Газовая промышленность № 03 2018

Разработка и тестирование программных средств систем управления всегда выполняется с использованием моделей объекта. Многошаговые алгоритмы, десятки входных параметров, отсутствие примеров расчета требуют создания проверочного механизма, подтверждающего корректность или выявляющего расхождение расчетов уже на этапе разработки документации. В последующем этот механизм формирования проверочных примеров участвует при отладке программного обеспечения и в процессе приемо-сдаточных испытаний.

Введение в действие серии новых ГОСТ 30319.1–2015, ГОСТ 30319.2–2015, ГОСТ 30319.3–2015 [1–3], а также СТО Газпром 3.3-2-044–2016 [4] сделало рассматриваемый вопрос актуальным одновременно для многих разработчиков систем управления локального и диспетчерского уровня, а также персонала, эксплуатирующего указанные системы.

Анализ публикаций набора задач «калькулятор диспетчера» выполнялся по следующим типам материалов:

• контрольным примерам ГОСТ;

• контрольным примерам СТО;

• справочникам различных направлений;

• диссертационным работам.

Абсолютно корректные расчеты представлены в ГОСТ. Анализ СТО Газпром 2-1.19-530–2011 [5] выявил небольшие неточности расчетов. Ориентированные на студенческую аудиторию справочники и учебная литература, как правило, имеют в примерах большие погрешности и округления промежуточных расчетов, нередки опечатки или ошибки [6–9]. Для поиска промежуточных значений в ряде источников применяются номограммы. Все это осложняет процедуру сверки расчетов.

МЕТОДОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОЦЕДУРА ФОРМИРОВАНИЯ РАСЧЕТА

Большинство расчетов транспорта газа требуют промежуточного вычисления коэффициента сжимаемости Z. Если при расчете Z по частичному компонентному составу отладчик кодов программного компилятора сопоставим c возможностями пошаговой сверки в моделирующей программе MathCad, то при расчетах методом полного компонентного состава [2, 10] открытый интерфейс MathCad становится незаменимым.

Таким образом, на первом этапе создания примера выполняется обычное повторение последовательности расчета в MathCad.

На втором этапе происходит выявление возможных ветвлений алгоритма. Прорабатываются существующие открытые источники, при наличии непротиворечивых различных методов расчета промежуточного параметра параллельно выстраивается расчет указанного параметра. Приоритетность выбора метода расчета такова: ГОСТ, СТО, любая отраслевая действующая методика, справочники и учебная литература.

Процедура ветвления выполняется только для задач, которые целиком не регламентированы определенным ГОСТ или СТО.

Результаты расчета в разных ветках, как правило, дают малые расхождения при соотношении входных параметров, близких к действительным измеряемым параметрам в газопроводе. При этом истинным принимается результат расчета приоритетного метода.

Практическая польза такого дублирования заключается в том, что различный функциональный базис формул неизбежно выдает расхождения при попадании в расчет недостоверных входных данных. Выявление таких данных особенно актуально при значениях параметра в диапазоне допустимых метрологических значений датчика, но не в диапазоне действительных рабочих показаний процесса. Ветвление алгоритмов позволяет выявлять такой тип недостоверности.

Примером работающего алгоритма, использующего ветвление, является анализ достоверности расчета производительности нагнетателя в алгоритме настройки коэффициента конфузора, реализованный автором в ряде систем автоматического управления газоперекачивающих агрегатов (САУ ГПА): «Квант-1М», «Квант-6» фирмы ООО «Вега-ГАЗ» [11]. Достоверность входных данных определяется с помощью расчета коэффициента технического состояния по формуле:

,                       (1) 

где

,                                        (2) 

,                                   (3)

где η_пасп.п – паспортный политропный коэффициент полезного действия (КПД); η_п – политропный КПД; η_k – показатель изоэнтропы; a – показатель политропы; T_вых – температура на выходе нагнетателя, К; T_вх – температура на входе нагнетателя, К; P_вых – давление на выходе нагнетателя, МПа; 

P_вх – давление на входе нагнетателя, МПа; D₀, …, D₄ – коэффициенты аппроксимации; Q_пр – приведенная производительность нагнетателя, м³/мин.

Формула (1) представляет собой аналог определения относительной погрешности:

                             (5)

где j₁ – истинное значение величины; j₂ – приближенное значение величины. Контроль достоверности относительной погрешности представляет анализ ее доверительного интервала.

Следующий шаг создания примера – доработка в соответствии с обновленной нормативной документацией. Необходимость выполнения этого шага объясняется выпуском новых СТО и ГОСТ.

РАСЧЕТ МГНОВЕННЫХ ЗНАЧЕНИЙ И ИЗМЕНЕНИЯ ЗАПАСА ГАЗА

Вычисление мгновенных значений запаса газа и изменения запаса газа магистрального газопровода требует последовательного расчета средних значений давления P_ср, МПа, температуры T_ср, К, и коэффициента сжимаемости в газопроводе Z_ср [12, 13].

,                         (6)

,                         (7)

,      (8)

                         (9)

,    (10)

где V_зап.ст – объем газа при стандартных условиях, м³; Vтр – объем трубопровода, м³; P_н, P_к – начальное и конечное абсолютное давление газа на рассматриваемом участке газопровода, соответственно, МПа; T_гр – температура грунта на рассматриваемом участке газопровода, К; T_н, T_к – температура газа в начале и конце рассматриваемого участка газопровода, соответственно, К; Pпр – приведенное давление, безразмерная величина;
τ – промежуточный коэффициент; T_пр – приведенная температура, безразмерная величина.

В формулах (8–9) представлены устаревшие методы расчета параметров в действующих руководствах [12, 13]. Их аналог приведен в СТО Газпром 2-3.5-051–2006 [14]:

,      (11)

                       (12)

  (13)

, (14)

гдеТ¹_ср – средняя температура в газопроводе, К; T_ос – расчетная температура окружающей среды (грунта при подземной прокладке), К; L – длина газопровода, м; D_i – среднее значение коэффициента Джоуля – Томсона на участке, К/МПа; z¹_cp – средний коэффициент сжимаемости в газопроводе;
N¹, N² – коэффициенты полинома; a' – расчетный коэффициент, определяемый как

,                                      (15)

где К_ср – средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/(м²·К); d_н – наружный диаметр трубы, мм; q – расход газа, млн м³/сут; в – относительная плотность газа по воздуху; C_p – средняя изобарная теплоемкость газа, кДж/(кг·К).

Определение К_ср по методике ОНТП 51-1–85 [13] признано невыполнимым [6]. Процедура расчета К_ср по опытным данным (при Tк) выполняется по модифицированной формуле (15):

.       (16)

Уточнение К_ср выполняется в результате итерационной процедуры, учитывающей часть уравнения с коэффициентом D_i.

В методике [12] контрольный пример расчета запаса газа отсутствует. В данной работе использованы примеры расчета, взятые в справочнике [8], c применением номограмм и округлений. Исходные данные расчета, пересчитанные современными формулами, дали скорректированный результат.

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ СТАЦИОНАРНОГО НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОГО ГАЗОВОГО ПОТОКА ПО ТРУБОПРОВОДУ

Порядок расчета определен СТО Газпром 2-3.5-051–2006 [14]. Расчет температуры в каждой точке x газопровода следующий:

,                       (17)

где x – метровая отметка газопровода, м.

Расчет массивов температуры и давления вдоль газопровода (T_x, P_x) – ключевой для задач «утечка газа через отверстие», «определение потерь газа при аварии на однониточном газопроводе», «определение возможного гидратообразования в газопроводе». Контрольный пример для данной задачи был разработан по исходным данным примеров справочника [8].

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЧЕК ВОЗМОЖНОГО ИЛИ ФАКТИЧЕСКОГО ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ

Для решения данной задачи нет нормативных документов. Пошаговый алгоритм собран в процессе поиска и анализа отобранных расчетных процедур [6, 15–17].

Зону возможного гидратообразования в газопроводе определяют расчетным методом.

Участок, на котором температура газа одновременно ниже кривой температур гидратообразования и кривой температуры точки росы, представляет собой зону возможного гидратообразования. При этом давление газа должно быть выше давления диссоциации. Наиболее вероятными местами выпадения гидратов при перечисленных условиях считаются U-образные участки, в которых влага может не только конденсироваться, но и скапливаться (например, при пустом газопроводе).

Температуру гидратообразования с учетом давления P_x в каждой точке газопровода x рассчитывают по формуле:

,                       (18)

где значения эмпирических коэффициентов G, F определяются из справочной литературы [15].

Резервная ветвь расчета может быть выполнена через вычисление параметра давления диссоциации с привязкой к температуре T_x в каждой точке газопровода:

,         (19)

где эмпирические коэффициенты F₁, G₁, H₁ определяются из альтернативного справочного источника [6].

В зимнее время давление и температура в газопроводе способствуют гидратообразованию влажного газа. Но действительное влагосодержание газа в газопроводе незначительно. Функционально влагосодержание зависит от текущего давления в газопроводе и точки росы.

Влагосодержание насыщенного газа при нормальных условиях, г/м³, определяется по формуле Бюкачека, основанной на величине влагосодержания метана
в состоянии насыщения [16]:

,                       (20)

где F₂, G₂ – коэффициенты, зависящие от температуры точки росы газа в данной точке газопровода; С_γ, C_s – поправочные коэффициенты на плотность газа и соленость воды.

Значение влагосодержания газа также можно получить [17] через формулу:

   (21)

где t_{р x} – температура точки росы в газопроводе, ºC.

Точка росы по длине газопровода является главным параметром, по которому можно с большой вероятностью спрогнозировать возможность образования гидратов. Блок-схема расчета температуры точки росы представлена на рис. 1.

Сначала рассчитывается влагосодержание по формуле (21) через температуру точки росы в начале газопровода по показаниям гидрометра. После этого создается массив значений плотности газа i в промежуточных точках газопровода по параметрам (T_i, P_i):

,                                      (22)

где i – промежуточные отметки участков газопровода, м (введены для уменьшения числа расчетов); P_c = 0,101325 МПа, давление газа при стандартных условиях; T_с = 293,15 К, температура газа при стандартных условиях;
T_i, P_i, Z_i – температура, давление и коэффициент сжимаемости газа в промежуточных точках i газопровода, соответственно.

Для расчета зависимости W_x принято допущение об однородности газового потока в интервале измерений гидрометром и пропорциональности между изменением плотности газовой смеси и изменением влагосодержания:

,                                      (23)

где W₀ – влагосодержание в начале газопровода, г/м³; 0 – плотность газовой смеси в начале газопровода, кг/м³.

Для расчета температуры точки росы вдоль газопровода требуется решить обратную задачу, используя формулу (21). Для расчета промежуточных значений температуры точки росы t_{р i+1} задается массив значений (t_{р i} - ∆t_р, t_{р i} + ∆t_р) в окрестности предыдущего значения выбранной точки t_{р i}. На первом шаге таким значением является температура точки росы, измеренная гидрометром t_р0. В ходе расчета определяется минимальное значение разности влагосодержания W_i+1 по формулам (21–23) и влагосодержания с подбираемым значением t_{р i+1}:

min|W_i+1 - W(P_i+1,t_{р i +1})|.                   (24)

Полученное значение (i + 1)-го элемента t_{р i+1} переводится в значение T_{p i+1} и запоминается. Расчет повторяется для следующего участка i до набора необходимого количества промежуточных точек T_{p i}. По промежуточным значениям T_{p i} методом сплайн-интерполяции формируется полный массив T_{p x}.

Выполняется сравнение рассчитанных пар температур (T_x, T_{p x}). В случае если температура газа ниже температуры точки росы, определяется начало xн участка возможной конденсации газа. Завершение участка xк, соответственно, определяется в точках, где T_x > T_{р x}, либо присваивается последняя точка рассматриваемого участка.

Достоверность расчета точки росы вдоль газопровода может быть подтверждена более сложным методом [18] или через относительную влажность φ_x вдоль газопровода:

,        (25)

где P_s1 – парциальное давление водяных паров для соответствующей температуры точки росы, МПа; P_s – парциальное давление водяных паров при текущей температуре в газопроводе, МПа.

Расчет P_s1, Ps выполняется по формуле Ардена Бака либо Гоффа – Грэтча.

В ряде случаев пересечение T_x и T_{р x} происходит на пологом диапазоне кривых, в таком случае прогноз участка возможного или фактического гидратообразования c применением расчета x делает результат расчета четким и убедительным (пример на рис. 2, 3).

Пример расчета для рассматриваемой задачи (таблица) был скомпонован из нескольких источников [15–17]. За основу были взяты параметры режима при обнаруженной гидратной пробке в газопроводе.

Помимо ключевых параметров (ρ_в, P_x, T_x, W_x, t_{р x}), определяющих свойство газовой смеси, на образование гидратов влияют условия, внешние по отношению к смеси:

• наличие местных охлаждающих участков – перепадов температуры dt_T↓);

• наличие перепадов высот газопровода dl_H↓ для U-образных участков малой протяженности;

• резкое увеличение скорости потока газа dQ_v↑;

• наличие мест повышения эквивалентной абсолютной шероховатости внутренней поверхности трубы dn_тр↑.

Не следует считать задачу однозначно решенной, описанный алгоритм определения точек возможного гидратообразования и участков конденсации представляет материал для дальнейшего развития и совершенствования методов анализа режимов газотранспортной сети.

ВЫВОДЫ

В результате проведенной работы предложенным методом:

• сформулирована необходимость переработки документа [9];

• откорректирован и согласован с разработчиками расчетный пример СТО Газпром 2-1.19-530–2011 [5];

• предложен способ расчета температуры точки росы вдоль газопровода с опорой на показания гидрометра в начале газопровода и расчетных значений плотности газа x и влагосодержания W_x;

• сформулированы четыре возможных расчетных состояния, определяемых показаниями пар (T_{гидр x}, P_{дис x}) (T_{р x}, φ_x), по отношению к паре (T_x, P_x):

(T_x > T_{р x})∧((T_x > T_{гидр x},)∨(P_{дис x}) > P_x)) – нормальное функционирование системы;

(T_x < T_{р x})∧((T_x > T_{гидр x},)∨(P_{дис x}) > P_x)) – возможно образование и скопление влаги в газопроводе;

(T_x > T_{р x})∧((T_x < T_{гидр x},)∨(P_{дис x}) < P_x)) – возможно образование гидратов при наличии ранее скопившейся в газопроводе влаги;

((T_x < T_{р x})∨(φ_x ≥ 100))∧((T_x < T_{гидр x},)∨(P_{дис x}) < P_x)) – высокая вероятность образования гидратов, требуется контроль перепадов давления на U-образных участках и показаний эффективности газопровода.

Выполнению работы способствовали научные консультанты А.Е. Лапицкий (СУ «Леноргэнергогаз»), д.т.н. Л.М. Замиховский (Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа), д.т.н. К.И. Богатыренко (Национальный технический университет «Харьковский политехнический институт»). Со стороны руководства компании обеспечили организационную поддержку разработки О.В. Назаров, Ю.В. Горячев, Д.Ю. Киташов, А.О. Лободанов (ПАО «Газпром автоматизация»). 

Контрольный пример определения возможного гидратообразования
Reference example for determining possible hydrate formation

Одной из важных задач современной нефтегазовой промышленности России является эффективное освоение существующих и разработка новых газовых, нефтегазовых и газоконденсатных месторождений северных регионов, в том числе на п-ове Ямал. В связи с этим обобщение накопленного опыта в проектировании и эксплуатации месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа и севера Тюменской обл. в вопросах оптимизации технических решений при обустройстве промысла представляется актуальной задачей. В первую очередь усилия должны быть направлены на выработку подходов к снижению капитальных и эксплуатационных затрат на обустройство месторождений. Это позволит повысить заинтересованность нефтегазовых компаний в более эффективном использовании месторождений и быстро трансформировать научный и производственный потенциал в технологические проекты с реальными инвестициями.

СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА

Каждое месторождение обладает рядом индивидуальных особенностей. Тем не менее, опираясь на общие закономерности разработки многопластовых месторождений, учитывая особенности строения пластов и способы их обустройства, можно выделить важные направления в выработке подходов к снижению капитальных и эксплуатационных затрат при их проектировании.

Повышение эффективности капитальных вложений в большей мере зависит от разработки и внедрения новых, в достаточной степени апробированных технологических решений при проектировании всего комплекса обустройства месторождения (пласт – скважина – газосборная сеть – установка комплексной подготовки газа (УКПГ) – транспорт газа). Одним из таких решений является сбалансированность показателей разработки скважин, которые обеспечат как поддержание необходимого уровня добычи газа и конденсата, так и минимизацию затрат при строительстве и эксплуатации объекта.

На примере обустройства сеноманских и туронских залежей Ново-Часельского месторождения рассмотрим проблемные вопросы системы сбора газа. Выводы данной работы могут быть учтены при сборе газа из пластов любых многопластовых месторождений.

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

Анализ технологических показателей разработки сеноманской (пласт ПК1) и туронской (пласт Т) залежей Ново-Часельского месторождения показал, что устьевые параметры в рассматриваемый период (2017–2040 гг.) будут различаться по производительности и давлению. В начальный период разработки добыча газа из пластов ПК1 и Т составляет 10,45 и 0,34 млн м³/сут, соответственно, при этом устьевые давления находятся на одном уровне. По мере разработки пластов будут наблюдаться разнонаправленная динамика добычи газа (в 2033 г. пласт ПК1 – 5,1 млн м³/сут, пласт Т – 8,46 млн м³/сут) и разное по скорости снижение устьевых давлений (в 2033 г. разница устьевых давлений – 4 МПа).

