мест

разрушения МГ по причине КРН. Из них

следует, что при потенциалах отрицатель-

нее –0,6 В (н. в. э.) во всех исследованных

средах происходит электрохимическое раз-

55

э н е р г е т и ч е с к а я б е з о п а с н о с т ь

ложение воды и выделение водорода, т. е.

с учетом данных, представленных в табл. 1,

катодная защита может стать причиной

наводороживания металла труб в процессе

их эксплуатации.

Для объяснения влияния водорода

на механические свойства железа и сплавов

на его основе наиболее часто применяют

декогезионную модель, в основу которой

положены представления о понижении

сил притяжения (когезии) между атомами

металла при абсорбции водорода и повы-

шении его растворимости в металлической

решетке под действием напряжений [7].

Водород может образовываться на по-

верхности труб в результате протекания

следующих электрохимических процессов.

• В нейтральных и слабощелочных средах

при достижении потенциалов электрохи-

мического разложения воды и выделения

водорода [8]:

2Н2О + 2е Н

2 + 2ОН–. (1)

• В щелочных средах возможно образование

и проникновение атомов водорода в объем

металла. Водород образуется и проникает

в металл за счет превращения:

Fe(OH)2 + ОН– НFeO

2– + Н

2О, (2)

НFeO2

– + е FeО2

2– + Надс

. (3)

Скорость проникновения водорода

определяется концентрацией Fe(OH)2 на по-

верхности стали, а НFeO2

– выступает в роли

переносчика протонов [9].

• В кислых средах реакция катодного вы-

деления водорода проходит через стадии :

Н3О+ + е Н

адс + Н

2О, (4)

Надс

+ Надс

Н2, (5)

Надс

+ Н2О+ + е Н

2 + Н

2О. (6)

В микроструктуре металла имеется мно-

го мест, присутствие водорода в которых

может играть определяющую роль с точки

зрения разрушения. К их числу относятся

сама решетка, а также границы зерен, по-

лости и дислокации [10].

Сталь, содержащая водород в междо-

узлиях кристаллической решетки, не все-

гда разрушается. Она почти всегда теряет

Таблица 1

Величина потенциала «труба – земля» на участках МГ, подверг-шихся разрушению по причине КРН

Магистральный газопровод,место аварии

Тип грунта рН Удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м

Разность потенциалов «труба – земля», В (м. с. э.)

Пунга – Ухта – Грязовец:

586,35 км Глинистые и суглинистые грунты 5,4–5,85 52–82 –1,92

586,28 км То же 5,8–6,5 95–120 –2,14

1105 км Ожелезненный тугопластичный суглинок с включением гравия

6,0 89 –2,10

Ухта – Торжок-3:

1120 км Суглинки средние тугопластичные – – –1,77

1116,7 км Буровато-желтый тугопластичный суглинок, тяжелый оглеенный суглинок голубовато-зеленого цвета

5,4 100 –1,72

1122,6 км То же – Более 100 –1,57

Ухта – Торжок-2:

1165,7 км Суглинки тугопластичные и супеси – 25–45 –1,60

1120,5 км Суглинки тугопластичные 7,5–8,0 – –1,70

1125 км То же 7,5–8,0 – –1,58

966,5 км Суглинки ожелезненные 6,5–7,7 – –1,45

1162,5 км Суглинки тугопластичные и супеси 7,4–7,5 – –1,53...–1,75

1154 км Суглинки тугопластичные и супеси пластичные

6,0–7,1 – –1,51

969 км Суглинки и супеси 5,4–6,1 36 –1,35

1164,3 км Суглинки тугопластичные и супеси весной и осенью переувлажненные

5,5–6,3 – –1,50

1133,7 км Буровато-желтый тугопластичный суглинок и пластичные супеси. В районе нижней образующей –пластичная глина

4,5–5,5 50–100 –1,65

Грязовец – Ленинград-1:

147 км (14.09.1998 г.) Суглинки тугопластичные 7,3–8,2 47 –2,35

142 км То же 5,9 36 –1,40

147 км (26.10.2000 г.) Суглинки тугопластичные и супеси пластичные

5,5–5,7 47 –2,20

163,5 км Пески мелкие и супеси пластичные. Имеются заболоченные участки

– 50–100 –1,40

156,9 км Супеси пластичные, суглинки тугопластичные с галькой до 20 %, торф малоразложившийся

5,6–5,8 50–100 –2,15

Лупинг газопровода Грязовец – Торжок:

1156 км Супеси пластичные, суглинки тяжелые тугопластичные, в районе нижней образующей – голубые глины

4,0–5,0 50–100 –1,35

1156,8 км То же – 50–100 –1,44

Пунга – Вуктыл – Ухта-1:

465,5 км (4-я нитка) Пески желтые, супеси пластичные, супеси с включением гравия

4,9–5,1 – –2,00

382,9 км (4-я нитка) Торф, состоящий из влажного гумуса с илистым грунтом, серо-голубые глины

4,6–5,6 – –2,15


пластичность (водородное охрупчивание),

но растрескивание обычно происходит

только при одновременном воздействии

высокого, приложенного извне или остаточ-

ного растягивающего напряжения. Разру-

шение такого типа называют водородным

растрескиванием под напряжением. Тре-

щины при этом носят транскристаллитный

характер [11].

Согласно имеющимся данным для вы-

сокопрочных сталей (предел прочности

от 886 до 1860 МПа) предельная массовая

доля водорода, вызывающая охрупчива-

ние, составляет 0,1·10–4 %, причем потеря

вязкости увеличивается с концентрацией

водорода и ростом прочностных характе-

ристик. Для армко-железа и мягких сталей

критическая массовая доля водорода со-

ставляет 2,5·10–4 % и 1,8·10–4 % [12].

Особенностью водородного растрески-

вания является задержка появления трещин

после приложения нагрузки. Это связано

с временем, необходимым для того, чтобы

диффузия водорода к участкам возле центра

будущей трещины произошла в достаточ-

ном объеме, обеспечивающем достижение

определенной разрушающей концентрации

[13]. При достижении критической концен-

трации водорода образуются отдельные

микротрещины, которые впоследствии

соединяются с магистральной [14].

Важно определить условия, позволяю-

щие по распределению водорода в зоне

предразрушения и создавшейся там уп-

руго-пластической ситуации определить

момент элементарного локального разру-

шения. Исходным состоянием водорода для

диффузии в объем металла является слой

адсоpбиpованных на повеpхности металла

атомов водорода.

Проникновение водорода представляет

собой цепь последовательных процессов

(адсорбция, абсорбция, диффузия и де-

сорбция), протекающих как на поверхности

металла, так и в объеме.

Причины проникновения водорода в же-

лезо до конца не раскрыты. Считается,

что скорость диффузии водорода зависит

от трех факторов: степени заполнения по-

верхности водородом, т. е. от его концентра-

ции, энергии, необходимой для переноса

его в объем металла, т. е. прочности связи

Ме – Надс

, и энергии реакции рекомбинации

атомов водорода [15]. В работе [16] сделано

заключение, что хотя энергия связи Ме – Надс

и влияет на диффузию водорода, но не она

определяет диффузию, а концентрация

атомов водорода на поверхности. Ряд ис-

следователей полагают, что определяющим

фактором в скорости диффузии является

не концентрация атомов водорода на по-

верхности, а энергия связи Ме – Надс

. Про-

никновение водорода в металл происходит

в одном элементарном процессе – разряде.

С точки зрения особенностей механизма

абсорбции электрохимически выделяющего-

ся водорода, в принципе, безразлично, вы-

деляется ли водород при коррозии или при

катодной поляризации внешним током [17].

НАВОДОРОЖИВАНИЕ ТРУБНЫХ

СТАЛЕЙ В ГРУНТАХ С МЕСТ

РАЗРУШЕНИЯ МГ ПО ПРИЧИНЕ КРН

На первом этапе исследований были

выполнены измерения наводороживания

цилиндрических образцов, изготовленных

из металла газопроводной трубы категории

прочности Х70 по API 5L (длина 6,5 см, вне-

шний диаметр 0,9 см, внутренний диаметр

0,5 см). Электроды были снабжены газо-

отводными трубками, водород собирался

в микробюретку за счет вытеснения глице-

рина. Результаты испытаний представлены

в табл. 2.

Из представленных данных видно, что

количество водорода, выделившегося

при катодных процессах (за счет коррозии

в кислотах и разложения воды при катод-

ной поляризации в нейтральных средах),

располагается в последовательности:

CO2 < H

2S, HCOOH < NaCl. Количество

продиффундировавшего водорода не свя-

зано прямой зависимостью с количеством

водорода, выделяющегося в катодном

процессе. Эта последовательность имеет

вид: NaCl < CO2 < HCOOH < H

2S. Отношение

продиффундировавшего водорода к общему

количеству водорода, выделившемуся при

Рис. 1. Катодные поляризационные кривые на образцах трубы(ТУ 14-3-109-73) из стали 17Г1С в водных суспензиях грунтов с мест разрушения:МГ Ухта – Торжок-2: 1 – 3%-я NaCl; 2 – грунт 1162,5 км; 3 – грунт 1162 км; 4 – грунт 1125 км; 5 – грунт 1120,5 км; 6 – МГ Ухта – Торжок-3, грунт 1120 км

Рис. 2. Изменение потенциала диффузионной стороны мембран при взаимодействии ее поляризационной стороны с водными суспензиями грунтов при потенциале поляризации –1,2 В (н. в. э.).Грунты отобраны: 1 –1162,5 км МГ Ухта – Торжок-2; 2 –1120 км МГ Ухта – Торжок-2; 3 –1120,5 км МГ Ухта – Торжок-2; 4 –1149,9 км МГ Краснодарский край – Серпухов; 5 – 3%-й водный раствор NaCl

57


реакции, располагается в последователь-

ности: NaCl < HCOOH < CO2 < H

2S. Таким

образом, количество продиффундировав-

шего водорода определяется химическим

составом водных растворов и механизмом

протекания катодного процесса.

Второй этап исследований включал из-

учение водородопроницаемости в суспен-

зиях грунтов, отобранных с мест прокладки

МГ, а также в 3%-м водном растворе NaCl,

исследования проводили в сцециально изго-

товленных ячейках на мембранах толщиной

5,0 мм, изготовленных из газопроводных

труб (категория прочности Х70 по API 5L).

Площадь поверхности мембран с каждой

стороны составляла 1 см2. Одна сторона

мембраны (поляризационная) находилась

в контакте с водной суспензией грунта, про-

тивоположная сторона (диффузионная) со-

прикасалась с пассивирующим раствором.

Ее потенциал составлял +0,01 В (н. в. э.).

Поляризационная сторона мембраны

при взаимодействии с водными растворами

находилась при потенциале коррозии (от-

сутствие катодной поляризации) и катодной

поляризации, которую осуществляли с по-

мощью потенциостата.

При потенциалах коррозии в процессе

взаимодействия поляризационной сторо-

ны мембраны с раствором хлорида натрия

и водными суспензиями грунтов измене-

ния потенциалов диффузионной стороны

не происходило.

При одинаковом для всех исследован-

ных систем поляризационном потенциале

–1,1 В (н. в. э.) наблюдается смещение по-

тенциала диффузионной стороны в область

отрицательных значений. Потенциалы диф-

фузионной стороны мембраны различаются

незначительно, а для грунтов с места про-

кладки МГ Краснодарский край – Серпухов

(разрушений по причине КРН не отмечено,

участок МГ находился в эксплуатации более

30 лет) и МГ Ухта – Торжок-2 практически

совпадают (рис. 2).

При потенциале –1,2 В (н. в. э.) наиболь-

шее смещение (для водных суспензий) по-

тенциала в область отрицательных значений

происходит в суспензии грунта с места про-

кладки МГ Краснодарский край – Серпухов.

На рис. 3 представлены результаты срав-

нительных измерений наводороживания

в различных средах как при потенциалах

коррозии, так и при потенциалах электро-

химического разложения воды и выделения

водорода. Исследования проводили также

на цилиндрических образцах из газопро-

водной трубы размером 1420 15,7 мм

(ТУ 14-3-995–81).

Полученные результаты измерений по-

казывают, что величина наводороживания

в грунтах практически совпадает с величи-

ной наводороживания в водном растворе

хлорида натрия, в котором при потенциа-

лах электрохимического разложения воды

и выделения водорода не происходит рас-

трескивания углеродистых и низколегиро-

ванных сталей.

Дополнительно были проведены кор-

розионно-механические испытания ци-

линдрических образцов, изготовленных

из газопроводных труб в водных суспензиях

грунтов с мест разрушения МГ по причи-

не КРН при катодной поляризации. Ис-

следования проводили при потенциалах

электрохимического разложения воды

и выделения водорода при статическом

одноосном нагружении (0,902

, где 02

–

предел текучести). Длительность испытаний

составляла 4320 ч. Результаты испытаний

представлены в табл. 3.

Полученные результаты совпадают с вы-

водами, представленными в работе [18].

КРН под влиянием водорода в углероди-

стых и низколегированных сталях обычно

может развиваться только при наличии

в водной среде стимуляторов, которые

не допускают рекомбинации выделившихся

на катоде атомов водорода в молекулы Н2,

вследствие чего в структуру стали может

диффундировать повышенное количество

водорода.

Таким образом, катодная защита под-

земной линейной части МГ не оказывает

Таблица 2

Водородопроницаемость образцов, изготовленных из газопро-водной трубы размером 1420 15,7 (ТУ 14-3-995–81)

Раствор Концентрация,моль/л

Скорость катодного процесса, А/см2

Количество водорода, мл/см2 Vдиф/Vобщ

выделившегося Vобщ продиффунди-ровавшего Vдиф

NaCl 1,0 (рН = 6,8) 1,7·10–3 51,21 0,006 1,2·10–4

CO2 – H2O 0,04 (рН = 4,0) 1,9·10–5 0,57 0,028 5,0·10–2

HCOOH 0,10 (рН = 2,3) 5,0·10–5 1,51 0,036 2,0·10–2

H2S – H2O 0,12 (рН = 4,2) 5,0·10–5 1,51 0,280 1,9·10–1

Таблица 3

Стойкость к КРН образцов, изготовленных из газопроводной тру-бы категории прочности Х70 по API 5L в различных средах (МГ Ухта – Торжок-2)

Среда Место отбора проб грунта Результаты испытаний

NaCl – Без разрушения

NaHCO3 – Na2CO3 – То же

Суглинки тугопластичные и супеси 1162,5 км –»–

Суглинки тугопластичные и супеси 1162,0 км –»–

Суглинки тугопластичные 1125,0 км –»–

Суглинки тугопластичные 1120,5 км –»–

Рис. 3. Наводороживание образцов, изготов-ленных из трубы большого диаметра в различ-ных средах:1 – H

2S, Н

2О; 2 – CO

2, Н

2О; 3 – 3 %-я NaCl; 4 – водная

суспензия грунта


заметного влияния на стойкость металла

труб к КРН в процессе их эксплуатации

в средах, где отсутствуют стимуляторы

наводороживания.


1. Аксютин О. Е. О мерах по повышению надежности

функционирования газотранспортной системы ОАО

«Газпром» // Коррозия территории Нефтегаз. – 2009. –

№ 3, ноябрь. – С. 6–9.

2. Гусак В. Д. Оценка срока службы участков газопро-

вода с коррозионной каверной // Газовая промыш-

ленность. – 1991. – № 2. – C. 18–19.

3. Скрицкий Р. Р. Катодная поляризация как метод

стабилизации физико-химических параметров под-

земного трубопровода // Защита металлов. – 1993. –

T. 29. – № 3. – С. 337–343.

4. Parkins R. N., Fessler R. P. Line pipe stress corrosion

cracking – mechanisms and remedies // Corrosion`86. –

Houston, 1986, 17–19 March. – Pap. 320. – P. 1–19.

5. Эванс Ю. Р. Коррозия и окисление металлов: пер.

с англ. – М. : Машиностроение, 1962. – 856 с.

6. Волков Б. Г., Тесов Н. И., Шуванов В. В. Справочник

по защите подземных металлических сооружений

от коррозии. – Л. : Недра, 1975. – 224 с.

7. Oani R. A. Hydrogen – The versatile embrittler // Cor-

rosion (USA). – 1987. – Vol. 43. – № 7. – P. 390–397.

8. Жук Н. П. Курс теории коррозии и защиты метал-

лов. – М. : Металлургия, 1976. – 472 с.

9. Малеева E. A., Педан K. C. O процессе подпотен-

циальногo образования и проникновения атомов

водорода в железо в щелочном растворе // Электро-

химия. – 1992. – Т. 28. – Вып. 3. – С. 414–419.

10. Достижения науки о коррозии и технологии защиты

от нее. Коррозионное растрескивание металлов / Под

ред. М. Фонтана, Р. Стейла: пер. с англ. под ред.

В. С. Синявского. – М. : Металлургия, 1985. – 488 с.

11. Улиг Г. Г., Реви Р. У. Коррозия и борьба с ней: пер.

с англ. – Л. : Химия, 1989. – 356 с.

12. Revie R. W., Ramsingh R. R. Effects of potential on

stress corrosion cracking of grade 483 (X-70) HSLA

line pipe steels // Can. Met. Quart. – 1983. – Vol. 22. –

№ 2. – P. 235–240.

13. Маричев В. А. Исследование водородопроницае-

мости пассивирующих слоев на металле в вершине

трещины при коррозионном растрескивании //

Физико-химическая механика материалов. – 1984. –

№ 4. – С. 10–16.

14. Петров Н. А. Предупреждение образования трещин

на трубопроводах при катодной поляризации // Сер.:

«Борьба с коррозией в нефтегазовой промышленно-

сти». – М. : ВНИИОЭНГ, 1974. – 133 с.

15. Bocris J. O.M., Nanis L. The hydrogen evolution

kinetics and hydrogen entry into a – iron // Jornal of the

Electrochemical Society. – 1965. – Vol. 112. – № 10. –

P.1025–1031.

16. Никольский И. В. Наводороживание стали при кис-

лотном травлении. – М. : Просвещение, 1968. – 136 с.

17. Кеше Г. Коррозия металлов. Физико-химические

принципы и актуальность проблемы: пер. с нем. – М. :

Mеталлургия, 1984. – 400 с.

18. Бэкман В., Швенк К. Катодная защита от корро-

зии. – М. : Металлургия, 1984. – 496 с.

УДК 621.643

Влияние катодной поляризации на сопротивление изолированных образцов трубных сталей КРНА. А. Болотов (ООО «ТюменНИИгипрогаз»),

Б. К. Опара (НИТУ «МИСиС»)

Предупреждение коррозионного растрескивания под напряжением (КРН)

магистральных газопроводов (МГ) является одной из основных задач газо-

вой отрасли. Результаты исследований показывают [1], что развитию КРН

на подземных трубопроводах способствуют нарушение защитного покрытия

и неадекватная катодная защита. В статье определено влияние катодной поля-

ризации на стойкость к КРН изолированных образцов трубных сталей феррито-

перлитного класса в водных вытяжках различных типов грунтов.

Основная цель, которая была постав-

лена авторами предшествующих

исследований КРН магистральных

газопроводов, заключалась в определении

механизмов КРН, а не в оценке адекватно-

сти катодной защиты. Испытания прово-

дили без защитных покрытий, что снижает

достоверность их результатов, так как

многочисленные данные свидетельствуют

о том, что КРН внешней стенки МГ преиму-

щественно развивается под отслоившимся

изоляционным покрытием (ИП) [2].

Таким образом, существует необхо-

димость в проведении дополнительных

испытаний трубных сталей на стойкость

к КРН в условиях, максимально приближен-

ных к условиям эксплуатации металла МГ.

ХАРАКТЕРИСТИКА ГРУНТОВ

Пробы грунта для испытаний отбирали

большим комом на глубине залегания

нижней образующей труб подземного МГ

на расстоянии 1 м от поверхности трубы.

Химический анализ отобранных грунтов

проводили по методикам сборника [3].

Грунты классифицировали согласно ГОСТ

25100–95. Из результатов химического

и физического анализов отобранных грун-

тов (табл. 1) следует, что коррозионная

агрессивность грунта возрастает с пониже-

нием рН и увеличением содержания орга-

нических соединений. При этом обнаружена

прямая зависимость между рН грунтовой

вытяжки и содержанием ионов HCO3

– . Эти

выводы совпадают с результатами других

исследований [4].

ХАРАКТЕРИСТИКА ТРУБНЫХ СТАЛЕЙ

Для испытаний были отобраны трубные

стали ФРГ, Италии и Украины для газопро-

водных труб большого диаметра класса

прочности Х60 – Х70, находившиеся в экс-

плуатации в течение 20 лет. На основании

химического и металлографического

59


анализов установлено, что отобранные

стали являются малоуглеродистыми низ-

колегированными и относятся к феррито-

перлитному классу. Они отличаются друг

от друга содержанием ферритной фазы

и размером зерна.

Результаты химического и металлогра-

фического анализов этих трубных сталей

представлены в табл. 2. Как следует из этих

данных, уменьшение ферритной фазы и раз-

мера зерна приводит к повышению класса

прочности стали.

ИЗГОТОВЛЕНИЕ И ПОДГОТОВКА

ОБРАЗЦОВ К ИСПЫТАНИЯМ

Для изготовления образцов куски труб

были распилены с невысокой скоростью

без охлаждения на прямоугольные брус-

ки вдоль продольного шва трубы. Затем

из прямоугольных брусков на токарном

станке с охлаждением вытачивали об-

разцы. Для проведения испытаний были

изготовлены цилиндрические образцы

типа IV-8 согласно ГОСТ 1497–84. По-

верхность образцов шлифовали мелкой

наждачной бумагой до удаления сле-

дов резца и обезжиривали ацетоном

и спиртом.

Учитывая то, что КРН внешней стенки

МГ преимущественно развивается под

отслоившимся ИП, поверхность образцов

изолировали полимерной термоусадочной

манжетой, в которой перед термоусадкой

делали надрез. После термоусадки манжеты

надрез деформировался в сквозное повре-

ждение изоляции. Такой способ изоляции

образцов позволяет моделировать неод-

нородную изоляцию поверхности образца

со сквозным дефектом и дефектом в виде

открытой узкой щели (отслоения) между

поверхностью металла и изоляционным

покрытием.

На рис. 1 представлены фотографии

термоусадочной манжеты после испытаний

образцов в коррозионной среде без катод-

ной поляризации. На белом фоне термо-

усадочной манжеты хорошо видны следы

продуктов коррозии металла, полностью

покрывающие внутреннюю поверхность

манжеты. Это доказывает, что во время

испытаний между поверхностями манжеты

и металла формируется щель, заполненная

электролитом.

Нерабочие поверхности образцов изо-

лировали лаком. Внешний вид образцов,

подготовленных для коррозионно-механи-

ческих испытаний, представлен на рис. 2.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ УСТАНОВКА

И МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ

ИСПЫТАНИЙ

Схема экспериментальной установки

представлена на рис. 3. Изолированный

термоусадочной манжетой 2 образец

(рабочий электрод) 1 помещали в элек-

тролитическую ячейку 5 и укрепляли в за-

хватах испытательной машины 4. Затем

электролитическую ячейку заполняли

водной вытяжкой грунта. Удельный объем

коррозионной среды, размещаемой в ячей-

ке с образцом, был равен 40 см3 на 1 см2

рабочей поверхности образца. Испытания

проводили в потенциостатическом режиме.

Заданное значение потенциала образца

поддерживали с помощью электронного

потенциостата PGS-2000 относительно

хлор-серебряного электрода 7 в режиме

автоматической компенсации омической

составляющей потенциала с помощью пре-

рывателя тока поляризации потенциостата.

В качестве вспомогательного электрода 3

использовали кольцо из нержавеющей

Таблица 1

Результаты физического и химического анализов отобранных грунтов

Тип грунта согласноклассификации

рН водной вытяжки

Массовая доля, % Содержание органических веществ (гумус), %

Коррозионная агрессивность грунтаCl– HCO3

– Ca2+ Mg2+

Тяжелый пылеватый суглинок

8,1 0,009 0,046 0,013 0,002 0,18 Низкая

Торф 6,3 0,017 0,013 0,026 0,006 >30,00 Высокая

Глина песчанистая 7,0 0,004 0,027 0,013 0,003 3,35 Высокая

Песок мелкий 6,0 0,004 0,012 0,005 – 0,13 Высокая

Таблица 2

Результаты химического и металлографического анализа труб-ных сталей

Производитель,класс прочности стали

Содержание химических элементов, % Особенности структуры

Углерод Марганец Кремний Хром Перлит, % Феррит, % Размеры зерна, мкм

Италия, Х60 0,11 1,55 0,55 0,10 10 90 5–40

Украина, Х65 0,07 1,41 0,53 0,12 35 65 10–30

ФРГ, Х67 0,09 1,47 0,64 0,10 10–15 85–90 4–30

Италия, Х70 0,10 1,43 0,77 0,13 25–30 65–70 3–30

Рис. 1. Термоусадочная манжета после кор-розионно-механических испытаний образцов трубных сталей при потенциале свободной коррозии

Рис. 2. Внешний вид образцов трубных сталей, подготовленных для проведения коррозионно-механических испытаний


стали. Потенциал образца регистрировали

с помощью встроенного в потенциостат

вольтметра. Для измерения потенциала

использовали электролитический ключ

(солевой мост) 6. После установления за-

данного потенциала рабочего электрода

включали испытательную машину и реги-

стрировали на персональном компьюте-

ре зависимости «усилие – деформация»

с помощью программного обеспечения

испытательной машины. Зависимости

«усилие – деформация» после испытаний

перестраивали в зависимости «механиче-

ское напряжение – деформация».

Испытания образцов в коррозионной

среде проводили методом медленной

деформации с постоянной скоростью

растяжения вдоль продольной оси до раз-

рушения согласно действующим стан-

дартам (СТО Газпром 2-5.1-148–2007 и

ГОСТ 9.901.4–89). Скорость растяжения

была равна 3,6 10–8 м / с.

Выбранный метод испытаний предна-

значен для экспресс-оценки сопротивле-

ния сталей и сварных соединений КРН,

а также для определения эффективности

методов противокоррозионной защиты

изделий, эксплуатируемых в условиях риска

возникновения КРН. Критериями оценки

сопротивления материалов КРН являются:

• время до разрушения;

• относительное сужение после разрыва

образцов в коррозионной среде;

• приведенные величины относительного

сужения и относительного удлинения;

• обобщенный показатель сопротивле-

ния КРН.

Более стойкому металлу соответствует

большее значение полученной характери-

стики. Испытания проводили при комнатной

температуре, учитывая требования стан-

дартов (ГОСТ 1497–84 и ГОСТ 9.901.4–89),

при потенциале свободной коррозии и при

различных потенциалах катодной защиты,

не превышающих поляризационные потен-

циалы, установленные ГОСТ Р 51164–98.

Для каждой водной вытяжки при разных

электрохимических потенциалах получа-

ли четыре-пять групп значений критериев

стойкости к КРН, указанных выше. Каждую

сталь испытывали подобным образом в трех

вытяжках грунтов (тяжелый пылеватый

суглинок, торф, песок мелкий) при одних

и тех же электрохимических потенциалах.

Рассчитывали среднеарифметические зна-

чения указанных критериев стойкости КРН

для определенной стали при определенном

электрохимическом потенциале, полученные

в разных грунтовых вытяжках. Для оценки

опасности характера повреждения ИП труб-

ных сталей дополнительно в водной вытяжке

глины песчанистой проводили испытания

образцов трубных сталей, изолированных

термоусадочной муфтой без сквозных по-

вреждений и гофр, с гофрой, заполненной

грунтовым электролитом, и со сквозным

повреждением ИП при максимально допу-

стимом, согласно ГОСТ Р 51164–98, поля-

ризационном потенциале.

Перед испытаниями на сопротивление

КРН трубных сталей в коррозионной среде

определяли их механические характери-

стики (физический предел текучести 0,2

,

временное сопротивление в, относитель-

ное сужение , относительное удлинение

) на воздухе согласно ГОСТ 1497–84, при

этом скорость перемещения рабочего за-

хвата испытательной машины была равна

1 мм / мин.

Механические характеристики трубных

сталей – физический предел текучести 0,2

с

и временное сопротивление в

с – после ис-

пытаний в коррозионной среде и на воздухе

определяли по характерным участкам кривых

«механическое напряжение – деформация»

согласно ГОСТ 1497–84.

Относительное удлинение образцов

после испытаний на воздухе (%) и в кор-

розионной среде с определяли согласно

ГОСТ 1497–84 по формуле

, с = [(l

к – l

0) /l

0]·100, (1)

где lк – конечная длина образца после его

разрыва, мм; l0 – начальная длина образ-

ца, мм.

Относительное сужение образцов после

испытаний на воздухе и в коррозионной

среде с определяли согласно СТО Газпром

2-5.1-148–2007 по формуле

, с = [(S

0 – S

k) / S

0]·100, (2)

где S0 – начальная площадь сечения образца

до разрыва, мм2; Sk – минимальная площадь

сечения образца после разрыва, мм2.