Проектирование обустройства месторождений с учетом данных показателей требует индивидуального подхода к выбору оптимальных решений по системе сбора продукции скважин, а также технологии подготовки и компримирования газа. Основной задачей при этом является реализация решений, позволяющих повысить экономическую эффективность проекта в целом.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

При разработке технических решений по обустройству УКПГ Ново-Часельского месторождения (рис. 1) ООО «ИНСТИТУТ ЮЖНИИГИПРОГАЗ» столкнулось с необходимостью оптимального выбора конструкции газосборной сети данного месторождения. Поскольку месторождение по своей структуре является многопластовым, возникла потребность проведения сравнительного анализа совместного (транспорт газа из пласта сеноманской залежи и пласта туронской залежи осуществляется совместно по общей газосборной сети) или раздельного сбора газа.

Таким образом, институтом была выполнена технико-экономическая оценка следующих вариантов системы сбора сеноманского и туронского газа Ново-Часельского месторождения: раздельная добыча сеноманского и туронского газа (вариант 1)
и совместная добыча сеноманского и туронского газа (вариант 2).

Основные геолого-геофизические характеристики объектов Ново-Часельского месторождения представлены в табл. 1.

При расчете вариантов транспорта продукции скважин до УКПГ были установлены следующие критерии:

• выбор диаметров шлейфов с учетом рабочих дебитов скважин, темпов падения пластового давления в течение всего рассматриваемого периода эксплуатации месторождения по каждому разрабатываемому пласту;

• система сбора при совместной добыче газа сеноманской и туронской залежей имеет оптимальные диаметры, обеспечивающие максимально возможное сохранение потенциальной энергии пласта;

• обеспечение равномерного выноса жидкой фазы пластового флюида в течение всего периода эксплуатации (поддержание скорости газа в коллекторах на достаточном для выноса жидкости уровне);

• обеспечение минимально возможных гидравлических потерь системы сбора газа;

• учет динамики изменения параметров эксплуатации скважин сеноманской и туронской залежей.

На основании результатов теплогидравлических расчетов газосборной сети можно сделать следующие выводы.

1. В период 2017–2026 гг. прогнозная добыча туронского газа сохраняется на одном уровне (рис. 2) и в совокупности с более высоким по сравнению с пластом ПК1 устьевым давлением не оказывает существенного влияния на параметры общего потока газа на входе в УКПГ при совместном транспорте сеноманского и туронского газов. Таким образом, поток сеноманского газа в данном случае является лимитирующим.

2. Начиная с 2027 г. добыча газа туронской залежи интенсифицируется и достигнет своего максимума в 2040 г. (до 9,6 млн м³/сут).

3. В 2027–2040 гг. на фоне нарастания добычи газа туронской залежи произойдет равномерное снижение количества газа, добываемого из сеноманской залежи (со значения ~10,4 млн м³/сут до 2,6 млн м³/сут).

4. Давление в газопроводах-шлейфах на входе в УКПГ при раздельной добыче газа туронской и сеноманской залежей снижается непропорционально относительно друг друга. Так, в 2027–2040 гг. диапазон давлений туронской залежи составит от 7,2 до 1,7 МПа, а сеноманской – от 3,6 до 1,52 МПа (рис. 3).

Различным вариантам транспорта пластовой продукции на УКПГ соответствуют определенные варианты компримирования газа. Совместный транспорт потоков газа пласта ПК1 (сеноман) и Т (турон) предполагает совместное их компримирование начиная с 2024 г. при снижении давления на входе УКПГ до 5,1 МПа. Раздельная система сбора и транспорта потоков газа характеризуется различными по давлению на входе УКПГ параметрами потоков и предполагает компримирование сеноманского газа с 2024 г., туронского – с 2035 г. (бескомпрессорный период составляет 18 лет).

При рассмотрении вариантов компримирования учитывались следующие технические решения:

• строительство отдельных линий сепарации для газов сеноманской и туронской залежей, тогда как для варианта совместного транспорта пластовой смеси предусматривается общая сепарация потоков;

• в докомпрессорный период эксплуатации туронской залежи (2017–2034 гг.) подача газа предусматривается напрямую в абсорберы (с учетом его частичного дросселирования для возможности совмещения с газом сеноманской залежи);

• при переходе добычи газа туронской залежи на компрессорный период предусматривается его совместное компримирование с газом сеноманской залежи для исключения необходимости строительства отдельных газоперекачивающих агрегатов (ГПА) – рабочий + резервный. Эти решения позволяют сдвинуть ввод в эксплуатацию ГПА на более поздний период по сравнению с вариантом совместного транспорта (табл. 2).

Таким образом, для варианта раздельного транспорта в период 2024–2034 гг. предполагается компримирование только потока газа сеноманской залежи, туронская залежь может эксплуатироваться в бескомпрессорном режиме, учитывая ее потенциал пластового давления, а с 2035 г. компрессорная станция может быть переведена в режим совместного компримирования сеноманского и туронского газа.

Вариант совместного транспорта предполагает компримирование общего потока газа сеноманской и туронской залежей начиная с 2024 г. и характеризуется более высокой (по сравнению с вариантом раздельного транспорта) мощностью, что объясняется большей производительностью компрессорного цеха с первых лет эксплуатации. Кроме того, вариант совместного транспорта газа имеет интенсивную динамику ввода ГПА, обусловленную увеличением добычи газа туронской залежи в совокупности со снижением устьевого давления на скважинах сеноманской залежи.

Учитывая, что общее число устанавливаемых ГПА по вариантам не различается (различия только в динамике их ввода и мощностей по сепарации газа), тот или иной вариант компримирования необходимо рассматривать комплексно с учетом оптимального варианта газосборной сети.

СРАВНЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

Экономическим критерием оценки вариантов выступала величина дисконтированных затрат, приведенных в табл. 3. Первый вариант, несмотря на более высокие капитальные вложения и производственные расходы, имеет преимущество по сравнению со вторым, а его реализация позволит сэкономить около 100 млн руб. по сравнению с вариантом 2. Это объясняется более поздним вводом мощностей компримирования в варианте 1.

Таким образом, раздельный транспорт газов сеноманской и туронской залежей является оптимальным как с точки зрения суммарных дисконтированных затрат по объекту, обеспечения критериев при расчетах газосборной сети, так и с точки зрения компримирования газа.

Важно отметить, что экономические показатели различных вариантов системы сбора «сухого» газа Ново-Часельского месторождения достаточно близки. Учитывая это, сценарий совместного транспорта может быть уточнен с точки зрения снижения капитальных, производственных и дисконтированных затрат при условии оптимизации (минимизации разности устьевых давлений, менее динамичного падения давления, равномерной добычи газа в рассматриваемый период и пр.) показателей работы сеноманской и туронской залежей.

ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО ОПТИМИЗАЦИИ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Сбалансированные показатели разработки эксплуатации многопластовых месторождений (между пластами добычи) позволят минимизировать капитальные и эксплуатационные затраты по их обустройству и, соответственно, повысят экономическую эффективность реализации проектов обустройства месторождений, что является актуальным в условиях снижения стоимости на энергоносители.

Получение сбалансированных показателей возможно за счет совместной работы геологов, институтов, выполняющих проекты разработки месторождений, и инженеров-проектировщиков, разрабатывающих проекты обустройства месторождений.

Для эффективного продвижения идеи такое сотрудничество должно иметь место на предпроектной стадии. Основная цель этого сотрудничества состоит в максимально возможном учете технических решений по обустройству промысла в проектах разработки месторождений.

Таблица 1. Геолого-геофизические характеристики объектов разработки
Table 1. Geological and geophysical characteristics of development objects

Таблица 2. Варианты подготовки сеноманского и туронского газа Ново-Часельского месторождения
Table 2. Variants for the treatment of the Cenomanian and Turonian gas from the Novo-Chaselskoye field

Таблица 3. Экономические показатели сравнения
Table 3. Economic comparative indicators

Лицензионные участки Сахалинского шельфа, на одном из которых в 2014 г. была начата промышленная добыча, являются уникальными для российской инженерной практики. Здесь впервые в Российской Федерации реализована технология подводной добычи. Предусмотрены подводное заканчивание скважин и подводная система сбора с последующей транспортировкой добываемой продукции до берегового технологического комплекса без использования в технологической цепочке плавучих и гравитационных платформ и иных надводных сооружений. При обустройстве перспективных месторождений применение технологии подводной добычи газа с использованием подводного добычного комплекса (ПДК) также может быть актуальным.

На текущем этапе подготовки к освоению лицензионных участков наиболее значимым является обеспечение эксплуатационной надежности объектов обустройства на протяжении всего жизненного цикла.

Лицензионные участки ПАО «Газпром» расположены в Охотском море на северо-восточном шельфе о. Сахалин, в 60 км к востоку от береговой линии, на широте Лунского залива. Размещение объектов подводной добычи предполагается на глубине 100–400 м. С севера перспективные участки ограничиваются линией на широте южной границы Набильского залива, с юга – на траверсе устья р. Нампи. Восточная граница участков проходит примерно по изобате 400 м и удалена от береговой линии на расстояние около 75 км.

АНАЛИЗ ПОТЕНЦИАЛЬНЫХ ОПАСНОСТЕЙ

Освоение этих лицензионных участков осложнено природно-климатическими условиями и геологическим строением. Геологические опасности обусловлены эндогенными и экзогенными процессами. Анализ материалов изысканий, выполненных в рамках проектов обустройства месторождений и работ по идентификации и систематизации геологических опасностей восточного шельфа о. Сахалин [1], показал, что для рассматриваемых площадей можно выделить следующие природные опасности:

• литодинамические процессы переформирования морского дна и ледовая экзарация в береговой зоне;

• газонасыщенные грунты, газовые карманы с аномально высоким пластовым давлением;

• сейсмическая активность.

Наибольшую опасность в период эксплуатации месторождений представляет сейсмическая активность региона.

На рис. 1 представлена схема региональной геотектоники района по данным работы [2]. Лицензионные участки расположены в сложных геодинамических условиях Охотской плиты в шельфовой части акватории Охотского моря. В литературе нет единого взгляда на сейсмотектонику района, но в целом можно считать Охотское море структурой с переходным от континентального к океаническому типом земной коры. По сейсмологическим данным прослежено погружение Охотской плиты под материк до 700 км. Субдукция проходит примерно на 400–500 км южнее лицензионных участков. Сильнейшие землетрясения приурочены к океаническому желобу, маркирующему начало погружения океанической плиты. Обособленным кластером можно выделить глубокие землетрясения в Охотском море к западу от п-ова Камчатка. В окрестностях лицензионных участков наиболее сильным было Нефтегорское землетрясение (моментная магнитуда M_w = 7,1), произошедшее 27 мая 1995 г. на севере Сахалина на границе Охотоморской и Евразийской плит.

Исходный (нормативный) уровень сейсмичности рассматриваемого района в соответствии с картами ОСР-2015 [3] оценивается 9 баллами (по картам А, В) и 10 баллами (по карте С) шкалы MSK-64 (шкала Медведева – Шпонхойера – Карника).

В целях уточнения исходной сейсмичности и детальной оценки сейсмической опасности по заказу дочерних компаний ПАО «Газпром» Институтом физики Земли им. О.Ю. Шмидта РАН в 2016 г. для рассматриваемой площади было выполнено сейсмическое микрорайонирование (СМР). По данным СМР, итоговая сейсмическая интенсивность по шкале MSK-64 для интервала времени 50 лет, учитывающая фактические грунтовые условия, оказалась ниже исходной (нормативной) и составила:

• 5,9–7,6 баллов с вероятностью превышения значений сейсмической интенсивности P = 10 %;

• 6,1–7,8 баллов по шкале MSK-64 с P = 5 %;

• 6,8–8,1 баллов по шкале MSK-64 с P = 1 %.

Несмотря на снижение итоговой сейсмичности по отношению к картам ОСР-2015, выполненное СМР подтвердило тот факт, что освоение лицензионных участков осложняется сейсмической активностью района. Существующие сейсмические риски необходимо учитывать при проектировании особо опасных, технически сложных и уникальных объектов, к которым с уверенностью можно отнести подводные объекты обустройства. Международный опыт освоения морских месторождений углеводородов как с надводной (платформы различного типа), так и с подводной схемой обустройства (ПДК) показывает, что общая устойчивость объектов и эксплуатационная надежность при сейсмических воздействиях определяется устойчивостью их фундаментных конструкций и опорных оснований, зависящей от грунтовых условий.

ХАРАКТЕРИСТИКИ ГРУНТОВ

По данным изысканий, грунтовая толща лицензионных участков, залегающая до глубин 30–40 м от морского дна, сложена морскими песчано-глинистыми отложениями четвертичной (mQ_IV) и неогеновой (нутовская свита N_1-2nt) систем. Выделение геологических элементов и классификация грунтов выполнялись по результатам статического зондирования (CPT – cone penetration testing) с использованием корреляционных зависимостей, номограмм и методики, предложенной П.К. Робертсоном и Р.Г. Кампанеллой [4, 5]. Сверялись классификационные показатели, полученные по данным CPT и по результатам лабораторных определений для тех же грунтов по ГОСТ 25100–2011 [6].
В прибрежной зоне в верхней части донных отложений преобладают пески различной крупности (от пылеватой до гравийной фракции), перекрывающие глины, суглинки и супеси коренного основания. По мере удаления от берега мощность толщи песков закономерно уменьшается с 8–10 до 2–5 м, а на расстоянии 45–50 км от берега песчаные отложения на поверхности не наблюдаются. Прослои гравийного и крупнозернистого песка встречаются, как правило, не далее 10 км от берега. На расстоянии 50–60 км от береговой линии верхняя часть разреза, вскрытая на глубину 30–40 м, представлена глинами и суглинками. Ближе к берегу глины и суглинки залегают с глубины 20–25 м.
Результаты выполненных инженерных изысканий указывают на широкое распространение в пределах рассматриваемой площади мелко- и среднезернистых песков среднеплейстоценового-голоценового возраста. Глинистые грунты представлены преимущественно текучими, текучепластичными, мягкопластичными суглинками. Также в пределах исследованной площади были выявлены специфические грунты, сложенные глинистыми и суглинистыми илами текучей консистенции с примесью органики до 6 %. Глинистые донные отложения и илы характеризуются низкой прочностью и сильной сжимаемостью с ярко выраженной пространственной анизотропией прочностных и деформационных свойств.

Помимо низкой прочности, характерной для донных морских отложений в данном регионе, в соответствии с СП 14.13330.2014 [3] такие грунты с большой вероятностью склонны к разжижению и потере прочности при землетрясениях интенсивностью более 6 баллов по шкале MSK-64. При этом возможность использования грунтов, потенциально склонных к разжижению, в качестве основания технологических и промысловых трубопроводов, опорных плит и фундаментных конструкций под функциональные элементы и оборудование объектов подводной добычи требует дополнительных исследований.

ОЦЕНКА ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ГРУНТОВ

В целях оценки риска разжижения и возможной потери прочности грунтов при сейсмических воздействиях в рамках проводимых морских изысканий по заказу дочерних компаний ПАО «Газпром» были выполнены циклические стабилометрические испытания. В дополнение к прямым испытаниям грунтов в динамических стабилометрах (приборах трехосного сжатия) была осуществлена оценка динамической устойчивости грунтов путем интерпретации данных статического зондирования.

Оценка динамической устойчивости грунтов при сейсмических воздействиях основана на методике, предложенной Х.Б. Сидом и И.М. Идрисом в 1971 г. [7], и с незначительными усовершенствованиями [8] широко используется в геотехнической практике, а с недавнего времени отражена в ГОСТ Р 56353–2015 [9].

Динамическая устойчивость грунтов, подверженных сейсмическим воздействиям, характеризуется циклическим сопротивлением сдвигу r и количеством циклов нагружения, необходимых для того, чтобы вызвать эффект разжижения или разрушения грунта.

Для количественной характеристики динамической устойчивости грунтов используется параметр циклической сдвиговой прочности

,    (1)

где τ_a – циклическое напряжение сдвига; σ' – среднее эффективное напряжение; D_r – относительная плотность грунта (отношение плотности грунта к плотности частиц); [Cyclic Stress Ratio] – приведенное циклическое сдвиговое напряжение.

Параметр R для песков оценивается по эмпирической формуле:

R = 0,3221 - 0,0304 lnN_L.           (2) 

Число циклов N_L, необходимых для создания условий разжижаемости в слое песка, получают из результатов циклических стабилометрических опытов.

Число циклов колебаний, вызванных землетрясением, зависит от магнитуды землетрясения М. Эквивалентное число циклов нагружения, соответствующее длительности землетрясения магнитудой М, вычисляется по формуле: 

N_eq = 106,08 - 36,42M + 3,312M². (3) 

По вычисленному таким способом эквивалентному числу циклов нагружения, соответствующему магнитуде, относительной плотности грунта и среднему эффективному напряжению, вычисляется циклическое сопротивление сдвигу на заданной глубине по формуле: 

τ_r = 2D_r σ'(0,3221 - 0,0304 lnN_eq), (4)

где σ' = σ'_v(1 + К₀)/2; σ'_v – эффективное вертикальное напряжение на глубине Z с учетом взвешивающего действия воды и предполагаемого давления от сооружения; 

К₀ – коэффициент бокового давления грунта.

Под циклическим сопротивлением сдвигу τ_r в данном случае необходимо понимать сопротивление сдвигу, которое должен оказывать сохраняющий свою сплошность грунт сдвиговым напряжениям, возникающим во время землетрясения с магнитудой М.

Если известны максимальные ускорения в поверхностных слоях грунта в условиях прогнозируемого землетрясения a_max, циклическое напряжение сдвига вычисляется по полуэмпирической формуле с введенной в нее поправкой на деформируемость слоя грунта:

                         (5) 

где σ'₁ – полное вертикальное (осевое) напряжение; g – ускорение силы тяжести; r_d – коэффициент редукции (ослабления) напряжений с глубиной, учитывающий гибкость колонки грунта.

На основе сопоставления циклического сопротивления сдвигу τ_r и циклического напряжения сдвига τ_a при τ_a ≥ τ_r делается вывод о потенциальной возможности разжижения грунта при землетрясении заданной магнитуды М. 

Проведенные циклические стабилометрические испытания учитывали сейсмичность района, а именно интенсивность сейсмического воздействия I = 6,1–7,8 балла по шкале MSK-64 и магнитуду M = 5,5, установленные для периода повторяемости T = 1000 лет по данным СМР.

При проведении испытаний факт разжижения фиксировался по достижении величины приведенного порового давления ≥1, либо по прохождении траектории эффективных напряжений через начало координат (σ' = 0, q = 0), где q – касательные напряжения, либо по достижении 5%-ной осевой деформации ε. В таблице представлены результаты циклических трехосных испытаний грунтов, оказавшихся неустойчивыми к сейсмическим воздействиям заданной интенсивности.

Характерно, что динамическую неустойчивость при сейсмических воздействиях заданной интенсивности проявили образцы грунта, отобранные из верхней части разреза – в пределах 6–7-метровой толщи.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Результаты интерпретации данных СРТ достаточно хорошо согласуются с результатами прямых определений динамической устойчивости грунтов, выполненных в динамических стабилометрах. Динамические стабилометрические испытания являются дорогими и времязатратными, поэтому перед их проведением целесообразно выполнять оценку сейсмической разжижаемости грунта по данным статического зондирования. При оценке сейсмической разжижаемости грунтов полевыми методами [10] определяется коэффициент безопасности [Factor of Safety], соответствующий потенциалу разжижения песков F_L, отраженному в ГОСТ 25100–2011 [6]. Коэффициент безопасности вычисляется с использованием формулы:

(6)

где [Cyclic Resistance Ratio_M=7,5] – показатель циклического сопротивления сдвигу, приведенный к магнитуде M = 7,5 и определяемый по данным статического зондирования; [Magnitude Scaling Factor] – масштабный фактор магнитуды M, принимаемый [Magnitude Scaling Factor] = 174/M^2,56.

При классификации дисперсные грунты следует разделять на три категории:

• разжижаемые при [Factor of Safety] ≤ 1,15;

• неразжижаемые при [Factor of Safety] ≥ 1,15;.

• возможно, чувствительные к сейсмическим нагрузкам и требующие лабораторного изучения на образцах ненарушенного сложения (например, водонасыщенные пылеватые и глинистые грунты).

Полевые методы оценки динамических свойств грунтов базируются на эмпирических корреляционных зависимостях между непосредственно измеряемыми характеристиками грунтов в массиве и их сопротивлением разжижению без моделирования ожидаемых сейсмических воздействий в массиве, т. е. без проведения собственно эксперимента по динамическому нагружению грунта [11]. Эти методы в принципе позволяют количественно оценивать сейсмическую разжижаемость водонасыщенных грунтов, но порядок определения этого показателя не предусмотрен ни одним из действующих российских стандартов.

Проведенные исследования подтвердили наличие в пределах изученной площади грунтов, склонных к разжижению, что недопустимо для безопасной эксплуатации объектов подводной добычи. При технологической необходимости, заключающейся, например, в разбуривании месторождения по эффективной схеме расположения эксплуатационных скважин, с вынужденным размещением объектов подводной добычи на участках, сложенных неустойчивыми грунтами, необходимо предусматривать мероприятия, обеспечивающие устойчивость и эксплуатационную надежность объектов ПДК. 

К таким мероприятиям можно отнести следующие инженерно-технические приемы:

• прорезка толщи неустойчивых грунтов сваями-оболочками большого диаметра;

• преобразование строительных свойств неустойчивых грунтов путем замены, уплотнения или закрепления.

Международный опыт обустройства морских месторождений в сложных грунтовых условиях показывает, что наиболее предпочтительным является применение стальных свай-оболочек кессонного типа (bucket piles, suction piles), на которые (рис. 2, 3) впоследствии будут монтироваться опорные фундаментные конструкции под подводное технологическое оборудование, манифольды, оборудование автоматизированной системы управления технологическим процессом, распределительные устройства шлангокабелей и другие функциональные элементы ПДК.

Применение инженерно-технических приемов в виде замены или укрепления неустойчивых грунтов не исключено, но при глубинах 100–400 м на рассматриваемом участке акватории, учитывая суровые условия Охотского моря, качественное выполнение таких работ весьма затруднительно.

Для подводных трубопроводов и шлангокабелей также необходимо учитывать риски, связанные с возможным разжижением донных грунтов при сейсмических воздействиях. Основной опасностью для трубопроводов является латеральное растекание грунта, которое представляет собой боковую подвижку на расстояние до нескольких метров поверхностных (даже прочных) отложений, подстилаемых разжижаемыми грунтами. В зависимости от глубины залегания разжижаемых грунтов весь вышележащий массив грунта смещается вниз по пологим склонам. Землетрясения могут приводить к активизации и более серьезных гравитационных процессов на морском дне. Уже при уклонах до 5º на морском дне могут возникать подводные оползни, триггером для которых способны стать даже слабые землетрясения (М < 4). Например, у побережья Норвегии в зоне освоения газового месторождения Ормен Ланге выявлен оползень Стурегга (рис. 4), переместивший 8200 лет назад по склону шельфа около 3300 км³ литокластических горных пород [13].

Проявление гравитационных процессов наблюдается и на восточном подводном склоне о. Сахалин. В центральной части восточного склона на изобатах 800–1500 м группой исследователей был выявлен и закартирован оползень площадью 42 км² и объемом около 4 км³, при этом по скорости осадконакопления оползень образовался менее 600 лет назад [14]. На площади лицензионных участков проявление масштабных оползневых процессов маловероятно, но оползни такого расположения и объема способны генерировать локальные цунами на участке побережья до нескольких километров с высотой наката на берег до нескольких метров.

На морском дне в пределах границ лицензионных участков присутствуют признаки крипа – процесса медленного сползания или оплывания толщ донных осадков на относительно пологих склонах [15]. В илистых отложениях наблюдается волнообразный, бугристый рельеф поверхности дна. При незначительных, но достаточных для возникновения крипа уклонах дна это явление могло быть спровоцировано небольшим по интенсивности землетрясением.

Учитывая описанные риски, смещения грунта при латеральном растекании важно исследовать для подводных, особенно заглубленных, трубопроводов, поскольку трубопроводы, пересекающие зоны развития этого явления, могут испытывать значительные продольные и изгибные деформации в зависимости от направления подвижек грунта (рис. 5).

При пересечении трубопроводом такой зоны необходимо определять длину участка трубопровода в пределах области деформаций, а также направление смещения грунта относительно трассы трубопровода. Такую оценку можно провести по инженерно-геологическим разрезам, зная уровень сейсмических воздействий, удаленность очага предполагаемого землетрясения и используя результаты оценки разжижаемости грунтов в динамических стабилометрах либо интерпретированные данные CPT [16]. При латеральном растекании грунта могут проявляться и оказывать негативное воздействие на трубопровод и другие негативные факторы, такие как усиление колебаний или всплытие трубопровода, просадки грунта
с образованием свободных пролетов трубопровода. Тип и степень разрушения грунта зависят от рельефа дна и глубины залегания, мощности и площади распространения разжижаемых грунтов.

ВЫВОДЫ

Проведенный анализ геологических и инженерно-геологических условий района освоения лицензионных участков на восточном шельфе о. Сахалин, а также сравнительный анализ полевых исследований и лабораторных испытаний грунтов показали наличие грунтов, проявляющих разжижаемость при сейсмических воздействиях. Описаны риски, сопряженные с потенциально возможным сейсмическим разжижением грунтов, которые необходимо учитывать для обеспечения сейсмостойкости объектов обустройства месторождений. Сделан вывод о целесообразности количественной оценки сейсмической разжижаемости грунтов полевыми методами путем интерпретации данных статического зондирования грунтов (CPT). Для обоснованной оценки сейсмической разжижаемости грунтов полевыми методами необходима разработка нормативных документов.

Грунты, неустойчивые к сейсмическим воздействиям заданной интенсивности
Soils unstable to seismic load of the specified intensity

В рамках корпоративной стратегии освоения новых месторождений Управление по развитию бизнеса Департамента ПАО «Газпром нефть» осуществляет экономическую оценку новых проектов, занимается привлечением новых активов в целях расширения ресурсной базы компании в части шельфовых месторождений. Управлением решается обширный объем задач, начиная от выбора бурового подрядчика и определенного класса добывающей платформы и заканчивая определением объема затрат на проект и ставки дисконтирования.

В теоретической экономике существует три метода оценки эффективности проекта. Доходный или DCF-метод дисконтирования денежных потоков. Затратный – когда проектный баланс переоценивается по справедливой стоимости актива, тем самым определяя размер equity (инвестиционных вложений). Сравнительный – когда отслеживаются события на рынке, изучаются последствия слияний и поглощений и на основании этого выносится заключение. Детально проанализировав существующие методики оценки эффективности проекта применительно к разработке шельфовых месторождений, мы столкнулись с рядом проблем и пришли к выводу, что в данном контексте никакой из имеющихся способов прогнозирования объективно не работает.

Типовая экономическая оценка (моделирование дисконтирования денежных потоков) базируется на возможности достоверно спрогнозировать затратную и доходную части проекта. Существует формула (рис. 1), показывающая, сколько прибыли сегодняшние инвестиции могут принести, к примеру, через 10 лет с учетом инфляции, цены реализации продукции и других факторов. Определяемая формулой ставка дисконтирования позволяет просчитать норму доходности проекта при условии, что в формулу заведены расчетные показатели стоимости добываемой нефти на момент достижения полной окупаемости месторождения. В случае с шельфовым промыслом этот срок составляет 40–50 лет.

Шельфовый проект на этапе геологоразведочных работ (ГРР) представляет собой достаточно большой участок в море, на который для сейсмической разведки и поискового бурения нужно перебазировать специальные суда и добывающие платформы. Глубина может достигать 2–3 км, как в случае побережья Африки или Мексиканского залива. И сейсмическое исследование, и процесс разведочного бурения стоят достаточно дорого. Как правило, нужно бурить несколько скважин, чтобы подтвердить геологические предпосылки и определить ресурсную базу месторождения.

С момента начала геологоразведки до начала разработки морского месторождения проходит 10–15 лет. Не менее пяти лет уходит на проведение геологоразведки и защиту проекта оценочных работ (ПОР), и еще не менее пяти лет – на строительно-наладочные работы по обустройству. Срок полной разработки среднетипового месторождения на шельфе составляет 25–30 лет. Таким образом, для понимания, сколько инвестор сможет заработать на месторождении, приходится строить прогноз в диапазоне 40–45 лет.

Такого рода прогноз должен учитывать помимо прочего влияние на стоимость барреля нефти форс-мажорных обстоятельств, таких как падение цены в 2014 г. из-за продаж США стратегических резервов и массированной сланцевой добычи. С 1993 по 2017 г. цена барреля марки Brent колебалась в диапазоне от 10 до 140 долл. При такой динамике можно делать прогнозы на краткосрочный период, а в случае с шельфовыми проектами это не представляется возможным.

Все это говорит о том, что доходная часть проекта при его расчете не поддается сколь-либо точному исчислению. Вы принимаете некое допущение, фактически ничем не обоснованное. Невозможно предсказать, как изменятся технологии строительства морских добывающих платформ, сохранится ли вообще такая система добычи и сколько будут стоить эти «железные острова»? Сейчас наблюдается тенденция к ускорению развития подводных добычных комплексов (ПДК), которые стоят на порядок дешевле типовых платформ.

То же самое касается и операционных затрат. Рассчитывая эту часть проекта, вы должны знать индекс изменения заработной платы, чтобы организовать фонд оплаты труда. Вы должны знать индекс инфляции, поскольку цена на используемое на этапах разработки оборудование и МТР будет меняться со временем. Существует индекс цен производителей нефтедобывающего оборудования, показывающий ежегодные изменения. Флуктуации за последние годы в этом секторе весьма значительны, и предсказать, сколько будет стоить блок-кондуктор или электростанция через 10 лет, весьма затруднительно.

В итоге получается, что в приведенной на рис. 1 формуле нет ни одного показателя, который можно адекватно спрогнозировать на долгосрочную перспективу. Невозможно определить ни предварительные затраты, ни чистую прибыль.

Войти в проект либо отказаться за нерентабельностью

На этапе геологоразведки существует базовая концепция обустройства промысла, которая может меняться в сторону увеличения либо уменьшения затрат (рис. 2). Вы можете выбрать между платформой типа TLP либо ПДК, в результате чего стоимость и эффективность проекта могут значительно отличаться. Позже, когда проект переходит в стадию FID (final investment decision) и начинается заказ оборудования, свободы выбора уже не остается. Вы защищаете ПОР в государственных структурах, от них получаете определенные льготы и менять сложившуюся систему координат уже не можете. При этом на момент установки оборудования проект вступает в фазу операционных расходов и капитальных затрат. Их тоже необходимо спрогнозировать, что не так просто.

Предположим, у вас есть предпосылки к существованию нового месторождения определенной предполагаемой площади. Для дальнейшего развития проекта требуется уже совмещение концепции с экономикой, т. е. первые значительные расходы. Вы запрашиваете у руководства компании миллиард рублей на 3D-сейсморазведку, чтобы определить площадь залежи и глубину залегания продуктивных пластов. Сейсморазведка показывает, что площадь месторождения отличается от предполагаемой, а соответственно, меняется и вся экономика проекта. На суше это одна ситуация, а на море – совсем другая. На суше можно ставить и переставлять буровые, которые даже трубопроводом соединять не обязательно, достаточно подключиться к ближайшей магистрали или НПЗ.

С шельфом ситуация намного сложнее. Допустим, 3D-сейсмика обнаружила три ловушки. Но определить, что в них – нефть, газ, конденсат или пустота – невозможно до получения результатов разведывательного бурения.
И мощность месторождений определить нельзя, а ведь от этого зависит класс добывающих платформ, каждая из которых стоит от 50 до 70 млрд руб. Обустройщики используют понятие «массогабариты». Чем больше добыча, тем массивнее платформа – ее верхняя и подводная части – и тем она дороже. То есть общее понимание сложилось, но сказать, какое именно необходимо оборудование, мы не можем и инвестиционному комитету предлагать разброс в сотню миллиардов также не имеем права.

Поэтому на стадии защиты ПОР все стороны понимают, что экономика проекта в дальнейшем может измениться полностью. Но для того, чтобы компания начала вкладывать в проект деньги, а государство разрешило это делать, выдав соответствующие полномочия и преференции, должен существовать какой бы то ни было прогноз. Оценка месторождений проводится проектными подразделениями таких компаний, как «Роснефть», «Газпром нефть», «ЛУКОЙЛ», все понимают, что точных методик расчета пока не существует, и предпочитают занижать стоимостные показатели, принимая во внимание то, что шельф сегодня – перспективный стратегический актив.

На этапе защиты ПОР вступает в силу налоговый фактор, который также требует расчета. Налогообложение у нас также постоянно флуктуирует начиная с 1993 г. Совсем недавно была проведена отмена верхней границы по выплате налога на прибыль и экспортной пошлины. В прошлом году вышел закон о стимулировании ГРР путем налоговых льгот. Налоговое законодательство регулярно обновляется, соответственно, говорить о сумме отчислений с конкретного проекта затруднительно в связи со сложностью оценки налоговой конъюнктуры и налоговой политики государства на длительный период.

Величина ставки дисконтирования для российских компаний составляет 13–20 %. Расчет этого показателя базируется на разных факторах, в число которых входит стоимость заемных государственных средств. Если инвестор берет кредит в банке, этот банк сам кредитуется у ЦБР, зарабатывая на разнице в процентах. Чтобы спрогнозировать в этом случае ставку дисконтирования, нужно учитывать экономическую, политическую, военную конъюнктуры в мире на ближайшие 40–50 лет. А это сделать еще сложнее, чем рассчитать цену на нефть.

На нашей с вами памяти произошли события в Ираке, Афганистане, Украине, Сирии, оказавшие значительное влияние на энергетический рынок. Каждый подобный конфликт обессмысливает все предыдущие расчеты эффективности добывающих проектов. С учетом подобных геополитических факторов ставку дисконтирования можно более-менее достоверно рассчитывать на период до 15 лет, не более. Если на суше эта история работает, то на воде – нет.