Приведенные величины относительного

сужения К и относительного удлинения К,

а также обобщенный показатель сопротив-

ления КРН К определяли согласно СТО Газ-

пром 2-5.1-148–2007 по формулам

К = с / , (3)

К= с / , (4)

(5)

Определяли время до разрушения об-

разцов как линейную функцию деформации

образца в момент разрушения и скорости

растяжения. Так как растяжение образцов

до разрушения проводили с постоянной

скоростью движения рабочего захвата ис-

пытательной машины, время до разрушения

является линейной функцией деформации

образца в момент его разрушения и скоро-

сти растяжения.

Значения электрохимического потен-

циала, измеренного относительно хлор-

серебряного электрода (х. с. э.), сравнения

Ех.с.э.

пересчитывали относительно потен-

циала нормального водородного электрода

(н. в. э.) Ен.в.э.

по формуле [5]

Ен.в.э.

= Ех.с.э.

– 0,22 В. (6)

Далее все электрохимические потен-

циалы трубных сталей приведены относи-

тельно н. в. э.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ

Механические характеристики трубных ста-

лей, изготовленных методом контролируемой

прокатки согласно техническим условиям (ТУ)

[1], и механические свойства трубных сталей,

Рис. 3. Схема установки для коррозионно-ме-ханических испытаний

К потенциостату

4

4

5

7P

P

6

3

2

1

61


отобранных для испытаний, представлены

в табл. 3. Как видно из таблицы, механические

свойства отобранных для испытаний трубных

сталей в основном соответствуют ТУ на стали

контролируемой прокатки.

В табл. 4 представлены результаты кор-

розионно-механических испытаний труб-

ных сталей. Анализ таблицы показывает

незначительное снижение механических

характеристик 0,2

с и в

с трубных сталей

в коррозионной среде относительно ис-

пытаний на воздухе в диапазоне потен-

циалов от –0,38 до –0,48 В, в диапазоне

потенциалов от –0,48 до – 0,63 В, эти

механические характеристики возраста-

ют, увеличение потенциала в диапазоне

от –0,63 до –0,83 В приводит снова к сни-

жению значений 0,2

с и в

с. При этом наблю-

дается синхронное изменение 0,2

с и в

с для

всех отобранных трубных сталей.

Увеличение механических характери-

стик сталей при катодной поляризации

связывают с повышением деформирования

кристаллической решетки за счет давления

водорода, а последующее их уменьшение –

с разрыхлением металла за счет разрыва

коллекторов, где скапливается молекуляр-

ный водород [6, 7].

На рис. 4 представлены диаграммы, ото-

бражающие зависимости относительного

сужения и обобщенного показателя сопро-

тивления КРН К отобранных трубных сталей

от электрохимического потенциала металла.

Эти зависимости носят экстремальный ха-

рактер, экстремум (увеличение указанных

характеристик) наблюдается при неболь-

шой катодной поляризации (до потенциала

–0,48 В). Дальнейшее увеличение потенциа-

ла металла приводит к снижению указанных

показателей. Подобные изменения указан-

ных характеристик для трубных сталей Х65

были получены и другими исследователями

[8–9]. Они получили зависимость относи-

тельного сужения образца, плотности анод-

ного тока в вершине трещины и содержания

водорода в металле от электрохимического

потенциала. Эти зависимости показывают,

что в растворе при рН = 6,4 в области по-

тенциалов от –0,38 до –0,48 В наблюдается

резкое увеличение относительного сужения,

связанное с исчезновением анодного тока

в вершине трещины. Дальнейшее смеще-

ние потенциалов в область отрицательных

значений снова приводит к уменьшению

относительного сужения, связанного,

по предположению авторов, с увеличением

содержания водорода в металле. Экстре-

мальное увеличение относительного суже-

ния смещается в область положительных

потенциалов с уменьшением рН-среды.

Таким образом, результаты испытаний

показывают, что в процессе разрушения

трубных сталей в коррозионной среде при

катодной поляризации могут принимать

участие как процессы анодного растворе-

ния, так и процессы, связанные с электро-

литическим наводороживанием металла.

Диаграммы (см. рис. 4) показывают, что

при катодной поляризации при потенциалах

–0,83 В стойкость к КРН отобранных трубных

сталей становится ниже, чем без катодной

поляризации. Таким образом, очевидно,

что для предотвращения преждевремен-

ного разрушения металла не следует экс-

плуатировать трубные стали в грунтах при

Таблица 3

Механические свойства трубных сталей на воздухе

Производитель,класс прочности стали

Пределтекучести 0,2,МПа

Временноесопротивлениев, МПа

Относительноесужение , %

Относительноеудлинение , %

Италия, Х60 510 590 79 23

Украина, Х65 520 660 67 31

ФРГ, Х67 510 660 75 23

Италия, Х70 550 650 72 22

Механические свойства согласно ТУ 520 600–700 – 22

Таблица 4

Изменение механических характеристик и сопротивления к КРН трубных сталей при катодной поляризации в водных вытяжках различных грунтов

Потенциал, В (н. в. э.) 0,2с, МПа в

с, МПа с, % с, % К К К, % Время до разрушения, ч

Стали производства ФРГ Х67

–0,38* 550 650 47 17 0,62 0,72 47 25

–0,48 480 590 54 20 0,72 0,85 55 30

–0,53 480 620 45 13 0,60 0,55 40 23

–0,63 480 630 46 19 0,61 0,80 49 28

–0,83 580 690 31 15 0,41 0,63 34 22

Стали производства Италии Х60

–0,43* 480 560 66 20 0,84 0,86 60 30

–0,53 530 600 65 21 0,82 0,93 61 30

–0,63 510 580 53 21 0,67 0,89 53 31

–0,83 450 530 34 17 0,43 0,75 37 26

Стали производства Италии Х70

–0,38 500 590 47 19 0,66 0,87 52 30

–0,48 480 570 60 20 0,83 0,93 62 31

–0,53 500 580 54 19 0,75 0,88 57 29

–0,63 510 610 40 18 0,56 0,82 46 27

–0,83 470 560 26 12 0,36 0,54 30 18

Стали производства Украины Х65

–0,38* 410 600 51 22 0,76 0,70 51 33

–0,48 400 580 56 23 0,84 0,74 56 35

–0,53 420 620 49 20 0,73 0,66 49 31

–0,63 530 690 37 19 0,55 0,61 41 25

–0,83 520 680 17 14 0,25 0,45 22 21

* Среднеарифметическое значение потенциала свободной коррозии.


Рис. 4. Зависимость относительного сужения (а) и обобщенного показателя сопротивления КРН (б) от электрохимического потенциала трубных сталей производства:1 – ФРГ (Х67); 2 – Украина (Х65); 3 – Италия (Х70); 4 – Италия (Х60)

потенциале –0,83 В и более отрицательных

потенциалах.

Анализ диаграмм (см. рис. 4) показывает,

что при одном и том же электрохимическом

потенциале наибольшее сопротивление

КРН имеют стали производства Италии

(Х60) и ФРГ (Х67). Данные стали отличаются

от остальных увеличенным размером зерна

(сталь производства Италии) и повышенным

содержанием ферритной фазы, т. е. они

более однородны по сравнению с другими

сталями.

В заключение рассмотрим влияние ха-

рактера повреждения изоляции на время

до разрушения трубных сталей (рис. 5).

При этом анализировали диаграммы «ме-

ханическое напряжение – деформация»

трубных сталей ФРГ (Х67) и Италии (Х60).

Испытания проводили при потенциале

–0,83 В. Диаграммы (см. рис. 5) показывают,

что если ИП не имеет сквозных поврежде-

ний и гофр, время до разрушения трубной

стали – максимальное. При наличии гофры,

заполненной электролитом, время до раз-

рушения снижается, в случае сквозного

повреждения ИП время до разрушения

значительно уменьшается. Результаты ис-

пытаний подтверждают ранее сделанные

выводы о повышенной стойкости к КРН

стали производства Италии (Х60). Как

следует из рис. 5, при катодной защите

изолированных трубных сталей в грунтах

наибольшую опасность для металла пред-

ставляют сквозные дефекты ИП.


1. Конакова М. А., Теплинский Ю. А. Коррозионное

растрескивание под напряжением трубных сталей. –

СПб. : Изд-во «Инфо-да», 2004. – 358 с.

2. Малкин А. И., Маршаков А. И., Арабей А. Б. Процессы

зарождения и роста коррозионных трещин на стали

магистральных трубопроводов. Ч. 1. Современные

представления о механизмах коррозионного растре-

скивания сталей в водных средах // Коррозия: мате-

риалы, защита. – 2009. – № 10. – C. 1–15.

3. ГОСТ 26423–85 – ГОСТ 26428–85. Почвы. Методы

определения катионно-анионного состава водной

вытяжки. – М. : Издательство стандартов, 1985.

4. Сhen W., King F., Jack T. R., Wilmott M. J. Environmen-

tal aspects of Near-neutral stress corrosion cracking of

pipeline steel // Metallurgical and materials transations

a. Vol. 33a. – May, 2002.

5. Улиг Г. Г., Реви Р. У. Коррозия и борьба с ней. Вве-

дение в коррозионную науку и технику: пер. с англ. /

Под ред. А. М. Сухотина. – Л. : Химия, 1989. – 456 с.

6. Карпенко Г. В., Крипякович Р. И. Влияние водорода

на свойства стали. – М. : Металлургиздат, 1962. – 198 с.

7. Предупреждение образования трещин подземных

трубопроводов при катодной поляризации // Обзор за-

рубежной литературы. Сер. «Борьба с коррозией в неф-

тегазовой промышленности». – М. : ВНИИОЭНГ, 1974.

8. Swan P. R., Ford F. P., Rc A . Westwood Mechanisms of

environment sensitive craking of materials // Proceeding of

international conference of The Metal Society. University

of Surrey, Guldford, on 4–7 April, 1977.

9. Parkins R. N. The Involvement of Hydrogen in Low pH

Stress Corrosion Cracking of Pipeline Steels // PRCI / EPRG

Meeting. Groningen, The Netherlands. 17–21 May, 1999.

Рис. 5. Влияние характера повреждения ИП на время до разрушения трубной стали производства:1 – ФРГ (Х67) – ИП с гофрой, гофра заполнена грунтовым электролитом; 2 – ФРГ (Х67) – ИП без сквозных повреждений и гофр; 3 – Италия (Х70) – ИП со сквозным повреждением; 4 – Италия (Х60) – ИП со сквозным повреждением

63


УДК 622.691.4

Опасные зоны при испытаниях магистральных и промысловых трубопроводов на прочностьЮ. А. Маянц (ЗАО НПВО «НГС-оргпроектэкономика»)

Безопасность при проведении испытаний магистральных трубопроводов обеспе-

чивается главным образом назначением охранных зон вокруг испытываемого

участка. Существующие требования к размерам границ опасных зон, указанные

в современных отечественных нормативных документах, приводят к необхо-

димости временного отчуждения земли, длительным остановкам движения

по транспортным магистралям, остановкам работы на нефтегазовых объектах.

В представленной статье рассматриваются отечественные принципы назначения

размеров опасных зон и международный опыт. Проведенный анализ позволяет

корректно назначать границы охранных зон, учитывать их в проекте, что суще-

ственно снизит затраты на проведение испытаний.

Назначение опасных зон при испыта-

ниях магистральных и промысловых

трубопроводов на прочность – важ-

нейший элемент обеспечения безопасности

при испытаниях. Однако размеры этих зон,

назначаемые в соответствии с отечествен-

ной нормативной документацией, столь ве-

лики, что приводят к необходимости времен-

ного отчуждения значительных территорий,

к остановкам движения по транспортным

магистралям, остановке производственных

процессов и другим проблемам, связанным

с обеспечением отсутствия людей в опас-

ных зонах.

Рассмотрим, насколько корректно при-

меняются требования к размерам опасных

зон при испытаниях трубопроводов.

Отечественная нормативная доку-

ментация для строительства по большей

части не обременена пояснительными

записками и комментариями, в которых

давалось бы какое-нибудь обоснование

принятых требований. С одной стороны,

это неплохо, так как позволяет отодвинуть

от строительной отрасли излишне «пыт-

ливые умы», «творческая» деятельность

которых может повлечь за собой катаст-

рофические последствия.

В то же время самый беглый анализ дает

основания утверждать, что нелегкий путь

модернизации отечественных норматив-

ных документов в строительстве далеко

не всегда представлял собой диалектиче-

ское развитие, а зачастую превращался

в выборочное переписывание устаревших

норм с добавлением крупиц новых знаний

и опечаток. Особенно на этом поприще

отличились документы, разработанные

в 90-х гг. прошлого века. В результате мы

имеем СНиПы, ПБ, РД и т. п., по которым

некоторые виды работ требуют таких

условий, которые выполнить практически

невозможно. Поэтому, оставаясь действую-

щими де-юре, эти требования игнорируются

де-факто.

Заметим, что в нормативной документа-

ции существуют некоторые разделы, отно-

сящиеся к видам работ, не столь объемным

в плане строительных затрат, но сложнова-

тым в плане понимания физики процессов.

То, что творится в этих разделах документов,

зачастую переходит все допустимые грани.

Рассмотрим вопрос назначения опасных

зон при испытаниях магистральных и про-

мысловых трубопроводов. Назначение раз-

меров опасных зон при испытаниях приве-

дено в ПБ 08-624–03 «Правила безопасности

в нефтяной и газовой промышленности».

В рассматриваемой части ПБ 08-624–03

является переписанным РД 08-200–98

«Правила безопасности в нефтяной и газо-

вой промышленности», а тот в свое время,

очевидно, был переписан из документа

«Правила безопасности в нефтяной и га-

зовой промышленности», которые были

утверждены Госгортехнадзором России

14 декабря 1992 г.

Попробуйте прочитать следующий пункт

из ПБ 08-624–03:

«3.5.4.198. Для наблюдения за состоя-

нием трубопровода во время продувки или

испытания должны выделяться обходчики,

обеспеченные двусторонней связью с руко-

водителем работ, которые обязаны:

– вести наблюдение за закрепленным

за ними участком трубопровода;

– не допускать нахождение людей, жи-

вотных и движение транспортных средств

в опасной зоне и на дорогах, закрытых для

движения при испытании наземных или под-

земных трубопроводов. Размеры опасной

зоны, указанные в табл. 3.1 и 3.2, должны

быть увеличены в 1,5 раза».

То же самое – в п. 3.13.6.25 РД 08-200–98

и п. 3.13.7.14 Правил безопасности в неф-

тяной и газовой промышленности, утвер-

жденных 14 декабря 1992 г.

В каких же случаях идет речь об увеличен-

ной в 1,5 раза опасной зоне? Причем инте-

ресно, что во всех трех документах опасные

зоны назначаются на весь период испыта-

ний: и на прочность, и на герметичность.

В Правилах техники безопасности при

строительстве магистральных стальных тру-


бопроводов, утвержденных Министерством

строительства предприятий нефтяной и га-

зовой промышленности 11 августа 1981 г.,

есть примечание к табл. 7: «При испытании

наземных или надземных трубопроводов

размеры охранной зоны, указанные в табли-

це, увеличиваются в 1,5 раза». Ввиду отсут-

ствия очевидных ошибок для рассмотрения

проблематики примем за основу именно

этот документ, 1981 г. рождения.

Приведем таблицу из Правил техни-

ки безопасности при строительстве ма-

гистральных стальных трубопроводов

(см. табл. 7). Обратим внимание, что в дан-

ном документе речь идет о назначении

опасных зон конкретно на время проведения

испытаний на прочность. Действительно,

технология проведения испытаний на гер-

метичность с испытательным давлением,

равным рабочему, и не предполагает на-

личия опасной зоны, так как в это время

должен проводиться визуальный осмотр

трассы трубопровода непосредственно

подходящими к нему наблюдателями, т. е.

принимается, что трубопровод после сни-

жения давления в нем на 10 % становится

взрывобезопасным.

На участке испытаний обычно имеются

в наличии переходы через дороги, узлы под-

ключения перекачивающих насосных и ком-

прессорных станций, узлы пуска и приема

очистных устройств и т. д. На этих участках

трубопровод имеет повышенную категорию

прочности, а значит – увеличенную толщину

стенки, и обычно предполагает проведение

этапа предварительных испытаний на более

высокое давление. Отсюда следует первый

вывод: после предварительных испытаний

на прочность во время проведения испы-

таний на прочность всего трубопровода

на участке, где были проведены предва-

рительные испытания, опасная зона может

не назначаться.

ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЕ ИСПЫТАНИЯ

Для того чтобы не блокировать пе-

ресекаемые трубопроводами транс-

портные магистрали, предварительные

испытания участков таких трубопрово-

дов должны быть сравнительно кратко-

временными. Собственно, так и было:

в п. 10.18 СНиП III-Д.10–72 «Магистраль-

ные трубопроводы. Правила производства

и приемки работ» продолжительность

предварительных испытаний переходов

(кроме подводных) – 2 ч; в ВСН 011–88

«Строительство магистральных и промыс-

ловых трубопроводов. Очистка полости

и испытание», основанном на ранних редак-

циях СНиП III-42–80 – 6 ч; в СП 34-116–97

«Инструкция по проектированию, строи-

тельству и реконструкции промысловых

нефтегазопроводов» – 6 ч; а в последней

редакции СНиП III-42–80* «Магистральные

трубопроводы» – 24 ч!

Получается, что при предварительных

испытаниях перехода трубопровода через

дорогу движение по ней должно быть оста-

новлено на 24 ч?

Чем же предварительные испытания

отличаются от общих испытаний трубо-

провода? Предварительные испытания

в большинстве случаев проводятся на отно-

сительно ограниченном по протяженности

участке. В этом и есть их принципиальное

отличие от общих испытаний трубопровода.

Совершенно естественно было бы найти

в нормативной литературе требования

к охранным зонам при испытаниях трубо-

проводов ограниченной протяженности.

И такие требования существуют. Откро-

ем ПБ 03-585–03 «Правила устройства

и безопасной эксплуатации технологиче-

ских трубопроводов». Эти Правила рас-

пространяются на проектируемые, вновь

изготавливаемые и модернизируемые

стальные технологические трубопроводы,

предназначенные для транспортирования

газообразных, парообразных и жидких сред

в диапазоне от остаточного давления (вакуу-

ма) 0,001 МПа (0,01 кгс / см2) до условного

давления 320 МПа (3200 кгс / см2) и рабочих

температур от –196 до 700 °С и эксплуати-

рующиеся на опасных производственных

объектах.

Что в этом документе говорится об опас-

ных зонах? При гидравлических испытани-

ях – ничего. А при пневматических: «8.3.8.

На время проведения пневматических ис-

пытаний на прочность как внутри помеще-

ний, так и снаружи должна устанавливаться

охраняемая (безопасная) зона. Минималь-

ное расстояние зоны должно составлять

не менее 25 м при надземной прокладке

трубопровода и не менее 10 м при подзем-

ной. Границы зоны огораживаются»

Таким образом, можно сделать несколь-

ко выводов:

• при предварительных испытаниях на проч-

ность участков трубопроводов ограничен-

ной протяженности размеры опасной зоны

могут быть значительно уменьшены, напри-

мер при испытаниях узлов подключения

насосно-перекачивающих станций (НПС)

и узлов приема-запуска средств очистки

и диагностики;

Размеры охранной зоны при испытании на прочность подземных трубопроводов (в м)

Диаметртрубопровода, мм

При давлениях испытания 82,5 кгс/см2 (8,25 МПа) При давлениях испытания выше 82,5 кгс/см2 (8,25 МПа)

воздухом или газом водой воздухом или газом водой

в обе стороныот оситрубопровода

в направленииотрыва заглушкиот торцатрубопровода

в обе стороныот оситрубопровода


в обе стороны от оситрубопровода


в обе стороны от оситрубопровода


От 100 до 300 100 600 75 600 150 900 100 900

Свыше 300 до 500 150 800 75 800 225 1200 100 1200

Свыше 500 до 800 200 800 75 800 300 1200 100 1200

Свыше 800 до 1000 250 1000 100 1000 375 1500 150 1500

Свыше 1000 до 1400 350 1000 100 1000 525 1500 150 1500

65


• при проведении гидравлических испы-

таний короткого подземного трубопровода

под дорогой движение транспорта по ней

можно не останавливать.

ЗАРУБЕЖНЫЙ ОПЫТ

Рассмотрим зарубежный опыт, основы-

ваясь на работе с зарубежными норма-

тивными документами только фирм Shell

и Total. Следует отметить, что иностранцы

достаточно трепетно относятся к правилам

безопасности тех стран, где они работают.

Поэтому попыток оспаривать наши нормы

у них не возникало. Возникали только со-

мнения в адекватности наших стандартов.

В иностранных документах опасная

зона при гидроиспытаниях назначается

из расчета 40 м! Однако при тщательном

рассмотрении табл. 7 из Правил техники без-

опасности при строительстве магистраль-

ных стальных трубопроводов (см. таблицу)

следует обратить внимание на идентичность

расстояний в направлении отрыва заглуш-

ки от торца трубопровода для вариантов

гидро- и пневмоиспытаний. Никакой рас-

чет не дает и близко возможности такого

дальнего разлета осколков при разрыве

трубопровода при гидроиспытаниях. Эти

расстояния определяются из расчета, что

разрыв происходит в трубопроводе, запол-

ненном воздухом.

Действительно, в отечественных стан-

дартах на испытания не предусматривает-

ся контроль наличия остаточного воздуха

в трубопроводе после его заполнения во-

дой. У иностранцев – обязательно. При-

чем – очень строго, с требованиями пе-

резаполнять трубопровод, пока в нем еще

имеется воздух. И только после того, как

убедятся в том, что остаточного воздуха

в трубопроводе меньше минимально допу-

стимого объема, разрешается приступать

к подъему давления.

В заключение можно сделать следую-

щие выводы.

• Одно из важнейших предназначений

предварительных испытаний участков трубо-

провода – предотвращение и недопущение

длительных остановок движения по дорогам

и остановок работ на строящихся объектах

(НПС, КС, промыслах и т. п.). Кратковремен-

ные успешные предварительные испытания

участков трубопроводов позволяют исклю-

чить назначение опасных зон на испытанных

участках при проведении испытания всего

трубопровода.

• При проведении предварительных ис-

пытаний переходов через дороги, если

в трубопроводе проверено отсутствие

остаточного воздуха, опасные зоны могут

быть значительно уменьшены (менее 25 м

от надземного и 10 м от подземного тру-

бопровода). При этом движение по дороге

с подземным переходом в кожухе может

не останавливаться.

• Требуется немедленная переработка

нормативных документов в части назначе-

ния опасных зон при испытаниях и указания

особых требований безопасности, а возмож-

но – и изменение технологии проведения

предварительных испытаний.

• Необходимо ввести требования по объему

остаточного воздуха в гидравлически ис-

пытываемом трубопроводе перед началом

подъема давления и назначать размеры

опасных зон в зависимости от остаточного

объема воздуха.


УДК 622.691.4.052.012

Возможности рационализации строительства и реконструкции компрессорных станцийС. А. Олевский (ЗАО «СУ-6 Нефтегазмонтаж»)

В последние годы остро встал вопрос рационализации изготовления и монтажа газовой обвязки компрессорных станций (КС). Оценка технологических приемов, используемых сегодня при строительстве и реконструкции (ремонте) компрес-сорных станций, указывает на наличие новых эффективных разработок в этой области, ведущих к удешевлению работ, повышению их качества и уменьшению сроков их выполнения.

Монтаж трубопроводов газовой обвяз-

ки компрессорных станций условным

диаметром 500 мм в целях выне-

сения части трудоемких операций из зоны

строительства выполняется из трубных уз-

лов, которые изготавливаются только пред-

приятиями ОАО «Газпром» и отправляются

на объект строительства железнодорожным

транспортом. Размер трубных узлов не мо-

жет превышать габариты железнодорожного

вагона, поэтому крупногабаритные узлы при-

ходится отправлять фрагментарно. Изделия,

изготовленные в цеховых условиях, в специ-

альной упаковке перевозят за тысячи кило-

метров, как правило, в загруженных не более

чем на 50 % вагонах, на железнодорожную

станцию объекта строительства, затем пе-

регружают на автотранспорт и доставляют

непосредственно на стройплощадку. Оче-

видно, что подобная организация работы

ведет к замедлению темпов строительства

и увеличению издержек.

Впрочем, существует гораздо более ра-

циональный способ изготовления и монтажа

крупногабаритных трубных узлов. В тех слу-

чаях, когда это экономически целесообраз-

но, подобные узлы могут изготавливаться

в цеховых условиях и доставляться к месту

строительства автотранспортом, который

больше подходит для решения подобных

задач, нежели железнодорожные вагоны.

В случаях же, когда использование автотранс-

порта для доставки изделий экономически

невыгодно, крупногабаритные трубные уз-

лы могут изготавливаться непосредственно

на строительной площадке. Подобный способ

применяется, например, в монтажных работах,

осуществляемых Группой Компаний «Пром-

строй», для чего была разработана, изготов-

лена и внедрена в производство целая серия

установок, позволяющих выполнять механи-

зированную сварку трубных узлов как в це-

ховых, так и в полевых условиях. Указанные

установки применяются для осуществления

сварки узлов длиной до 22 м, массой до 25 т

и диаметром от 200 до 1400 мм (рис. 1).

Кроме того, применение на строитель-

ных площадках подобных установок ведет

к уменьшению числа сварных стыков, вы-

полняемых на площадке. Так, для строи-

тельства одной из КС были подготовлены

два проектных решения по монтажу трубных

узлов. Проект, подготовленный ЗАО «СУ-6

Нефтегазмонтаж», предусматривающий ис-

пользование полевых установок для сварки

трубных узлов, позволил значительно уве-

личить габариты трубного узла и сократить

в 2 раза объемы ручной сварки по сравнению

с решением проектного института.

Следует также отметить, что сборка

фрагментов трубных узлов, доставленных

по железной дороге, в полноценный узел

на площадке строительства технически

более сложна, чем сборка этого же узла

из отдельных элементов (деталей) на ме-

сте. Помимо того что фрагменты узла сами

по себе весьма массивны, на одном из его

концов имеется так называемый припуск

длиной 200 мм, который надо подогреть,

очистить от заводской изоляции, отрезать,

обработать торцефрезерным станком,

и только после этого возможно соединение

двух фрагментов трубного узла. Очевидно,

что подобная процедура технологически

необоснованна, замедляет темпы монтажа

газовой обвязки КС и ведет к увеличению

стоимости монтажных работ.

Увеличиваются также и затраты на по-

ставку материалов. В случае изготовления

крупногабаритных узлов непосредственно

на площадке строительства материалы

и детали поставляются только к месту

строительства. В случае же изготовле-

ния фрагментов трубных узлов в цеховых

условиях с их дальнейшим монтажом

на строительной площадке материалы

и детали приходится доставлять как в цех,

так и к месту строительства, что ведет

к их удорожанию, поскольку увеличивается

стоимость их транспортировки.

Таким образом, изменение сущест-

вующей практики монтажа трубных узлов

Рис. 1. Полевая многофункциональная уста-новка, модернизированная для сварки узлов трубопроводов габаритами до 22 м, массой до 25 т

67


не только возможно, но и необходимо. По-

этому целесообразно перейти от изготовле-

ния фрагментов трубных узлов и их доставки

к месту строительства железнодорожным

транспортом к организации изготовления

трубных узлов габаритами до 22 м на базе

существующих производственных мощно-

стей, с их вывозом автотранспортом в пре-

делах близлежащих регионов. А в тех слу-

чаях, когда использование автотранспорта

по каким-либо причинам нецелесообразно,

узлы следует изготавливать либо непо-

средственно на строительных площадках,

либо на специальных региональных заго-

товительных базах, создаваемых для нужд

нескольких КС. (Подобные региональные

базы могут создаваться как на временной,

так и на постоянной основе, поскольку в

дальнейшем они могут быть использованы

для реконструкции КС или, например, для

восстановления и переизоляции демонти-

рованных из магистрали труб.) При внедре-

нии любого из этих двух производственных

решений их реализация будет достигнута

путем использования полевых установок,

о которых речь уже шла (рис. 2, 3).

Мы обратили внимание на проблемы,

связанные с рационализацией монтажа

крупногабаритных трубных узлов. Однако

при строительстве и реконструкции КС

возникают также проблемы и с монтажом

труб малых диаметров (от 50 до 400 мм).

Высокая трудоемкость монтажа трубных

узлов малых диаметров является одним

из факторов, определяющих сроки строи-

тельства и реконструкции КС. В наибольшей

степени это касается стыков трубопроводов

диаметром от 50 до 150 мм, сварка которых

полностью выполняется ручной дуговой

сваркой. Статистика ремонта сварных со-

единений показывает, что самый большой

процент брака приходится на стыки трубо-

проводов именно этой группы диаметров.

Проблема брака при сварке трубных

узлов малого диаметра должна решаться

с использованием комплекса мер. Во-пер-

вых, улучшение качества подготовки стыков

под сварку может быть достигнуто путем

замены газовой резки труб механической,

что будет способствовать повышению ка-

чества сварного соединения. Во-вторых,

в целях уменьшения числа стыков на труб-

ных узлах условным диаметром <50 мм

необходимо предусмотреть возможность

изготавливать узлы без сварных соединений

методом холодного или горячего ТВЧ-гнутья.

В-третьих, брак сварных соединений малого

диаметра должен ликвидироваться за счет

замены ручной дуговой сварки полуавтома-

тической сваркой в среде защитных газов

на вращаемом трубном узле. В-четвертых,

монтажные стыки при сборке узлов на объ-

екте строительства предпочтительно должны

выполняться при помощи ручной аргоно-

дуговой сварки, практически исключающей

брак неповоротных стыков.