Сравним рассмотрение инвестором двух проектов – на континенте и на шельфе. Оба месторождения с приблизительно одинаковым количеством запасов (30 млн т, для примера) в освоении дошли до этапа сейсмики 2D. Для разработки континентального месторождения потребуется в среднем 15 лет. Морской проект – это уже 45 лет. При такой разнице во времени между двумя месторождениями одинаковой продуктивности инвестор, конечно же, выберет месторождение на суше, и может сложиться мнение, что добыча на шельфе вообще нерентабельна. Так ли это?

Не будем забывать, что шельфовые проекты – это развитие государственной инфраструктуры, развитие социальной политики регионов. Если говорить об Арктике – это развитие природной зоны, развитие технологий. Реализация проектов в Арктике требует модернизации существующих производственных мощностей, поскольку сейчас мы не производим ничего для подводной добычи. А это новые рабочие места. Это еще один фактор в пользу нашего предложения о том, что нельзя сопоставлять и сравнивать проекты на суше и на шельфе по существующим методам оценки эффективности.

Секторальные санкции как следствие истощения ресурсов

После утверждения проектов и получения средств нужно закупать оборудование, фрахтовать суда, ставить платформу, договариваться с сервисными организациями. Санкции перекрыли 90 % данного рынка. Пока не налажено собственное производство – а это десятилетия, – идет поиск партнеров в странах Ближнего Востока и АТР, в частности в Сингапуре, Корее, Иране. Важно и нужно развивать российский рынок шельфовой добычи не только в производственном, но и в сервисном аспекте.

Российская Арктика – это регион с колоссальным потенциалом запасов природных ресурсов. Доступ России к арктическим ресурсам способен полностью переформатировать мировой энергобаланс, и надо полагать, именно поэтому санкции ориентированы главным образом на морскую добычу углеводородов.

Нужно понимать, что на суше нефть заканчивается. Для возмещения ее дефицита в общем объеме производства и энергопотребления существуют три направления: добыча сланцевой нефти, трудноизвлекаемые запасы и шельф. На текущий момент себестоимость сланцевой нефти увеличивается, для добычи ТРИЗов не существует развитой технологической базы, а шельф изначально дорог в освоении. Но чем-то замещаться нужно, и в течение 10–15 лет, мы полагаем, шельф станет основным источником нефтедобычи. Именно поэтому «Газпром нефть» сейчас считает шельфовые проекты важным стратегическим активом.

Семь шельфовых хабов Норвегии

В СССР была хорошо развита инфраструктурная база добычи углеводородов, но в 1990-х гг. она фактически перестала существовать. Мы хотели бы на примере Норвегии показать, чего может добиться страна, находящаяся в сходных стартовых условиях – отсутствия инвестиций, программ разработки, материально-технической базы и самого понимания, можно ли вообще добывать нефть на шельфе.

К концу 1950-х гг. Норвегия нефть не добывала вообще. На суше ее искали, но не нашли, после этого стали исследовать шельф. При этом в стране не было ни специализированного флота, ни перерабатывающих заводов, ни верфей. Предполагаемо большие запасы никак не разрабатывались. Начиная с 1963 г. правительство Норвегии принимает на государственном уровне программу шельфовой добычи нефти и начинает раздавать лицензии на геологоразведку. На тот момент в Норвегии была своя государственная компания, но она не обладала достаточным количеством человеческих и иных ресурсов. Стали привлекать мейджеров – Total, BP и др. У этих компаний на то время не было понимания, как правильно организовать процесс. Северное море – это иные, более сложные климатические условия, иная гравитационная ситуация. За шесть лет пробурили всего пять скважин, и лишь шестая дала результат. Так в 1969 г. было открыто месторождение «Экофист», разработка которого началась в 1971 г. Фактически за 10–12 лет страна, не имея технологий и соответствующей инфраструктуры, во имя достижения энергетической независимости организовала у себя разработку шельфа и к 2016 г. вышла по объему экспорта нефти на 8-е место в мире (рис. 3). Помимо прочего это дало 400 тыс. новых рабочих мест, развитие таких городов, как Берген и Ставандер, припортовых территорий.

Когда норвежцы просчитывали экономику проекта «Экофиск», она получилась сугубо отрицательной. Но проект все-таки был реализован как базовый для будущих разработок. На «Экофиске» сосредоточены основные мощности по переработке и подготовке нефти. Остальные девять ближайших месторождений могут обходиться платформами или ПДК – синергия с уже существующей инфраструктурой дает колоссальный экономический эффект.

Норвежцы начинали добычу на пике очередного нефтяного кризиса, сейчас у нас с ними примерно одинаковые стартовые позиции. «Экофиск» стал опорным пунктом нефтедобычи, хабом в 300 км от берега. В дальнейшем структура таких хабов была тиражирована по побережью: Статфьорд, Гульфаркс, Осберг, Троль, Бальдер, Грель (рис. 4).

Для того чтобы сохранять позиции на рынке и поддерживать доказанные запасы нефти на стабильном уровне, Норвегия постоянно ведет геологоразведку. Это необходимо для поддержания кредитного рейтинга страны. На сегодняшний день в Норвегии сконцентрировано 17 % буровых установок мира. Зарплата нефтяников в Норвегии – одна из самых высоких в энергетике. В стране создано 15 градообразующих предприятий, отмечается прирост населения, газифицированы населенные пункты и налажен экспорт газа в Европу. При этом хотелось бы отметить, что вплоть до 1981 г. они были в глубочайшем минусе, и только потом пошел экономический рост.

Жаль, что проект освоения шельфа сегодня у нас не имеет такой массированной стратегической поддержки, как в свое время в Норвегии. Нам кажется, что это общая системная ошибка – считать нефть только энергоносителем и топливом для моторов. Нефть – это сейчас и фармацевтика, и легкая промышленность, и стройматериалы, и еще многое другое, что в совокупности определяет рост производства, рост экономики.

Существует такой проект, как «Штокман», но главной проблемой его освоения мы полагаем все еще характерную для нашей страны модель подхода к шельфу с точки зрения доходности «здесь и сейчас». Мы как молодая команда считаем, что уже пора поверить в «длинные» инвестиции. Нельзя в одинаковых условиях оценивать проекты на континенте и на шельфе. Это вопрос поколений – мы, к примеру, уже морально освободились от потребности показать результат при жизни.

Подсолевые рекорды Бразилии

В Бразилии ситуация несколько иная, но также, на наш взгляд, поучительная. Страна долгое время была нетто-импортером нефти.
В начале 1970-х гг. на правительственном уровне было принято решение начать добычу на шельфе в сходных с нашими и норвежскими стартовых условиях – при отсутствии технологий, инвестиций, материальной и нормативно-правовой базы. Основанием для принятия решения на государственном уровне стало разведочное бурение с привезенной из США простейшей платформы на глубине 40 м, фактически на мелководье.

Но бразильский шельф по преимуществу глубоководный, и его освоение оказалось не под силу национальной компании Petrobras. Государство пригласило в проект иностранные компании, но поставило условия: посредничество Petrobras, обучение персонала, локализация производства продукции и технологий. Интересная стратегия и, как мы считаем, полностью подходящая для нас.

Таким образом, Бразилия сумела насытить внутренний рынок и стала задумываться об экспорте. Но для этого нужно было начать разрабатывать подсолевые отложения – с глубиной 1 км и ниже, солевой шапкой, тяжелыми условиями сейсмики и бурения. На этот раз иностранные компании не согласились работать при посредничестве Petrobras: увеличение расходов делало бизнес неприбыльным. Правительство Бразилии приняло решение выдавать лицензии напрямую, и в результате началась разработка трех богатейших бассейнов подсолевых отложений: «Сантос», «Кампос» и «Тиура». Если месторождение с дебитом 10 млн т уже считается перспективным, то у бассейна «Сантос» он составляет целых 50 млн – половину годовой добычи «ЛУКОЙЛа» (рис. 5).

При разных геологических условиях Бразилия пошла по норвежскому пути освоения шельфа. Сделали расчет на перспективу, стали осваивать крайне тяжелые подсолевые отложения – и за
15 лет вышли не только на полную энергонезависимость, но и на 10-е место в мире по экспорту. На местном производстве работает 50 % отрасли. В одном только кораблестроении организовано 60 тыс. новых рабочих мест. В год появляется около 10 изобретений и НИОКР по шельфовой добыче. Объем буровых работ в 10 раз превышает российский.

Поэтому Бразилия, на наш взгляд, также может считаться примером для российской Арктики. Нужно начать с геологоразведки, рассмотреть партнерство с инвесторами. Вполне вероятно, что где-нибудь на Чукотке можно найти похожее месторождение с дебитом 50 млн т, и освоение каждого такого нового промысла дало бы существенный импульс развитию региона.

Подводя итоги, вернемся к сложности прогнозирования шельфовых проектов и невозможности их достоверной оценки существующими методами. Следует особо отметить, что равнозначность оценки инвестором сухопутных и морских месторождений мы считаем ошибочной. У российских морских и сухопутных проектов разные цели и задачи. Проекты на суше выполняют задачи развития ресурсной базы и добычи углеводородов в ближайшей перспективе «здесь
и сегодня». Это три-четыре года с учетом геологоразведки и программы обустройства. Шельф – это 10 лет на ГРР, обустройство и 40 лет на разработку. Проанализировав существующие способы прогнозирования и доказав нецелесообразность их использования в условиях шельфовых проектов, в следующей статье данного цикла мы расскажем о новой методике экономического моделирования, разработанной Управлением по развитию бизнеса Департамента ПАО «Газпром нефть». 

Новый подход к профилактике производственного травматизма

Поэтому для помощи работодателям и менеджерам предприятий в решении задачи непрерывного совершенствования охраны труда в соответствии с концепцией Vision zero на основе результатов всеобъемлющего обследования, посвященного наиболее эффективным профилактическим мерам, Международная ассоциация социального обеспечения (МАСО) разработала практический инструмент управления в целях развития культуры безопасности и гигиены труда. Свыше 1000 работодателей, директоров, менеджеров, специалистов в сфере профилактики, инспекторов по охране труда и представителей работников ответили на вопросы, касающиеся передовой практики. Итогом работы стало создание практического руководства по реализации концепции Vision zero, включающего 7 «золотых правил».

П.В. Захаров, управляющий партнер по практике безопасности Группы компаний Everyco, эксперт по охране труда с опытом работы в нефтяной отрасли более 25 лет

Vision zero, или «нулевой травматизм», – это качественно новый подход к организации профилактики, объединяющий три направления: производственную безопасность, охрану труда и благополучие работников на всех уровнях производства.

Несчастные случаи на производстве и профессиональные заболевания не предопределены судьбой и не являются неизбежными: у них всегда есть причины. Развитие эффективной культуры профилактики позволяет устранить их, предотвратить производственные аварии и ущерб, а также профессиональные заболевания. Разработанная МАСО концепция Vision zero отличается гибкостью и может быть адаптирована к конкретным мерам профилактики по обеспечению безопасности, гигиены труда и благополучия работников на том или ином предприятии. Благодаря своей гибкости Vision zero может применяться на любом месте работы, предприятии и в любой отрасли во всех регионах мира. Российская Федерация в лице министра труда и социальной защиты Российской Федерации М. А. Топилина стала страной-партнером данной концепции, подписав 12 декабря 2017 г. Соглашение в рамках выставки «Биот-2017».

Концепция нулевой смертности – это стратегия, нацеленная на предупреждение несчастных случаев на производстве, основанная на убеждении, что любые аварии можно предотвратить и можно построить мир без смертельных и тяжелых несчастных случаев. Она способствует развитию культуры профилактики и приверженности охране труда со стороны всех, кто находится на рабочем месте. Важно, чтобы эта культура, в основе которой лежит тезис о том, что ни один несчастный случай не является приемлемым, стала ключевой частью систем управления. Она позволяет извлечь уроки из случившегося и совершенствовать процессы, чтобы избежать подобных инцидентов в будущем.

7 «золотых правил» концепции Vision zero

1. Стать лидером – показать приверженность принципам.

2. Выявлять угрозы – контролировать риски.

3. Определять цели – разрабатывать программы.

4. Создать систему безопасности и гигиены труда – достичь высокого уровня организации.

5. Обеспечивать безопасность и охрану труда на рабочих местах, при работе со станками и оборудованием.

6. Повышать квалификацию – развивать профессиональные навыки.

7. Инвестировать в кадры – мотивировать посредством участия.

Безопасность и охрана труда окупаются

Безопасные и здоровые условия труда не только являются морально-юридическим обязательством, но и оправдывают себя экономически. Инвестиции в охрану труда позволяют избежать человеческих страданий и защитить самое ценное, что у нас есть, – наше здоровье, физическое и психологическое благополучие. Не менее важно и то, что они благотворно влияют на мотивацию работников, качество труда и продукции, репутацию компании, степень удовлетворенности работников, менеджеров и клиентов и, как следствие, на экономические показатели. Международные исследования доходности инвестиций
в профилактику доказали, что каждый доллар, вложенный в охрану труда, генерирует потенциальную прибыль в размере свыше двух долларов.

Охрана труда требует активного участия руководства

Совершенствование охраны труда на предприятии не обязательно означает увеличение расходов. Важнее то, что менеджмент действует осознанно, осуществляет последовательное руководство и создает атмосферу доверия и открытого взаимодействия на всех уровнях компании. Реализация стратегии Vision zero требует активного вклада многих участников предприятия. Очевидно, что успех или неудача в реализации стратегии Vision zero будут в конечном счете зависеть от приверженности работодателей и руководителей предприятия, мотивированности менеджеров и бдительности работников. Достичь цели – ноль. Многие скажут, что это невозможно, но я отвечу: возможно! Просто проведите анализ происшествий на своих производственных участках и посмотрите, сколько есть объектов, где за последние 10–15 лет не было происшествий и несчастных случаев. Вы тоже имеете отдельные участки без происшествий, и их большинство, осталось только сделать все остальные участки такими же безопасными и идеальными.

Компания Everyco является партнером МАСО по реализации данной концепции в России, а тренеры имеют соответствующий практический опыт внедрения данной концепции. Команда имеет опыт работы в нефтегазовой отрасли – более 25 лет в разных российских и международных компаниях (ТНК-ВР, «Башнефть», «Газпромнефть», Weatherford, Repsol, Schlumberger, BG и т. д.), тренеры являются международными аудиторами систем OHSAS 18001, ISO 14001, также сертифицированы по международным стандартам NEBOSH. Мы также проводим консультационные услуги по лучшим мировым практикам и обучение по международным новым подходам в охране труда.

Информация о компании Everyco

Группа Еveryco присоединилась к концепции Vision zero и получила право оказывать консультационную поддержку по эффективному внедрению 7 «золотых правил». Компания может вам помочь выстроить все эти элементы с учетом лучших международных и российских практик.

Безопасность – это залог успешного бизнеса!

ООО «Everyco»

РФ, г. Москва, 2-я Магистральная ул., д. 8а, стр. 4

Тел.: +7 (910) 401-37-08

E-mail: p.zaharov@everyco.ru

www.everyco.ru

Профессиональный стресс, связанный с высокой степенью ответственности, возможностью возникновения чрезвычайных ситуаций, отрицательно влияет на работоспособность людей, приводит к ошибкам, конфликтным ситуациям, авариям, ухудшает состояние здоровья сотрудников, вызывает изменения состояния организма, который должен за период отдыха эффективно восстанавливаться для сохранения профессиональной работоспособности.

Для эффективной адаптации персонала необходимо проведение восстанавливающих и релаксирующих процедур в условиях вахтового поселка.

Одним из методов профилактики профзаболеваний являются полноценно оборудованные функциональные системы для отдыха и реабилитации.

ООО «Альсария» производит комплекты для комнат релаксации и психологической разгрузки на предприятиях, работающие на основе сухой иммерсии и отраженного инфракрасного тепла.

Применение оборудования позволяет бороться не только с такими угрозами для здоровья, как психоэмоциональные перегрузки, перенапряжение анализаторов, но и с профессиональными болезнями, вызванными статическим перенапряжением мышц и опорно-двигательного аппарата, вынужденной позой, микротравмой нервов, переохлаждением.

Оборудование «Альсария» значительно уменьшает уровень шума в помещении, улучшает мозговое кровообращение (шапочка), исключает визуальную нагрузку, снимает напряжение с глаз, спазм аккомодации, особенно при работе за монитором, улучшает кровообращение (повязка на глаза), снимает напряжение с опорно-двигательного аппарата (матрас для сухой иммерсии), улучшает кровообращение (капсула). Для его размещения не требуется дополнительного подключения коммуникаций, оно подлежит обработке обычными дезсредствами. Не требуется присутствия медицинского персонала или штатных психологов. Все, что необходимо, – кушетка. Могут применяться одноразовые или личные простыни и чехлы.

Оборудование «Альсария» может использоваться на всех видах работ, связанных с психоэмоциональными стрессами и напряжением, неблагоприятными внешними факторами, экстремальными условиями и повышенным риском, повышенным травматизмом, необходимостью концентрации внимания, сидячей работой, ночными сменами, ненормированным графиком, физическими нагрузками, перелетами.

Стоимость оборудования «Альсария» для комнат отдыха составляет от 100 до 150 тыс. руб. в зависимости от комплектации. Срок службы – не менее 3 лет. Среднее количество человек, принимающих сеансы релаксации, составляет 10 человек в течение 8 часов. Поэтому расходы на оздоровление работников составляют от 20 до 30 руб. в день на человека.

В конкурсе «Здоровье и безопасность – 2017» в номинации «Высокоэффективные решения в области профилактики и реабилитации здоровья работников» ООО «Альсария» за проект «Инновационные подходы и практики в борьбе с синдромом профессионального выгорания и профилактике профзаболеваний» получило 2-е место и серебряную медаль.

ООО «Альсария»

302008, РФ, г. Орел, ул. Высоковольтная, д. 2а

Тел.: 8-800-500-44-92

Тел./факс: 8 (4862) 44-43-44

E-mail: alsariya@mail.ru

www.alsariya-corp.ru

КОМПЛЕКС ОЦЕНКИ ПВК РАБОЧИХ

По данным Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор), одним из основных факторов, оказывающих негативное воздействие на состояние промышленной безопасности в Российской Федерации, является недостаточный уровень квалификации и подготовки кадров [1]. Ростехнадзором предусмотрены обязательное обучение и аттестация работников в области промышленной безопасности [2]. Кроме того, для обеспечения готовности организации к действиям по локализации и ликвидации последствий аварий установлена необходимость проведения учебно-тренировочных занятий для отработки практических навыков и действий работников в условиях нештатной ситуации [3].

Известно, что на формирование профессиональных компетенций работников в области промышленной безопасности существенное влияние оказывает уровень развития их профессионально важных качеств (ПВК) [4–6].

Таким образом, требования к обучению персонала в области безопасности установлены законодательно, требования к оценке и развитию ПВК не определены, в то время как способность работников, осуществляющих техническое обслуживание и ремонт опасных производственных объектов (ОПО), самостоятельно и правильно ориентироваться в условиях возникновения предаварийных и аварийных режимов работы оборудования, четко выполнять указания производственных инструкций, правил технической эксплуатации оборудования в значительной степени определяются уровнем развития их ПВК.

Поэтому важным направлением совершенствования системы обязательного обучения работников в области промышленной безопасности является комплексный подход к оценке их профессиональных компетенций, предусматривающий кроме традиционной оценки профессиональных знаний, умений и навыков определение уровня развития профессионально важных качеств. Для реализации данного подхода был разработан и внедрен автоматизированный комплекс оценки и совершенствования ПВК, определяющий уровень готовности персонала к проведению работ по техническому обслуживанию, ремонту магистральных газопроводов (МГ) и к действиям по локализации аварий [7].

Все исследования по разработке автоматизированного комплекса оценки и совершенствования ПВК рабочих, осуществляющих техническое обслуживание и ремонт МГ, проходили на базе ООО «Газпром трансгаз Самара».

Разработанная автоматизированная система представляет собой три последовательно соединенных основных модуля (рис. 1): модуль блоков тестирования (1), модуль блоков анализа и обработки результатов тестирования (2), модуль совершенствования ПВК (3).

В состав специального программного обеспечения модуля блоков тестирования (1) входит блок из 15 автоматизированных диагностических методик, максимально адаптированных к решению практических задач по оценке ПВК рабочих.

В модуле блоков анализа и обработки (2) для анализа полученной диагностической информации на основе разработанных новых критериев и с использованием оригинальной процедуры многомерного шкалирования функционально реализован авторский алгоритм расчета интегральной оценки готовности к проведению ремонтных и аварийно-восстановительных работ.

Главной задачей модуля совершенствования ПВК (3) является автоматизированный тренинг ПВК работников, основанный на принципах единого интеллекта [7].

СТАТИСТИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА ДАННЫХ

В рамках авторского надзора за внедрением разработанного автоматизированного комплекса было проведено исследование возможности повышения эффективности обучения в области промышленной безопасности рабочих ООО «Газпром трансгаз Самара».

Для этого на базе семи линейно-производственных управлений магистральных газопроводов (ЛПУМГ) были организованы две группы рабочих: экспериментальная и контрольная. Экспериментальная группа состояла из 70 рабочих. В данной группе помимо традиционного обучения по промышленной безопасности проводился тренинг профессионально важных качеств рабочих с использованием разработанной автоматизированной системы. В контрольной группе, состоящей также из 70 человек, обучение и проверка знаний проводились без использования автоматизированного тренинга.

Прежде всего следовало доказать, что исходный уровень знаний требований безопасности в контрольной и экспериментальной группах одинаков. Для этого был проведен входной контроль знаний требований безопасности. При проверке знаний по каждой производственной инструкции экзаменуемому необходимо было ответить на 10 вопросов. Каждый правильный ответ равноценен 1 баллу. Допускается всего 2 ошибки.

Была выдвинута нулевая гипотеза H₀ о равенстве математических ожиданий количества правильных ответов при входной оценке знаний работников контрольной µ_x и экспериментальной групп µ_y: 

H₀: µ_x = µ_y.                                    (1)

Альтернативная гипотеза H1 заключается в том, что математические ожидания количества правильных ответов при проверке знаний работников контрольной и экспериментальной групп не совпадают:

H₁: µ_x ≠ µ_y.                                     (2) 

Для сравнения математических ожиданий был использован двухвыборочный t-тест с одинаковыми дисперсиями. Выполнение данного анализа предполагает нормальность распределения данных и равенство дисперсий результатов входного контроля знаний работников контрольной и экспериментальной групп по каждой инструкции.

Для проверки нормальности распределения значений были построены гистограммы с распределением количества правильных ответов при входном контроле знаний работников экспериментальной и контрольной групп.

В целом распределение значений анализируемого признака совпадает с нормальным. Это заключение, основанное на визуальном анализе распределения, имеет и более строгое подтверждение в виде расчета критерия согласия Пирсона – Фишера χ². В данном случае нулевая гипотеза не отвергается, так как при анализе χ² по всем видам инструкций χ²_опытн > χ²_крит при уровне значимости 0,05. Следовательно, условие нормальности распределения результатов входного контроля знаний работников контрольной и экспериментальной групп по каждому виду инструкций не отвергается.

Следующим этапом статистической обработки экспериментальных данных была проверка гипотезы о равенстве дисперсий результатов входного контроля знаний работников контрольной и экспериментальной групп по каждому виду инструкций. Для сравнения дисперсий двух групп данных применялся двухвыборочный F-тест (основанный на определении F-критерия), с помощью которого была принята нулевая гипотеза о равенстве дисперсий. При последующем проведении t-теста было установлено, что во всех случаях |t_стат| < t_кр, следовательно, нулевая гипотеза о равенстве математических ожиданий количества правильных ответов при входной оценке знаний работников контрольной и экспериментальной групп принимается, что свидетельствует о том, что работники контрольной и экспериментальной групп обладают одинаковым уровнем знаний требований безопасности и могут участвовать в дальнейшей оценке эффективности проведения обучения в области промышленной безопасности с использованием тренинга ПВК.

Для оценки влияния тренинга ПВК на эффективность обучения в области промышленной безопасности был проведен анализ результатов проверки знаний рабочих контрольной и экспериментальной групп после проведения обучения с помощью двухвыборочного t-теста. Суть анализа заключается в том, что, если гипотеза о равенстве математических ожиданий отвергается, это убедительно доказывает различное влияние факторов (обучение с применением тренинга ПВК и без него) на сформированные группы и, соответственно, результаты по этим группам.

Результаты проведенного двухвыборочного t-теста представлены в таблице.

Поскольку во всех случаях |t_стат| > |t_кр|, можно сделать вывод, что гипотеза о равенстве математических ожиданий результатов проверки знаний рабочих контрольной и экспериментальной групп отвергается, что свидетельствует о влиянии тренинга ПВК на эффективность обучения.

Так как по всем видам инструкций значения t-критерия отрицательны (с уровнем значимости ≤0,05), следует сделать вывод о том, что уровень знаний требований безопасности работников контрольной группы статистически значимо ниже уровня знаний требований безопасности работников экспериментальной группы.

Сравнительный анализ результатов проверки знаний в области безопасности (по отдельным инструкциям) в контрольной и экспериментальной группах после проведенного обучения представлен в виде графиков на рис. 2а и 2б.

Согласно представленным графикам при проведении обучения в области промышленной безопасности с использованием автоматизированной системы оценки и совершенствования ПВК количество рабочих, которые успешно прошли проверку знаний (допустили 2 ошибки и менее) и были допущены к самостоятельной работе, существенно увеличивается (на 15–21 рабочих в зависимости от вида инструкции). В контрольной группе эффективность обучения, определяемая приращением количества рабочих, успешно прошедших проверку знаний, составляет от 11 до 14 рабочих в зависимости от вида инструкции.

ВЫВОДЫ

Полученные в ходе исследования данные доказывают, что применение разработанной автоматизированной системы оценки и совершенствования ПВК рабочих, осуществляющих техническое обслуживание и ремонт МГ, позволяет повысить эффективность обязательного обучения в области промышленной безопасности.

Основными преимуществами разработанного автоматизированного комплекса являются его системный характер как на уровне программного продукта, так и на содержательном уровне, использование авторского алгоритма расчета интегральной оценки готовности к проведению работ на основе анализа диагностической информации.

Наличие в системе блока совершенствования ПВК позволяет развивать необходимые качества рабочих в процессе их производственной деятельности, что обеспечивает снижение количества аварий и инцидентов, связанных с опасными (ошибочными) действиями работников.

Следовательно, внедрение разработанного автоматизированного комплекса обеспечит, с одной стороны, снижение вероятности возникновения аварий за счет повышения эффективности процедуры обязательного обучения и проверки знаний требований промышленной безопасности рабочих, а с другой стороны – сокращение размеров ущерба при реализации аварий за счет повышения готовности персонала к действиям по их локализации.

    Результаты двухвыборочного t-теста с одинаковыми дисперсиями контрольной и экспериментальной групп после обучения

Results of a two-sample t-test with the same variances of the control and experimental groups after training

Анализ научно-технической литературы, посвященной вопросам безопасности эксплуатации сложных технических систем, показывает, что известные на сегодняшний день подходы к исследованию безопасности учитывают далеко не все факторы, характеризующие и определяющие это свойство. Таким образом, актуальным направлением остается формирование облика системы обеспечения безопасности эксплуатации (СОБЭ) объектов на базе концепции приемлемого риска с учетом современных особенностей системы эксплуатации. Это, в свою очередь, требует разработки соответствующего научно-методического обеспечения.

Ввиду сложности и многоаспектности сформулированной выше общей задачи она декомпозирована на ряд следующих частных задач:

1) разработка системы показателей безопасности эксплуатации объектов и принципов ее нормирования;

2) разработка метода оценивания системы показателей безопасности эксплуатации объектов;

3) разработка алгоритма экспертного синтеза структуры системы обеспечения безопасности эксплуатации объектов;

4) проведение экспериментальных исследований по апробации разработанного научно-методического обеспечения.

В связи с этим специалистами ООО «Газпром СПГ Санкт-Петербург» проведен анализ современного состояния проблемы совершенствования безопасности эксплуатации производственных комплексов газопереработки, дана обобщенная характеристика текущего состояния и поддержания безопасности в процессе эксплуатации объектов, выявлены перспективные направления совершенствования системы обеспечения безопасности эксплуатации. Выявленные недостатки позволили сформулировать задачу разработки научно-методического обеспечения для обоснования рационального облика СОБЭ объектов в целях поддержания их надежного и безопасного функционирования при экономии материальных и финансовых средств. Также были сформулированы предложения по системе показателей безопасности эксплуатации объектов, обоснованию требований к значениям этих показателей, исследованию и разработке методов их оценивания.

Обоснованная таким образом иерархическая система показателей безопасности эксплуатации состоит:

а) из обобщенного показателя безопасности объекта;

б) частных показателей безопасности эксплуатации (1-й уровень);

в) частных показателей безопасности эксплуатации (2-й уровень).

В ходе инициативной работы было обосновано использование концепции «приемлемого риска». Кроме того, проведенный анализ рисков позволил провести их ранжирование в зависимости от тяжести повреждения и на основе ранжирования обосновать требования к предельным значениям обобщенного показателя безопасности эксплуатации.

Для получения числовых оценок значений иерархической системы показателей безопасности эксплуатации предложена система методов оценивания показателей безопасности. В частности, для расчета обобщенного показателя безопасности объекта был предложен модифицированный метод, основанный на динамическом моделировании взаимодействия элементов системы.

Предложенный метод оценивания обобщенного показателя безопасности объекта позволяет в динамике учесть различные виды взаимодействий элементов производственного комплекса между собой при возникновении отказа в одном из них, т. е. учесть горизонтальные связи элементов. Такой метод анализа горизонтальных связей позволяет оценивать показатели безопасности, эффективно находить слабые звенья в системе и своевременно их усиливать.

Кроме этого, для учета вертикальных связей при оценивании ущербов эксплуатации объектов были использованы традиционные структурные методы оценивания показателей надежности и безопасности на основе «деревьев событий» и «деревьев отказов», которые учитывают передачу происшествий «снизу вверх».

Также разработаны структурные и функциональные составляющие рационального облика перспективной СОБЭ. В качестве основной цели данной системы можно указать достижение приемлемого уровня безопасности эксплуатации комплекса, обеспечивающего минимизацию вероятности возникновения происшествий и минимизацию последствий указанных происшествий.

Проблема обеспечения приемлемого уровня безопасности потенциально опасных процессов и явлений является комплексной и включает решение последовательного ряда самостоятельных задач: сбор исходных данных – анализ и обобщение многокомпонентной информации в виде некоторых заключений и выводов – создание адекватных моделей показателей безопасности и анализ рисков – эффективная оценка риска – эколого-экономическая и социальная оценка – управление безопасностью путем принятия решений и разработки мероприятий по инженерной или иной защите населения и окружающей среды – реализация решений при рациональных затратах и обеспечении допустимого риска.

В данной последовательности анализ рисков является ключевым для решения проблемы в целом. С одной стороны, анализ и обобщение многокомпонентной информации в виде некоторых заключений и выводов возможны только на основании сбора и квалифицированной обработки исходных данных. С другой стороны, данные, как правило, несут в себе информационную ошибку в широком диапазоне действия негативных факторов человеческой деятельности.

Однако на сегодняшний день методы анализа рисков не в полной мере отвечают всем требованиям, предъявляемым для оценки безопасности сложных систем со значительным количеством опасностей и высокими энергиями, сосредоточенными на небольшой территории, а также с высокой ценой отказа. Техническая концепция существующих методов анализа рисков основана на анализе относительных частот возникновения чрезвычайных ситуаций (ЧС) как способе оценки их вероятности. Статистические данные затем усредняются по отраслям, территориям, времени и т. д. Реализуется, таким образом, байесовский подход к оценке вероятности ЧС определенного типа. Вместе с тем достоверная комплексная оценка безопасности сложной системы является наиболее слабым звеном проблемы, что обусловливается отсутствием достаточного количества методов и методик построения эффективных моделей по широкому пространству их необходимости.

Таким образом, назрела настоятельная необходимость совершенствования методик, способных объединять, идентифицировать и численно оценивать разнородные качественные компоненты информации и вместе с тем обладающих высокой прогностической способностью.

Анализ целей и задач, для выполнения которых служит СОБЭ, позволил сформулировать направления совершенствования облика данной системы. При этом были выделены следующие задачи, которые в наибольшей степени влияют на эффективность функционирования СОБЭ: оптимизация количества и размещения сил и средств, предупреждающих происшествия; оптимизация размещения сил и средств, связанных с ликвидацией последствий происшествий; оптимизация организационных структур.

Задачи оптимизации количества и размещения сил и средств, предупреждающих происшествия, и оптимизация размещения сил и средств, связанных с ликвидацией последствий происшествий, решаются на основе данных моделирования и полученных оценок обобщенного показателя безопасности объекта.

Исследование системы эксплуатации позволило обосновать целевую функцию для оптимизации структуры СОБЭ. Оптимальное значение целевой функции достигается за счет изменения набора сил и средств, использующихся для предотвращения происшествий на объекте и ликвидации их последствий. То есть при увеличении количества сил и средств, с одной стороны, увеличивается безопасность системы, что ведет к снижению рисков, но с другой стороны – увеличиваются затраты на содержание этих сил и средств.

Для поиска экстремума целевой функции используется метод динамического программирования. Кроме того, рассматриваются общие вопросы формирования рационального облика перспективной системы обеспечения безопасности эксплуатации объектов и получены результаты разработки функциональной структуры СОБЭ.

В частности, показано, что процесс построения функциональной структуры СОБЭ носит иерархический итерационный характер, т. е. базируется на последовательном привлечении информации от вышележащего (концептуального) и нижележащего (детального) уровней исследования («вертикальная» декомпозиция) с детализацией ее на рассматриваемом (операциональном) уровне. «Вертикальная» декомпозиция задает своеобразную иерархию трех соподчиненных уровней обоснования решений по управлению функционированием СОБЭ: концептуального, операционального и детального (рисунок).

Разработан поэтапный алгоритм эвристического синтеза функциональной структуры СОБЭ, который осуществляется в несколько последовательно выполняемых этапов.