Кроме того, трубные узлы малого диаме-

тра могут монтироваться более рационально

и тщательно, если при проектировании КС

будут подготавливаться аксонометрические

чертежи трубопроводных линий малого

диаметра.

Вместе с тем поставка трубных узлов

малого диаметра, в отличие от поставки

крупногабаритных трубных узлов, возможна

с помощью железнодорожного транспор-

та, поскольку масса трубных узлов малого

диаметра от 50 до 150 мм ориентировочно

соответствует массе и объему исходных

материалов, т. е. не происходит недогруза

железнодорожных вагонов. Следовательно,

в случае если крупногабаритные трубные уз-

лы будут изготавливаться в непосредствен-

ной близости от объекта строительства,

то высвободившийся железнодорожный

транспорт может быть использован для

поставки трубных узлов малого диаметра,

уже включающих запорно-регулирующую

арматуру. В конечном счете, подобное пе-

рераспределение транспортных ресурсов

положительно скажется на темпах строи-

тельства.

Предлагаемые меры по рационализации

монтажа крупногабаритных трубных узлов

и трубных узлов небольшого диаметра

неразрывно связаны с необходимостью

решения ряда организационных вопросов

по актуализации технических регламентов,

технологических карт, разработке соответ-

ствующих современным технологическим

решениям новых временных нормативов

и пр. Наличие такой актуализированной

нормативной базы позволит существенно

улучшить качество изготавливаемой про-

дукции и качество выполняемых работ всех

организаций, включенных в технологическую

цепочку по строительству и реконструкции

компрессорных станций.

Рис. 3. Установка, позволяющая выполнять сварку не только крупнога-баритных узлов, но и менее массивных коротких

Рис. 2. Поточная линия для автоматической сварки трубных узлов



ООО «Бизнес Тренд» – 20-летние тенденции качестваВ ноябре 2011 г. исполнилось 20 лет ООО «Бизнес Тренд», инспекционной организации, выполняю-

щей для ОАО «Газпром» контроль качества трубной и других видов продукции на предприятиях-

изготовителях. О накопленном опыте и достижениях компании рассказывает генеральный дирек-

тор ООО «Бизнес Тренд» Олег Петрович Таксиор.

Корр. – Олег Петрович, какие услуги ООО «Бизнес

Тренд» оказывает ОАО «Газпром»?

О.Т. – В настоящее время основная специализация

нашей компании – контроль качества и приемка на пред-

приятиях-изготовителях материально-технических ресурсов,

поставляемых для объектов ОАО «Газпром».

ООО «Бизнес Тренд» контролирует продукцию как центра-

лизованных, так и независимых поставщиков и подрядчиков

ОАО «Газпром».

Корр. – Контроль каких видов продукции и на каких пред-

приятиях выполняет ваша компания?

О.Т. – Основные виды контролируемой продукции сле-

дующие:

• электросварные трубы для магистральных газопроводов

(включая трубы со специальными покрытиями – антикоррози-

онными, гладкостными, балластными, теплоизоляционными);

• соединительные детали трубопроводов (включая изделия

со специальными покрытиями);

• бурильные, обсадные, насосно-компрессорные трубы;

• трубы бесшовные и сварные различного назначения;

• трубопроводная арматура;

• металлоконструкции и др.

Подразделения инспекции «Бизнес Тренд» (их более 50)

работают на всех ведущих российских предприятиях–изго-

товителях перечисленной продукции.

Также выполняется контроль качества трубной продукции

на предприятиях ближнего зарубежья (Украина, Белорус-

сия) и дальнего зарубежья (Италия, Румыния, Аргентина).

Более чем на 30 предприятиях работы по контролю качества

и приемке выполняются в режиме постоянного многолетнего

присутствия нашей инспекции на производстве. Этот режим

работы обеспечивает инспекцию актуальной информацией

о состоянии каждого конкретного производства и тенденциях

в области качества выпускаемой продукции.

Корр. – Когда и с чего начались работы ООО «Бизнес Тренд»

для ОАО «Газпром» и какой опыт накоплен на сегодня?

О.Т. – В 2003 г. ООО «Бизнес Тренд» впервые организо-

ваны контроль качества и приемка обсадных и насосно-

компрессорных труб в процессе производства по заказам

ОАО «Газпром».

С 2004 г. выполняется контроль качества бурильных труб

и соединительных деталей газопроводов; с 2005 г. – элек-

тросварных труб для магистральных газопроводов.

Таким образом, в системе поставок ОАО «Газпром» ООО «Биз-

нес Тренд» начиная с 2005 г. обеспечивает комплексный

контроль качества и приемку взаимосвязанных видов трубной

продукции для таких проектов ОАО «Газпром», как:

О.П. Таксиор


69

• Комплексная программа реконструкции

и технического перевооружения газотранс-

портной системы ОАО «Газпром»;

• магистральный газопровод Грязовец –

Выборг;

• магистральный газопровод Северные рай-

оны Тюменской области (СРТО) – Торжок;

• мегапроект «Ямал», включая магистральный

газопровод Бованенково – Ухта с подводным

переходом через Байдарацкую губу;

• обустройство Бованенковского нефтегазо-

конденсатного месторождения;

• магистральный газопровод Nord Stream

(сухопутный участок);

• магистральный газопровод Джубга – Лаза-

ревское – Сочи;

• магистральный газопровод Сахалин – Хаба-

ровск – Владивосток;

• магистральный газопровод УКПГ-2 Нижне-

Квакчикского ГКМ – АГРС г. Петропавловска-

Камчатского в рамках проекта «Газоснабжение

Камчатской области» и др.

В ходе работ по контролю качества на пред-

приятиях–изготовителях продукции для

указанных проектов ООО «Бизнес Тренд»

выявлено и не допущено к поставке более

135 тыс. единиц несоответствующей труб-

ной продукции.

Корр. – Вы упомянули о комплексном контроле

качества и приемке взаимосвязанных видов

трубной продукции. В чем его специфика?

О.Т. – Для систем магистрального транспорта

газа трубы, соединительные детали и трубо-

проводная арматура являются материально-

техническими ресурсами (МТР), связанными

друг с другом по показателям назначения.

Качество таких МТР должно контролироваться

с учетом общих или пересекающихся тре-

бований по безопасности, совместимости,

надежности.

Важным является то условие, что такой ком-

плексный контроль качества должен выполнять-

ся инспекционной организацией, обладающей

компетентностью как по каждому виду таких

изделий, так и по общим свойствам сложных

технических систем (магистральные трубо-

проводы), для которых они предназначены.

К специфике такого контроля следует отнести

высокий уровень аналитической проработки,

сопровождающей его выполнение.

Наш 20-летний опыт показал, что максимальную

эффективность контроля качества (с точки зре-

ния его основной цели – обеспечения безопас-

ности и надежности продукции), обеспечивает

многофакторный анализ технических требо-

ваний к продукции, условий ее изготовления,

поставки, монтажа, эксплуатации, ремонта.

Высокую результативность показала наша

практика сопоставительного анализа тре-

бований технических условий на виды про-

дукции, взаимосвязанные общим проектом,

выполнение оценки и мониторинга состоя-

ния производства, проведение совместных

с потребителями продукции приемок, работ

по гармонизации методик контроля продукции

при ее изготовлении и методик ее контроля

на объектах ОАО «Газпром» и др.

Также важную роль играет постоянная стати-

стическая обработка результатов выполняемых

нами контрольных операций, что позволяет

выявлять слабые места в производстве и кон-

центрировать на них внимание инспекции.

Одним из наших наиболее эффективных

инструментов считаю инновационный риск-

ориентированный подход к обеспечению

качества. Нами доработана и применяется

(в части распространения на этап изготов-

ления) концепция риск-ориентированного

подхода к безопасности таких производ-

ственных объектов, как магистральные газо-

проводные системы.

Реализованный нами подход является также

и инструментом борьбы с контрафактной про-

дукцией. Система прослеживаемости ООО

«Бизнес Тренд» обеспечивает идентифика-

цию проконтролированной на производстве

продукции и ее сопроводительной докумен-

тации (сертификатов качества, паспортов).

Это позволяет как в процессе поставки, так

и у потребителей проверять происхождение

и оригинальность продукции и документа-

ции, пресекать противоправные действия,

такие как подделка продукции и документов

на нее, незаконное использование торговых

марок предприятий-изготовителей, появление

«двойников» изделий, использование быв-

шей в употреблении продукции под видом

новой и др.

Считаю, что выполнение всего перечисленного

комплекса работ, сопровождающих контроль

качества продукции, является необходимым

условием компетентности компании, выпол-

няющей инспекционные услуги для ОАО «Газ-

пром».

Корр. – Очевидно, для инспекционной органи-

зации весьма важную роль играет ее персонал?

О.Т. – Совершенно верно. На специалистах

инспекционной организации лежит высокая

ответственность, ведь речь идет о надежно-

сти и безопасности объектов, для которых

предназначена контролируемая продукция.

Система управления персоналом ООО «Биз-

нес Тренд» обеспечивает, с одной стороны,

многоуровневую подготовку персонала, с дру-

гой – многоуровневый контроль и оценку его

деятельности. Специалисты инспекции ООО

«Бизнес Тренд» обладают знаниями и опы-

том как в части корпоративных технических

требований ОАО «Газпром», так и требований

зарубежных и международных систем (ISO,

EN, API, ASTM, ASME, DIN, DNV и др.). Весь

персонал нашей компании в обязательном

порядке проходит ежегодную аттестацию.

В соответствии с международными требова-

ниями и стандартами нашей компании обес-

печивается соблюдение персоналом ключевых

принципов независимости, беспристрастно-

сти, конфиденциальности.

Все перечисленное управляется в рамках нашей

системы менеджмента качества, которая ори-

ентирована именно на инспекционную и экс-

пертную деятельность.

В компании большое значение придается соци-

альным аспектам.

Медицинское страхование, отдых и лечение

сотрудников и их детей, программы поощ-

рений, корпоративных конкурсов, соревнова-

ний, индивидуальная поддержка сотрудников

направлены на обеспечение наилучших усло-

вий их труда и отдыха.

Отдельное внимание в нашей компании уде-

ляется вопросам высшего профессиональ-

ного образования, привлечению и целевой

подготовке кадров.



Корр. – Нам известно, что ваша организация

принимает участие в проектах высшего про-

фессионального образования.

О.Т. – ООО «Бизнес Тренд» в течение мно-

гих лет реализует программу развития науки

и образования, сотрудничая с ведущими оте-

чественными и зарубежными университетами:

Российским государственным университетом

нефти и газа им. И. М. Губкина, МГТУ им. Бау-

мана, Самарским государственным техниче-

ским университетом, Тульским государствен-

ным университетом, Венским техническим

университетом, Софийским университетом

им. св. Климента Охридского.

Наша компания является координатором работ

по разработке и реализации международных

учебных (магистерских) программ, проведению

учебных практик специалистов для топливно-

энергетического комплекса.

С 2009 г. ООО «Бизнес Тренд» реализует проект

совместной международной магистерской про-

граммы по экономике, менеджменту и технологи-

ям в топливно-энергетическом комплексе между

Российским государственным университетом

нефти и газа им. И. М. Губкина и Софийским

университетом им. св. Климента Охридского.

Корр. – ООО «Бизнес Тренд» также участ-

вует в разработке национальных стандартов

на нефтегазовое оборудование.

О.Т. – ООО «Бизнес Тренд» с 2007 г. в составе

Технического комитета по стандартизации

ТК 357 «Стальные и чугунные трубы и баллоны»,

подкомитет ПК 7 «Нарезные трубы нефтяного

сортамента», активно участвует в разработке

и внедрении современных национальных стан-

дартов на трубную продукцию, гармонизиро-

ванных с международными стандартами. Кроме

того, мы – координаторы взаимодействия

ТК 357 и ТК 23 «Техника и технологии добы-

чи и переработки нефти и газа», подкомитет

ПК 6 «Материалы, оборудование для добычи

и переработки нефти и газа».

Опыт нашей компании, как независимой

инспекции, реализуется при определении

и нормировании показателей качества трубной

продукции и методов ее контроля, важных как

для потребителей, так и для изготовителей

данной продукции.

Корр. – Для вашей организации характерна

широкая география подразделений по всей

территории Российской Федерации и за рубе-

жом. Вероятно, есть свои особенности работы

такой структуры?

О.Т. – При географической удаленности все

наши подразделения управляются и контроли-

руются централизованно, при этом информа-

ционный обмен обеспечен в полном объеме,

необходимом для нашей деятельности.

Мы применяем наиболее современные инфор-

мационные технологии, в том числе телеком-

муникационные. При этом отдельное внима-

ние уделяется конфиденциальности и защите

информации.

Использование видеоконференцсвязи между

подразделениями позволяет исключить геогра-

фический фактор из процесса информацион-

ного обмена. В постоянном режиме проводятся

рабочие on-line-совещания с подразделения-

ми, одновременно со всеми или выборочно.

Централизованно функционирует наша вну-

тренняя информационная система прослежи-

ваемости и отчетности по выполнению контроля

качества и приемки.

В соответствии с нашими корпоративными

стандартами, в режиме выездных проверок

всех подразделений, нами проводятся вну-

тренние аудиты. Их проведение как минимум

дважды в год – одно из требований нашей

системы менеджмента качества.

Также проводятся регулярные выездные сове-

щания, корпоративные конференции для подве-

дения итогов, обмена мнениями, планирования

задач на будущие периоды.

К слову, в конце марта этого года мы провели

очередную отчетно-практическую конферен-

цию, посвященную 20-летию нашей компании.

Корр. – Как нам известно, ваша организация

отличается от других инспекционных орга-

низаций тем, что ее система менеджмента

качества сертифицирована на всех сущест-

вующих уровнях подтверждения соответствия.

О.Т. – Да, это так. В 2003 г. мы внедрили систе-

му менеджмента качества применительно к

инспекционной и экспертной деятельности.

Нами разработан комплекс процедур, мак-

симально нацеленный на задачи нашей дея-

тельности и доказавший на практике свою

эффективность.

В настоящее время система менеджмента

качества сертифицирована:

• на международном уровне – ТUV (соответ-

ствие требованиям ISO 9001:2008);

• на национальном уровне – ГОСТ Р (соответ-

ствие требованиям ГОСТ Р ИСО 9001–2008);

• на корпоративном уровне – ОАО «Газпром»

(соответствие требованиям СТО Газпром 9001–

2006).

Корр. – Вашей компанией накоплен многолет-

ний опыт работы как с заказчиками, потреби-

телями продукции, так и с ее изготовителями.

Как Вы оцениваете эти контакты?

О.Т. – Хочу положительно отметить наше взаи-

модействие с предприятиями-изготовителями,

на которых мы выполняем контроль качества

продукции, поставляемой для ОАО «Газпром».

В настоящее время предприятия-изготови-

тели понимают, что внешняя, независимая

инспекция обеспечивает повышение уровня

качества выпускаемой продукции, что иден-

тификация продукции в системе прослежи-

ваемости инспекции содействует ее защите

от фальсификации, а само наличие независи-

мой инспекции на производстве является фак-

тором конкурентоспособности предприятия.

В связи с 20-летием нашей компании хочу

выразить благодарность нашим партнерам –

заказчикам контроля качества, их руководству

и профильным подразделениям за высокую

оценку нашего труда.

Благодаря их профессиональному подходу,

вниманию к вопросам обеспечения безопасно-

сти и качества, пониманию актуальности борь-

бы с поставками контрафактной продукции,

одобрению нашей идеологии инспекционных

услуг, поддержке принципов независимости и

беспристрастности инспекции, отлажен четкий

механизм инспекционного сопровождения

проектов ОАО «Газпром».

ООО «Бизнес Тренд»

г. Москва, ул. Каховка, д. 31, корп. 2

Тел/факс: +7 (495) 331-88-77;

+7 (495) 331-82-66

E-mail: [email protected]; www.biztrend.ru


71


УДК 622.276.344:532

Анализ мирового опыта и оценка перспективных соленосных толщ под строительство ПХ гелия на территории Восточной СибириД. В. Изюмченко, Г. П. Косачук, С. В. Буракова, С. И. Буточкина, Е. В. Мельникова,

Н. В. Будревич (ООО «Газпром ВНИИГАЗ)

Оценка перспективных соляных толщ Восточно-Сибирского соленосного бассейна

(ангарская, бельская и усольская свиты и их аналоги) показала, что ни одна из

них не отвечает требованиям создания в каменной соли крупных подземных

хранилищ (ПХ) для безопасного и эффективного способа хранения газооб-

разных веществ, в том числе гелия. Исходя из мирового опыта строительства

и эксплуатации подземных объектов в соляной толще определены основные

требования, которыми следует руководствоваться при выборе рабочего соляного

массива под строительство ПХ гелия на территории Восточной Сибири. Учитывая,

что запасы гелия Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) оцениваются

в 16,2 млрд м3 (в том числе Иркутского центра газодобычи – в 5,6 млрд м3,

Якутского – в 8,8 млрд м3) [1], необходима разработка нового регламентирую-

щего документа «Требования к выбору соляной толщи и вмещающему соляному

массиву под строительство подземных резервуаров для хранилищ природного

газа, в том числе гелия».

Путей сохранения высококачественных

ресурсов гелия Восточной Сибири

несколько. Исходя из опыта хранения

гелия (азотно-гелиевого концентрата) [2]

наиболее рациональны два из них: первый –

в подземных резервуарах истощенных ме-

сторождений; второй – в созданных для этих

целей в каменной соли крупных подземных

хранилищах. Учитывая, что на территории

Восточной Сибири выработанных месторо-

ждений нет, рассматривается возможность

создания подземных резервуаров в солях

кембрийского возраста Восточной Сибири.

Специалистами ООО «Подземгазпром»

выполнено районирование территории Во-

сточно-Сибирского соленосного бассейна

по условиям создания подземных хранилищ

природного газа, гелия и жидких углеводо-

родов в каменной соли, из которого следует,

что на большей части Восточно-Сибирского

соленосного бассейна возможно создание

подземных хранилищ в кембрийских солях.

Перспективные территории охватывают поч-

ти все развитые здесь тектонические эле-

менты. Возрастной диапазон перспективных

резервуаров: ангарская свита и ее аналоги;

бельская свита и ее аналоги; усольская сви-

та и ее аналоги [3]. Группой специалистов

ООО «Газпром ВНИИГАЗ» на территории

Восточно-Сибирского соленосного бас-

сейна также выделены перспективные под

строительство подземных резервуаров пач-

ки каменной соли, связанные с юрегинской

свитой (усольской) на территории Иркутской

обл., Красноярского края, Республики Саха

(Якутия) [4].

Анализируя мировой опыт строительства

и эксплуатации подземных объектов в соле-

носной толще, а также учитывая требования

нормативных документов к горно-геоло-

гическим условиям, дадим интегральную

оценку потенциальных резервуаров под

строительство подземных хранилищ гелия

в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы

и Ангаро-Ленской ступени, охватывающих

большую часть Восточно-Сибирского со-

леносного бассейна.

Подземное газохранилище в соляных ка-

вернах впервые было создано в США, штат

Мичиган, в 1961 г. В Европе ПХГ такого типа

впервые были созданы в 1970 г. во Франции

и Германии. В настоящее время в мире со-

здано около 70 ПХГ в отложениях каменной

соли с общим объемом активного газа около

30 млрд м3. Наибольшее число ПХГ в соляных

кавернах эксплуатируется в США – 31 ПХГ,

общий объем активного газа которых со-

ставляет около 8 млрд м3, объем хранилищ

– от 10 млн до 250 млн м3. В Германии экс-

плуатируется 19 ПХГ в соляных кавернах

с суммарным объемом активного газа около

7 млрд м3, емкость хранилищ – от 0,015 млн

до 1600 млн м3. Во Франции эксплуатируется

14 ПХГ, минимальная емкость хранилища –

0,280 млн м3. В Великобритании и Польше

эксплуатируются хранилища емкостью более

400 млн м3, единичный объем резервуара

достигает 60 млн м3. Емкости сооружены

в соляных куполах, диапирах, штоках, склад-

ках (валах); продукты хранения: сжиженные

газы, нефтепродукты, сырая нефть, природ-

ный газ, радиоактивные отходы [5].

73

п о д з е м н о е х р а н е н и е г а з а

К наиболее крупным объектам, по-

строенным в каменной соли в России

и странах ближнего зарубежья, относится

ряд хранилищ нефтепродуктов (бензин,

дизельное топливо, газовый концентрат),

природного и сжиженных газов (пропан,

бутан, пропилен, бутилен) в Республике

Башкортостан, в Иркутской обл., в Рес-

публике Беларусь, на Украине, в Респуб-

лике Армения. Уникальным сооружением,

не имеющем аналогов в мировой прак-

тике, является подземное хранилище

двухъярусного типа для сжиженного

углеводородного газа (пропан, бутан),

построенное на территории Республики

Армения, а также хранилище концентра-

та гелия в Оренбургской обл. [6, 7]. При

введении в разработку Астраханского

ГКМ (1981 г.) были созданы 13 подзем-

ных хранилищ на Сеитовском, Айдикском

и Сары-Сорском соляных куполах на глу-

бинах 950–1100 м. Основные показатели

подземных хранилищ в каменной соли,

построенных в России и странах ближнего

зарубежья, приведены в табл. 1.

Хранение гелиевого концентрата в Орен-

бургской обл. осуществляется в пласте ка-

менной соли иренского горизонта. Разрез

иренского горизонта кунгурского яруса

перми по керну и геофизическим иссле-

дованиям скважин (ГИС) представлен че-

редованием пластов каменной соли и ан-

гидрита. В разрезе выделяется от 7 до 13

пластов каменной соли и от 8 до 14 пластов

ангидрита. Резервуары созданы в наиболее

мощном и выдержанном по простиранию

пласте каменной соли, называемом галито-

вой толщей, которая развита почти на всей

площади Оренбургского месторождения.

Галитовая толща слагает ядра соляных

куполов, где ее толщина часто превышает

1000 м, в межкупольных впадинах ее толщи-

на составляет 100 м. Подошвой галитовой

толщи служит пласт ангидрита иренского

горизонта толщиной 4–12 м, перекрыта

галитовая толща также пластом ангидрита

толщиной 6–20 м.

Анализ мирового опыта строительства

подземных объектов в соленосной толще

показал следующее:

• емкости сооружены в соляных куполах,

диапирах, штоках, складках (валах);

• интервал заложения – от 360 до1470 м;

• объем единичного подземного резервуа-

ра – от 10 тыс. до 250 тыс. м3;

• число подземных резервуаров в храни-

лище – от 2 до 38;

• объем хранилища – от 0,1 млн до1600 млн м3.

Опыт строительства и эксплуатации

подземных объектов в соленосной толще

также показывает, что они оказывают двоя-

кое воздействие на геологическую среду.

Строительство подземных хранилищ при-

водит к значительному изменению физи-

ко-механических свойств и прочностных

характеристик пород, способствует развитию

ряда инженерно-геологических процессов:

соляного и гипсового карста, набухания

и просадки грунтов, провалов земной по-

верхности, деформаций и аварий подземных

выработок, миграции хранимых продуктов

по имеющимся в сводовой части куполов

разломам. Строительство ПХ в соляных ку-

полах и нарушение природного равновесия

соляного массива приводят к сдвижению

Таблица 1

Основные показатели подземных хранилищ в каменной соли, построенных в России и странах ближнего зарубежья

Подземное хранилище(тип соляной толщи)

Государство Числоподземныхрезервуаров

Единичныйобъем подземного резервуара, тыс. м3

Объем хранилища,млн м3

Интервалзаложения, м

Продукт хранения Год началаэксплуатации

Яр-Бишкадакское(соляные купола)

Республика Башкортостан, РФ

6 20–75 0,300 550–750 Светлые нефтепродукты 1961

Камеры Яр-Бишкадакского рассолопромысла

То же 3 90–140 0,350 750–800 Светлые нефтепродукты 1980

Кашкарское I(соляные купола)

–»– 8 50–200 1,0 540–750 Сжиженные газы 1974

Кашкарское II(соляные купола)

–»– 2 35–70 0,100 540–750 Этилен 1981

Казаякское(соляные купола)

–»– 3 80–220 0,450 410–540 Светлые нефтепродукты 1988

Зиминское РФ 4 17–22 0,080 1300–1350 Этилен 1984

Оренбургское(соляные купола)

РФ 9 10–60 0,320 1050–1470 Гелиевый концентрат 1985

Астраханское(соляные купола)

РФ 11 10–50 0,350 690–1160 Газовый конденсат,продукт продувки скважин

1992

Хранилище природного газа РеспубликаАрмения

19 50–200 2,0 880–1000 Природный газ 1970

Хранилище бутана То же 3 50 0,150 850–970 Сжиженный газ 1978

Другие хранилища РФ, Украина, Республика Беларусь, Республика Армения

30 12–150 – 400–1200 Светлые нефтепродукты 1965–1992

Примечание. В настоящее время на территории России строится три ПХГ в соляных кавернах: Калининградское (Калининградская обл.), Волгоградское (Волгоградская обл.) и Березня-

ковское (Пермская обл.) с теми же основными показателями.


надсолевых толщ, усилению ползучести со-

ли. Установлено, что в условиях подземных

хранилищ в приповерхностных отложениях,

водах и приземной атмосфере в течение

2–3 лет после закачки газа формируются

газогеохимические, биогеохимические и дру-

гие аномалии [8]. Контроль за состоянием

подземных емкостей на Астраханском ГКМ

(с 1982 по 1994 г.) с помощью звуколокаци-

онной съемки показал, что в данное время

происходит прогрессирующее сжатие на 30–

40 % отдельных из них (подземная емкость

в районе скв. 5А, 3А, 7А, 2Т) или увеличение

объема других (подземная емкость в районе

скв. 4А) [5]. Деформации подземных храни-

лищ внутри соляного массива носят сложный

характер и обусловлены не только раство-

рением и ползучестью соли, но и структур-

ными особенностями залегания отложений

каменной соли. Это могут быть массивы,

купола, штоки, линзы и пласты различной

толщины. Установленные деформационные

горно-геологические и инженерно-геологи-

ческие процессы на некоторых хранилищах,

выработанных в соли, приведены в табл. 2.

Исследованиями установлено, что глу-

бинные инженерно-геологические процессы

обусловлены: внутренним строением, хими-

ческим составом и физико-механическими

свойствами пород соленосных массивов [5,

9]. Причиной перечисленных деформаци-

онных процессов может служить и совре-

менный рост соляных куполов, скорость

которого может достигать 2–4 мм / год в При-

каспийской впадине, 4–9 мм / год в Средней

Азии, 12,5 мм / год в США [10]. Кроме того,

емкости, выработанные в каменной соли,

состоят либо полностью из минерала галита

(«чистая соль»), либо содержат небольшие

включения: прослои и линзы ангидритов,

гипса, карбоната кальция и других мине-

ралов и пород. Химический состав галита:

39,39 % Na и 60,61 % Сl. Молекулярная

масса 58,44, плотность 2,1–2,2 г / см3 [6].

Содержание нерастворимых включений

в каменной соли, по данным мирового

опыта, не превышает 20–35 %.

Исходя из мирового опыта строитель-

ства и эксплуатации подземных объектов

в соленосной толще, при выборе соляной

толщи для создания в ней хранилища дол-

жны соблюдаться следующие требования:

соляные массивы (купола) должны быть

сложены солью галитового состава, быть

многометровыми (сотни метров) в высоту

и многокилометровыми в поперечнике,

иметь свободные зоны (до километра)

от «негалитовых» пород. Кроме того, необхо-

дим учет: интенсивности неотектонических

движений; роста соляных куполов; меха-

нических свойств пород; литологических

и текстурно-структурных неоднородностей

и др. Конкретные интервалы рабочей толщи

(т. е. объемов соляного массива) выбираются

на основе двух составляющих: технических

требований, предъявляемых к данному типу

емкости, и горно-геологических условий,

которые должны отвечать требованиям,

установленным рядом нормативно-мето-

дических документов.

Анализ мирового опыта строительства

и эксплуатации подземных объектов в со-

леносной толще и нормативно-методи-

ческих документов (ИГР-ПХС–78, ВУМГ-

ПХС–79, СНиП 2.11.04–85, ПБ 08-83–95, СП

34-106–98, СНиП 34-02–99, СТО Газпром

2-3.5-153–2007, Р Газпром 2-3.5-368–2009,

СТО Газпром 2-3.5-441–2010) позволяет

определить следующие требования к гор-

но-геологическим и инженерно-геологи-

ческим условиям участков строительства

подземных резервуаров:

• допускается сооружение резервуаров

в соляных куполах, диапирах, штоках,

складках (валах);

• глубина заложения емкостей может со-

ставлять от 350 до 1500 м;

• минимальная требуемая истинная толщи-

на соляных толщ – не менее 100 м, а в случае

наличия над соляной толщей проницаемых,

обводненных или неустойчивых пород тол-

щина соляной толщи должна быть увеличена

не менее чем на 20 м;

• допустимое содержание нерастворимых

примесей в каменной соли составляет

до 20 %, в отдельных случаях – до 30 %

(СНиП 2.11.04–85 допускает содержание

нерастворимых примесей до 35 %);

• в интервале заложения емкости счита-

ется возможным присутствие единичных

прослоев несоляных пород толщиной

не более 2,5 м;

• вмещающий массив соли не должен со-

держать прослоев калийных и магниевых

солей;

Таблица 2

Установленные деформационные горно-геологические и инженерно-геологические процессы на некоторых хранилищах, выработанных в соли

Хранилище, город Глубина, м Государство Продукт хранения Горно-геологические и инженерно-геологические процессы

Купола Уикс-Айленд, Нью-Мехико

1400 США Радиоактивные отходы Ползучесть соли в 3 раза превышает проектную

Соляной массив, Марсель

1000 Франция Нефть Первоначальный объем полости (280 тыс. м3) за год уменьшился на 230 м3 (0,08 %)

Соляной целик, Хаде

750 ФРГ Углеводородыи различные отходы

Скорость конвергенции через 6 мес после окончания растворения составила 90 м3 (0,6 %) в год

Соляной массив, Оренбург

1050–1470 РФ Гелиевый концентрат За 20 лет эксплуатации изменение объема составило 15 %

Соляные купола, Карачаганак

160–1500 Казахстан Газовый конденсат Создано камуфлетными взрывами, за время эксплуатации изменение объема составило 15 %

Соляные купола, Астрахань

690–1160 РФ Газовый конденсат, продукт продувки скважин

Подземная емкость 2Т за период 1982–1986 гг. сократилась в объемес 32 тыс. до 12 тыс. м3, что составляет 63 % от первоначального объема

75


• соляная толща должна быть непроницае-

мой для хранимого продукта – недопустимо

наличие прослоев пород с проницаемостью

более 0,01·10–3 мкм2, если они могут быть

связаны с вмещающими соляной массив

отложениями;

• гидрогеологические условия участка

должны обеспечивать безопасность емко-

стей от прорыва надсолевых, подсолевых

и боковых вод;

• недопустим выбор участка в зонах раз-

вития карста, оползней, селей и других эк-

зогенных процессов, способных привести

к нарушению емкостей.

Оценка толщ каменной соли, перспек-

тивных под строительство подземных

резервуаров, базируется на приведенных

требованиях. Приведем оценку соленосных

толщ (чарской свиты и ее аналогов; толба-

чанской свиты и ее аналогов; юрегинской

свиты и ее аналогов), развитых в пределах

Непского свода и Мирнинского выступа

Непско-Ботуобинской антеклизы и Ангаро-

Ленской ступени.

Рассмотрим структурные особенности

толщ каменной соли кембрийского возраста

Непско-Ботуобинской антеклизы Восточно-

Сибирского соленосного бассейна, пер-

спективных под строительство подземных

резервуаров.

Чарская соленосная толща сложена че-

редованием пачек каменных солей с серыми,

коричневато-серыми тонко-мелкозернисты-

ми доломитами, часто ангидритизирован-

ными и глинистыми, с прослоями мергелей,

аргиллитов и ангидритов. Каменные соли –

прозрачные белые, толщиной 20–35 м.

Мощность толщи – 106–422 м, глубина за-

легания – от 79 до 423 м. В соляной толще

чарской свиты выделяется до 10 пластов-

коллекторов с порово-каверновым типом

пористости, значение пористости – от 7,0

до 24,7 %. В зоне малых толщин чарской

свиты (менее 150 м) отмечаются выщелачи-

вание и карстообразование, к чарской свите

приурочены пластовые интрузии основного

состава. По долинам рек существуют гидро-

геологические «окна» – зоны смешивания

поверхностных и глубинных вод.

Верхнетолбачанская соленосная

толща сложена пластами каменной соли

толщиной 15–20 м и пачками переслаи-

вания доломитов, мергелей, аргиллитов.

Мощность толщи – 187–297 м, глубина

залегания – от 350 до 850 м. В соляной

толще верхнетолбачанской подсвиты выде-

ляется до 12 пластов-коллекторов, общая

пористость их колеблется от 9,0 до 20,4 %,

отмечаются зоны трещиноватости.

Юрегинская соленосная толща сло-

жена пластами каменной соли толщиной

20–25 м, переслаивающихся пропластка-

ми серых, зеленовато-коричневато-серых

доломитов, аргиллитов, ангидритов и до-

ломитовых мергелей. Мощность толщи –

229–266 м, глубина залегания – от 792

до 1338 м. Следует отметить, что даже

в скв. 321-40 (Чаяндинская площадь),

пробуренной на границе Непского свода

и Предпатомского прогиба, максималь-

ная толщина пластов каменной соли со-

ставляет 26 м. В межсолевых отложениях

юрегинской толщи выделяется до двух

водонасыщенных пластов-коллекторов

с гранулярной пористостью 13,2–14,6 %,

в нижней части юрегинской толщи от-

мечается аномально высокое пластовое

давление (АВПД).

Рассмотрим структурные особенности

толщ каменной соли кембрийского возраста

Ангаро-Ленской ступени Восточно-Сибир-

ского соленосного бассейна, перспективных

под строительство подземных резервуаров.

Ангарская соленосная толща (ана-

лог чарской) по литологическим призна-

кам расчленяется на две пачки. Нижняя

представлена чередующимися пластами

доломитов, доломитистых известняков

с частыми прослоями доломито-извест-

няково-мергельных брекчий, мергелей

с включением гипса, ангидрита и камен-

ных солей, толщина последних – 10–15 м,

мощность – 206–302 м. Верхняя пачка сло-

жена пластами каменной соли толщиной

до 25 м, с прослоями доломито-ангидритов,

глинистых доломитов, брекчированных

доломитов. Толщина пачки – 165–270 м.

Общая мощность толщи – 442–530 м,

глубина залегания – от 1113 м до 1388 м.

В нижней части толщи выделен бильчир-

ский продуктивный горизонт толщиной

до 100 м, сложенный переслаивающимися

пластами доломитов и каменных солей.

В бильчирском продуктивном горизонте

(интервал 1298–1388 м) получены притоки

газа с сероводородной водой.

Бельская соленосная толща подраз-

деляется на три пачки. Нижняя и средняя

пачки не расчленены и сложены пере-

слаивающимися между собой породами

доломитов, известняков, известковистых

доломитов, ангидритов и ангидрито-доло-

митов с маломощными прослоями каменных

солей в приподошвенной части суммарной

толщиной от 4 до 18 м. Толщина пачек –

262–302 м. В нижней части пачек выделяется

христофоровский продуктивный горизонт,

в верхней – атовский толщиной до 60–70 м.

Верхняя пачка (аналог верхнетолбачанской)

сложена доломитами, ангидрито-доломита-

ми, ангидритами, доломитовыми мергелями

и каменной солью, которая занимает в раз-

резе значительную часть (до 70 %), пласты

каменной соли достигают 30 м. Толщина

пачки – 132–162 м, глубина залегания –

от 1605 до 1740 м.

Усольская соленосная толща (аналог

юрегинской) сложена пластами каменной

соли, толщиной до 50 м, переслаиваю-

щихся с доломитами. Мощность толщи

на Ковыктинской и Чиканской площадях

колеблется от 551–623 м, суммарная тол-

щина каменной соли изменяется от 321

до 442 м, т. е. степень насыщения разре-

за солями составляет 0,49–0,76. Глубина

залегания – от 2018 до 2680 м. В нижней

части соленосной толщи выделяется осин-

ский горизонт, сложенный известняками

и известковистыми доломитами, толщиной

до 57 м. В осинском продуктивном гори-

зонте (интервал 2540–2595 м) получены

притоки газа с сероводородной водой.

Под осинским горизонтом в скважинах

Ковыктинской площади зафиксирована

интрузия диабазов толщиной от 123 м.

На глубинах 2038–2595 м отмечается ра-

попроявление.

Из описанных разрезов следует, что

соляная формация кембрийского воз-

раста Восточно-Сибирского соленосного

бассейна характеризуется неоднократ-

ным переслаиванием пластов каменной

соли (преимущественно от 5 до 25–30 м,

редко до 50 м) с пластами сульфатных

и карбонатных пород, которые образуют

соляные толщи (свиты) и пачки. Они разде-

ляются пачками и пластами, сложенными

карбонатными и сульфатно-карбонатны-

ми породами, которые выдерживаются

на обширной территории и часто являются

маркирующими.

Оценка интегральных характеристик

толщ каменной соли кембрийского воз-

раста Восточно-Сибирского соленосного

бассейна, перспективных для создания под-


земных резервуаров, приведена в табл. 3.

Из таблицы следует, что истинная толщина

соляных пачек, развитых на территории

Непского свода и Мирнинского выступа,

менее 30 м. Однако, если учитывать, что

в соляной пачке и над ней имеются прони-

цаемые, обводненные и неустойчивые по-

роды, то минимально допустимая толщина

соляной пачки должна быть не менее 40 м.

В разрезе соляных толщ на этой территории

развиты также линзы калийных солей, отли-

чающиеся высокой скоростью растворения,

и экзогенные процессы, способные приве-

сти к нарушению выработанных емкостей.

Гидрогеологические условия и процессы

надвигообразования на территории Неп-

ского свода и Мирнинского выступа также

не могут обеспечить безопасность строи-

тельства подземных емкостей в соляной

формации кембрийского возраста.

Не отвечают требованиям и горно-гео-

логическим условиям строительства под-

земных резервуаров для создания в них

ПХ гелия и соленосные толщи, развитые

на территории Ангаро-Ленской ступени:

• соленосная толща ангарской свиты сло-

жена галитом, сильвином и карналитом,

в разрезе толщи прослеживается бильчир-

ский поглощающий горизонт, фиксируется

проявление напорных вод (затопление

солерудников);

• в соленосной толще верхнебельской

свиты контакт с негалитовыми поро-

Таблица 3

Оценка интегральных характеристик толщ каменной соли кембрийского возраста, перспективных под строительство подземных резервуаров на территории Восточно-Сибирского соленосного бассейна

Интегральныехарактеристикисоляной толщи

Требования норма-тивных документови опыт строитель-ства ПХГ

Непско-Ботуобинская антеклиза: Непский свод/Мирнинский выступ

Ангаро-Ленская ступень

Чарская свита Толбачанскаясвита

Юрегинскаясвита

Ангарскаясвита

Верхнебельская подсвита

Усольскаясвита

Глубина залегания,м

160–1500 79–423/512–679 350–850/901–1041 792–1338/1448–1516

1113–1388 1605–1740 2018–2680

Толщина соляной толщи, м

Более 100 106–422/271–357 187–297/239–346 229–266/174–343

442–530 132–162 551–623

Толщина соляной пачки, м

Не менее 50 20–35/20–35 15–20/До 20 20–26/– 10–25 До 30 До 50

Свободная зона(контактс негалитовыми породами)

До 1000 м Присутствуютпластовыеинтрузиитолщинойот 28 до 152 м

Имеются свободные зоны (локальное включение трещиноватых трапповых тел)

Присутствуют пластовые интрузии диабазов толщинойдо 167 м

Зоны замещения сильвинитом, ангидритоми кальцитом

Зоны замещения ангидрит-доломитовыми породамии доломитами,красноцветными алевролитамии песчаниками

Имеютсясвободныезоны

Состав соли Галит (NaCl), 100 Галит Галит Галит Галит, сильвин, карналит

Галит Галит, прослоисильвина,карналита

Степень насыщения разреза солями, %

Не менее 70 70 50 75 46 60–65 49–76

Наличие проницаемых, обводненныхи неустойчивых пластов

Отсутствие По ГИС выделяются водонасыщенные пласты-коллекторы с поровокаверновым типом пористостиКп = 17,4–27 %,Кнг = 60–0 %,Нэф = 2,2–22,2 м

По ГИСвыделяются водоносныепласты-коллекторыс Кп = 18–22,6 %,Кнг = 0–44 %,Нэф = 1,6–8,4 м

По ГИСвыделяютсяводонасыщенныелинзыс Кп = 13,2–14,6 %,Кнг = 56 %, Нэф = 1,6 м

В разрезе соляной толщи в бильчирском горизонте полученыпритоки газас сероводороднойводойи зафиксированы поглощения

В нижней частисвиты в атовском горизонтезафиксированыинтенсивныепоглощения

В нижней частисвитыв осинскомгоризонтеполучены притокигазас сероводороднойводой

Интенсивностьнеотектонических движений

Отсутствиенеотектоническойактивности

– – Процессынадвигообразо-вания

Согласно карте сейсмического районирования сейсмическая интенсивность участка Иркутского центра газодобычи составляет 5–10 баллов при степени сейсмической опасности 10 %

Горно-геологическиеи гидро-геологические условия

Отсутствие:зон развития карста, оползней, селей и других экзогенных процессов; прорыва надсолевых, подсолевыхи боковых вод

Наличие карста (зоны интенсивных поглощений)

Разгрузка водоносных пластовв долинах рек

Межсолевые пласты с АВПД

Наличие напорных вод (затопление солерудников)

В южнойбортовой зоне отложенияпромытыопресненными инфильтрацион-ными водами

Калийные соляныепородына глубинах >1000 мначинаютсильно деформироваться

Примечание. Кп – открытая пористость; К

нг – нефтегазонасыщенность; Н

эф – эффективная толщина.

77


дами происходит на расстоянии менее

1000 м, в нижней части свиты в атовском

горизонте зафиксированы интенсивные

поглощения;

• в соленосной толще усольской свиты

имеются рапонасыщенные пласты, про-

слои и линзы калийно-магниевых солей

и вязких пластичных глин, способствую-

щих развитию ряда горно-геологических

и инженерно-геологических процессов,

приводящих к нарушению выработанных

емкостей. Усольская толща залегает на глу-

бинах 2000 м и более; следует учитывать,

что калийные соляные породы на глубинах

более 1000 м начинают сильно деформи-

роваться, делая горные выработки непри-

годными для эксплуатации.

Чтобы убедиться в правильности сде-

ланных выводов, рассмотрим строение

соленосных толщ России и США, в соляных

массивах которых выработаны емкости

и построены объекты подземного хранения.

В качестве сравнения рассмотрим геоло-

гические разрезы кунгурской соленосной

толщи пермского возраста Прикаспийско-

го бассейна, в соляных куполах которой

осуществляется хранение гелиевого кон-

центрата (Оренбургское ГКМ) и газового

конденсата (Астраханское ГКМ), а также

залегания соленосной толщи в бассейне

Парадокс (США), в соляных куполах которой

осуществляется захоронение радиоактив-

ных отходов.

В разрезе кунгурской соленосной толщи

четко выделяются три пачки: нижняя – суль-

фатно-терригенная, средняя – галоген-

ная и верхняя – сульфатно-терригенная.

Мощность галогенной пачки колеблется

от 840 до 3440 м, она слагает ядра соляных

куполов. Галогенная пачка сложена преи-

мущественно каменной солью с редкими

включениями ангидрита, здесь имеются

прослои (менее 2,5 м) и линзы ангидритов,

аргиллитов, реже – песчаников. Верхняя

и нижняя сульфатно-терригенные пачки

сложены ангидритами с подчиненными

прослоями глин, известняков, алевролитов,

каменной соли. Толщина верхней пачки

80–150 м, нижней – 40–80 м.

Соленосная формация Парадокс объ-

единяет все галогенные образования. Ее

толщина в наиболее соленасыщенных

зонах бассейна превышает 1200 м, од-

нако в сводовых частях соляных куполов

(антиклиналей) толщина возрастает более

чем в 2 раза, достигая 2500–3000 м и даже

более 4000 м. Соленосная формация Па-

радокс в целом сложена каменной солью,

переслаивающейся с тонкими прослоями

калийных солей, ангидритами, доломитами

и черными сланцами. К окраинным районам

бассейна соленосная толща выклинивается

и замещается сульфатно-карбонатными,

а затем и карбонатными породами. Со-

леносность разрезов вблизи линии вы-

клинивания солей составляет не менее

10 % от общей мощности, а во внутренних

районах впадины колеблется от 30 до 99 %.

Средняя соленасыщенность разрезов

на соляных антиклиналях (валах) равня-

ется 72,4 % [11].

Исходя из изложенного следует, что

на большей части Восточно-Сибирского

соленосного бассейна (территория Непско-

Ботуобинской антеклизы и Ангаро-Ленской

ступени) отсутствует возможность создания

в каменной соли крупных подземных хра-

нилищ для безопасного и эффективного

способа хранения газообразных веществ,

в том числе гелия.

Опыт использования нормативных и ре-

гламентирующих документов при выборе

соляной толщи и вмещающего соляного мас-

сива при создании подземных резервуаров

для хранилищ природного газа, в том числе

гелия, должен найти обобщение в новом

регламентирующем документе «Требования

к выбору соляной толщи и вмещающему со-

ляному массиву под строительство подзем-

ных резервуаров для хранилищ природного

газа, в том числе гелия».


1. Якуцени В. П. Проблемы освоения ресурсов

восточно-сибирского гелия. – Режим доступа:

http://www.yakutseni.ru / nauchnietrudy / statyi / 120-prob-

lemy-osvoenija-resursov-vostochno-sibirskogo-gelija

2. Miles D. Tade, U.S. Bureau of Mines, Amarillo, Тех.

Хранилище гелия на месторождении Cliffside. – Режим

доступа: http://www.helium-corp.com/files/Helium-

Storage-in-Cliffside-Field.pdf

3. Бутковский Ю. М., Жарков М. А., Сохранский В. Б.,

Эдиашвили Н. А. Районирование территории Восточ-

но-Сибирского соленосного бассейна по условиям

создания подземных хранилищ природного газа,

гелия и жидких углеводородов в каменной соли //

Наука и техника в газовой промышленности. – 2004. –

№ 3–4. – С. 56–61.

4. Рубан Г. Н., Бондарев В. Л., Королева В. П., Ко-

ролев Д. С. Критерии выбора хранилищ гелиевого

концентрата в Восточной Сибири // Георесурсы. –

2010. – 4 (36). – С. 29–32.

5. Ушивцева Л.Ф. Инженерно-геологические осо-

бенности соляных массивов и их влияние на процесс

освоения недр юго-западной части Прикаспийской

впадины: дис. … канд. геол.-минер. наук. – Астрахань,

2004. – 197 c.

6. Мазуров В. А. Подземные нефтегазохранилища в от-

ложениях каменной соли. – М. : Недра, 1982. – 212 с.

7. Смирнов В. И. Строительство подземных газонеф-

техранилищ. – М. : Газоил пресс, 2000. – 249 с.

8. Колтыпин С.Н. Тектоника и история развития При-

каспийской впадины // Нефтегазоносные толщи При-

каспийской впадины. – Л. : Недра, 1967. – С. 12–16.

9. Зайцев В.Г. Разработка методов расчета и опти-

мизации режимов отбора газа из подземного храни-

лища в каменной соли: дис. … канд. техн. наук. – М.,

2004. – 164 c.

10. Методика определения вместимости подземно-

го резервуара сжатого газа в каменной соли. – М. :

ВНИИЭГазпром, 1990. – 48 с.

11. Жарков М.А. Палеозойские соленосные формации

мира. – М. : Недра, 1974. – 390 с.


УДК 622.276.344:532

Метод повышения нефтеотдачи на истощенных нефтяных месторождениях за счет создания ПХГА. Ю. Лопатин (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Зачастую подземные хранилища газа строятся на базе истощенных месторо-

ждений углеводородов. В статье рассматривается частный вариант возведения

ПХГ в отработанном месторождении нефти с коллектором трещинно-порового

типа. Показана возможность не только эффективного использования ПХГ,

но и получения существенной дополнительной нефтеотдачи при этом.

Повышение нефтеотдачи пластов, из-

влечение остаточной нефти – одна

из основных задач нефтяной промыш-

ленности. Актуальность этой проблемы воз-

растает со временем, так как прослеживается

четкая тенденция прироста извлекаемых

запасов углеводородов за счет преобла-

дающего открытия запасов нефти в сложно

построенных коллекторах. Разработка таких

месторождений или доизвлечение нефти

из них традиционными методами, например

заводнением, – малоэффективны. Естест-

венная альтернатива – применение актив-

ных методов воздействия, иными словами,

методов увеличения нефтеотдачи. В настоя-

щее время разработаны и применяются

свыше трех десятков методов воздействия,

а на их основе – десятки технологий нагне-

тания в пласт различных агентов.

Чтобы решить эту проблему и трудноиз-

влекаемые запасы нефти ввести в эффек-

тивную промышленную разработку, надо

предложить новую систему и комплекс

методов, которые обеспечивали бы необ-

ходимую экономическую рентабельность

и позже могли бы быть использованы неф-

тедобывающими компаниями [1].

Несмотря на имеющийся значительный

опыт разработки нефтяных и газовых место-

рождений, как в отечественной практике,

так и за рубежом, коэффициент извлечения

крайне мал: для нефти – менее 40 %, для

газа – 70–85 %. Еще более велики потери

в низкопроницаемых коллекторах при на-

личии в них системы трещин, так как обвод-

нение таких месторождений преимущест-

венно происходит по высокопродуктивным

каналам, оставляя пористую составляющую

практически не вовлеченной в разработку

[2]. Дегазированная малоподвижная нефть

является, по сути, «похороненной» в пласте.

Именно поиском решений по доизвлечению

такой нефти заняты специалисты нефтега-

зовой отрасли во всем мире.

Новый метод увеличения нефтеотдачи

в истощенных нефтяных залежах с кол-

лекторами трещинно-порового типа ос-

нован на создании и эксплуатации ПХГ

при определенной системе расстановки

горизонтальных газонагнетательных и неф-

тедобывающих скважин.

Для достижения цели были поставлены

и решены следующие задачи:

• создана и адаптирована к 30-летней

истории разработки гидродинамическая

модель нефтеносного бассейна;

• выбрано оптимальное расположение

горизонтальных скважин для работы ПХГ

и дополнительной добычи нефти;

• выбран режим работы скважин ПХГ для

достижения максимальной конечной неф-

теотдачи;

• проанализирован и обоснован поло-

жительный эффект от закачки попутного

нефтяного газа в продуктивный пласт для

дополнительной добычи нефти.

Предоставленная гидродинамическая

модель месторождения (рис. 1) основыва-

ется на геологической модели.

Модель является математическим пред-

ставлением статических и динамических

параметров разработки месторождения.

В ней реализованы двойная среда (ими-

тация фильтрации флюидов одновременно

по трещинам и микропорам коллектора),

композиционная составляющая (дающая

возможность учитывать многокомпонентный

состав фильтрующегося флюида) и непосто-

янная геометрия сетки (для углубленного

изучения основного объекта и контролиро-

вания гидродинамически связанных с ним

соседних коллекторов) [3].

Проницаемость по трещинам принята

равной 0,9 мкм2 по всему массиву и из-

менена в некоторых ячейках в целях адап-

тации модели к истории. Проницаемость

по матрице распределена согласно геоло-

гической модели и находится в интервале

(0,153,0)10–3 мкм2.

С помощью гидрогазодинамической

модели месторождения были проведены

расчеты процесса создания и эксплуатации

ПХГ. В результате расчетов не только была

Рис. 1. Гидродинамическая модель бассейна (нефтенасыщенность)

79


показана принципиальная возможность со-

здания здесь хранилища, но и подтвержден

новый метод увеличения нефтеотдачи при

эксплуатации ПХГ на истощенном нефтяном

месторождении с коллектором трещинно-

порового типа [4]. Для этого потребовалось

более 300 расчетов с различными комби-

нациями расположения скважин, режимов

работы ПХГ и состава нагнетаемого газа.

Приведем основные варианты расчетов для

определения максимально эффективного

метода повышения нефтеотдачи.

Для определения наиболее эффективно-

го расположения эксплуатационных гори-

зонтальных скважин, с учетом различного

подъема водонефтяного контакта (ВНК)

в трещинной и матричной составляющей

коллектора (рис. 2), были выбраны следую-

щие схемы расположения, принципиально

отличающиеся друг от друга.

Вариант 1. Здесь предлагается бурение

группы горизонтальных эксплуатацион-

ных скважин в чисто нефтяной зоне, как

матричной составляющей коллектора, так

и трещинной в центральной части по высо-

те. Такое расположение должно обеспечить

равномерный охват оставшейся в трещинной

составляющей пласта нефти.

Вариант 2. Здесь часть горизонтальных

скважин располагается в верхней чисто

нефтяной зоне, а другая группа скважин

бурится ниже уровня ВНК трещинной части

коллектора для более равномерного охвата

всей залежи. Однако следует понимать, что

в продукции нижнего ряда скважин с самого

начала работы ПХГ будет достаточно боль-

шое количество воды.

Вариант 3. Этот вариант похож на первый,

разница только в том, что горизонтальные

скважины располагаются в два яруса, для

более полного охвата чисто нефтяной зоны.

Такой вариант преследует цель максимально

длительного безводного режима добычи.

Вариант 4. В данном варианте две

группы горизонтальных эксплуатационных

скважин бурятся в двух ярусах, равномер-

но расположенных по объему залежи. Так

как уровень ВНК в трещинном коллекторе

поднялся к концу разработки достаточно

высоко, то даже верхний ярус горизон-

тальных скважин оказывается ниже его

положения. Такое размещение скважин

способствует максимально равномерному

охвату всей залежи, однако с самого на-

чала работы ПХГ продукция будет сильно

обводнена.

Для более справедливой оценки каж-

дого из вариантов расчеты проводились

с одинаковым числом скважин, с одинако-

выми режимами работы и объемами зака-

чиваемого и отбираемого из подземного

хранилища газа и одинаковым составом

рабочего агента.

Рассмотрев четыре варианта расстановки

эксплуатационных горизонтальных скважин

необходимо сравнить их между собой.

Динамика добычи нефти и обводненности

по вариантам представлена на рис. 3.

Итак, для выбора оптимального режима

работы ПХГ с точки зрения распределения

скважин наиболее подходит вариант 3 рас-

становки, где горизонтальные стволы рас-

полагаются выше уровня ВНК трещинной

составляющей коллектора (т. е. находятся

в чисто нефтяной зоне) и размещаются

в два яруса, для более равномерного охвата

нефтеносной толщи.

Для достижения максимального отбора

нефти из матричного коллектора необхо-

димо выбрать оптимальный режим закачки

и отбора газа для обеспечения необходимо-

го давления в пласте. Для этого были рас-

считаны следующие варианты работы ПХГ.

Вариант I. Здесь рассматривается по-

степенный ввод скважин в эксплуатацию

с постепенным увеличением количества

закачиваемого и отбираемого газа. При

этом количество газа, закачиваемого через

верхний и нижний ряды скважин, совпадает.

Вариант II. В этом варианте предлагается

разовый пуск в эксплуатацию всего фонда

эксплуатационных горизонтальных скважин

с постепенно возрастающими закачкой и от-

бором газа. Акцент по производительности

направлен на верхний ряд скважин.

Вариант III. Здесь предполагается ввод

всего фонда скважин в эксплуатацию

с равными долями закачки газа через

ярусы верхних и нижних горизонтальных

эксплуатационных скважин. При этом ра-

бочий объем ПХГ достигается за короткий

промежуток времени.

Вариант IV. Здесь планируется пуск

в эксплуатацию всего фонда скважин одно-

временно, причем приоритет в количестве

закачиваемой и отбираемой продукции

отдан нижнему ярусу горизонтальных экс-

плуатационных скважин.

Для окончательного выбора наиболее

предпочтительного варианта из рассмотрен-

ных в этом разделе необходимо провести

а б

в г

Рис. 2. Уровень ВНК:а и б – в матрице соответственно на начало и конец разработки; в и г – в трещине соответственно на начало и конец разработки


сравнительный анализ. Динамика обвод-

ненности и добычи нефти по вариантам

представлена на рис. 4.

Итак, для анализа влияния состава

рабочего агента на конечную нефтеотда-

чу при эксплуатации ПХГ с точки зрения

распределения количества закачиваемого

и отбираемого газа между верхним и ниж-

ним рядами скважин наиболее подходит

вариант IV, где основной акцент на закачку

и отбор газа сделан на нижний ярус гори-

зонтальных скважин.

Для обеспечения наилучшего смешива-

ния закачиваемого газа с оставшейся в боль-

шом количестве в матричной составляющей

коллектора нефтью необходимо подобрать

оптимальный состав рабочего агента ПХГ,

исходя из возможности присутствия в нагне-

таемом флюиде попутного нефтяного газа

(ПНГ). Принимая во внимание результаты

расчетов, представленные ранее по опре-

делению оптимального расположения го-

ризонтальных эксплуатационных скважин,

а также режимов работы ПХГ, необходимо

учесть экологическую составляющую про-

цессов нефте- и газодобычи.

На данный момент существует острая

проблема утилизации ПНГ с нефтяных

месторождений [5]. Проверим варианты

использования неподготовленного по-

путного газа с нефтяных месторождений

в качестве рабочего агента или компо-

нента рабочей смеси при эксплуатации

ПХГ, а также сопоставим эти результаты

с вариантом использования товарного

газа, для которого и предназначены ПХГ.

Приведем три варианта расчетов, два

из которых основаны на использовании

чистых, товарного и попутного газов

в работе подземного хранилища, и один

представляет смесь этих продуктов в ка-

честве рабочего агента.