Этап 1. На операциональном уровне формируется начальная структура системы заказов и поставок, исходя из первоначальных представлений лица, принимающего решение (ЛПР) о предназначении СОБЭ и ее функциях.

Этап 2. Осуществляется переход на вышестоящий концептуальный уровень обоснования решений, на котором решаются следующие задачи:

– уточняются понятия и границы метасистемы для системы заказов и поставок;

– устанавливается комплекс условий функционирования СОБЭ;

– формируются цели функционирования СОБЭ и определяется перечень частных задач, выполнение которых позволяет достичь сформированных целей функцио-
нирования СОБЭ.

Этап 3. С использованием полученных на этапах 1 и 2 результатов на операциональном уровне формируется базовая структура СОБЭ. Базовая структура включает основные подсистемы СОБЭ, связи между ними и содержательное описание требований к подсистемам с точки зрения перечня решаемых ими задач и качества решения.

Этап 4. На детальном уровне проводится анализ составных элементов СОБЭ, существующих на момент синтеза структуры СОБЭ, возможностей их доработки и вариантов ее реализации в текущих условиях, а также целесообразности создания новых элементов в структуре подсистем СОБЭ.

Этап 5. На операциональном уровне осуществляется формирование уточненной (конечной) структуры СОБЭ с учетом результатов проведенного на 4-м этапе анализа.

Основные процедуры перечисленных этапов являются по своему существу эвристическими, т. е. качественными, и выполняются при активном участии специалистов – экспертов (ЛПР).

Облик СОБЭ – это система взглядов на способ построения системы обеспечения безопасной эксплуатации комплекса, обеспечивающая решение задач по предназначению с требуемым качеством.

Облик СОБЭ должен включать:

– описание структуры СОБЭ (основных компонентов и связей между ними);

– описание основных происходящих в СОБЭ процессов (модели и алгоритмы функционирования).

В настоящее время ООО «Газпром СПГ Санкт-Петербург» вовлечено в процесс создания Комплекса по производству, хранению и отгрузке сжиженного природного газа в районе КС «Портовая» на всех этапах жизненного цикла – от обоснования технических требований до эксплуатации. Учитывая высокую потенциальную опасность комплекса, специалисты Общества разрабатывают системные организационно-технические предложения, направленные на формирование облика СОБЭ данного объекта. В последующем планируется использование результатов экспериментальных исследований по апробации разработанного научно-методического и программного обеспечения при внедрении системы обеспечения безопасности эксплуатации перспективных объектов по производству, хранению и отгрузке сжиженного природного газа.

Облучение УФ-лучами может оказывать канцерогенное действие, что влечет за собой кожные онкологические заболевания. Под воздействием УФ-излучения также могут возникнуть облучение и воспаление глаз. Клещи же переносят энцефалит (1714 случаев заражения в прошлом году) и боррелиоз (5012 случаев), которые вызывают патологические процессы в суставах, сердце, нервной системе.

Эти риски в обязательном порядке регулируются законодательством. Так, согласно ТК РФ (ст. 227) сотрудник может отказаться от выполнения своих обязанностей в связи с «…возникновением непосредственной угрозы для жизни и здоровья вследствие нарушения требований охраны труда, в частности необеспечения его средствами защиты».

Основными средствами защиты работников от этих факторов являются:

1) защитная одежда с длинными рукавами и капюшоном и головной убор;

2) очки со стеклами, содержащими оксид свинца;

3) специальные средства, направленные на защиту от клещей и насекомых (репеллентные);

4) средства с УФ-фильтрами.

Однако не так давно американские исследователи выяснили, что при одновременном использовании репеллентные средства снижают эффективность солнцезащитных фильтров более чем на 30 %! Эти данные не могли не внести значительных изменений в принятые стандарты охраны труда.

Руководители и представители служб охраны труда компаний, в первую очередь дочерних предприятий «Газпром», обратились в НИЦ АРМАКОН® с просьбой разработать специальное средство двойного действия для защиты кожи работников от УФ-лучей, а также от укусов клещей и кровососущих насекомых.

В результате на рынке появилось инновационное и не имеющее аналогов средство «Камара SPF30». Состав крема разработан с учетом одновременного действия активных веществ на кожу и подобран таким образом, чтобы уменьшить возможное негативное воздействие компонентов на организм человека.

Комбинация современных физических и химических УФ-фильтров обеспечивает защиту кожи и от вредного гамма-излучения, и от клещей и кровососущих насекомых. Эффективность подтверждена НИИ Дезинфектологии. Средство практически не имеет запаха, комфортно в нанесении, не оставляет ощущения липкости.

На продукцию имеется заключение ООО «Газобезопасность». Компания АРМАКОН® предоставляет образцы продукции для общих производственных испытаний. Не забудьте включить репеллентные средства
в заявочную кампанию – 2019!

ООО «АРМАКОН»

123290, РФ, г. Москва,

1-й Магистральный тупик, д. 5а

Тел.: 8-800-100-70-53

E-mail: sales@armakon.ru

www.armakon.ru

Попутный нефтяной газ (ПНГ) – стратегически важный сырьевой ресурс промышленной нефтехимии, во многом определяющий экономический и промышленный потенциал страны. Однако его полезное использование – это не только экономическая, но и экологическая проблема, связанная со снижением негативного влияния нефтегазового комплекса на состояние окружающей среды.

На сегодняшний день проблема утилизации ПНГ состоит в том, что потери ПНГ формируются за счет малых и средних труднодоступных месторождений, доля которых продолжает стремительно увеличиваться. Организация сбора газа с таких месторождений по схемам, предполагающим строительство крупных газоперерабатывающих мощностей, требует дополнительных капитальных затрат, увеличивает период монтажа, не позволяет утилизировать нефтяные газы концевых ступеней сепарирования и фактически не применима к территориально разобщенным малым и средним месторождениям, включая морские месторождения-сателлиты.

В большинстве случаев типовая схема сбора нефти и газа на труднодоступных месторождениях (или месторождениях с дефицитом инфраструктуры) предполагает наличие первичной подготовки продукта до состояния, при котором возможно его транспортирование с минимальными потерями и затратами. Первичная подготовка включает сброс пластовой воды и отделение попутного неф-тяного газа. Для осуществления этих процессов используется следующая технологическая цепочка (рис. 1): сырой продукт из скважин подается на входной двухфазный сепаратор, где происходит первичный отбор газа из продукта. Далее первично дегазированный продукт подается на трехфазный сепаратор, в котором производятся сброс пластовой воды и дополнительный отбор газа из продукта. При этом газ первичного отбора имеет достаточное давление для дальнейшей его транспортировки на перерабатывающие сооружения. Тогда как газ вторичного отбора, имеющий низкое давление, в большинстве случаев отправляется на сжигание на факельную установку. С учетом того, что объем газа вторичного отбора составляет около 10 % от общего объема отделяемого газа, сжигается неоправданно большое количество ценного продукта.

К настоящему времени среди технологий, направленных на утилизацию газа, выделившегося при вторичном отборе, наибольшее распространение, в том числе и при обустройстве морских месторождений, получили следующие.

1. Утилизация на месте добычи без переработки. Суть данной технологии заключается в том, что отделенный и не переработанный газ либо закачивается в пласт в целях поддержания пластового давления, либо используется для водогазового воздействия на пласт, либо аккумулируется в подземных хранилищах для извлечения в будущем [1, 2]. Эти технологии хорошо изучены, надежны и практически не зависят от состава газа, но они достаточно энерго- и капиталоемкие, и их применение ограничено геологическими особенностями пласта.

2. Транспортировка газа или газожидкостной смеси многофазным транспортом на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) [2]. В случае наличия развитой инфраструктуры по транспортировке газа отправка ПНГ на переработку на ГПЗ требует наименьших капитальных затрат. Недостатком этого направления для удаленных промыслов с неразвитой инфраструктурой является необходимость строительства дополнительных газоперекачивающих станций и сопутствующих линейных сооружений, а также наличие самой ГПЗ в районе добычи.

3. Использование на месте в качестве топливного газа на газопоршневых (ГПЭС) и газотурбинных электростанциях (ГТЭС) для выработки электроэнергии, идущей на собственные нужды [2]. При выделении достаточно больших объемов ПНГ – использование в качестве топлива на крупных электростанциях для энергообеспечения других промышленных и гражданских объектов. К недостаткам этого направления можно отнести жесткие требования широко распространенных традиционных ГТЭС и ГПЭС к составу топлива (содержание сероводорода не выше 0,1 %), что требует строительства дополнительных систем газоочистки и эксплуатационных затрат на техническое обслуживание оборудования.

4. Закачка в газотранспортную сеть ПАО «Газпром». При этом также потребуется дополнительная подготовка для соответствия требованиям СТО Газпром 089-2010 [3].

5. Переработка ПНГ в метанол на месте добычи, внедряемая российской компанией ПАО «НОВАТЭК» [4].

6. Сжигание ПНГ на нефтепромыслах с помощью факельных установок, обусловленное в большинстве случаев отсутствием эффективных систем утилизации ПНГ [2, 5].

Помимо перечисленных технологий разработан ряд других направлений по утилизации ПНГ, позволяющих осуществлять переработку ПНГ на месте добычи в гидратную или сжиженную форму в целях ее дальнейшей транспортировки, требующей добавления различных катализаторов в процессе переработки ПНГ [6–8]. Недостатками таких технологий являются большая стоимость необходимого оборудования, габариты и вес, что неприемлемо в условиях морской платформы, имеющей ограничения по допустимой весовой нагрузке и габаритам размещаемого оборудования.

Таким образом, наиболее оптимальной технологией утилизации ПНГ для малых и средних месторождений, значительно удаленных от основной инфраструктуры, является та технология, которая максимально снизит капитальные затраты на разработку и освоение месторождения, обеспечивая при этом высокую эффективность, быструю встраиваемость в существующую технологическую схему без внесения в нее дополнительных значительных изменений и минимальное вредное воздействие на окружающую среду.

Учитывая вышесказанное, в данной статье рассмотрена разработанная автором технология утилизации ПНГ с использованием отводящих факельных газов [9], а также приведен упрощенный термодинамический расчет, отражающий суть происходящих процессов. Технология обеспечивает снижение доли сжигаемого на факельной установке попутного нефтяного газа и использование тепловой энергии факельной установки для повышения давления и температуры ПНГ в целях дальнейшей его транспортировки вместе с остальным добываемым продуктом.

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ТЕХНОЛОГИИ

Основой разработанной технологии являются обратимые круговые процессы цикла Карно, при этом само предлагаемое решение с учетом сложившегося уровня техники не является очевидным. Основное положение принципа Карно состоит в том, что для получения работы в тепловой машине необходимы по крайней мере два источника теплоты с разными температурами.

В предложенном Карно «идеальном цикле тепловой машины» используются два источника теплоты с постоянными температурами: горячий и холодный. Поскольку цикл идеальный, то он состоит из обратимых процессов теплообмена между рабочим телом и источниками теплоты, протекающих по двум изотермам, и двух идеальных адиабат перехода рабочего тела с одной изотермы на другую [10]. Получить работу возможно только при наличии разности температур горячего и холодного источников теплоты. Максимальная работа цикла Карно теоретически была бы при температуре холодного источника Т = 0 К, но в качестве холодного источника в тепловых машинах, как правило, используется окружающая среда (вода, воздух) с температурой около Т = 300 К. Кроме этого, достижение абсолютного нуля в природе невозможно [10].

ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ

Наиболее близким к предлагаемому процессу является процесс работы двигателя внешнего сгорания, а именно работа паровой машины. При работе паровой машины используется энергия водяного пара, которая преобразуется в механическую работу в результате возвратно-поступательного движения поршня, а затем во вращательное движение маховика.

В предлагаемом автором решении тепловая энергия преобразуется в энергию упругой деформации, последовательно сжимающей и растягивающей рабочее тело (ПНГ), тем самым определяя период с пониженным давлением и период с повышенным давлением рабочего тела. Используя это свойство, становится возможным создать подобие насоса объемного типа, в котором изменение объема рабочей камеры происходит за счет подвода (отвода) тепловой энергии. Для более полного втягивания (вытеснения) ПНГ используется поршень.

Для осуществления данной технологии необходимо наличие следующих сооружений (рис. 2): факельный сепаратор; факельная установка; устройство сбора выхлопных газов; две рабочие камеры; емкость-отстойник; свеча рассеивания.

Технология реализуется следующим образом: часть ПНГ с низким давлением отбирается из факельного сепаратора 1 (см. рис. 2) и подается через впускной клапан в рабочие камеры 4, в которых происходит его сжатие, сопровождающееся повышением температуры продукта. Далее через выпускной клапан ПНГ, уже имеющий высокое давление и повышенную температуру, отводится из рабочих камер и подается в нефтегазовый трубопровод, смешивается с основным добываемым продуктом и транспортируется на центральный пункт сбора 7.

Другая часть газа подается на факельную установку 2, в которой происходит его сжигание. На факельной установке предусматривается применение устройства сбора выхлопных газов 3, предназначенного для сбора и подачи выхлопных газов к рабочей камере 4. Передав тепловую энергию рабочей камере, отработанный газ отводится на свечу рассеивания 6.

Для охлаждения рабочего блока 4 применяется отделенная в емкости-отстойнике 5 пластовая вода, которая в дальнейшем используется в системе повышения пластового давления (ППД) путем закачки ее в скважины 8. В процессе теплообмена с рабочей камерой 4 температура воды повышается, способствуя возрастанию эффективности работы системы ППД.

Основным узлом, отвечающим за преобразование тепловой энергии в механическую, является рабочая камера 4. Рабочая камера (рис. 3) разделена на два участка: нагреватель 7 и холодильник 2. Внутри рабочей камеры между нагревателем и холодильником располагается подвижный поршень 5. Камера имеет впускной и выпускной клапаны. В процессе работы необходимо использование как минимум двух рабочих камер, имеющих жесткую связь между поршнями с помощью кривошипа со смещением 90°.

Нагреватель – это участок рабочей камеры, к которому подаются горячие выхлопные газы.
В соответствии с законом Шарля с ростом температуры наблюдается прямо пропорциональное увеличение давления в рабочей камере, которое, в свою очередь, толкает поршень в противоположную от нагревателя сторону. Противоположный участок рабочей камеры – холодильник –
имеет ребра охлаждения, которые омываются отделенной
в емкости-отстойнике водой. При движении от нагревателя к холодильнику в первой камере поршень, имеющий жесткую связь с поршнем из второй камеры, заставляет его двигаться в противоположную сторону, вытесняя весь горячий газ из нагревателя в холодильник. В холодильнике происходят резкое охлаждение
и сжатие газа. Далее во второй камере с ростом температуры газа у нагревателя увеличивается его давление, толкающее поршень в сторону холодильника,
и весь цикл повторяется снова.

РАСЧЕТ КПД УСТАНОВКИ

Рассчитаем коэффициент полезного действия (КПД) данной установки и определим основные влияющие на него параметры. Для этого определяется общая работа цикла [10]:

                          (1)

где R – универсальная газовая постоянная; y – показатель адиабаты; V₀, …, V₃ – объем рабочего тела в различные моменты цикла; Т₁, T₂ – температуры горячего и холодного источников, соответственно.

Обозначим  ,    (2)

тогда A = Q₁ – Q₂ = R(T₁ - T₂)lnβ > 0,                        (3)

где Q₁, Q₂ – количество теплоты, полученное от нагревателя и отданное холодильнику, соответственно.

Отсюда следует, что работа, совершаемая газом, больше работы внешних сил.

КПД η равен:

                          (4)

Из уравнения (4) видно, что η < 1 зависит от разности температур между нагревателем и холодильником и не зависит от конструкции машины и рода рабочего тела.

РАСЧЕТ РАБОЧИХ ПАРАМЕТРОВ УСТАНОВКИ

Рассчитаем давление и объем газа, создаваемые при работе данной установки. Для этого воспользуемся объединенным газовым законом [11], который и будет использоваться для описания модели работы представленной установки:

,      (5) 

где P₁, P₂, V₁, V₂, T₁, T₂ – давление, объем и температура газа при переходе из одного состояния в другое, соответственно.

Для решения поставленной задачи введем следующие исходные параметры:

– полный объем рабочей камеры примем 2 м³, или 2000 л;

– начальная температура газа равна 50 °С, или 323 К;

– конечная температура газа равна 850 °С, или 1123 К;

– давление при входе в рабочую камеру примем 0,5 МПа, или 500 кПа;

– учтем, что при движении поршня внутри камеры происходит изменение полезного объема камеры;

– ограничимся диапазоном от 1 до 2 м³ полезного объема рабочей камеры, при этом пренебрегаем объемом самого поршня.

Находим конечное давление при объеме камеры 1 м³, или 1000 л:

    (6)

Находим конечное давление при объеме камеры 2 м³, или 2000 л:

    (7)

На рис. 4 приведена диаграмма зависимости создаваемого в камере давления от различных объемов камеры в момент пуска.

Необходимо отметить, что приведенные выше параметры соответствуют моменту пуска установки в работу, так как начальная температура газа при прохождении холодильника будет более низкой. Из этого соображения снова рассчитаем конечные давления, создаваемые представленной установкой.

Находим конечное давление при объеме камеры 1 м³, или 1000 л:

    (8)

Находим конечное давление при объеме камеры 2 м³, или 2000 л:

    (9)

На рис. 5 приведена диаграмма зависимости создаваемого в камере давления от различных объемов камеры в течение основного цикла работы.

Как видно из уравнений, с уменьшением температуры омывающего холодильник компонента эффективность работы установки возрастает. Данный вывод соответствует выводу, приведенному выше при расчете КПД установки.

Имея эти данные, решим задачу нахождения количества газа, которое теоретически может перекачать данная установка при обозначенных выше параметрах.

Для решения поставленной задачи примем следующие исходные параметры (допущения):

– время совершения поршнем цикла движения от нагревателя к холодильнику и обратно t = 2 с, при этом время полезной работы составляет половину цикла;

– плотность газа равна 6,3 кг/м³.

Получаем:

                       (10)

где V_т – теоретический объем;
V_п – полезный объем.

Переводим м³/ч в кг/ч:

V = 1800·6,3 = 11 340 кг/ч.       (11)

В результате теоретически возможная перекачивающая способность одной рабочей камеры объемом 2 м³ составляет 472,5 кг/сут газа.

ПРЕДПОЛАГАЕМЫЙ ЭФФЕКТ

Предложенное решение обеспечивает получение следующих технических результатов:

– снижение доли сжигаемого ПНГ на факельной установке;

– использование тепловой энергии факельной установки для повышения давления и температуры ПНГ в целях совместной транспортировки с добываемым продуктом. Снижается вязкость перекачиваемого продукта за счет смешения с горячим ПНГ;

– использование отделившейся воды из емкости-отстойника для теплообмена с описываемой установкой. При этом отделившаяся вода, используемая в целях повышения пластового давления, приобретает повышенную температуру, что, в свою очередь, способствует понижению вязкости добываемой продукции и увеличению дебита;

– снижение вредного воздействия на окружающую среду;

– снижение капитальных затрат на обустройство нефтегазовых месторождений за счет простоты конструкции предложенной установки и возможности применения ее на уже действующих объектах;

– отсутствие ограничений по физико-химическим свойствам ПНГ.

Вместе с тем использование данной технологии не ведет к полному отказу от применения факельной установки на нефтегазопромысловых объектах ввиду возможных аварийных ситуаций на объекте, при которых кратковременное сжигание газа является оправданным, в том числе по экологическим причинам.
В то же время значительно снижается уровень сжигаемого ПНГ. При этом для использования данной технологии не требуется какого-либо существенного перевооружения действующих нефтегазодобывающих объектов и связанных с этим капитальных затрат.

ВЫВОДЫ

Решена задача определения эффективной технологии утилизации ПНГ с использованием отводящих факельных газов. Приведены ее теоретические аспекты и принципиальные решения, за счет которых обеспечивается снижение доли сжигаемого газа на факельной установке.

Проведен расчет КПД установки, основанный на предложенной технологии. Приведены основные параметры, влияющие на эффективность технологии.

На основе известных законов состояния представлен расчет нахождения основных рабочих параметров установки – давления и объема газа, создаваемых при ее работе. 

Анализ результатов теоретических и практических исследований, посвященных обеспечению прочности и устойчивости газопроводов, проложенных в сложных инженерных условиях, в частности по карстовой территории, показал, что здесь их профили имеют сложные очертания с углами поворота в вертикальной и горизонтальной плоскостях, и при сооружении их укладывают упругим изгибом или собирают сочетанием прямых труб и кривых вогнутых и выпуклых вставок (отводов) [1]. За счет развития карста нарушается проектное положение газопроводов, которое является одной из причин их отказов [2–4].

В качестве примера в табл. 1 представлены результаты замеров суммарных продольных напряжений в поперечном сечении стенки трубы [4] на подземном участке действующего газопровода, подверженного активному развитию карста. Ориентация точек замера на внешней поверхности трубы указана по ходу часовой стрелки. Датчики были прикреплены по окружности в семи точках: 7³⁰; 9⁰⁰; 10³⁰; 12⁰⁰; 1³⁰; 3⁰⁰; 4³⁰ по ходу газа. Положительные значения в таблице соответствуют растягивающим напряжениям, а отрицательные значения – сжимающим напряжениям.

Максимальный уровень суммарных продольных напряжений по верхней образующей трубы равен 330 МПа, что превышает их предельно допустимое значение от нормативных воздействий и нагрузок [5]. Аналогичное соотношение имеет место для замеренных значений суммарных продольных напряжений по нижней части поперечного сечения трубы. В связи с этим возникла необходимость внесения изменений в конструкцию газопровода, которые могли бы снизить уровень его напряженно-деформационного состояния (НДС).

Одним из путей решения этой проблемы является установка на участке газопровода компенсирующих устройств, которые предназначены для снятия сжимающих напряжений в стенке трубы [2–4]. Для того чтобы компенсатор-упор мог выполнять свое предназначение, т. е. газопровод мог перемещаться в траншее в продольном направлении, необходимо, чтобы грунт в траншее не препятствовал возможным продольным перемещениям компенсатора-упора. Поэтому рекомендуется засыпать его упруго деформируемым грунтом или устанавливать упруго деформируемые элементы [2].

В расчетах НДС и устойчивости газопроводов жесткость (податливость) компенсаторов-упоров рассчитывается приближенно в зависимости от их конфигурации, но без учета их деформаций, что может привести к значительным погрешностям при оценке прочности газопровода в соответствии с требованиями положений нормативных документов, регламентирующих эксплуатацию магистральных газопроводов [5].

В разработанной математической модели [3] отпадает необходимость задания жесткости компенсатора-упора, поскольку оценка характеристик прочности и устойчивости газопровода с компенсатором определяются с учетом его совместных деформаций с грунтом, геометрических и жесткостных характеристик, а также его параметров эксплуатации. Их влияние на изгиб газопровода в настоящее время изучено недостаточно полно. Теоретический и практический интерес представляет исследование влияния особенностей конструкции газопровода с компенсатором на потенциально опасных участках.

ПОСТРОЕНИЕ МОДЕЛИ

На продольном профиле трассы газопровода, подверженной активному развитию карста [4], выбран участок длиной l = 480 м. Выбранный участок газопровода при компьютерном моделировании его НДС условно делится на 80 равных элементарных частей, каждая из которых имеет длину 6 м, с № 1–80.

В соответствии с продольным профилем трассы для каждой из этих частей условного разбиения выбираются следующие исходные данные расчета: типы грунтов с указанием их несущей способности; абсолютные отметки; глубина заложения и высота засыпки грунта; радиусы и углы поворота гнутых отводов; длины участков с постоянным уклоном; характеристика труб с указанием диаметра и толщины стенки; категория участка газопровода. Исходные данные расчета могут быть дополнены результатами исследований, выполненными на трассе газопровода по физико-механическим характеристикам грунтов, замерами напряжений в стенке трубы. В расчетах были использованы данные по физико-механическим свойствам пяти типов грунтов (глина тугопластичная, глина полутвердая, глина мягкопластичная, суглинок полутвердый иловатый, суглинок тугопластичный иловатый), полученные в ходе специальных лабораторных исследований [4].

Согласно исполнительной документации приняты следующие исходные данные:

– газопровод на рассчитываемом участке составлен из труб с наружным диаметром D_н = 1480 мм с толщиной стенки δ = 18,6 мм;

– участок газопровода отнесен ко второй категории сложности;

– газопровод согласно продольному профилю трассы в частях с № 36, 37, 44, 45, где имеются углы поворота в вертикальной плоскости, собран из стандартных отводов выпуклой формы с радиусом кривизны ρ₀ = 60 м [1];

– в средних частях с № 50, 51, где согласно профилю трассы имеется вогнутый участок, по проекту газопровод должен быть собран из вогнутых вставок с радиусом кривизны ρ₀ = 60 м, но после вскрытия грунта при выполнении ремонтных работ было обнаружено изменение проекта. Здесь кривая вставка заменена прямой трубой при сооружении газопровода [4].

Анализ данных продольного профиля трассы рассматриваемого участка газопровода, лабораторных исследований физико-механических свойств грунтов, замеров напряжений в стенке трубы показали [4], что в средней части длиной 72 м, которая соответствует частям условного разбиения с № 35–46, за счет развития карста возможно ослабление грунта основания, его обрушение, а в грунте-засыпке – нарушение свода естественного равновесия, положение газопровода превышает проектные отметки более чем в 2,5 раза. Поэтому необходимо выполнить исследования НДС рассматриваемого участка газопровода с учетом вышеперечисленных изменений состояния грунта и возможных изменений конструкции газопровода при выполнении ремонтных работ, а также при проектировании этих работ для рассматриваемого участка с учетом развития карста. Такого высокого уровня сложности задачи в данной статье предлагается решать методом вариантного проектирования [2], на основных этапах которого будем использовать разработанную авторами ранее математическую модель, позволяющую не только находить условия прочности и устойчивости газопровода, но и выбирать оптимальный профиль трассы при минимуме земляных работ.

ПРИМЕНЕНИЕ КОМПЕНСАТОРОВ

Исходные уравнения, начальные и граничные условия и применение метода конечных элементов для расчета НДС, прочности и устойчивости газопроводов, проложенных, в частности, в карстовом массиве, изложены в работе [3]. Остановимся на особенностях, связанных с применением компенсирующих устройств.

В рамках реализации вариантного метода были выбраны следующие конструкции расчетного участка газопровода: 1) газопровод не содержит компенсаторы-упоры; 2) газопровод содержит два П-образных (в виде трапеции) компенсатора-упора в подземном участке, которые находятся на расстоянии 48 м до и после средней части, подверженной развитию карста. Общая геометрическая длина каждого из компенсаторов-упоров равна 36 м. Первый из них включает части условного разбиения с № 21–26, второй – с № 55–60.

Первый компенсатор-упор содержит опорные части с № 21, 22, 25, 26, составленные из стандартных отводов с радиусом кривизны ρ₀ = 60 м [1], причем части с № 21, 26 имеют выпуклую форму, а части с № 22, 25 – вогнутую. Средние части с № 23 и 24 представляют собой прямые трубы. Второй П-образный компенсатор-упор собран аналогично.

Характеристики НДС газопровода и их анализ были определены для двух вариантов параметров эксплуатации:

p₀ = 6,0 МПа; ∆t = 20 °C;

p₀ = 3,0 МПа; ∆t = 20 °C,

где ∆t – температурный перепад, который равен разности температур эксплуатации и замыкания газопровода при строительстве; p₀ – рабочее внутреннее давление.

Эпюры прогиба w и изгибных напряжений σ_M представлены на рис. 1–2, где х – длина участка рассчитываемого газопровода.

Экстремальные значения характеристик НДС газопровода для двух расчетных вариантов – прогиб w; напряжения от продольных усилий σ_N на концах рассчитываемого участка σ_N1 и его средней части σ_N2; изгибные напряжения пролетных σ_M1 и опорных σ_M2 изгибающих моментов и суммарные продольные напряжения  и их предельно допустимые значения  от нормативных воздействий и нагрузок [5] – приведены в табл. 2.

Значения эпюр рис. 1 при p0 = 6,0 МПа; ∆t = 20 °C и данные таблицы для газопровода без компенсаторов-упоров показывают, что максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения  = 344 МПа от нормативных нагрузок и воздействий, определяемые в соответствии с требованиями положений [5], превышают их предельно допустимые значения  = 240 МПа, т. е.  > . Таким образом, не выполняется условие нормативного документа [5] по предотвращению недопустимых пластических деформаций, а в этом случае возможно образование потенциально опасных сечений газопровода, где может произойти нарушение его герметичности.

В работе [2] при исследовании НДС участка газопровода со сложным очертанием оси в вертикальной плоскости был сделан вывод об особенности деформаций при изгибе газопровода с кривыми вставками.

В связи с тем, что при p₀ = 6,0 МПа; ∆t = 20 °C не выполняются условия предотвращения пластических деформаций газопровода, были выполнены расчеты и исследование НДС газопровода при снижении внутреннего давления на 3 МПа, т. е. при p₀ = 3,0 МПа; ∆t = 20 °C.

Анализ данных табл. 2 показал, что снижение внутреннего давления в газопроводе на 3,0 МПа не только не приводит к уменьшению, но, наоборот, способствует незначительному увеличению экстремальных значений характеристик НДС. Например, продольные сжимающие напряжения в средней части, где грунт ослаблен развитием карста, возрастают на 11,6 %, а экстремальное значение изгибных напряжений – на 0,08 %, суммарные продольные напряжения – на 9,7 % по сравнению с соответствующими характеристиками НДС газопровода при p₀ = 6,0 МПа; ∆t = 20 °C.

Наряду с этим возрастают и предельно допустимые значения суммарных (фибровых) продольных напряжений  с 240 до 318 МПа, т. е. на 10,6 %. Величина максимальных (фибровых) суммарных продольных напряжений  = 363 МПа превышает их предельно допустимое значение  = 318 МПа, т. е.  >> . 

Это свидетельствует о том, что даже после понижения внутреннего давления в два раза остается возможность образования потенциально опасных сечений.

Применение компенсаторов-упоров снижает экстремальные значения продольных сжимающих напряжений в газопроводе в два раза, изгибных напряжений M – на 62 %, значения максимальных (фибровых) суммарных продольных напряжений  – на 46,8 %, а их предельно допустимое значение  от нормативных воздействий и нагрузок остается без изменения, т. е.  = 240 МПа. Максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения  = 234 МПа не превышают их предельно допустимого значения  = 240 МПа, т. е.  < .

Как и в предыдущем случае, уменьшение внутреннего давления в газопроводе с компенсатором на 3 МПа незначительно изменило его характеристики НДС.

ВЫВОДЫ

Установлено, что при пересечении карстового массива газопроводом без компенсаторов-упоров максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий превышают их предельно допустимые значения и не выполняется условие предотвращения недопустимых пластических деформаций. Возможно образование потенциально опасных сечений газопровода, где может произойти отказ его работы.

Установка компенсаторов-упоров препятствует возникновению в стенке трубы пластических деформаций, следовательно, и появлению потенциально опасных участков. Применение компенсаторов-упоров снижает экстремальные значения продольных сжимающих напряжений в газопроводе в два раза, изгибных напряжений M – на 62 %, значения максимальных (фибровых) суммарных продольных напряжений  – на 46,8 %, а их предельно допустимое значение  от нормативных воздействий и нагрузок остается без изменения. Максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения  не превышают их предельно допустимого значения .

Снижение внутреннего давления в газопроводе на 3,0 МПа не только не приводит к уменьшению, но, наоборот, способствует незначительному увеличению экстремальных значений характеристик НДС. Например, продольные сжимающие напряжения в средней части, где грунт ослаблен развитием карста, возрастают на 11,6 %, суммарные продольные напряжения – на 9,7 %.
Наряду с этим возрастают и предельно допустимые значения суммарных (фибровых) продольных напряжений  на 10,6 %. Величина максимальных (фибровых) суммарных продольных напряжений  превышает их предельно допустимое значение. Это свидетельствует о том, что даже после понижения внутреннего давления в два раза остается возможность образования потенциально опасных сечений, что оказалось малоэффективным мероприятием для рассчитываемого участка газопровода при отсутствии в его конструкции компенсаторов-упоров. 

Таблица 1. Результаты замеров суммарных продольных напряжений в поперечном сечении трубы
Table 1. Results of measurements of the total longitudinal stress in the cross section of the pipe

Таблица 2. Результаты расчета максимальных характеристик НДС газопровода
Table 2. Results of calculation of the maximum characteristics of the stress-strain state of the pipeline

Одним из наиболее эффективных способов задержания пластового песка при эксплуатации нефтяных и газовых скважин в слабосцементированных коллекторах на месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ) является установка противопесочных фильтров (термины и определения приведены в таблице) [1, 2]. По конструкции противопесочные фильтры делятся на несколько основных типов:

– фильтры с проволочной обмоткой;

– фильтры с металлической сеткой (сетчатые фильтры);

– фильтры с предварительной гравийной набивкой;

– фильтры бескаркасные.

По способу установки в скважину противопесочные фильтры можно разделить на гравийно-намывные и автономные.

Вопрос оценки качества противопесочных фильтров в Российской Федерации представляется особенно острым в последние годы, с появлением на рынке значительного числа отечественных компаний – производителей противопесочных фильтров, предлагающих свою продукцию. Установка в призабойной зоне качественно изготовленного противопесочного фильтра не решает всех проблем с выносом песка. Практика показывает, что необходимые результаты (высокий дебит при низкой депрессии без выноса пластового песка) можно получить только в случае соблюдения всех технико-технологических требований без исключения, как к самому противопесочному фильтру, так и к технологии его установки.

ОСОБЕННОСТИ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА

Качество противопесочного фильтра оценивается с точки зрения технических характеристик этого механического устройства, спроектированного и изготовленного в соответствии с требованиями нормативной и технической документации, имеющего определенные технические характеристики, и по его пескоудерживающей способности.

Далее будет рассмотрена оценка качества противопесочных фильтров только как механических фильтрующих устройств, изготавливаемых в заводских условиях, с точки зрения предъявляемых к ним требований и реализации этих требований в конечном образце.

Оценка пескоудерживающей способности противопесочных фильтров выведена за рамки данной статьи, так как она зависит от большого количества факторов: состояния пласта-коллектора, технологии установки противопесочного фильтра в скважину, технологического оборудования, технологических жидкостей и т. д. Эти факторы в первую очередь влияют на функциональные характеристики гравийно-намывных фильтров, но также имеют немаловажное значение и для автономных.