Вариант А. Здесь рассматривается

расчет работы ПХГ с использованием ма-

гистрального подготовленного газа в ка-

честве рабочего агента. Для подобного

функционирования ПХГ достаточен стан-

дартный набор наземного оборудования

для закачки в пласт подготовленного сухого

товарного газа.

Вариант Б. В этом варианте предлагается

использование в качестве рабочего агента

смеси товарного газа с попутным нефтяным

газом [6] в соотношении 1:1. Для работы

ПХГ необходим набор наземного оборудо-

вания для закачки в пласт смеси товарного

и жирного нефтяного попутного газов, что

несколько увеличит финансовые затраты,

которые должны окупиться с приростом

в добыче нефти.

Рис. 3. Накопленная добыча нефти (а) и обводненность (б) по вариантам 1, 2, 3, 4

Рис. 4. Накопленная добыча нефти (а) и обводненность (б) по вариантам I, II, III, IV

81


Вариант В. Здесь предполагается работа

ПХГ исключительно с попутным нефтяным

газом с близлежащих нефтяных месторо-

ждений в качестве варианта утилизации

ПНГ, если газовый фактор таких месторо-

ждений достаточно велик и объемов газа

достаточно для обеспечения работы ПХГ.

Для функционирования ПХГ в данном слу-

чае необходимо нестандартное наземное

оборудование, способное компримировать

и закачивать в пласт жирный попутный неф-

тяной газ. Это может вызвать дополнитель-

ные капиталовложения, однако и выгода

от дополнительно добытой нефти в данном

варианте тоже возрастает.

Для окончательного выбора наиболее

предпочтительного из рассмотренных ва-

риантов сравним их между собой. Динамика

добычи нефти и обводненности по вариан-

там представлена на рис. 5.

Судя по тренду нефтеотдачи за послед-

ние три года работы ПХГ, попутный нефтяной

газ и тут оказывает благоприятное воздей-

ствие. Прирост добычи нефти составил

для варианта А – 2,03 млн м3, варианта

Б – 2,17 млн м3, варианта В – 2,31 млн м3.

Итак, после анализа влияния состава ра-

бочего агента на конечную нефтеотдачу при

эксплуатации ПХГ с точки зрения количества

попутного нефтяного газа в рабочей смеси

однозначно можно сделать вывод о том, что

ПНГ существенно улучшает нефтеотдачу.

Одновременно с этим минимизируются

риски с экологической точки зрения для

недропользователей, для которых остро

стоит проблема утилизации ПНГ [7].

Таким образом, в ходе выполнения

исследовательских программ открыт уни-

кальный эффект вытеснения нефти газом

из коллектора трещинно-порового типа

с крайне низкой проницаемостью при цик-

лическом колебании давления во время

эксплуатации ПХГ.

В процессе решения задач по нахо-

ждению оптимальных схем расположения

скважин, режимов работы ПХГ и состава

нагнетаемого газа была построена уни-

кальная гидродинамическая модель, со-

четающая в себе непостоянную геометрию

сетки, многокомпонентный состав флюида

и двойную пористость.

Найдена зависимость устойчивости ра-

боты скважин ПХГ от характера расположе-

ния горизонтальных стволов. Определена

наилучшая схема размещения эксплуата-

ционных скважин по объему залежи для

достижения максимальной дополнительной

нефтеотдачи.

Не только найден способ утилизировать

ПНГ в целях соблюдения экологических норм,

но и доказана возможность применения его

как фактора, повышающего нефтеотдачу

из истощенных нефтяных месторождений

при воздействии на пласт углеводородными

газами. Выявлена линейная зависимость

объема дополнительно добываемой нефти

от количественного содержания ПНГ в ра-

бочем агенте, закачиваемом в ПХГ.

Данный метод увеличения нефтеотдачи

запатентован автором (Патент № 2437818,

27.12.2011 г.) в Федеральной службе по ин-

теллектуальной собственности, патентам

и товарным знакам.


1. Амелин И. Д., Сургучев М. Л., Давыдов А. В. Прогноз

разработки нефтяных залежей на поздней стадии. –

М. : Недра, 1994.

2. Гусейн-Заде М. А. Особенности движения жидкостей

в неоднородном пласте. – М. : Недра, 1965.

3. Лопатин А. Ю. Опыт построения гидродинамических

моделей с использованием непостоянной геометрии

сетки, многокомпонентного состава флюида и двойной

пористости // Тез. докл. Всероссийской молодежной

научной конференции с участием иностранных ученых

«Трофимчуковские чтения – 2008». – Новосибирск :

Новосибирский институт нефтегазовой геологии

и геофизики им. А.А. Трофимчука, 2008. – С. 154–156.

4. Лопатин А. Ю. Способ увеличения нефтеотдачи при

создании и эксплуатации подземного хранилища газа

в трещинно-поровом коллекторе истощенных нефте-

газоконденсатных месторождений // Сб. тез. докл.

II научно-практической молодежной конференции

«Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преем-

ственность». – М. : Газпром ВНИИГАЗ, 2010. – С. 68.

5. Соловьянов А. А., Андреева Н. Н. Крюков В. А.,

Лятс К. Г. Стратегия использования попутного нефтя-

ного газа в Российской Федерации. – М. : Редакция

газеты «Кворум», 2008.

6. Андрейкина Л. В. Состав, свойства и переработка

попутных газов нефтяных месторождений Западной

Сибири: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Уфа, 2005.

7. Андреева Н. Н., Миргородский В. Н., Левашова Л. А.,

Мухаметшин В. Г. Пути повышения уровня исполь-

зования попутного нефтяного газа // Вестник ЦКР

Роснедра. – М., 2005. – № 3.

Рис. 5. Накопленная добыча нефти (а) и обводненность (б) по вариантам А, Б, В


УДК 622.691.24

Целесообразность создания ПХГ в странах с теплым климатом на примере ВенесуэлыН. В. Барщева, М. А. Саркисова (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Для стран с теплым климатом неравномерность газопотребления, вызванная

конъюнктурой рынка, является главной особенностью и отличительной чер-

той по сравнению со странами с сезонными колебаниями в газопотреблении.

Основную неравномерность газопотребления создает индустриальный сектор

экономики страны. В целях регулирования неравномерности газопотребле-

ния, аварийных недопоставок, обеспечения надежности экспортных потоков

и создания стратегического резерва целесообразно создание ПХГ для стран

с теплым климатом. Получение дохода посредством оплаты услуг хранения

позволяет эффективно реализовать проекты создания и развития предприятий

подземного хранения газа.

На сегодняшний день в России прогно-

зирование и создание объемов резер-

ва хранения газа в ПХГ определяется

исходя из его разноцелевого назначения. Для

российских ПХГ одной из основных задач

в Единой системе газоснабжения является

регулирование неравномерности газопо-

требления, которая может быть вызвана

различными причинами. Как показывает

практика, в нашей стране она формируется

в основном именно коммунально-бытовым

сектором в отопительный период, т. е. носит

сезонный характер. В странах Европы работу

ПХГ определяет не только сезонная нерав-

номерность газопотребления, но и спрос

по спотовым сделкам. Расширение мощ-

ностей ПХГ диктуется стремительными

изменениями на энергорынках Европы

и их дальнейшей либерализацией.

Для стран с теплым климатом потреб-

ление природного газа также носит не-

равномерный характер. Неравномерность

газопотребления в Боливарианской Респуб-

лике Венесуэла явилась итогом изменения

спроса и предложения на производимые

товары и услуги, т. е. обусловлена конъюнк-

турой рынка. Неравномерное потребление

природного газа такими отраслями, как

электроэнергетика, нефтехимия, тяжелая

и легкая промышленности, и их значитель-

ная доля в удельном весе расходной части

газового баланса Венесуэлы формируют

основной объем неравномерности газо-

потребления (рис. 1).

Для обеспечения надежного газоснаб-

жения данных потребителей необходимо

создание рыночного резерва газа в под-

земном хранилище, который предназначен

для повышения маневренности системы

при колебаниях спроса на газ с учетом

конъюнктуры рынка, что обусловливает

многоцикличность режима работы хра-

нилища, высокие темпы объемов отбора

и закачки газа.

Говоря об определении целесообразно-

сти создания ПХГ в той или иной стране, по-

мимо рассмотренных факторов необходимо

не забывать об аварийных недопоставках,

связанных с транспортировкой природного

газа по газотранспортной системе.

Национальную сеть газопроводов Вене-

суэлы составляют шесть газотранспортных

систем: Anaco – Jose – Puerto La Cruz, Anaco –

Puerto Ordaz, Anaco – Caracas – Barquisimeto,

Ule – Amuay, ICO общей протяженностью

около 4000 км. Резерв для компенсации

аварийных недопоставок газа необходим

на случай возможных нарушений нормального

Рис. 1. Режимы газопотребления:1 – электроэнергетика; 2 – нефтехимия; 3 – легкая промышленность и др.; 4 – тяжелая промышленность; 5 – цементная промышленность; 6 – производство алюминия; 7 – коммунально-бытовой сектор

83


режима функционирования транспортно-рас-

пределительной системы, а также временных

остановок для проведения ремонтно-восста-

новительных работ. Также Венесуэла рас-

сматривает возможность выхода на мировой

рынок в качестве экспортера природного

газа, что обусловливает необходимость со-

здания резерва для обеспечения надежности

экспортных поставок газа.

Природный газ в Венесуэле являет-

ся основным энергоносителем страны

и занимает доминирующее положение

в структуре потребления. Дальнейшая

динамика увеличения доли природного

газа в топливно-энергетическом балансе

может привести к снижению роли других

видов энергоносителей и, соответственно,

к снижению энергетической безопасности

страны (рис. 2).

Для обеспечения стабильного развития

экономики страны необходимо создание

долгосрочного резерва газа на случай:

возможных нарушений в системе топливо-

снабжения государства; несвоевременно

введенных в эксплуатацию мощностей

по добыче и транспортировке газа; возник-

новения угрозы срыва нормального функ-

ционирования и развития экономики страны;

создания крупного источника газоснабжения,

приближенного к потребителю, способного

на ограниченный период времени выполнять

функции месторождения.

Благодаря своему разноцелевому назна-

чению ПХГ позволяют решить все перечис-

ленные задачи и обеспечить энергетическую

безопасность государства. Подземные

хранилища газа должны быть расположены

у крупных потребителей газа в точках схода

и разветвления транспортных потоков. Одним

из таких потребителей является Anaco – ре-

гиональный центр транспортно-распреде-

лительной системы газа из месторождений

Norte de Monagas, San Tome и Morichal по-

требителям Восточного региона.

Другим приоритетным местом разме-

щения ПХГ является Центральный регион.

Сооружение ПХГ в этом регионе обусловле-

но необходимостью создания резерва для

условий бесперебойного газоснабжения

энергогенерирующих мощностей (разме-

щены основные энергетические мощности

страны), для обеспечения стабильного раз-

вития экономики страны и для безопасного

газоснабжения столицы Боливарианской

Республики Венесуэла г. Каракаса. Также

в качестве перспективного для создания

ПХГ может быть рассмотрен Западный

регион. Целесообразность создания ПХГ

обусловлена необходимостью обеспечения

устойчивого газоснабжения потребителей

этого региона и возможным экспортным

потоком газа в Колумбию.

Таким образом, организация надежного

и бесперебойного газоснабжения Респуб-

лики Венесуэла может быть обеспечена

на основе ПХГ, которые будут включать

следующие виды резервов:

• долгосрочный;

• оперативный (рыночный, для компенсации

аварийных недопоставок газа, для обеспече-

ния надежности экспортных поставок газа).

Для создания ПХГ на территории Рес-

публики Венесуэла в качестве объектов

целесообразно использовать истощенные

месторождения. Оценка возможности со-

здания хранилищ является комплексной

задачей, включающей исследование про-

гноза потребления, оценку геологических,

технических, технологических, экономиче-

ских и экологических условий.

На основании потребности в объемах ре-

зерва газа, геологических и технологических

возможностей строительства ПХГ в Боливари-

анской Республике Венесуэла была проведена

оценка технико-экономических показателей

для создания ПХГ. Технологические и гео-

логические особенности каждого объекта

отражаются на основных параметрах храни-

лищ и потребуют различного распределения

затрат в зависимости от объемов хранения

активного газа, закачки необходимого коли-

чества буферного газа, объема бурения экс-

плуатационных и вспомогательных скважин,

а также размещения объектов технологиче-

ского оборудования.

Исходя из практики создания россий-

ских ПХГ в истощенных месторождениях,

структура капитальных вложений может

распределяться следующим образом:

• бурение скважин – 20 %;

• буферный объем газа – 7 %;

• обустройство хранилища – 73 % (вклю-

чает основные объекты, в том числе ком-

прессорную станцию, систему осушки,

очистки и замера газа, газораспредели-

тельный пункт (ГРП), шлейфы, соедини-

тельный газопровод, вспомогательные

объекты и пр.).

Газ(56 %)

Гидроэнергия(13 %)

Жидкое топливо(31 %)

Рис. 2. Структура энергоресурсов на 2025 г. Боливарианской Республики Венесуэла

а б

Бурение скважин(51,2 %)

Буферный газ(10,2 %)

Обустройство(38,6 %)

Компрессорнаястанция(9,0 %)

Шлейфы(5,7 %)

Вспомогательныеобъекты(2,3 %)

Соедини-тельный

газопровод(7,8 %)

Прочие(5,0 %)

Обвязка устьевгазовых скважин

(0,3 %)

Система осушки,очистки и замера

газа + ГРП(8,4 %)

Рис. 3. Диаграмма структуры капитальных вложений при создании ПХГ по направлениям затрат в целом (а), в том числе в обустройство (б)


Положительным фактором, снижающим

суммарные капитальные вложения при

создании газохранилища в истощенных

месторождениях, является возможность

использовать остаточный газ для буферного

объема, не затрачивая средства на его за-

купку. Одной из важных задач, требующих

решения при создании системы подземных

хранилищ в Республике Венесуэла, является

обеспечение высокого дебита эксплуата-

ционных скважин для возможности удо-

влетворения пиковых нагрузок с высоким

максимальным уровнем отбора газа в сутки.

В условиях малой толщины пласта для этого

необходимо предусмотреть специальную

конструкцию скважин (с наклонным входом,

расширенным забоем, горизонтальным

окончанием ствола), требующую дополни-

тельных затрат, а также увеличение числа

скважин. Это приводит к увеличению объема

расходов на бурение скважин и росту в про-

центном соотношении этой статьи затрат

в суммарной структуре инвестиционных

вложений. На рис. 3 представлена диаграм-

ма распределения капитальных вложений

по направлениям затрат в процентном

соотношении на примере создания ПХГ

в истощенном месторождении центрального

района Республики Венесуэла.

Величина полученных удельных капи-

тальных вложений при создании хранили-

ща на базе истощенного месторождения

соответствует уровню среднеевропейских

показателей, где диапазон может составлять

500–600 евро/1000 м3.

Определение показателей экономиче-

ской эффективности основано на общей

методологии расчета, используемой в ме-

ждународной практике, на опыте работы

UNIDO и других международных организаций

на базе соизмерения затрат и доходов, когда

расходы на строительство и эксплуатацию

ПХГ сравниваются с доходами от оказания

услуг по хранению газа.

Международный опыт показывает, что

создание и эксплуатация системы хранения

газа стимулируются развитием рыночных

отношений в этой сфере. Заинтересован-

ность потребителей в ПХГ обеспечивает

получение дохода посредством оплаты

услуг хранения, позволяет эффективно

реализовывать проекты создания и развития

предприятий подземного хранения газа. Для

анализа результатов оценки эффективно-

сти используются следующие показатели:

• доход от услуг хранения газа в ПХГ;

• денежные потоки (без дисконтирования

и с дисконтированием);

• чистый дисконтированный поток;

• внутренняя норма доходности;

• срок окупаемости.

Диаграмма показателя чистого дис-

контированного дохода (NPV) в процессе

накопления и поступления чистой прибыли

по годам расчетного периода представлена

на рис. 4.

Показатель эффективности оценен

из расчета окупаемости инвестиций за счет

получения дохода от услуг хранения газа,

обеспечивающего внутреннюю норму до-

ходности (IRR) 15 % к 2030 г.

По результатам оценки показателей

эффективности на примере создания ПХГ

в центральном районе Республики Вене-

суэла расчетная стоимость оказания услуг

хранения газа составляет 110 долл/1000 м3

газа в год, что позволяет окупить капиталь-

ные вложения за 10 лет эксплуатации.

Рис. 4. Диаграмма показателя чистого дисконтированного дохода в процессе накопления и по-ступления чистой прибыли по годам расчетного периода:1 – суммарный чистый дисконтированный доход; 2 – чистый дисконтированный доход (при норме дисконта 15 %); 3 – чистая прибыль

Вниманию авторов!

Журнал «Газовая промышленность» проводит конкурс среди специали-стов – авторов нашего журнала на лучшие публикации.

Цель конкурса – освещение на страницах журнала лучших мировых научно-технических разработок и производственного опыта в области ремонта объектов транспортировки и хранения газа.

Организаторы конкурса – редакция журнала «Газовая промыш-ленность». Конкурс проводится при поддержке Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром».

Номинации конкурсаНа конкурс выдвигаются статьи в следующих номинациях:

• Ремонт объектов линейной части магистральных газопроводов – І, ІІ, ІІІ премии;

• Ремонт оборудования компрессорных станций – І, ІІ, ІІІ премии;

• Ремонт оборудования подземных хранилищ газа – І, ІІ, ІІІ премии.Состав конкурсной комиссииКонкурсная комиссия формируется из членов редакционного совета журнала и специалистов компаний ОАО «Газпром».Итоги конкурса и награждение победителей будут проводиться в IV квартале 2012 г.

85н а п р а в а х р е к л а м ы

По совокупности показателей при-

родный газ – самый доступный, без-

опасный, технологичный, эффектив-

ный и экологичный энергоноситель. И сегодня

природный газ – топливная основа российской

энергетики. Его доля в топливно-энергетиче-

ском балансе превысила 50 %. Поэтому энер-

гетическая безопасность страны в настоящее

время существенно определяется надежностью

транспортировки природного газа к центрам

потребления и распределения между потре-

бителями. Соответственно, особое внимание

уделяется модернизации используемых в газо-

распределении оборудования и технологий.

В связи с этим выставка «Рос-Газ-Экспо» при-

обретает еще б�ольшую актуальность как эффек-

тивная площадка для демонстрации современ-

ных технологий и оборудования для систем

газоснабжения, новых технических средств для

строительства и эксплуатации газопроводов.

И, по словам генерального директора ОАО «Газ-

пром газораспределение» Сергея Вадимовича

Густова, «...уверенно сохраняет позиции круп-

нейшего в России смотра достижений в области

эксплуатации газораспределительных систем».

Отрадно, что многие отечественные предприя-

тия демонстрируют на этой выставке возмож-

ности российской промышленности создавать

конкурентоспособную высокоэффективную

продукцию на основе новейших технологий,

участвуют со своими разработками в конкурс-

ной программе.

Ежегодно головные компании газовой отрасли –

ОАО «Газпром», ОАО «Газпром газораспреде-

ление», ООО «Межрегионгаз» – параллельно

с выставкой проводят конференцию «Повы-

шение эффективности бизнес-процессов в

распределении и использовании газа». В меро-

приятии принимают участие руководители и

специалисты ОАО «Газпром», ОАО «Газпром

газораспределение», ООО «Межрегионгаз»,

руководители региональных газораспредели-

тельных организаций, компаний по реализации

газа, представители крупных потребителей газа,

федеральных и муниципальных органов испол-

нительной и законодательной власти, СМИ.

Традиционно делегация представителей

ОАО «Газпром», Научно-технического совета

ОАО «Газпром газораспределение», а также

остальные участники конференции проводят

осмотр выставки. Экспоненты имеют возмож-

ность продемонстрировать свои разработки

основным заказчикам их продукции.

В этом году в рамках выставки стартуют проекты

«Площадка инноваций», который дает возмож-

ность передовым научно-техническим инсти-

тутам и молодым специалистам представить

проекты своих разработок в газовой отрас-

ли, и «Биржа деловых контактов», c помощью

которого можно назначить встречи в рамках

выставки, заранее определив целевого клиента,

согласовать с ним темы переговоров, оптималь-

но спланировать время работы на выставке

и обеспечить более эффективное достижение

коммерческих, рекламно-информационных

и других целей участия в выставке.

Деловые партнеры выставки: НП «Российское

газовое общество», ЕврАзЭС «Евразийский

Деловой совет», ЗАО «Экспофорум», ООО «Газ-

пром трансгаз Санкт-Петербург», ОАО «Гипро-

НИИгаз», ГРО «ПетербургГаз», Ассоциация про-

изводителей газового оборудования.

Выставка имеет официальную поддержку

Министерства по энергетике РФ, Министерства

регионального развития РФ, Полномочного

представителя Президента РФ в Северо-За-

падном федеральном округе, Торгово-про-

мышленной палаты Санкт-Петербурга, адми-

нистрации Санкт-Петербурга и правительства

Ленинградской области.

Для удобства участников и посетителей рабо-

тает сайт: www.farexpo.ru.

С его помощью Вы сможете:

• • скачать заявку на участие в выставке;

• заказать бесплатные пригласительные

билеты;

• • найти подробную информацию о каждой

компании-участнице;

• • ознакомиться с научной и деловой про-

граммой;

• • изучить фотоархив и статистику выставок,

скачать заинтересовавшие Вас материалы.

Потенциальные участники выставки

могут связаться с директором выставки

Светланой Николаевной Тюрниной

по тел.: (812) 718-35-37, доб. 643,

или по е-mail: [email protected]

Приглашаем все компании, заинтересо-

ванные в развитии своего бизнеса, принять

участие в выставке «Рос-Газ-Экспо 2012»!

Рос-Газ-Экспо 20124–6 июня 2012 г. в Санкт-Петербурге выставочное объединение ЗАО «ФАРЭКСПО» совместно с ОАО «Газпром»

и ОАО «Газпром газораспределение» проводит XVI Международную специализированную выставку газовой про-

мышленности и технических средств для газового хозяйства «Рос-Газ-Экспо 2012».


УДК 62–192:622.279

Мониторинг надежности и промышленной безопасности энергетического оборудования газовых систем и комплексовС. В. Власов (ООО «Энергодиагностика»)

Для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации газовой энергетической системы

исключительно важную роль играют текущее работоспособное состояние и фактическая

надежность всего производственного парка основного энергетического оборудования,

которое обеспечивает устойчивую работу газовых объектов и комплексов за счет безде-

фицитного энергоснабжения их собственных нужд. Поэтому мониторинг промышленной

безопасности, системное диагностирование текущего технического состояния всего

парка энергетического оборудования, прогнозирование надежности будущей работы

энергетических установок принципиально важны для устойчивой работы газовых систем

и обеспечения энергетической безопасности регионов и страны в целом.

За один год на предприятиях, которые

эксплуатируют национальные газовые

энергетические системы и комплексы

России, перерабатывается около 35 млрд м3

газа и 4500 т газового конденсата и нефти

[1, 2]. Национальный газовый энергетиче-

ский комплекс включает более 70 крупных

месторождений, эксплуатационный фонд

более чем из 6000 газовых скважин, Единую

систему газоснабжения, в том числе свыше

150 тыс. км магистральных газопроводов,

около 700 компрессорных цехов общей

установленной мощностью свыше 42 млн кВт

и др. [2, 3].

Комплексные системы инструментального

и экспертного мониторинга промышленной

безопасности, надежности будущей эксплуата-

ции основного энергетического оборудования

газовых энергетических систем интегрированы

в общую систему управления комплексным

технологическим процессом добычи, пред-

варительной подготовки, транспорта и под-

земного хранения, регионального распреде-

ления газа. Сами системы мониторинга, как

правило, реализованы на основе современных

достижений технической диагностики, при-

боростроения и развития информационно-

измерительных аппаратных устройств. Эти

системы мониторинга позволяют на новом

качественном уровне выполнять требования

и правила функциональной безопасности

потенциально опасных промышленных газо-

вых объектов и энергетических систем. При

этом важными и приоритетными задачами

мониторинга являются:

• разработка и реализация комплекса

превентивных мер для предупреждения

аварий и инцидентов (отказов или повре-

ждений в терминах и оценочных понятиях

Федерального закона от 21 июля 1997 г.

№ 116-ФЗ «О промышленной безопасно-

сти опасных производственных объектов»),

исходными событиями которых являются

старение, износ, повреждение основного

энергооборудования;

• оптимизация управления состоянием

промышленной безопасности технических

устройств и сооружений энергооборудо-

вания газовых систем на базе получаемой

экспертно-диагностической информации,

в том числе путем оптимизации по крите-

риям надежности программ проведения

своевременного технического обслужи-

вания, профилактики и ремонта и сроков

их выполнения по фактическому эксплуа-

тационному техническому состоянию;

• формирование базы знаний, в том чис-

ле сбор, накопление и системный анализ

информации о реальном состоянии тех-

нических устройств и сооружений, моде-

лирование и прогнозирование изменений

во времени показателей надежности и про-

мышленной безопасности эксплуатируемого

энергетического оборудования;

• определение возможности, представле-

ние гарантий функциональной безопасности

и надежности дальнейшей будущей эксплуа-

тации технических устройств, оборудования,

объектов и сооружений энергетического

комплекса газовых систем, в том числе

и за пределами их первоначального про-

ектного или иным образом назначенного

срока службы.

Современные многомодульные с от-

крытой архитектурой построения инфор-

мационные системы инструментального

и экспертного мониторинга промышленной

безопасности любых объектов и изделий

энергетического комплекса национальных

газовых систем позволяют реализовать

превентивные меры по предупреждению

их отказов и аварий на разных уровнях

технологического и административного

управления объектами. Для практического

интегрального мониторинга надежности

работы и управления промышленной без-

опасностью технических устройств и со-

оружений энергооборудования газовых

систем предлагается использовать четыре

основных уровня:

• первый уровень – цеховая (линейная)

система мониторинга, предназначенная

для контроля технического состояния про-

изводственных элементов и технических

устройств энергооборудования в масштабах

отдельного промышленного объекта, на-

пример цеха компрессорной станции (КС);

• второй уровень – интегральная система

отдельно взятого производственного га-

зового комплекса, – например, это может

быть информационно-измерительная си-

стема мониторинга, которая объединяет

измерительные и регистрирующие систе-

мы первого уровня в рамках отдельных

газопромысловых управлений (ГПУ) или,

соответственно, управлений магистральных

газопроводов (УМГ);

87

п р о и з в о д с т в о и э н е р г о с б е р е ж е н и е

• третий уровень – геораспределенная си-

стема мониторинга промышленной безопас-

ности, которая объединяет первые уровни

управления безопасностью и надежностью

энергетического оборудования и устано-

вок, важных для бездефицитных поставок

природного газа конечному потребителю,

и эта система функционирует в рамках

конкретного газотранспортного (ГТП) или

газодобывающего (ГДП) предприятия;

• четвертый уровень – объединенная

отраслевая информационная система

мониторинга, диагностики и управления

газовым хозяйством ОАО «Газпром», ко-

торая в целом объединяет все вышена-

званные уровни.

Для совместного функционирования

перечисленных уровней и в соответствии

с научными принципами декларирования

безопасности [4], особенностями текущего

момента рыночного управления экономи-

кой газовой отрасли [5], достижениями

информационной науки [6, 7] предлагается

использовать следующие базовые прин-

ципы мониторинга и диагностирования

надежности энергетического оборудования

национальной газовой системы и газовых

комплексов:

• унификации единого методического,

информационного и метрологического

обеспечения для диагностирования тех-

нического состояния и надежности, рисков

будущей эксплуатации энергетических

объектов, оборудования, изделий и в це-

лом всего энергетического комплекса для

энергоснабжения всех производственных

объектов национальной газовой системы;

• единства выполнения всех процессов

измерений и оценок для перечисленных

основных уровней общей системы наблю-

дения, определения и прогнозирования

на будущее технического состояния, на-

дежности и рисков эксплуатации каждой

номенклатурной единицы энергетического

оборудования (этот принцип реализуется

в едином информационном формате – слу-

жебном паспорте объекта);

• постоянного обновления и улучшения

отраслевой информационной базы диагно-

стических данных по эксплуатации объектов

энергетического комплекса и их система-

тизации по общепринятым критериям каче-

ства, достоверности, полноты информации;

• общей цели, а именно обобщения инфор-

мации, получаемой в ходе мониторинга про-

ектных условий эксплуатации, выполнения

экспертизы промышленной безопасности,

диагностического и технического обслужи-

вания, ремонта или замены реконструк-

ции энергетического оборудования. Этот

принцип важен для формирования инте-

гральной базы знаний, необходимой для

качественного обоснования инженерных

и управленческих решений, в том числе

и при создании, реализации рабочих про-

грамм технического обслуживания, ремонта

энергетического оборудования, улучшения

информационной и инструментальной баз;

• совместных действий, т. е. системной ко-

ординации процессов и процедур эксплуа-

тационного мониторинга промышленной

безопасности и диагностики технического

состояния энергооборудования в рамках

общей информационной измерительной

системы управления национальным газо-

вым хозяйством.

Решение вопросов верификации данных

принципов и всей системы эксплуатаци-

онного мониторинга, технического диа-

гностирования и прогнозирования рисков

эксплуатации энергетического оборудо-

вания на текущий момент осуществляется

в соответствии с действующими норматив-

ными документами по промышленной без-

опасности газовых энергетических систем.

При этом особое внимание уделяется новым

разработкам, направленным на постоянное

улучшение архитектуры и самих программ-

ных средств, процедур обслуживания общей

отраслевой базы электронных хранилищ

данных. Наибольшее внимание направлено

на развитие отдельного информационного

модуля электронной информационной базы,

в котором осуществляется накопление ре-

зультатов диагностического обследования

энергетического оборудования и изделий

энергетического хозяйства производ-

ственных предприятий. Для верификации

и апробации результатов этих разработок

осуществляется программно-целевой про-

цесс, который включает: диагностические

измерения, сбор, анализ, обобщение дан-

ных о техническом состоянии и надежности

оборудования и отдельных изделий энерге-

тического комплекса газовой системы. При-

мер результатов обобщения таких данных

показан на рис. 1–3. Здесь представлено

текущее состояние оборудования и отдель-

ных изделий энергетического комплекса

газовой системы в разрезе деградации

их служебных свойств и старения, ожиданий

Рис. 1. Экспериментальное распределение долей энергооборудования – трансформаторов электростанций, ячеек КРУ 6–10 кВ по сроку службы.Текущее состояние по сроку службы: 1 – 20 лет и более; 2 – 10–19 лет; 3 – до 10 лет (в скобках указано общее число энергооборудования)

Рис. 2. Экспериментальное распределение долей энергооборудова-ния – подстанций, котлов, ВОС, КОС по сроку службы.Текущее состояние по сроку службы: 1 – 30 лет и более; 2 – 20–29 лет; 3 – 10–19 лет; 4 – до 10 лет (в скобках указано общее число оборудования)


по изменению надежности и функциональ-

ной безопасности.

При анализе текущей надежности и для

прогнозирования будущей промышленной

безопасности эксплуатации технических

устройств и систем энергетического обо-

рудования применялся принцип единства

измерений и оценок отдельно для каждой

номенклатурной единицы оборудования.

Результатами анализа на основе верифика-

ции данных названного выше программно-

целевого процесса являются следующие

заключения и выводы.

На текущий момент имеет место эксплуа-

тация определенного количества технических

средств, изделий и систем энергообору-

дования промышленных предприятий ОАО

«Газпром», для которых проектный и (или)

первоначально назначенный срок эксплуа-

тации превышен. К настоящему времени вы-

работали свой проектный или нормативный

срок эксплуатации: более 29 % трансфор-

маторов; 26 % электростанций; 51 % ячеек

комплектных распределительных устройств

(ячеек КРУ) 6–10 кВ; 55 % подстанций; 54 %

котельных установок; 55 % канализационных

и водоочистных сооружений (КОС, ВОС).

Для отдельных номенклатурных единиц

энергетического оборудования имеет место

неравномерное распределение их долей

по достигнутым срокам эксплуатации (см.

рис. 2, 3). Из показанных результатов следует

заключение, что значительная часть парка

технологического оборудования энергохо-

зяйства ОАО «Газпром» уже эксплуатируется

за пределами первоначально назначенного

проектного срока службы.

Для обеспечения промышленной без-

опасности и надежности дальнейшей экс-

плуатации энергетического оборудования

за пределами первоначально назначенного

проектного срока службы важным является

своевременное и системное диагностиче-

ское обслуживание. Данные и результаты

диагностического обслуживания пред-

ставляют основу для превентивных мер

по предупреждению внезапного отказа или

аварий. Эти меры являются существен-

ным барьером для угроз промышленной

безопасности и способствуют обеспече-

нию приемлемых рисков промышленного

использования оборудования газового

энергетического комплекса на социально

приемлемом уровне.

По результатам диагностического об-

служивания энергетического комплекса,

которое выполняется в составе общего про-

цесса обеспечения гарантий промышленной

безопасности газовых систем, было уста-

новлено следующее. К текущему моменту

доля трансформаторов 6 (10) кВ, которые

реально нуждаются в профилактическом

ремонте на этапе их планового вывода

из эксплуатации на предупредительный

ремонт, составляет от 45 до 60 % от всего

общего количества таких трансформаторов.

Этот показатель определен на статистически

значимой выборке диагностических данных,

которые были получены для общего количе-

ства трансформаторов, из числа подверг-

нутых выборочному диагностическому об-

следованию. В то же время доля аварийных

трансформаторов, нуждающихся в срочном

выводе из эксплуатации для ремонта рань-

ше, чем во время назначенного планового

ремонта, монотонно растет с увеличением

срока их фактической эксплуатации. Эта

доля достигает своего максимального

значения – около 55 % – при фактическом

сроке производственной эксплуатации

трансформаторов 35–40 лет. На текущий

момент из общего числа выбранных для

выборочного контроля трансформаторов

(5379) было обследовано по методу слу-

чайных выборок 3742. По результатам вы-

борочного диагностического обследования

установлено, что для 1876 трансформаторов

необходимо выполнить полное техническое

обслуживание и плановый ремонт в сроки,

установленные в проектной документа-

ции, для 674 трансформаторов требуется

срочное прекращение их промышленной

эксплуатации и незамедлительное выпол-

нение ремонтно-восстановительных работ.

Таким образом, диагностические обследо-

вания показали, что доля трансформаторов,

для которых необходимы срочный вывод

из эксплуатации и ремонт, составляет около

18 %. Однако после 30–32 лет фактической

эксплуатации трансформаторов 6 (10) кВ

можно наблюдать, что быстро увеличивает-

ся количество требований для проведения

внеплановых ремонтов, предпосылкой для

которых является возникновение фактически

опасных состояний и угроз для дальнейшей

безаварийной эксплуатации или дефектов

эксплуатации, а также внезапный отказ и пр.

На основании обобщенных данных анализа

диагностических обследований 2010 г. пока

еще не следует ожидать резкого увеличения

числа в настоящее время эксплуатируемых

трансформаторов 6 (10) кВ, которые ну-

ждаются в неплановых ремонтах. Однако

исходя из этого анализа можно сделать

прогноз увеличения расходов на профилак-

тический ремонт таких трансформаторов,

и уже к 2015 г. эти расходы могут превысить

в 3–5 раз существующий уровень (без учета

инфляционной надбавки).

На текущий период из всего обще-

го количества трансформаторов 35 кВ

163 единицы были подвергнуты выбо-

рочному инженерно-диагностическому

обследованию, по результатам которого

для 118 трансформаторов рекомендовано

провести плановое техническое обслужи-

вание и ремонт в установленные проектом

сроки, 24 трансформатора рекомендовано

немедленно вывести из эксплуатации и

срочно провести ремонтно-восстанови-

тельные работы. Для трансформаторов

35 кВ и выше наиболее частыми являются

следующие дефекты: системы защиты масла

Рис. 3. Соотношение долей энергооборудования за пределами (1) и в пределах (2) проектного срока эксплуатации

89


и несоответствие результатов анализа масла

нормативным требованиям – 20 %, фильтров

и системы уплотнения – 57 %, наружных

и внутренних контактных соединений вво-

дов – 10 %, крепления обмоток, сердечника

и навесных элементов конструкции – 13 %.

Данные дефекты существенно снижают

надежность и безопасность эксплуатации

этих трансформаторов. Анализ изменения

частоты отказов трансформаторов 35 кВ

энергохозяйства ОАО «Газпром» в зави-

симости от года их изготовления и ввода

в промышленную эксплуатацию показал,

что эта экспериментально установленная

зависимость имеет резко выраженный мак-

симум в период начала эксплуатации этих

трансформаторов (1981–1985 гг.). Расчеты

показывают, что следует ожидать резкого

увеличения числа отказов трансформато-

ров 35 кВ после 25–30 лет их фактической

промышленной эксплуатации.

Представленные результаты позволяют

эффективно планировать технологии и мето-

ды мониторинга надежности трансформато-

ров, их техническое обслуживание и ремонт.

Эти обстоятельства подтверждают эффек-

тивность общего подхода при построении

общей системы мониторинга и управления

состоянием промышленной безопасности,

в данном случае для обеспечения надеж-

ности и промышленной безопасности

эксплуатации трансформаторов 6 (10) кВ;

35 кВ и выше. Аналогичные результаты были

получены для распределительных устройств

6 (10) кВ энергетического комплекса газовой

энергетической системы. Мониторинг этих

устройств установил, что диагностическому

обслуживанию на текущий момент подлежат

20 000 ячеек КРУ. Всего было обследовано

7583 ячейки. Из них по критериям функ-

циональной безопасности для 3749 изде-

лий рекомендовано провести техническое

обслуживание и плановый ремонт, а для

1981 – прекратить эксплуатацию и срочно

и внепланово выполнить ремонтно-вос-

становительные работы. Таким образом,

установлено, что доля ячеек КРУ, для ко-

торых срочно нужен неплановый ремонт,

составляет около 26 %.

При верификации информационного

модуля электронной информационной

базы проводились оригинальные иссле-

дования надежности электродвигателей

ГПА в зависимости от климатического фак-

тора их эксплуатации (таблица). При этом

было установлено, что в Южном регионе

число двигателей, нуждающихся в непла-

новом выводе из эксплуатации, примерно

в 2 раза превышает аналогичное их число

в Центральном или Северном регионах.

Причина этого явления в настоящий момент

изучается. Экспериментальная зависимость

числа двигателей с выявленными в процессе

диагностических обследований дефектами

и реально нуждающихся в срочном (непла-

новом) ремонте от фактического срока

их промышленной эксплуатации не показы-

вает резкого роста количества внезапных

отказов для периода 25–30 лет после начала

их промышленной эксплуатации. Поэтому,

в отличие от программ технического обслу-

живания и ремонта трансформаторов, здесь

есть определенный потенциал для реали-

зации программ по продлению проектных

сроков службы этих двигателей на базе

результатов комплексных инженерно-диа-

гностических обследований.

Тепловое энергетическое оборудование

объектов национальной газовой энергетиче-

ской системы представляет собой достаточ-

но разнообразный перечень номенклатурных

устройств, технических изделий, установок

и сооружений. Одним из наиболее массовых

и сильно напряженных элементов теплового

оборудования газовых комплексов явля-

ется тепловой котел. Всего по программе

верификации информационного модуля

электронной информационной базы было

обследовано 933 котла. По результатам

этих исследований было установлено, что

из общего числа обследованных 463 котла

требуют технического обслуживания и про-

филактического ремонта в периоды их пла-

нового вывода из эксплуатации, 83 котла

находятся в критическом предаварийном

состоянии, по критериям их функциональной

безопасности требуется незамедлительное

прекращение промышленной эксплуатации

для превентивного предупреждения появ-

ления ущерба или гибели людей. Анализ

фактических результатов проведенных диа-

гностических исследований тепловых котлов

газовой энергетической системы на период

2006–2011 гг. показал, что обычно средне-

статистическое число котлов, нуждающихся

в срочном выводе из эксплуатации и вне-

плановом профилактическом ремонте,

составляет около 10 % от общего числа

планово инспектируемых в определенный

календарный год. Этот показатель – доля

котлов, которые требуют срочного ремонта

или замены, – мало изменяется для разных

календарных годов из указанного периода.

Дымовые трубы газового энергетиче-

ского комплекса относятся к потенциально

опасным объектам с тяжелыми условиями

эксплуатации. Поэтому при обследовании

дымовых труб обычно проводятся инстру-

ментальные диагностические исследо-

вания их промышленной безопасности

с использованием по крайней мере следую-

щих методов неразрушающих испытаний:

тепловизорный; ультразвуковой и магни-

топорошковый контроль; геодезические

обследования; визуальный контроль, в том

числе с помощью специальных установок

промышленного телевидения и оптических

информационно-измерительных устройств;

дистанционный контроль состояния повре-

жденности конструкционных материалов.

Диагностическое обследование 184 ды-

мовых труб установило следующие общие

закономерности: суммарное число труб,

которые нуждаются в срочном выводе

из эксплуатации и профилактическом или

капитальном ремонте, составляет около 4 %

от общего числа обследованных.

В заключение важно отметить, что пред-

ставленные позитивные примеры систем-

ного мониторинга надежности работы и

управления промышленной безопасности

энергетического оборудования газовых

систем и комплексов иллюстрируют его

эффективность для превентивного проти-

водействия возможным авариям, появле-

нию возможного ущерба или даже гибели

людей для любых этапов жизненного цикла

Результаты выборочного анализа надежности эксплуатации элек-тродвигателей приводов ГПА в зависимости от климатических особенностей региона их размещения

Регион эксплуатации ГПА Доля двигателей, % от общего числа обследованныхс дефектами нуждающихся в ремонтестатора ротора плановом внеплановом (срочном)

Северный 51 31 29 35

Центральный 51 35 27 37

Южный 75 38 12 63


этого оборудования. Поэтому дальнейшая

программа по улучшению практического

мониторинга должна предусматривать

подготовку ряда документированных про-

цедур в форме:

• специального регламента по инфор-

мационному обеспечению техническими,

технологическими, противоаварийными

и экономическими сведениями о надежно-

сти и безопасности энергооборудования;

• руководства по анализу исходных причин

и событий аварий и прогнозирования ожи-

даемой частоты возникновения аварийных

инцидентов энергооборудования предприя-

тий национальной газовой энергетической

системы.

Таким образом, будет реализовываться

общий стратегический план процессно-

го подхода [8] для постоянного развития

и улучшения общей системы мониторинга

надежности и промышленной безопасности

технологического оборудования.


1. Губанок И. И., Салюков В. В., Егурцов С. А. и др. Си-

стема инструментального мониторинга промышленной

безопасности технологических объектов // Газовая про-

мышленность. – 2004. – № 9. – С. 82–83.

2. Власов С. В., Зарицкий С. П. Оценка технического

состояния технологических трубопроводов КС на базе

комплексных диагностических обследований // Сб. докл.

«Девятая международная встреча «Диагностика-99». –

Т. 3. – М. : ИРЦ «Газпром», 1999. – С. 22–29.

3. Федоров М. С. О научно-методическом, норматив-

ном и организационном обеспечении декларирования

безопасности предприятий ОАО «Газпром» на пороге

третьего тысячелетия // Сб. докл. Третьей международ-

ной конференции «Безопасность трубопроводов». – М. :

ИРЦ «Газпром», 1999. – Т. 1. – С. 43–48.

4. Безопасность России. Функционирование и развитие

сложных народнохозяйственных технических, энергетиче-

ских, транспортных систем, систем связи и коммуникаций

/ Под ред. Н. Н. Бордюжа. – М. : Знание, 1998. – 448 с.

5. Карасевич А. М. Эффективное газоснабжение в ры-

ночных условиях // Наука и техника в газовой промыш-

ленности. – 2003. – № 2. – С. 46–49.

6. Дукарский С. М. Виртуальная корпорация – современ-

ная организационно-технологическая форма информа-

ционного обеспечения проектирования, строительства

и эксплуатации машиностроительного предприятия //

Конверсия в машиностроении. – 2001. – № 4. – С. 19–27.

7. Тутнов И. А., Барзова Е. А., Душкевич В. М. Управляемые

базы данных для оптимизации сроков восстановительного

ремонта магистральных трубопроводов // Безопасность

труда в промышленности. – 1994. – № 7. – C. 17–21.

8. Губина Т. В., Степанов В. В., Тутнов И. А. Выявление

определяющих факторов риска эксплуатации трубопро-

водов горячей воды и пара для математического модели-

рования параметров безопасности и надежности энерге-

тических систем и комплексов // Управление качеством

в нефтегазовом комплексе. – 2011. – № 4. – С. 42–58.

УДК 665.612:543.27.05

Переносное устройство для отбора проб природного газаЮ. И. Баканов, В. В. Клыш, Н. И. Кобелева,

В. Г. Гераськин, А. А. Кислун, С. Н. Шабров, П. Н. Шабров

(ООО «Газпром трансгаз Краснодар»), Т. В. Гераськина

(Кубанский государственный аграрный университет)

В настоящее время в ООО «Газпром трансгаз Краснодар» большое внимание

уделяется безопасной и безаварийной работе на объектах газотранспортной

системы, в том числе при отборе представительных проб природного газа

для лабораторного анализа. Так как на сегодняшний день современные пе-

реносные устройства для отбора проб природного газа, отвечающие всем

требованиям ГОСТ 31370–2008 «Газ природный. Руководство по отбору проб»,

не выпускаются, было принято решение о разработке и изготовлении соб-

ственными силами такого устройства, соответствующего всем требованиям

ГОСТ и нормам безопасности.

Новизна примененных в устройстве

технических решений позволила

подать заявку на изобретение.

Технические характеристики устройства

приведены ниже.

В качестве основы для построения

конструкции переносного устройства

была выбрана наиболее подходящая для

этой цели методика отбора проб мето-

дом заполнения-выпуска согласно ГОСТ

31370–2008 (рис. 1).

Конструктивно представленное пере-

носное устройство состоит из следующих

составных частей (рис. 2).

Все конструктивные элементы пробоот-

борной линии, включая покупные изделия

(вентили и термометр), изготовлены из не-

ржавеющей стали, а вспомогательные узлы,

не контактирующие с отбираемой пробой

газа, для уменьшения массы изделия вы-

полнены из алюминиевого сплава.

Термоизолирующий кожух изготовлен

из водоотталкивающей, искробезопасной

ткани, имеет смотровое окно из небьюще-

гося органического стекла для наблюдения

за показаниями давления и температу-

ры. Теплоизоляция кожуха выполнена

из фольгированного вспененного тепло-

изоляционного материала толщиной 10 мм

и защищена от порыва прочной тканевой

подкладкой.

Для снижения тепловых потерь при

открытии – закрытии вентилей при отборе

проб в кожухе предусмотрены дополнитель-

ные отсеки, в которых находятся маховики

Размеры, мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 700 300 170

Диапазон измерениядавления, МПа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . От 0,2 до 10,0

Суммарная приведеннаяпогрешность измерениядавления, % . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Не более ±1,5

Диапазон измерениятемпературы отбираемогогаза, °C . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . От –20 до +40

Абсолютная погрешностьизмерения температуры, °C . . . . . . . Не более ±1,0

Среда . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Природный газ

Масса в снаряженномсостоянии, кг . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Не более 5

91


вентилей. Доступ к ним осуществляется че-

рез прорези в кожухе, которые закрываются

замками типа «молния».

В холодное время года для подогрева

газа при отборе проб допускается ис-

пользовать грелки, работа которых осно-

вана на выделении тепла при окислении

компонентов грелки кислородом воздуха.

Грелки крепятся внутри кожуха на присо-

единительной трубке и на баллоне. В теплое

время, когда температура воздуха выше

температуры газа в отбираемой пробе,

устройство целесообразно использовать

без кожуха.

Рассмотрим порядок работы с устрой-

ством на объекте. До подсоединения устрой-

ства на место отбора пробы газа устанав-

ливают пробоотборный зонд и открывают

вентиль для продувки пробоотборной линии

(время продувки – не менее 5 мин). Затем

подсоединяют устройство к точке отбора

газа и медленно продувают контейнер для

вытеснения воздуха. При полностью откры-

тых вентилях 2, 3, 5 (см. рис. 1) и частично

открытом вентиле 8 продувают контейнер

не менее чем 20-кратным объемом при-

родного газа.

Далее, чтобы эффективно очистить кон-

тейнер от ранее находящегося в нем газа,

выполняют следующие операции:

• закрывают вентиль 8 (см. рис. 1), при

этом давление должно быстро возрасти

до уровня давления в точке отбора;

• закрывают вентиль 5 и медленно сбра-

сывают давление в контейнере через вен-

тиль 8, пока оно не достигнет атмосферного

давления;

• открывают вентиль 5.

При этом две последние операции по-

вторяют несколько раз.

После завершения последнего цик-

ла по очистке контейнера выполняется

непосредственно отбор пробы, для чего

сначала перекрывают вентиль 8 и после

того, как давление возрастет до уровня

давления в точке отбора, перекрывают

вентиль 2. При этом давление газа в кон-

тейнере должно быть ниже давления газа

в газопроводе для исключения конден-

сации тяжелых углеводородов. Далее

в контейнере фиксируются показания

давления и температуры газа, после

чего перекрывают вентили 5, 6. Затем

перекрывают вентиль 2, сбрасывают

давление в пробоотборной и отводной

линиях. После того как произведен от-

бор пробы, устройство демонтируется,

баллон с пробой снимается с устройства,

а его вентили закрываются штатными

заглушками.

При разработке устройства особое вни-

мание было уделено простоте, удобству

в эксплуатации и безопасности. В кон-

струкции сознательно не применялись

компоненты, требующие электропитания.

Все это, в совокупности с подготовленным

персоналом, имеющим допуск к соответ-

ствующим работам, обеспечит безопасное

проведение работ по отбору проб природ-

ного газа в соответствии с имеющимися

стандартами.

Рис. 1. Схема устройства по отбору проб:1 – зонд; 2 – вентиль точки отбора проб; 3 – вентиль устройства; 4 – манометр; 5 – входной вентиль контей-нера; 6 – выходной вентиль контейнера; 7 – отводная линия; 8 – выходной вентиль отводной линии

10

9

8

67

5

4

3

2

1

Рис. 2. Устройство для отбора проб без кожуха и в кожухе:1 – присоединительная трубка; 2 – соединитель верхний; 3 – вентиль; 4 – манометр; 5 – термометр биметаллический; 6 – баллон емкостью 1 л или 2 л; 7 – штатив для дополнительной фиксации устройства; 8 – соединитель нижний; 9 – отводная трубка; 10 – при-соединительный штуцер; 11 – термоизолирующий кожух

11



Морской офицер на страже газовой промышленности2 мая исполняется 50 лет вице-президенту группы компаний «Городской центр экспертиз» (ГЦЭ) Андрею Анатольевичу Каменскому.

Андрей Анатольевич – кандидат военных

наук, автор научных работ на тему без-

опасности сложных технических систем,

награжден орденом «Безопасность, Честь,

Слава» Международной академии наук эко-

логии, безопасности человека и природы.

Он – один из тех, кто составляет «золотой

фонд» топ-менеджмента России, эффек-

тивно реализуя маркетинговую и внутри-

корпоративную политику.

А.А. Каменский возглавляет команду еди-

номышленников, специалистов высокого

класса. Именно благодаря управленче-

скому опыту Андрея Анатольевича Группа

компаний «Городской центр экспертиз»

с 2006 г. занимает первое место среди

консультантов в области организации про-

изводства. А по результатам 2011 г. ГЦЭ

является одним из самых привлекательных

работодателей России.

Благодаря продуманной стратегии раз-

вития компания наращивает темпы эко-

номического роста, стремясь полностью

соответствовать статусу международной

корпорации и высоким требованиям кли-

ентов. Осуществляет программы благо-

творительности, направленные на помощь

детям и военным пенсионерам, проводит

военно-патриотическую работу по воспи-

танию молодежи.

Коллеги убеждены, что уже невозможно

представить развитие ГЦЭ без энергии

и выдающихся личных качеств Андрея

Анатольевича Каменского.

Редакция журнала «Газовая промышлен-

ность» поздравляет своего постоянного

читателя с юбилеем. Желаем ему доброго

здоровья, благополучия и дальнейших

успехов в трудовой и научной деятельности

по организации безопасной и эффективной

работы предприятий газовой промыш-

ленности.

93

э к о н о м и к а , о р г а н и з а ц и я , у п р а в л е н и е



ООО Фирма «Газсистемавтоматика»: успешное решение поставленных задачООО Фирма «Газсистемавтоматика» было создано в декабре 2000 г. как дочернее общество ОАО «Газпром автоматизация».

Также Фирма является членом Некоммерческого партнерства «Саморегулируемая организация Объединение строителей

газового и нефтяного комплексов».

Газсистемавтоматика уже более 11 лет осуще-

ствляет на объектах ОАО «Газпром»:

• монтажно-наладочные работы по автоматиза-

ции, внедрению АСУТП систем сбора информации

на пусковых объектах, объектах реконструкции и техниче-

ского перевооружения;

• капитальный ремонт и техническое обслуживание систем

автоматизации, ремонт приборов и оборудования авто-

матизированных систем управления технологическими

процессами;

• монтажно-наладочные работы, техническое обслужива-

ние и ремонт охранно-пожарной сигнализации и систем

автоматического пожаротушения;

• выполнение функций генерального подрядчика по всем

видам строительных, монтажных и специализированных

работ по устройству и монтажу технологического обору-

дования, телемеханизации линейной части магистральных

газопроводов, объектов вспомогательных служб компрес-

сорных станций и цехов;

А.К. Пугачев

Монтаж мачты МАР-25, Ягельное ЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Югорск»


95

• работы по модернизации и сервисному

обслуживанию средств связи, проведение

научно-исследовательских и опытно-конструк-

торских работ по средствам связи и сигнали-

зации, АСУ и телемеханики.

Работа на объектах нефтяной и газовой про-

мышленности, относящихся к особо ответствен-

ным и опасным, требует от персонала Общества

серьезных профессиональных знаний, анализа,

комплексного планирования и системного

подхода при решении производственных задач.

Специалистами Фирмы «Газсистемавтома-

тика» построены и введены в эксплуатацию

сотни километров линий радиорелейной связи

на магистральных газопроводах, выполняют-

ся работы по реконструкции и техническому

переоснащению средств телемеханизации

системы магистральных газопроводов на участ-

ках Ягельного, Приозерного, Сосновского ЛПУ

ООО «Газпром трансгаз Югорск».

Высокой оценкой профессионализма сотруд-

ников стало участие ООО Фирма «Газсистем-

автоматика» в строительстве системы магист-

ральных газопроводов повышенного давления

Бованенково – Ухта (первая нитка) в рамках

мегапроекта «Ямал» ОАО «Газпром». Особое

место в работе Общества при осуществлении

этих масштабных проектов занимают подготов-

ка необходимых специалистов, комплексная

автоматизация технологических процессов,

контроля и управления, а также техническое

оснащение производства самыми современ-

ными машинами и механизмами.

Кроме того, руководство ООО Фирма «Газси-

стемавтоматика» уделяет огромное внима-

ние экономической и финансовой политике,

направленной на снижение производственных

издержек и повышение культуры производства.

С января 2008 г. в целях расширения сферы

деятельности Общества в структуре ООО Фирма

«Газсистемавтоматика» была создана Служба

сервиса и ремонта радиоэлектронной аппа-

ратуры в диапазоне частот до 10 ГГц. Профи-

лирующим является направление по ремон-

ту оборудования ЦРРЛ SDHtype 9681LH 155

МБит / с производства фирмы Alcatel. С момента

образования специалистами Службы отремон-

тировано более 1000 блоков и плат оборудования

технологической связи.

Качество работ по ремонту, настройке, мон-

тажу и пусконаладке, выполненных в Службе,

в первую очередь определяется наличием мно-

гопрофильного квалифицированного персонала,

имеющего высшее радиотехническое образо-

вание и сертификаты, выданные по окончании

обучения монтажу, настройке, пусконаладоч-

ным работам и ремонту радиорелейных линий

производства фирм: Alcatel, NEC, Nokia, ISKRA

comitad.o.o. и др.

Кроме того, в 2011 г. ООО Фирма «Газсистем-

автоматика» выполнен большой комплекс работ

по техническому обслуживанию, текущему и капи-

тальному ремонту охранно-пожарной сигнали-

зации, систем оповещения людей о пожаре,

систем пожаротушения объектов ООО «Газ-

пром добыча Уренгой», ООО «Газпром транс-

газ Томск», ООО «Газпром ПХГ», ООО «Газпром

трансгаз Краснодар», ООО «Газпром переработка»,

ООО «Газпром добыча Астрахань», ООО «Газпром

трансгаз Югорск», расположенных в различных

регионах Российской Федерации. В том числе

проводилось обслуживание высокотехнологич-

ных систем автоматического пожаротушения,

таких как «Гамма-01», «Шрак», «Секюритон»,

«Болид». О высоком качестве работ и соблюдении

установленных сроков свидетельствует целый

ряд благодарственных и рекомендательных

писем. Качественное техническое обслужива-

ние и ремонт охранно-пожарной сигнализации

являются необходимым условием обеспечения

безопасности объектов ОАО «Газпром».

Проводимая руководством Фирмы стратегия

постоянного совершенствования, где опыт и про-

фессионализм старшего поколения органично

сочетаются с энергией и интеллектуальным

потенциалом молодых специалистов, приносит

свои плоды. ООО Фирма «Газсистемавтоматика»

успешно решает любые поставленные задачи.

А.К. Пугачев

(ООО Фирма «Газсистемавтоматика»)

ООО Фирма «Газсистемавтоматика»

Адрес: ул. Кирпичные Выемки, д. 3,

г. Москва, 117405, РФ

Тел.: (495) 381-24-01, факс: (495) 381-24-01


ОАО «Газпром автоматизация»

Адрес: Саввинская наб., д. 25–27, стр. 3, а / я 641,

г. Москва, 119435, РФ

Тел.: (499) 580-41-49, факс: (499) 580-41-36


Сайт: www.gazauto.gazprom.ru

Монтаж средств автоматики Обслуживание установок пожаротушения

Газовая промышленность № 10, 2 0 1 196 Газовая промышленность № 4, 2 0 1 296

Аннотации статей

УДК 55

Геологические процессы в земной коре и охрана недр (10)Валерий Менделеевич Казаков

РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина119991, Россия, г. Москва, Ленинский пр- кт, д. 65, корп. 1; тел.: (903) 270-09-05; e -mail: [email protected]Естественные (тектоногенные) процессы в геологической среде, в которой осуществляется добыча углеводородов, необходимо учитывать как при охране недр уже на стадии проек-тирования, так и при эксплуатации месторождений. Мониторинг техногенных процессов и их взаимодействие с природным состоянием геологической среды позволят избежать чрезвычайных ситуаций и проблем с экологией.

Ключевые слова: геологические процессы, земная кора, энерго- и массообмен, охрана недр, эндогенные процессы, экзогенные процессы.

УДК 550.834

Характеристика газов новых месторождений северной части Каспийского моря (14)Алексей Олегович Серебряков1, Оксана Андреевна Серебрякова1, Любовь Франковна Ушивцева2, Евгений Николаевич Лиманский3

1 Астраханский государственный университет414000, Россия, г. Астрахань, пл. Шаумяна, д. 1, офис 105; тел.: (8512) 52-49-99*131; e- mail: [email protected] ИТЦ ООО «Газпром добыча Астрахань»414052, Россия, г. Астрахань, ул. Савушкина, д. 60а; тел.: (917) 193 -06-493 ОАО «Калмгаз»Россия, Республика Калмыкия, г. Элиста, ул. Ленина, д. 272Начало крупномасштабного освоения нефтегазовых ресурсов Российского сектора Каспий-ского моря привело к открытию новых морских месторождений нефти и газа в северной аква-тории Каспия. В течение ближайших 10–15 лет годовой объем добычи здесь может составить 100 млрд м3 газа и 50 млн т нефти. В настоящей статье впервые исследованы составы газов новых открытых месторождений. Формирование месторождений нефти и газа осуществляется при движении флюидов из зон генерации в зоны аккумуляции углеводородов. Геохимическая характеристика состава природных газов позволяет выявить основные зоны генерации, пути миграции и степень катагенетической преобразованности углеводородов (УВ).

Ключевые слова: органическое вещество, термогенерация, природные газы, Каспийское море, анаэробия, катагенез, катагенная зона, аккумуляция, постгенетическое фракциони-рование, миграция.

УДК 622.276

Особенности создания цифровой геолого- технологической модели Алёнкинского нефтяного месторождения (17)Евгений Алексеевич Гладков1, Сергей Николаевич Гаврилов2

1 Национальный исследовательский Томский политехнический университет634050, Россия, г. Томск, пр-кт Ленина, д. 30; тел.: (913) 867-65-71; e- mail: [email protected] ОАО «Томскнефть» ВНК636780, Россия, Томская обл., г. Стрижевой, ул. Мира, д. 4Создание цифровой трехмерной геолого-технологической модели месторождений связано с многочисленной противоречивой информацией. Одним из ключевых параметров является выбор адекватной проницаемости для корректной адаптации и дальнейшего правдоподобного расчета прогнозных технологических показателей разработки. На примере Алёнкинского месторождения показан методологический подход, позволивший смоделировать результаты испытаний при наличии данных по проницаемости для различных методов исследования (керн, гидродинамические и геофизические данные).

Ключевые слова: Алёнкинское нефтяное месторождение, цифровая геолого-технологическая модель, проницаемость, показатели разработки.

УДК 622.279.23 / .4

Реализация основных положений Концепции разработки месторождений углеводородов на завершающей стадии (20)Александр Вячеславович Калинкин1, Дмитрий Владимирович Люгай2, Фарит Ривгатович Билалов2

1 ОАО «Газпром»117997, Россия, г. Москва, ул. Новочеремушкинская, д. 65; тел.: (495) 719-68-38; e- mail: A. [email protected] ООО «Газпром ВНИИГАЗ»142717, Россия, Московская обл., Ленинский р- н, пос. Развилка; тел.: (498) 657 -49- 07; e- mail: [email protected]В 2008 г. ОАО «Газпром» принята Концепция разработки месторождений углеводо-родов на завершающей стадии, представляющая собой консолидированный взгляд Общества по данной проблеме. Завершение разработки месторождения и ликви-дация промысловых объектов рассматриваются как закономерный заключительный затратный этап жизненного цикла месторождения как объекта разработки и созданного газодобывающего предприятия. Выделена проблема продления рентабельной добычи углеводородов, связанная с повышением углеводородоотдачи месторождений. После исчерпания технологических возможностей очевидное требование повышения полноты извлечения сырья из недр упирается в получение государственных преференций. Пока-зана необходимость обоснования принимаемого на соответствующем уровне решения о завершении разработки месторождения. Такое решение является основанием для организации ликвидационных работ.

Ключевые слова: концепция разработки месторождений, период падающей добычи, ликви-дация промысловых объектов.

УДК 622.248.3

Технологии извлечения нефти фонтанным способом на месторождениях с извлекаемыми и неизвлекаемыми запасами углеводородов (24)Виктор Степанович Семенякин, Александр Захарович Саушин, Александр Евгеньевич Калинин, Роман Сергеевич Щипакин

Астраханский государственный технический университет414025, Россия, г. Астрахань, ул. Татищева, д. 16; тел.: (927) 578-50-91; e- mail: [email protected]В настоящее время проблема повышения эффективности разработки месторождений углево-дородного сырья получила широкое распространение в России и во всем мире. Для решения данной проблемы необходимы совершенно новые методы и технологии, принципиально отличающиеся от традиционных способов разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей. Инновационные технологии, направленные на достижение максимального коэф-фициента извлечения нефти, позволят ввести в разработку месторождения с извлекаемыми и неизвлекаемыми запасами углеводородов фонтанным способом.

Ключевые слова: коэффициент извлечения нефти, извлекаемые и неизвлекаемые запасы углеводородов, фонтанный способ.

УДК 550.8.072

Трехмерное моделирование процесса центрифугирования образцов пород в целях обработки результатов лабораторных экспериментов (30)Александр Геннадьевич Борисов1, Родион Иванович Медведский2

1 ТюменНИИгипрогаз625019, Россия, г. Тюмень, ул. Воровского, д. 2; тел.: (3452) 285- 408; e -mail: [email protected] ТюмГНГУ625000, Россия, г. Тюмень, ул. Володарского, д. 38; тел.: (3452) 25-69-71Математическое моделирование применено для повышения качества кривых капил-лярного давления (ККД), получаемых путем центрифугирования. Предлагаемые мо-дели позволяют рассчитать степени насыщения различных видов капилляров образца на разных частотах вращения. Эта информация позволяет снизить искажения, вносимые центрифугой, и восстановить истинную форму ККД. Описано два способа построения трехмерной модели вращающегося образца, которые можно использовать в лабора-торной практике. Главное преимущество предлагаемого метода – возможность при-менения его для центрифуг с наклонным ротором, которые широко распространены на территории России и б. СССР.

Ключевые слова: капиллярное давление, моделирование, метод, центрифуга, лаборатория, интерпретация, остаточная водонасыщенность.

УДК 622.276.5;622.279.5

Технология эксплуатации обводненных газоконденсатных скважинОренбургского НГКМ и рекомендации по устранению последствий обводнения (35)Константин Михайлович Заикин

ООО «Газпром добыча Оренбург»460503, Россия, Оренбургская обл., с. Дедуровка-2; тел.: (912) 344- 48- 49На современном этапе разработка газоконденсатной залежи Оренбургского нефтега-зоконденсатного месторождения (ОНГКМ) характеризуется массовым обводнением эксплуатационных скважин. Скопление жидкости в газовой скважине происходит при неспособности добываемого газа выносить ее из ствола, что приводит к снижению добычи и сокращению срока службы скважины. Из существующих методов удаления жидкости с забоев скважин, таких как плунжерный лифт, электрические центробежные погружные насосы и т. д., следует выделить метод с применением поверхностно- активных веществ (ПАВ), так как, в отличие от перечисленных, он не предполагает изменения конструкции подземного оборудования скважины и установку дополнитель-ного оборудования на устье. В статье представлено экспериментальное обоснование целесообразности применения ПАВ для удаления жидкости с забоев газоконденсатных скважин в условиях ОНГКМ.

Ключевые слова: скважина, поверхностно- активные вещества, пластовая вода, лабораторная установка, экономический эффект, результаты применения.

УДК 621.51

Возможность применения осевых газовых компрессоров в газотранспортной системе ОАО «Газпром» (40)Михаил Александрович Воронцов, Сергей Иванович Козлов

ООО «Газпром ВНИИГАЗ»142717, Московская обл., Ленинский р -н, пос. Развилка; тел.: (498) 657-40 -26 (2125); e- mail: [email protected]Современный период развития газовой промышленности России характеризуется повышени-ем эффективности газоперекачивающих агрегатов (ГПА) магистральных газопроводов (МГ), что способствует снижению затрат энергии на транспортировку газа. При больших расходах газа осевые компрессоры (ОК) имеют более высокий КПД, чем центробежные (ЦБК), которые используют в газотранспортных системах. Однако целесообразность применения ОК для транспортировки природного газа до сих пор является спорным вопросом. В данной статье проанализированы достоинства и недостатки ОК с точки зрения его эксплуатационных харак-теристик и надежности. Приведены результаты расчетных исследований влияния увеличения политропного КПД η

n компрессора на эффективность работы основного и вспомогательного

технологического оборудования КС, определен диапазон расходов природного газа, при ко-

9797


торых целесообразно применение высокоэффективных газовых ОК для его транспортировки. Рассмотрены предложения производителей по созданию газовых ОК.

Ключевые слова: осевой компрессор, центробежный компрессор, политропный КПД, энер-гоэффективность.

УДК 622.692.482

Метод расчета неустановившихся режимов транспортировки газа по ЛЧМГ при возникновении утечки (44)Сергей Александрович Коршунов, Антон Михайлович Чионов, Константин Александрович Казак

ООО «НИИгазэкономика»105066, Россия, г. Москва, ул. Старая Басманная, д. 20, стр. 8; тел.: (499) 265 -25 -09; e- mail: [email protected]В результате сравнительного анализа линеаризованных и общих одномерных уравнений неразрывности, теплопередачи и энергии для описания движения газа по линейной ча-сти рельефного трубопровода с постоянным сечением сделан вывод о целесообразности использования полной (неупрощенной) системы уравнений газовой динамики. Поставле-на задача расчета неустановившегося режима транспортировки газа по линейной части магистрального газопровода (ЛЧМГ) при возникновении утечки на основе выбранной нестационарной неизотермической системы уравнений и предложен алгоритм ее решения методом конечных разностей.

Ключевые слова: поток газа, математическая модель, алгоритм расчета, транспорт газа, утечка газа, магистральный газопровод.

УДК 621.643

Возможное наводороживание при эксплуатации катоднo защищенных магистральных газопроводов и их стойкость к КРН (54)Сергей Александрович Лубенский

ООО «Газпром ВНИИГАЗ»142717, Московская обл., Ленинский р- н, пос. Развилка; тел.: (498) 657- 43- 55; e- mail: V_ [email protected]При транспорте природного газа приходится сталкиваться с выходом из строя трубопроводов и оборудования по причине коррозионных разрушений. Отказы вызваны общей (равномерной), локальной (язвенной и питтинговой) коррозией, а также наиболее опасным видом коррози-онного разрушения – коррозионным растрескиванием под напряжением (КРН). Результаты изучения влияния катодной защиты на наводороживание труб магистральных газопроводов (МГ) показывают, что величина наводороживания в грунтах с мест разрушения газопроводов по причине КРН практически совпадает с аналогичным показателем в водном растворе хло-рида натрия, в котором при потенциалах электрохимического разложения воды и выделения водорода растрескивания углеродистых и низколегированных сталей не происходит.

Ключевые слова: магистральный газопровод, катодная защита, наводороживание, коррози-онное растрескивание под напряжением .

УДК 621.643

Влияние катодной поляризации на сопротивление изолированных образцов трубных сталей КРН (58)Андрей Альбертович Болотов1, Борис Калинович Опара2

1 ООО «ТюменНИИгипрогаз»625019, Россия, г. Тюмень, ул. Воровского, д. 2; тел.: (3452) 27 -41- 87; e- mail: [email protected] НИТУ «МИСиС»119049, Россия, г. Москва, Ленинский пр- кт, д. 4; тел.: (495) 638- 45 -17;e -mail: [email protected]Исследовали влияние катодной поляризации на механические свойства и стойкость к кор-розионному растрескиванию под напряжением (КРН) образцов трубных сталей нескольких производителей. Испытания проводили в потенциостатических условиях. Образцы трубных сталей перед испытаниями изолировали термоусадочными манжетами с различным харак-тером повреждения. Установили, что трубные стали, имеющие более однородную структуру, менее чувствительны к КРН при одном и том же потенциале металла. Сквозное повреждение полимерной изоляции для катоднозащищенных трубных сталей представляет б�ольшую опасность в отношении преждевременного разрушения металла, чем повреждение изоляции в виде закрытой гофры, заполненной электролитом. Сведения, изложенные в работе, могут быть использованы для развития представлений о механизме КРН. Механизм КРН в данной работе не рассматривали.

Ключевые слова: образцы трубных сталей, катодная защита, коррозионное растрескивание под напряжением (КРН), механические свойства, повреждение полимерной изоляции, сопротивление КРН.

УДК 622.691.4

Опасные зоны при испытаниях магистральных и промысловых трубопроводов на прочность (63)Юрий Анатольевич Маянц

ЗАО НПВО «НГС -оргпроектэкономика»115172, Россия, г. Москва, ул. Народная, д. 4; тел.: (495) 912 -12-59Безопасность при проведении испытаний магистральных трубопроводов обеспечивается главным образом назначением охранных зон вокруг испытываемого участка. Существующие требования к размерам границ опасных зон, указанные в современных отечественных норма-тивных документах, приводят к необходимости временного отчуждения земли, длительным

остановкам движения по транспортным магистралям, остановкам работы на нефтегазовых объектах. В представленной статье рассматриваются отечественные принципы назначения размеров опасных зон и международный опыт. Проведенный анализ позволяет корректно назначать границы охранных зон, учитывать их в проекте, что существенно снизит затраты на проведение испытаний.

Ключевые слова: испытания магистральных трубопроводов, границы охранных зон, норма-тивные документы.

УДК 622.691.4.052.012

Возможности рационализации строительства и реконструкции компрессорных станций (66)Семен Аврамович Олевский

ЗАО «СУ- 6 Нефтегазмонтаж»355035, Россия, г. Ставрополь, Старомарьевское ш., д. 36; тел.: (8652) 28- 04- 01; e- mail: psg@promstroi group.ruВ последние годы остро встал вопрос рационализации изготовления и монтажа газовой обвязки компрессорных станций (КС). Оценка технологических приемов, используемых сегодня при строительстве и реконструкции (ремонте) компрессорных станций, указывает на наличие новых эффективных разработок в этой области, ведущих к удешевлению работ, повышению их качества и уменьшению сроков их выполнения.

Ключевые слова: компрессорные станции, трубопроводы, трубопроводная система, трубные узлы, перевозка трубных узлов, монтажные работы, сварочные работы, сварка.

УДК 622.276.344:532

Анализ мирового опыта и оценка перспективных соленосных толщ под строительство ПХ гелия на территории Восточной Сибири (72)Дмитрий Викторович Изюмченко, Галина Петровна Косачук, Светлана Владиславовна Буракова, Светлана Ивановна Буточкина, Елена Викторовна Мельникова, Надежда Владимировна Будревич

ООО «Газпром ВНИИГАЗ»142717, Россия, Московская обл., Ленинский р- н, пос. Развилка; тел.: (498) 657- 42- 06Оценка перспективных соляных толщ Восточно- Сибирского соленосного бассейна (ангарская, бельская и усольская свиты и их аналоги) показала, что ни одна из них не отвечает требованиям создания в каменной соли крупных подземных хранилищ (ПХ) для безопасного и эффектив-ного способа хранения газообразных веществ, в том числе гелия. Исходя из мирового опыта строительства и эксплуатации подземных объектов в соляной толще определены основные требования, которыми следует руководствоваться при выборе рабочего соляного массива под строительство ПХ гелия на территории Восточной Сибири.

Ключевые слова: анализ подземных объектов в соляной толще, Восточно -Сибирский соле-носный бассейн, соляные толщи ангарской, бельской, усольской свит и их аналоги, каменная соль, калийные и магниевые соли, требования к вмещающему соляному массиву.

УДК 622.276.344:532

Метод повышения нефтеотдачи на истощенных нефтяных месторождениях за счет создания ПХГ (78)Алексей Юрьевич Лопатин

ООО «Газпром ВНИИГАЗ»142717, Россия, Московская обл., Ленинский р- н, пос. Развилка; тел.: (916) 671- 69 -23; e- mail: [email protected]Зачастую подземные хранилища газа строятся на базе истощенных месторождений угле-водородов. В статье рассматривается частный вариант возведения ПХГ в отработанном месторождении нефти с коллектором трещинно- порового типа. Показана возможность не только эффективного использования ПХГ, но и получения существенной дополнительной нефтеотдачи при этом.

Ключевые слова: ПХГ, трещинно- поровый коллектор, метод повышения нефтеотдачи, газовое воздействие на пласт.

УДК 622.691.24

Целесообразность создания ПХГ в странах с теплым климатом на примере Венесуэлы (82)Надежда Викторовна Барщева, Маринэ Ашотовна Саркисова

ООО «Газпром ВНИИГАЗ»142717, Россия, Московская обл., Ленинский р- н, пос. Развилка; тел.: (498) 657- 43 -61; e -mail: [email protected]Для стран с теплым климатом неравномерность газопотребления, вызванная конъюнктурой рынка, является главной особенностью и отличительной чертой по сравнению со странами с сезонными колебаниями в газопотреблении. Основную неравномерность газопотребления создает индустриальный сектор экономики страны. В целях регулирования неравномерности газопотребления, аварийных недопоставок, обеспечения надежности экспортных потоков и со-здания стратегического резерва целесообразно создание ПХГ для стран с теплым климатом. Получение дохода посредством оплаты услуг хранения позволяет эффективно реализовать проекты создания и развития предприятий подземного хранения газа.

Ключевые слова: ПХГ, неравномерность газопотребления, надежность поставок газа, Единая система газоснабжения, эффективность.

Газовая промышленность № 10, 2 0 1 198 Газовая промышленность № 4, 2 0 1 298


УДК 62–192:622.279

Мониторинг надежности и промышленной безопасности энергетического оборудования газовых систем и комплексов (86)Сергей Викторович Власов

ООО «Энергодиагностика»117218, Россия, г. Москва, ул. Кржижановского, д. 21 / 33, корп. 1; e- mail: office@energo diagnostika.ruДля обеспечения надежной и безопасной эксплуатации газовой энергетической системы исключительно важную роль играют текущее работоспособное состояние и фактическая на-дежность всего производственного парка основного энергетического оборудования, которое обеспечивает устойчивую работу газовых объектов и комплексов за счет бездефицитного энергоснабжения их собственных нужд. Поэтому мониторинг промышленной безопасности, системное диагностирование текущего технического состояния всего парка энергетического оборудования, прогнозирование надежности будущей работы энергетических установок принципиально важны для устойчивой работы газовых систем и обеспечения энергетической безопасности регионов и страны в целом.

Ключевые слова: промышленная безопасность, диагностическая информация, надежность, энергетическое оборудование, газовые системы и комплексы.

УДК 665.612:543.27.05

Переносное устройство для отбора проб природного газа (90)Юрий Иванович Баканов1, Валерий Викторович Клыш1, Надежда Ивановна Кобелева1, Вадим Георгиевич Гераськин2, Алексей Андреевич Кислун2, Сергей Николаевич Шабров2, Петр Николаевич Шабров2, Татьяна Вадимовна Гераськина3

1 ООО «Газпром трансгаз Краснодар»350051, Россия, г. Краснодар, ш. Нефтяников, д. 53; тел.: (861) 224- 08 -682 Филиал ООО «Газпром трансгаз Краснодар» – ИТЦ350063, Россия, г. Краснодар, ул. Мира, д. 34; тел.: (861) 262-56-84 3 Кубанский государственный аграрный университет350063, Россия, г. Краснодар, ул. Калинина, д. 13В настоящее время в ООО «Газпром трансгаз Краснодар» большое внимание уделяется безопасной и безаварийной работе на объектах газотранспортной системы, в том числе при отборе представительных проб природного газа для лабораторного анализа. Так как на сегодняшний день современные переносные устройства для отбора проб природного газа, отвечающие всем требованиям ГОСТ 31370–2008 «Газ природный. Руководство по отбору проб», не выпускаются, было принято решение о разработке и изготовлении собственными силами такого устройства, соответствующего всем требованиям ГОСТ и нормам безопасности.

Ключевые слова: отбор проб, газ природный, переносное устройство, пробоотборная линия, термоизолирующий кожух, безопасность.

Abstracts of articlesGeological processes in Earth crust and environmental protection issues (10)Valery M. Kazakov

Gubkin Oil & Gas University; 65 Leninsky Pr., Bldg.1, Moscow, 119991, Russia;

Tel.: (903) 270 09 05; e-mail: [email protected]

Under oil and gas development, natural processes in the geological environment need to be specifi-

cally addressed both at initial field development stage, with related environmental considerations,

and during production operations. Close monitoring of technology impacts on this geological

environment is expected to be helpful in avoiding potential emergencies and related environmental

implications, the author notes.

Keywords: geological processes, Earth crust, energy and mass transfer, environmental control,

endogenous processes, exogenous processes.

Gas composition in new northern Caspian discoveries (14)Aleksei O. Serebryakov1, Oksana A. Serebryakova1, Lyubov F. Ushivtseva2,

Evgeny N. Limansky3 = 1Astrakhan State University; 1 Shaumyana Pl., Astrakhan, 414000,

Russia;

Tel.: (8512) 52 49 99*131; e-mail: [email protected] 2ITTs Gazprom Dobycha Astrakhan; 60/A Savushkina St., Astrakhan, 414052, Russia;

Tel.: (917) 193 06 493Kalmgaz; 272 Lenina St., Elista, Kalmyk Republic

Wide-scale oil and gas development in the Russian sector of the Caspian Sea has led to new

offshore discoveries in its northern part. Over the next 10–15 years, annual production there

could be as high as 100 Bcm for gas and 50 million t for oil. This is the first study of gas composi-

tion for new discoveries in northern Caspian. Oil and gas reserves emerged as a result of fluid

flow from generation zones to their present accumulation areas. Geochemical characteristics

of gas help to identify the key generation zones, migration paths, and extent of hydrocarbons

katagenesis transformation.

Keywords: organic material, thermal generation, natural gas, the Caspian, anaerobia, katagenesis,

accumulations, post-genetic fractioning, migration.

Some aspects of digital geological and technology model for Alenkinskoye oil field (17)Evgeny A. Gladkov1, Sergei N. Gavrilov2

1Tomsk Polytechnic University; 30 Pr. Lenina., Tomsk, 634050, Russia; Tel.: (913) 867 65 71;

e-mail: [email protected] VNK; 4 Mira St., Strizhevoi, 636780, Tomskaya Obl., Russia

Digital geological and process technology 3D models are associated with numerous controversial

information issues. Choice of adequate permeability is key for correct model adaptation and meaning-

ful subsequent production estimates. Addressing this Alenkinskoye oilfield case study, the authors

discuss a methodology approach to model productivity tests given the available permeability data

and a range of survey methods (coring, fluid flow or geophysical inputs).

Keywords: Alenkinskoye oilfield, digital model, geological and technology model, permeability,

field development, metrics.

Gazprom’s Maturing Field Development Concept – overview (20)Aleksandr V. Kalinkin1, Dmitry V. Lyugai2, Farit R. Bilalov2

1Gazprom; 65 Novocheremushinskaya St., Moscow, 117997, Russia; Tel.: (495) 719 68 38;

e-mail: [email protected] 2Gazprom VNIIGAZ; Sttl. Razvilka, Leninsky District, Moskovskaya Obl., 142717, Russia;


In 2008, Gazprom approved its Maturing Field Development Concept representing a company’s

consolidated view on this issue. Field retirement and abandonment are addressed as a logical,

but costly, element of the entire field lifespan. One critical issue comes from a requirement for

extension of profitable field development time span, driven by recovery improvements. When the

potential involved in all feasible production technology improvements is exhausted, it is believed

essential to seek additional government preferences. In addition, any request for field retirement

needs to be well motivated.

Keywords: field development, concept, maturing field, retirement, abandonment, field useful life.

Oil flowing operations made available for fields with both recoverable and non-recoverable reserves (24)Viktor S. Semenyakin, Aleksandr Z. Saushin, Aleksandr E. Kalinin,

Roman S. Shchipakin

Astrakhan GTU; 16 Tatishcheva St., Astrakhan, 414025, Russia; Tel.: (927) 578 50 91;


Oil and gas development performance improvements become increasingly critical world-wide,

and the same applies to Russia. Major technology innovations – built around tools other than what

is conventionally acknowledged – are believed essential to meet this challenge. As a result, in ad-

dition to recoverable reserves, largely non-recoverable reserves could be also brought online, as

flowing production.

Keywords: oil recovery ratio, recoverable reserves, non-recoverable reserves, flowing production.

Rock sample centrifugal separation 3D models assist in-house lab data processing (30)Aleksandr G. Borisov1, Rodion I. Medvedsky2

1TyumenNIIgiprogaz; 2 Vorovskogo St., Tyumen, 625019, Russia; Tel.: (3452) 286 408;

e-mail: [email protected]; 38 Volodarskogo St., Tyumen, 625000, Russia; Tel.: (3452) 25 69 71

This model-driven approach was designed for quality improvements with capillary pressure curves

(CPC) produced under rock centrifugal separation. The proposed models offer individual capillary

separation levels for rock samples against rotating frequency. This promises lower centrifuge-induced

distortions and produce actual CPCs. Two described 3D modelling methods are believed applicable

for lab practices. Their key advantage – the method is suitable for tilted-rotor centrifugal machines

widely available across the FSU.

Keywords: capillary pressure, models, method, centrifuge, laboratory, data interpretation, residual

water saturation.

9999

Production technology for Orenburg’s watered gas/condensate wells and recommended dewatering methods (35)Konstantin M. Zaikin

Gazprom Dobycha Orenburg; Sttl. Dedurovka-2, Orenburg Obl., 460503, Russia;

Tel.: (912) 344 48 49

Extensive well watering is now typical of Orenburg oil, gas and condensate field. Accumulation of

liquids in gas wells is evident when gas fails to entail water onto the surface, which affects production

levels and well life. Surfactants are believed to be beneficial, as unlike the traditional dewatering

methods they do not assume additional downhole and wellhead equipment. The authors experi-

mentally justify the benefits of this method for Orenburg field.

Keywords: well, surfactants, formation water, lab tests, economic benefits, field performance.

Axial gas compressors viability assessed for Gazprom’s gas transmission systems (40)Mikhail A. Vorontsov, Sergei I. Kozlov

Gazprom VNIIGAZ; Sttl. Razvilka, Leninsky District, Moskovskaya Obl., 142717, Russia;


Under greater gas flows, axial compressors typically deliver higher efficiency against centrifugal

machines commonly employed with gas transmission systems. However, the axial choice still remains

highly questionable. This paper analyses their benefits and shortcomings, in terms of operating

performance and reliability. The authors also summarise numerous compressor specifications

and implications such as polytropic efficiency, or a feasible capacity range most desirable for axial

compressors, along with different manufacturer proposals.

Keywords: axial compressor, centrifugal compressor, polytropic efficiency, energy efficiency, gas

transmission.

Estimates for leakage-caused gas transmission transients (44)Sergei A. Korshunov, Anton M. Chionov, Konstantin A. Kazak

NIIgazekonomika; 20 Staraya Basmannaya St., Bldg. 8, 105066, Moscow, Russia;


Our benchmarking analysis of linear and common one-dimensional continuity, heat-transfer, and

energy equations used to describe pipe gas motion across fixed cross-section prompts the feasibility

of a full system (rather than a simplified one) of gas dynamics equations. The paper describes a

methodology for defining the pipe leaks-driven transients when using a chosen transient and non-

isothermal equation system and proposes a related finite difference algorithm.

Keywords: gas flow, model, algorithm, gas transmission, gas leaks, gas pipeline, transient flow.

Hydrogenation in gas pipeline CP systems and SCC stability (54)Sergei A. Lubensky



Extensive corrosion often leads to pipeline and equipment outage. Basically, the corrosion

is subdivided into general (uniform), local (pitting) types, and most potentially hazardous

stress corrosion cracking (SCC). Observations of large-diameter pipeline corrosion protec-

tion implications for hydrogenation activity evidence that for SCC-caused pipe ruptures, the

hydrogenation appears nearly similar to that for NaCl water solution where no cracking of

carbon or low-alloy steel takes place under potentials of electrochemical water decomposi-

tion causing hydrogen release.

Keywords: large-diameter pipelines, cathodic protection, hydrogenation, stress-corrosion cracking.

Cathodic polarisation impacts on SCC resistance of coated pipe sections (58)Andrei A. Bolotov1, Boris K. Opara2

1TyumenNIIgiprogas; 2 Vorovskogo St., Tyumen, 65019, Russia; Tel.: (3452) 27 41 87;

e-mail: [email protected] NITU MISiS; 4 Leninsky Pr., Moscow, 119049, Russia; Tel.: (495) 638 45 17;


The authors studied cathodic polarisation impacts on mechanical and SCC (stress-corrosion cracking)

stability of several steel pipe grades. The testing used the controlled potential conditions. Initially,

these pipe samples were coated with shrunk-on rings with different types of flaws. It was observed

that given the same applied potential, a relatively uniform steel structure appears more resistant to

SCC effects, in addition to other findings. This study is believed helpful for better understanding of

underlying SCC mechanics.

Keywords: pipe steel, cathodic protection, stress-corrosion cracking, mechanical properties, polymer

coating, flaws, SCC resistance.

Pipeline structural tests: hazard zones (63)Yury A. Mayants

NGS-orgproektekonomika; 4 Narodnaya St., Moscow, 115172, Russia; Tel.: (495) 912 12 59

Protected zones are typically assumed to ensure pipeline testing security. Existing official require-

ments to boundaries of such potentially hazardous zones domestically assume temporary territory

transfer which commonly assumes prolonged termination of rail and road communications and, often,

petroleum industry shutdowns. This paper addresses both Russian and international experience

with such zones, and our analysis offers more correct zoning in current designs which is believed

to reduce the overall pipeline testing costs.

Keywords: pipeline testing, protection zones, boundaries, regulations.

Opportunities for improvements with compressor station construction and reengineering (66)Semen A. Olevsky

SU-6 Neftegazmontazh; 36 Staromar’yevskoye Shosse, Stavropol, 355035, Russia;


Since recent years, the growing importance of compressor station piping and fittings quality has

been observed. Evaluation of today’s technologies and tools for compressor station construction

and reengineering evidences new developments are available for the market, leading to lower costs,

quality improvements, and shorter turnarounds.

Keywords: compressor station, pipeline, piping, installation, welding, reengineering.

Global experience with assessment of prospective salt rocks for future helium storage in East Siberia (72)Dmitry V. Izyumchenko, Galina P. Kosachuk, Svetlana V. Burakova,

Svetlana I. Butochkina, Elena V. Melvikova, Nadezhda V. Budrevich


Tel.: (498) 657 42 06

Assessments of prospective salt rocks in the East Siberian Salt Basin (Angara, Belsk, and Usol se-

quences) showed that none of them appears suitable for major salt storage of gas including helium.

Given the global experience with such storage, the paper delivers the key guidelines to choosing

the most appropriate salt massif for helium storage in East Siberia.

Keywords: analysis, salt massif, East Siberian Salt Basin, rock salt, potassium salt, magnesium

salt, host salt.

Storage as a driver of oil recovery improvements for mature fields (78)Aleksei Yu. Lopatin



Underground gas storage is often built around mature oil and gas fields. This paper addresses a

particular case for such storage in a declining oil field featuring a fractured-porous type reservoir.

In addition to efficient storage operations, this approach offers greater oil recovery due to gas-

driven bed stimulation.

Keywords: gas storage, fractured and porous reservoir, enhanced oil recovery, gas-driven bed

stimulation.

Feasibility of gas storage in warmer climates: Venezuela (82)Nadezhda V. Barshcheva, Marine A. Sarkisova



Higher gas demand volatility is a key feature for countries with warmer climates, unlike moderate

climate countries with mainly seasonal demand shifts. Venezuela’s industries are the main contribu-

tor to such demand volatility. Gas storage in countries with warmer climates is believed to benefit

levelling off greater gas demand variations, less frequent emergency supply shutoffs, to sustain gas

exports and building strategic gas reserves. Additional storage revenues are assumed to support

storage maintenance and progressive expansion.

Keywords: underground gas storage, demand volatility, sustainability, gas supply, gas transmis-

sion, efficiency.

Energy inputs for gas: reliability and operating security monitoring (86)Sergei V. Vlasov

Energodiagnostika; 21/33 Krzhizhanovskogo St., Bldg. 1, Moscow, 117218, Russia;


Sustainable and secure operation of gas utilities mostly hinges on operating availability and reliability

of the entire energy fleet used to support the uninterrupted gas facility functioning and to fill own

needs. Therefore, security monitoring and system-side diagnostics across energy facilities along

with future reliability projections are critical for sustaining operation of local gas systems, those in

Russian regions, and nation-wide.

Keywords: industry security, diagnostic information, reliability, energy equipment, gas systems.

Mobile natural gas sampling tools (90)Yury I. Bakanov1, Valery V. Klysh1, Nadezhda I. Коbeleva1, Vadim G. Geraskin2,

Aleksei A. Kislun2, Sergei N. Shabrov2, Petr N. Shabrov2 , Tat’yana V. Geraskina3

1Gazprom Transgaz Krasnodar; 53 Shosse Neftyanikov St., Krasnodar, 350051, Russia;

Tel.: (861) 224 08 682ITTs Gazprom Transgaz Krasnodar; 34 Mira St., Krasnodar, 350063, Russia;

Tel.: (861) 262 56 843Kuban State Agrarian University; 13 Kalinina St., Krasnodar, 350044, Russia;

Tel.: (861) 262 56 84

Gazprom Transgaz Krasnodar is largely focused now on secure and trouble-free performance of its

gas transmission facilities including some individual aspects such as representative gas sampling for

lab analysis. But since there are no domestically available mobile gas sampling instruments to meet

all requirements of GOST 31370-2008, a decision was made to design and produce Krasnodar’s

own device targeted to meet all GOST specifications and security norms.

Keywords: gas sampling, natural gas, mobile device, sampling line, thermal insulator casing,

operating security.

Abstracts of articles


Стратегическое партнерство с Украиной: текущее состояние и комплексная перспективаО состоянии газотранспортной системы (ГТС) Украины рассказывает руководитель Центра изучения миро-

вых энергетических рынков ИНЭИ РАН Вячеслав Александрович Кулагин.

Корр. – Каково, на Ваш взгляд, текущее состояние

ГТС Украины? Вы могли бы рассказать о ее планах

по модернизации и реконструкции и о ходе реализации

этих планов?

В.К. – ГТС Украины создана для выполнения

двух ключевых функций – обеспечения газо-

снабжения украинских потребителей и тран-

зита газа через территорию страны в Европу.

По данным НАК «Нафтогаз Украины», система

включает газопроводы высокого давления про-

тяженностью 39,8 тыс. км, 74 компрессорные

станции (КС) мощностью 5450 МВт и 13 ПХГ

общей вместимостью 32 млрд м3. Возможно-

сти по приему газа на вход в ГТС составля-

ют 290 млрд м3, на выходе – 178,5 млрд м3.

В страны Европы транзитом система может

поставлять до 142,5 млрд м3.

На протяжении длительного времени финансо-

вые возможности украинской стороны по модер-

низации ГТС были недостаточными, что на теку-

щий момент привело к ее частичному износу

и повышенным потерям газа при транспортировке. Некоторое

оборудование требует технического переоснащения. Большие

проблемы есть и с системой учета потоков.

В конце 2011 г. британская компания MottMacDonald предста-

вила результаты предварительного технико-экономического

обоснования (ТЭО) модернизации ГТС Украины, проведен-

ного по заказу Еврокомиссии. Согласно данным оценкам

на реконструкцию и модернизацию нужно потратить минимум

4,8 млрд долл. за семь лет, из них в мини-проекты – не менее

2,8 млрд долл. При этом акцент в документе сделан на недо-

рогом ремонте для поддержания ГТС в рабочем состоянии

до полной модернизации. По мере реконструкции вероятен

выход из строя другого оборудования, что автоматически

повлечет за собой увеличение затрат. В качестве приоритета

для реконструкции назван газопровод Уренгой – Помары –

Ужгород. В целом, согласно заключению MottMacDonald,

в украинской ГТС отмечаются недофинансирование плановых

работ, заводские дефекты, строительные недостатки как при

прокладке трубопроводов, так и на КС. Устаревшими признаны

и газоизмерительные станции на выходе из системы. Также

рекомендуется внедрение современной системы интеграции

систем управления и учета для выявления причин потерь.

Украинские политики заявляют и о возможности наращивания

мощностей ГТС с использованием сравнительно небольших

затрат. Однако главным вопросом сегодня остается целесооб-

разность не только увеличения пропускной способности ГТС

Украины, но и поддержания ее на текущем уровне. По состоянию

на 2011 г. мощности системы были явно недозагружены. ПХГ

к началу зимнего сезона были заполнены на 67 % (информация

Нафтогаза Украины), транзит газа составил 105,2 млрд м3

(Минэкономразвития РФ), а импорт – 44,8 млрд м3 (Госстат

Украины).

В перспективе после запуска на полную мощность газопро-

водов NordStream и SouthStream пропускные возможности

системы транспортировки на направлении Россия – Европа

увеличатся на 118 млрд м3. И вполне предсказуемо, что загруз-

ка этих мощностей будет осуществляться во многом за счет

переориентации с украинского направления. Таким образом,

следует ожидать снижения объемов транзита в несколько

раз, которое только частично может быть компенсировано

наращиванием спроса со стороны Европы.

Сомнения в целесообразности финансирования ГТС Украи-

ны высказывает и ЕБРР. Старший банкир ЕБРР по природ-

ным ресурсам Пол Шапиро считает: «Еврокомиссия оплатила

достаточно дорогостоящее исследование газотранспортной

системы. Имеет ли смысл тратить на систему, которой невоз-

можно пользоваться? Мы читали отчет MottMacDonald, и в нем

говорится, что смысл в подобных инвестициях сохраняется,

но если не допускать внешнего ухудшения ситуации, а ситуация

продолжает ухудшаться».

Препятствуют инвестициям ЕС в ГТС Украины не только сомнения

в объемах транспортируемого на перспективу газа, но и «отсут-

ствие видимых реформ в нефтегазовом секторе», что было

обязательным условием, выдвигаемым европейской стороной

в ходе переговоров.

Таким образом, ожидать значительных внешних инвестиций

в текущих условиях Украине вряд ли стоит, а собственные

возможности финансирования, скорее всего, будут ограни-

чены поддержанием работоспособности ГТС для обеспечения

внутреннего спроса и транзита газа на необходимом уровне

(около 70 млрд м3). Тем не менее руководство Украины стре-

мится повысить интерес иностранных партнеров к своей ГТС

для получения доступа к финансовым ресурсам и расширения

заинтересованности других сторон в транзите именно по укра-

инскому направлению.

Корр. – В октябре 2002 г. был создан Международный консорци-

ум по управлению и развитию Газотранспортной системы (ГТС)

Украины. Расскажите о результатах работы этой организации.

Можно говорить о положительном опыте?

В. А. Кулагин

101

В.К. – Говорить о положительном опыте работы

Международного консорциума по управлению

и развитию Газотранспортной системы (ГТС)

Украины не приходится. Фактически сразу после

появления консорциум стал жертвой политических

преобразований на Украине и остался «инициа-

тивой на бумаге». В ходе смены власти от идеи

о совместном управлении и развитии ГТС укра-

инская сторона отказалась. А в 2007 г. в стране

был принят Закон «О трубопроводном транспор-

те», запрещающий реорганизацию, отчуждение,

приватизацию и другие действия в отношении

магистральных трубопроводов и газохранилищ.

Вполне возможно, если бы десять лет назад

идею консорциума получилось полностью реа-

лизовать, мы смогли бы избежать транзитных

конфликтов, которые впервые за 40-летнюю

историю поставили под сомнение надежность

поставок российского газа в Европу.

Позже, на фоне ухудшения ситуации в газовой

отрасли, украинская сторона приняла решение

вернуться к обсуждению форм совместного

управления ГТС с российской и европейскими

сторонами.

Корр. – В настоящее время обсуждается вопрос

создания трехстороннего газотранспортного

консорциума с участием Украины, России и

Евросоюза. Помимо финансовой составляющей

какую пользу ГТС Украины принесет привлечение

Евросоюза?

В.К. – Включение Евросоюза в консорциум помимо

инвестиций позволит Украине привлечь новые

технологии, повысить заинтересованность ЕС

в транзите именно через свою территорию и

снизить роль России в консорциуме по срав-

нению с аналогичной структурой без участия

ЕС. С другой стороны, участие европейцев даст

и определенные гарантии российской стороне

на выполнение достигаемых договоренностей

независимо от текущей политической ситуации

в Украине.

Для Украины большую роль в экономике играют

доходы от транзита газа. При текущем тарифе

и объемах поставок Газпром ежегодно платит

за транзит около 3 млрд долл. Дополнительную

прибыль в долгосрочной перспективе украинская

сторона может получать от использования ПХГ.

Поэтому вполне понятно стремление руководства

страны сохранить роль своей ГТС на евразийском

газовом рынке.

Но, говоря о проекте трехстороннего консорциу-

ма, необходимо посмотреть и на интересы самих

России и ЕС. Постепенно на фоне строительства

NordStream и принятия решения по SouthStream

интерес к украинской ГТС падает. Однако сохра-

няется заинтересованность в отдельных тран-

зитных мощностях, и как показала зима 2012 г.,

у Европы есть востребованность использования

дополнительных мощностей ПХГ. Таким образом,

можно говорить о части ГТС, которая представляет

интерес, и второй ее части, являющейся малопри-

влекательной для иностранцев. Следовательно,

возможны две схемы переговоров. Первая пред-

полагает выделение транзитной части в отдельный

актив и создание консорциума на ее базе. Вторая

основа – на создании консорциума на базе всей

ГТС. Украина более заинтересована во втором

варианте, который позволяет говорить о большой

стоимости актива и частично переложить на ино-

странных партнеров нагрузку по поддержанию

и развитию всей ГТС. При этом важным вопросом

является оценка стоимости системы, вокруг кото-

рой будут вестись пере говоры. В начале 2012 г.

Украина начала процедуру отбора независимого

оценщика для своей ГТС. До этого назывались

различные суммы. В частности, по словам пред-

седателя правления ОАО «Газпром» А. Милле-

ра, Украина в конце декабря 2011 г. оценивала

ГТС в 20 млрд долл. Оппозиционные политики

в Украине говорят примерно о 100 млрд долл.,

а бывший премьер Ю. Тимошенко заявляла даже

о 200 млрд долл.

Результаты оценки позволят говорить о стоимости

ГТС более определенно. Однако в любом случае

с каждым годом значимость данного актива для

иностранных партнеров снижается на фоне поте-

ри позиций страны в системе международного

транзита.

Корр. – Как Вы оцениваете перспективы добычи

газа из нетрадиционных источников в Украине

с учетом себестоимости и степени воздействия

на экологию?

В.К. – Сланцевый бум в США заставил многие

импортозависимые страны задуматься о возмож-

ностях собственной добычи нетрадиционного

газа. Украина не стала исключением. Руководство

страны заявляет об огромных запасах сланцевого

газа, самых крупных в Европе, которые могут

превысить 30 трлн м3. Однако пока это только

догадки, не имеющие подтверждения. Первую

оценку потенциальных запасов сланцевого газа

Украина планирует осуществить к середине 2012 г.

В феврале 2011 г. Украина и США подписали

межправительственный меморандум о сотруд-

ничестве в области разведки сланцевого газа.

В настоящее время как наиболее перспективные

рассматриваются Олесская (Львовская и Ивано-

Франковская обл.) и Юзовская (Харьковская

и Донецкая обл.) площади. По данным Госу-

дарственной службы геологии и недр Украины,

прогнозные ресурсы Олесской площади состав-

ляют около 2,5 трлн м3 газа, Юзовской – от 4

до 10 трлн м3 газа. В феврале 2012 г. Украина

объявила конкурсы на заключение СРП по реа-

лизации проектов в рамках этих двух площадей.

Заявки на участие принимаются до 23 апреля

2012 г. Предварительный интерес к проектам

обозначили несколько крупных иностранных

компаний, работающих в данной области в США

и Европе. Первых результатов деятельности СРП

можно ожидать лет через пять.

Конечно, в отсутствие подтвержденных запа-

сов и характеристик их залегания говорить

определенно о себестоимости добычи рано,

но предварительно можно отметить, что она

будет явно значительно выше, чем в США. Ори-

ентировочно стоимость добычи будет не менее

200–250 долл / тыс. м3.

На сегодняшний день большинство экспертов

смотрят на перспективы развития сланцевой

газодобычи в Украине достаточно скептически.

Неподтвержденность запасов, неопределенность

в характеристиках газа и условиях его залегания,

отсутствие благоприятного инвестиционного

режима и экологические риски не позволяют

оптимистично смотреть на такие проекты.

В плане экологии негативное воздействие наи-

более чувствительно в отношении загрязнения

грунтовых вод, а также возможного появления

сейсмической активности и оползней в резуль-

тате гидроразрыва. Не случайно Франция зако-

нодательно запретила добычу сланцевого газа

на своей территории. Но Украина на аналогич-

ные меры, скорее всего, не пойдет, слишком

велико политическое желание развивать данное

направление.

На фоне обострения интереса Украины к сланце-

вому газу на второй план отошел другой нетра-

диционный ресурс – угольный метан. А уже

к 2015 г. планировалось выйти на уровень его

добычи в 1 млрд м3 / год. Такая цель обозначена

в Концепции Государственной целевой эконо-

мической программы добычи и использования

газа метана угольных месторождений как аль-

тернативного энергоресурса, принятой Распо-

ряжением Кабинета министров от 23 декабря

2009 г. №1684-р. Однако отсутствие видимых

практических результатов деятельности в дан-

ном направлении позволяет прогнозировать,

что добыча в таких объемах если и возможна,

то в более поздние сроки.

Таким образом, нетрадиционный газ пока является

символом больших надежд для Украины, с мно-

гими рисками и большой неопределенностью

дальнейшего развития. В основе газообеспечения

страны на долгосрочную перспективу по-прежнему

останется «голубое топливо», идущее со стороны

России. И поэтому выстраивание надежной, про-

зрачной долгосрочной системы взаимоотноше-

ний с Россией является необходимым условием

стабильного развития самой Украины.


Корр. – Как можно охарактеризовать динамику

развития российско-узбекских отношений в неф-

тегазовой отрасли? В каких проектах на террито-

рии Узбекистана участвуют в настоящее время

российские нефтегазовые компании?

С.Ж. – Узбекистан входит в число 15 круп-

нейших мировых производителей природ-

ного газа. По запасам газа страна занимает

21-е место в мире. Исторически газовая

промышленность Узбекистана возникла

и развивалась как органическая часть совет-

ской газовой промышленности. Газпром

остается пока крупнейшим импортером

узбекского газа, а российские компании

реализуют здесь ряд перспективных про-

ектов. Вместе с тем особенности узбекской

экономики, специфика газового сектора,

а главное – кардинальные сдвиги в мировом

газопотреблении способствуют тому, что

в Узбекистане быстро усиливаются позиции

азиатских нефтегазовых компаний. Россий-

ским компаниям предстоит адаптировать

стратегии своего развития к этой тенденции, которая будет

только нарастать.

Корр. – Что собой представляет имеющаяся в Узбекистане

газовая инфраструктура? Какое место могут занять россий-

ские компании в ее модернизации?

С.Ж. – Узбекистан является крупным по мировым мер-

кам производителем природного газа, при этом развитие

газового сектора здесь отличается немалой спецификой.

Во-первых, большинство эксплуатируемых газовых место-

рождений относятся к некрупным и даже мелким. К тому же

они широко разбросаны по территории страны. Во-вторых,

качество добываемого газа сравнительно невысоко, и пре-

жде чем попасть в магистральные газопроводы и конечным

потребителям, исходное сырье нуждается в дополнительной

переработке. Все это, вместе взятое, заметно повышает

издержки геологоразведки, обустройства месторождений

и добычи газа, а также его транспортировки по газопроводам.

Парадоксально, что, несмотря на эти и другие объективные

ограничения, Узбекистан до самого последнего времени

наращивал объемы газодобычи и даже сумел обойти по этому

показателю соседний Туркменистан, где условия для развития

газовой промышленности несопоставимо лучше.

Два фактора объясняют поступательный рост добычи газа

в Узбекистане. С одной стороны, в отличие от большинства

постсоветских стран, пошедших по пути рыночного развития,

Узбекистан практически сохранил унаследованную от совет-

ского прошлого систему хозяйствования. Соответственно,

газовая промышленность, как и все остальные отрасли

и секторы, развивается в рамках императивов командно-

административной экономики. С другой стороны, львиная

доля производимого газа потребляется внутри страны,

поэтому, в отличие от того же Туркменистана, Узбекистан

не столкнулся с шоковым снижением экспортного спроса

на свой газ.

Добыча газа в Узбекистане достигла локального пика в 2008 г.

и с тех пор медленно снижается. В 2011 г., судя по предва-

рительным данным, добыча природного газа в Узбекистане

снизилась относительно уровня предыдущего года на 4,4 %,

до 63 млрд м3.

Газовый бизнес в Узбекистане ведут две российские ком-

пании: Газпром и ЛУКОЙЛ, причем задачи их заметно раз-

личаются.

В 2002 г. Газпром подписал с национальной холдинговой

компанией «Узбекнефтегаз» Соглашение о стратегическом

сотрудничестве в газовой отрасли. Соглашение предусма-

тривает долгосрочные закупки узбекского газа, транспор-

тировку через территорию Узбекистана импортируемого

Газпромом туркменского газа, а также участие российской

компании в проектах по разведке и добыче природного газа

на условиях соглашений о разделе продукции (СРП). Газпром

ежегодно покупает у Узбекистана около 15 млрд м3 газа. Для

узбекской стороны, сумевшей добиться включения своего

газа в портфель закупок российской компании, это боль-

шой успех. Помимо того, через газопроводы, проходящие

по узбекской территории, Газпром получает в свой портфель

туркменский газ.

Первым проектом Газпрома и Узбекнефтегаза в сфере добы-

чи стала геологическая доразведка на старом месторождении

Шахпахты на территории Каракалпакии, пущенном в экс-

плуатацию еще в 1971 г. В 2004 г. две компании подписали

Российские компании в газовом секторе УзбекистанаО деятельности российских компаний на нефтегазовом рынке Узбекистана, об их возможностях и ограни-

чениях, которые они испытывают в работе, рассказывает сотрудник ИМЭМО РАН, доктор экономических

наук Станислав Вячеславович Жуков.

С.В. Жуков

103

СРП по этому месторождению. За все время

действия этого соглашения совокупная добыча

на Шахпахты составила примерно 2 млрд м3.

Начиная с 2006 г. Газпром ведет геолого-раз-

ведочные работы на семи инвестиционных

блоках на плато Устюрт. Инвестиции в геолого-

разведочные работы в период 2006–2011 гг.

составили около 400 млн долл. В ходе третьей

фазы работ в 2009–2011 гг. было открыто газо-

конденсатное месторождение Джел. В 2012 г.

в завершающие работы по геологоразведке

Газпром намерен инвестировать 32,5 млн

долл. В случае подтверждения углеводородных

запасов Газпром имеет приоритетное право

на переговоры с правительством Узбекистана

о подписании СРП на их разработку.

Крупнейшим российским инвестором в

узбекский газовый сектор является компания

ЛУКОЙЛ, которая ведет три газовых проекта

в Узбекистане. Самый крупный проект, в кото-

ром российская компания контролирует 90 %

и является оператором, связан с освоением

месторождений на блоке Кандым – Хаузак –

Шады. Проект реализуется в рамках СРП,

подписанного в 2004 г. Объем инвестиций

оценивается более чем в 4 млрд долл. Сово-

купные разведанные запасы на контракт-

ной территории оцениваются в 214 млрд м3

газа и 8 млн т газового конденсата. Частью

СРП является разведка Кунградского блока

на Устюрте, прогнозные запасы которого

оцениваются в 100 млн т нефтяного экви-

валента. Всего в рамках данного проекта

ЛУКОЙЛ планирует ежегодно добывать более

12 млрд м3 газа и свыше 200 тыс. т жидких

углеводородов. До 2018 г. в разведку и добычу

намечено вложить около 2,5 млрд долл.

Самостоятельной частью СРП Кандым – Хау-

зак – Шады является строительство газопе-

рерабатывающего завода (ГПЗ) в Бухарской

обл. Узбекистана. Завод проектной мощно-

стью 8 млрд м3/год будет сдан в эксплуатацию

в 2016 г. Инвестиции компании в ГПЗ оцени-

ваются в 3 млрд долл.

Второй узбекский проект ЛУКОЙЛ связан с

освоением Гиссарской группы месторожде-

ний. В конце 2011 г. здесь получен первый

газ. Всего в проект намечено инвестировать

около 800 млн долл.

Еще один проект ЛУКОЙЛ в Узбекистане явля-

ется международным. Российская компания

участвует в международном консорциуме

Aral Sea Operating Co. В 2006 г. консорциум,

в который также входят Узбекнефтегаз (50 %),

китайская CNPC, южнокорейская Korea National

Oil Company и малазийская Petronas, подписал

Соглашение о разделе продукции с правитель-

ством Узбекистана сроком на 25 лет. Пред-

варительные оценки запасов на контрактной

территории составляют 1 трлн м3. На конец

2011 г. сейсмические геолого-разведочные

работы позволили идентифицировать запасы

газа в 11 млрд м3. В настоящее время консор-

циум готовится провести разведочное бурение.

Перспективы этого проекта и его экономика

недостаточно ясны. Возможно, именно поэто-

му консорциум в 2011 г. покинула Petronas.

Долю малазийской компании купил ЛУКОЙЛ,

доведя свое участие в капитале консорциума

с 6,6 до 26,6 %.

В 2011 г. ЛУКОЙЛ добыл в Узбекистане при-

мерно 3 млрд м3 газа, в 2012 г. этот показатель

ожидается на уровне 4 млрд м3. Весь добывае-

мый газ компания продает узбекскому прави-

тельству по цене, определяемой специальной

формулой. Режим СРП, на условиях которого

российская компания производит газ на узбек-

ских месторождениях, и цена сдачи газа выгод-

ны для российской компании. По некоторым

оценкам, в расчете на баррель нефтяного

эквивалента ЛУКОЙЛ в 2011 г. получил в Узбе-

кистане чистую прибыль в размере 18 долл.

в сравнении с 11 долл. на западносибирских

месторождениях.

Корр. – Каковы перспективы российских ком-

паний на узбекском нефтегазовом рынке?

С.Ж. – К 2018 г. ЛУКОЙЛ рассчитывает

добывать в Узбекистане 12 млрд м3 газа.

На пике добычи этот показатель может

вырасти до 19 млрд м3. При этом российская

компания намерена встроиться в наме-

тившуюся тенденцию разворота экспорт-

ных потоков центрально-азиатского газа

в направлении КНР.

В Центральной Азии возникли благоприятные

условия для разворота экспортных потоков газа

на китайский рынок. Первопроходцем здесь

выступил Туркменистан. В декабре 2009 г.

была пущена в эксплуатацию первая очередь

газопровода Туркменистан – Китай протяжен-

ностью около 7 тыс. км. Вторая нитка этого

газопровода была введена в строй в конце

2010 г. По этому газопроводу Ашхабад обя-

зался в течение трех десятилетий поставлять

в КНР до 40 млрд м3 газа ежегодно. При этом

Узбекистан и Казахстан согласились выступить

в качестве стран-транзитеров.

Вплоть до настоящего времени практиче-

ски весь узбекский экспортный газ закупает

Россия. Незначительные объемы узбекского

газа поставляются в Таджикистан, однако эти

поставки трудно считать торговлей в привыч-

ном понимании. Между двумя центрально-ази-

атскими республиками регулярно возникают

конфликты по поводу дисциплины поставок

и платежей. Как любой и производитель, и экс-

портер природного газа, Узбекистан стремится

диверсифицировать свои экспортные рынки.

И магистральные экспортные газопроводы

Центральная Азия – КНР открывают такие

возможности.

В июне 2010 г. Ташкент и Пекин подписали

Соглашение о поставках в Китай 10 млрд м3

узбекского газа ежегодно. В 2011 г. отделение

государственной компании «Узбекнефтегаз»

Узтрансгаз заключило с PetroChina контракт

на экспорт газа по газопроводу Централь-

ная Азия – КНР. Согласно условиям контракта

PetroChina может ежегодно закупать у Узбе-

кистана до 10 млрд м3 газа. Первые поставки

газа намечены на весну 2012 г. В начале 2014 г.

будет запущена третья линия газопровода

Центральная Азия – КНР пропускной способ-

ностью 25 млрд м3, часть мощности которой

заполнит узбекский газ. Нет никаких сомнений

в том, что Узбекистан приложит максимум

усилий для наращивания газового экспорта

в китайском направлении.

В нарастающее узбекско-китайское газовое

сотрудничество стремится максимально встро-

иться и ЛУКОЙЛ. Еще в сентябре 2010 г. рос-

сийская компания договорилась с китайской

CNPC о поставках газа с разрабатываемых

узбекских месторождений. Начало поставок

запланировано на 2014 г., т. е. приурочено

к запуску третьей нитки газопровода Цен-

тральная Азия – КНР.

ISS

N 0

016

-5

58

1 Г

АЗ

ОВ

АЯ

про

мы

шл

енно

сть

04

2

01

2

1–

10

4

ISSN 0016-5581

page 01 03 n04 - Клуб Газовиков · 2015-06-01 · Отдел маркетинга и...

Documents

Transcript of page 01 03 n04 - Клуб Газовиков · 2015-06-01 · Отдел маркетинга и...