Если рассматривать фильтры с проволочной обмоткой, то кроме габаритных размеров, размера щелей, наличия или отсутствия герметизирующих пробок в базовой трубе никаких требований, касающихся конструктивных и функциональных особенностей противопесочных фильтров, как правило, не предъявляется.

Противопесочные фильтры, в отличие от другого нефтегазового оборудования, имеют ряд особенностей, не позволяющих оценивать их только по заявленным производителем техническим характеристикам. В качестве примера рассмотрим гидравлический пакер, представляющий собой отдельное устройство, имеющее область применения и технические характеристики, соответствие которых заявленным гарантирует производитель. Технические характеристики пакера полностью отражают его эксплуатационные и функциональные возможности. Выбор модели пакера под конкретные условия и задачи можно произвести на основании лишь технических характеристик. Но данный подход не применим к противопесочным фильтрам.

Как уже было отмечено, характеристики противопесочных фильтров, такие как габаритные размеры, размер щелей или размер ячеек сетки, не отражают эксплуатационные и функциональные возможности фильтров из-за того, что эффективность применения противопесочных фильтров будет определяться не только их техническими характеристиками, но и технологией их установки в скважине (в наибольшей степени это касается гравийно-намывных фильтров).

В большинстве случаев в руководстве по эксплуатации или паспорте на противопесочный фильтр, которым производитель снабжает свою продукцию описание, технологии его установки отсутствует, тогда как для другого нефтегазового оборудования правила монтажа, настройки, испытаний и эксплуатации жестко установлены в соответствующей документации.

НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ

Следует отметить, что в России отсутствуют национальные стандарты, предъявляющие требования к характеристикам противопесочных фильтров для нефтяных и газовых скважин, а также рег-
ламентирующие основные положения технологии их установки в скважине. Исключение представляет ГОСТ 32504–2013 [3], являющийся модифицированным переводом международного стандарта ISО 17824:2009 [4]. ГОСТ 32504–2013 распространяется на противопесочные фильтры, предназначенные для нефтяных и газовых скважин, и устанавливает требования к их проектированию, испытаниям, изготовлению, хранению и транспортированию. Данный стандарт не регламентирует особенности конструкции и технические характеристики противопесочных фильтров, не устанавливает технические требования к ним, а только определяет методику проверки основных характеристик фильтров. Кроме того, в стандарт не включены все типы противопесочных фильтров, применяемые в настоящее время в нефтяных и газовых скважинах на месторождениях и ПХГ РФ. Таким образом, стандарт определяет методики испытаний противопесочных фильтров для определения (подтверждения) таких характеристик, как наружное давление смятия и внутреннее давление разрыва, но не регламентирует величины этих параметров.

ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРОТИВОПЕСОЧНЫХ ФИЛЬТРОВ

В связи с тем, что ГОСТ 32504–2013 [3] сравнительно новый, не имеющий аналогов в СССР и в РФ, до настоящего времени существует неоднозначность в вопросе терминологического определения некоторых характеристик фильтров, т. е. производитель и заказчик могут понимать под одной характеристикой разные величины. Например, показатели «допустимое избыточное давление» или «рабочее давление» нередко привязывают к прочностным характеристикам базовой трубы фильтра. Здесь неясно, идет ли речь о наружном или внутреннем давлении. Наружное избыточное давление (давление смятия) изменяется в зависимости от количества перфорационных отверстий в базовой трубе, а внутреннее избыточное давление (давление разрыва) зависит от прочностных свойств рубашки фильтра. Кроме того, для бескаркасных фильтров, у которых базовая труба отсутствует, параметр «давление смятия» будет одним из определяющих, но никак не связанным с прочностью базовой трубы.

Заказчиков также интересует допустимая осевая нагрузка противопесочных фильтров. Особое положение противопесочных фильтров в ряду нефтегазового оборудования обусловлено тем, что их устанавливают в скважине в составе фильтровой компоновки, включающей несколько отдельных секций фильтров. При этом осевая нагрузка, при которой будут происходить потеря устойчивости и изгиб фильтровой компоновки, включая отдельные секции противопесочных фильтров, зависит от длины всей компоновки, прочностных свойств фильтров и надфильтровых труб, зенитного угла ствола скважины в интервале установки фильтров, наличия/отсутствия гравийного массива и др. В каждом случае осевая нагрузка, при которой будет происходить изгиб фильтров, будет разной, а от величины изгиба зависит нарушение размера щелей (для фильтров с проволочной обмоткой). Поэтому величина допустимой осевой нагрузки, которую указывают некоторые производители для своей продукции в отсутствие стандартизованной методики ее измерения, не содержит объективной информации.

Отсутствие нормативных документов, предъявляющих требования к конструкции и характеристикам противопесочных фильтров, затрудняет сертификацию данной продукции, в результате чего на рынке появляются фильтры, фактические характеристики которых могут отличаться от заявленных. Некоторые их характеристики могут быть даже не документированы.

Кроме обычных характеристик противопесочных фильтров, таких как габаритные размеры (длина секции, диаметры базовой трубы и рубашки), размер щелей или размер ячеек сетки, наличие или отсутствие герметизирующих пробок в базовой трубе, тип присоединительных резьб, наличие центраторов, длины глухой (чистой) части базовой трубы фильтра и рубашки, скважность, также немаловажное значение имеют следующие характеристики:

– материал базовой трубы (углеродистая или нержавеющая сталь);

– число перфорационных отверстий в базовой трубе на 1 пог. м и их диаметр;

– форма сечения проволоки рубашки фильтра (для фильтров с проволочной обмоткой);

– величина и острота углов, получаемые при профилировании проволоки круглого сечения;

– наружное давление смятия и внутреннее давление разрыва [3, 5];

– нагрузка на растяжение;

– допустимый радиус изгиба;

– допустимый крутящий момент.

Материал базовой трубы. Большинство противопесочных фильтров на российском рынке имеют базовую трубу, изготовленную из насосно-компрессорной или обсадной трубы. Такой выбор понятен (стандартизованный размерный ряд, известные прочностные характеристики, сравнительно низкая стоимость) и оправдан, но только для скважин, в продукции которых отсутствует вода.

В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» были проведены анализ работы противопесочных фильтров в скважинах подземных хранилищ газа, созданных в водоносных пластах, и дальнейшие исследования процесса их кольматации. Было установлено, что в присутствии минерализованной пластовой воды противопесочные фильтры, в конструкции которых базовая труба выполнена из углеродистой стали, а рубашка –
из нержавеющей, подвержены интенсивной кольматации в результате протекающих сложных физико-химических и электрокинетических процессов. Кроме того, происходит ускоренная коррозия базовой трубы вследствие сопряжения разнородных материалов [6]. Поэтому в противопесочных фильтрах, эксплуатация которых будет осуществляться в присутствии пластовой воды, базовая труба и рубашка фильтра должны быть выполнены только из однородных коррозионностойких материалов.

Количество перфорационных отверстий в базовой трубе должно быть максимальным при сохранении заданной прочности трубы. Малое количество отверстий вносит дополнительные сопротивления потоку флюида. Кроме того, наиболее негативную роль играет увеличение размеров так называемых мертвых зон, образующихся между базовой трубой и рубашкой фильтра, где скапливается различный кольматант (песок, глина, соли), что снижает открытую площадь фильтрации противопесочного фильтра. Мертвые зоны почти невозможно очистить при промывке внутренней полости фильтров с использованием колтюбинга или при проведении реагентных обработок. Некоторые производители фильтров идут на удешевление технологического процесса путем сокращения перфорационных отверстий в базовой трубе, пренебрегая негативными последствиями для эффективности и долговечности эксплуатации такого противопесочного фильтра. Помимо этого при входном контроле крайне сложно определить реальное число отверстий в базовой трубе. На рисунке приведены фотографии базовой трубы противопесочных фильтров с большим (а) и малым (б) количеством перфорационных отверстий.

Форма сечения проволоки рубашки фильтра. Эффективность использования проволоки трапецеидального сечения для изготовления рубашки фильтра общеизвестна. Проволока такого сечения используется всеми производителями противопесочных фильтров. Радиусы, скругления на углах, которые получаются при профилировании проволоки, оказываются различными. Исследования показывают, что рубашка противопесочного фильтра, выполненная из профилированной проволоки, имеющей острые углы без радиусов и скруглений, обладает лучшей пескоудерживающей способностью и менее подвержена механической кольматации.

Наружное давление смятия и внутреннее давление разрыва. Количественная величина и важность этих характеристик определяются в первую очередь условиями установки и эксплуатации противопесочного фильтра. Величина давления смятия становится актуальной, когда вокруг противопесочного фильтра создается гравийный массив, т. е. забойный гравийный фильтр, по одной из технологий, требующей высокого давления закачки гравийно-жидкостной смеси (например, frack pack или high rate water pack). Особенно актуальна величина сминающего давления для бескаркасных фильтров. Величина внутреннего давления разрыва может быть актуальной, если предполагается нагнетание жидкостей в пласт с высокими скоростями.

Нагрузка на растяжение. Данная характеристика будет актуальной как для бескаркасных фильтров в силу их конструкции с приварными присоединительными элементами, так и для противопесочных фильтров с базовой трубой, так как при существенном количестве перфорационных отверстий предельная растягивающая нагрузка для такой трубы будет существенно меньше, чем для неперфорированной трубы такого же диаметра.

С оставшимися характеристиками (допустимый радиус изгиба и допустимый крутящий момент) вопросов обычно не возникает, но это не делает их менее значимыми. От радиуса изгиба зависит размер щелей у противопесочных фильтров с проволочной обмоткой, а допустимый крутящий момент более актуален для бескаркасных фильтров, и не всегда его величина связана только с типом присоединительных резьб на фильтре.

ВЫВОДЫ

Приведенные характеристики противопесочных фильтров могут рассматриваться в качестве основных, непосредственно влияющих на качество, но не исчерпывающих. Сертификация противопесочных фильтров на соответствие требованиям стандартов, регламентирующих их технические характеристики, позволит производителям поднять свою продукцию на новый качественный уровень, а заказчикам – избежать приобретения и установки фильтров, имеющих недостатки конструкции или изготовления, с низкими прочностными характеристиками, не соответствующими данным геолого-техническим условиям.

Как уже было отмечено, в настоящий момент национальные стандарты в области противопесочных фильтров и контроля пескопроявлений в нефтяных и газовых скважинах отсутствуют. Но существуют отдельные нормативно-технические документы и технологические регламенты организаций на проведение работ в области контроля пескопроявлений и установки противопесочных фильтров.

Для того чтобы сертификат соответствия на противопесочный фильтр реально подтверждал его качественные характеристики, необходимы разработка и принятие соответствующих стандартов, в которых были бы регламентированы характеристики противопесочных фильтров, их минимальные значения для различных геолого-технических условий
и методики их определения. 

Термины и определения [3, 4]
Terms and definitions [3, 4]

Стальные обетонированные трубы (ОТ) находят широкое применение в строительстве линейной части переходов магистрального трубопровода через водные преграды, в том числе на морских участках, где кроме всего прочего требуется дополнительная защита трубопровода от различного рода механических воздействий.

В настоящее время известны три основные технологии нанесения бетонного покрытия (в соответствии с ГОСТ Р 54382–2011 [1], DNV-OS-F101 [2] от 2007 г., СТО Газпром 2-3.7-050–2006 [3] и др.): набрызг, набивка и с помощью скользящей опалубки.

В СТО Газпром 2-2.2-334–2013 [4] предусмотрен еще один способ изготовления ОТ, предполагающий закачку бетонной смеси в оболочку под давлением.

Нанесение наружного утяжеляющего бетонного покрытия методом набрызга за счет высокого уплотнения бетонной смеси позволяет получать бетон с низкой проницаемостью, высокой коррозионной стойкостью покрытия к воздействию агрессивных сред и воздействию окружающей среды (сульфатостойкость, водонепроницаемость и т. д.), а низкое воздухововлечение обеспечивает высокую механическую прочность, сплошность, однородность и трещиностойкость бетонного покрытия. При производстве покрытия применяется бетонная смесь с низким водоцементным отношением, что способствует быстрому набору проектной прочности. Обнаруживаемые при внешнем осмотре дефекты легко идентифицируются и поддаются измерительному и приборному контролю.

При нанесении наружного бетонного покрытия методом набивки готовая смесь подается из смесительного шнека в контейнер, а затем наносится на трубу вместе с арматурной сеткой. На заключительном этапе наносится полиэтиленовая пленка, создающая эффект пропаривания, которая удаляется по достижении транспортной прочности. Труба совершает сложное винтовое движение: вращается относительно своей оси и перемещается вдоль нее. Бетонная смесь дополнительно уплотняется вибророликами.

Методы набрызга и набивки объединяет то, что бетонное покрытие формируется послойно с уплотнением и возможностью контроля равномерности распределения твердого инертного заполнителя (твердой дисперсной фазы), обеспечивая оптимальное сочетание фракций в каждой точке объема. На практике, как правило, когда говорят об особо тяжелых бетонах, то имеют в виду плотность около 3400 кг/м³. Теоретически возможно получить бетон и более высокой плотности.

Изготовление бетонного покрытия методом скользящей опалубки – наиболее трудоемкая, сложная и низкопроизводительная технология. Важно отметить, что в соответствии с нормами РФ бетонирование в скользящей или стационарной опалубке на конструкционный бетон обязательно сопровождается процессом вибрационного уплотнения. Данная технология применяется крайне редко.

Вышеперечисленные технологии нанесения бетонного покрытия далее условно будем относить к классическим.

Идея же изготовления бетонных покрытий для балластировки и защиты труб методом закачки бетонной смеси в оболочку под давлением заключается в том, что кольцевой зазор, образованный между поверхностью трубы и оболочкой, заполняется бетонной смесью, нагнетаемой насосом. Уплотнение смеси не предусматривается. Конструкция ОТ с покрытием, изготовленным по указанной технологии, подробно описана в документе СТО Газпром 2-2.2-334–2013 [4].

Эта идея не нова. В патенте US № 3267969 Reenforced weighted pipe («Армированная утяжеленная труба»), поданном 17 августа 1964 г., рассматриваются подобная конструкция ОТ и способ нанесения бетонного покрытия (рис. 1) [5]. В 1989 г. патент перестал действовать.

Примечательно, что эта конструкция и технология изготовления не получили широкого распространения и не нашли отражения в нормативной документации. Возможно, причиной, сдерживающей внедрение этой технологии, послужила недостаточная изученность особенностей технологии и последствий ее нарушения.

В п. C205 стандарта DNV-OS-F101 [2] от 2007 г. способ изготовления бетонного покрытия методом закачки бетонной смеси под давлением не упоминается, однако указываются другие способы: набрызг, набивка и с помощью скользящей опалубки (перевод названий технологий нанесения покрытия выполнен в соответствии с п. F206 документа СТО Газпром 2-3.7-050–2006 [3]). Из актуализированной редакции документа (см., например, DNV-OS-F101 [6] от 2012 г.) пункт, указывающий способы нанесения покрытия, был исключен.

В 2003 г. был получен российский патент № 2257503 РФ на аналогичный способ нанесения балластного покрытия (БП) на поверхность трубы для подводного трубопровода [7].

Анализируя особенности технологии закачки бетонной смеси в оболочку под давлением, замечено, что многие свойства бетона зависят от его плотности, на величину которой влияют плотность цементного камня, вид заполнителя и структура бетона.

В соответствии с ГОСТ 25192–2012 [8] по средней плотности бетоны подразделяют:

– на особо легкие (марки по средней плотности менее D800);

– легкие (марки по средней плотности от D800 до D2000);

– тяжелые (марки по средней плотности более D2000 до D2500);

– особо тяжелые (марки по средней плотности более D2500).

Особо тяжелые бетоны приготавливают на тяжелых заполнителях, например на стальных опилках (сталебетон), железной руде (лимонитовый и магнетитовый бетоны), баритовой руде
(см. например, [9]), гранитной крошке, шлаковых отходах металлургических производств и пр.

По удобоукладываемости бетонные смеси подразделяются на марки в соответствии с ГОСТ 7473–2010 [10]. В большинстве случаев к литым бетонным смесям относят бетонные смеси
с расплывом конуса с маркой Р5 и более и осадкой конуса, равной 24 см и более П5 [11].

Как отмечается в работе [12], при добавлении комплексных химических добавок, которые включают суперпластификатор, могут быть получены (без увеличения расхода цемента) нерасслаивающиеся литые бетонные смеси, приближающиеся по пластическим свойствам к самоуплотняющимся смесям. Благодаря данной технологии они будут отличаться меньшей себестоимостью.

Такие смеси рекомендуется укладывать с помощью напорной технологии бетонирования, в стесненных условиях, а также при бетонировании тонкостенных и густоармированных конструкций [13].

Таким образом, логично заключить, что при изготовлении БП методом закачки под давлением в силу особенностей данной технологии должны применяться литые, самоуплотняющиеся или какие-либо другие близкие к ним по свойствам бетонные смеси, так как гарантировать сплошное заполнение межтрубного пространства с расположенными внутри арматурным каркасом и распорными элементами с помощью менее подвижных смесей крайне сложно (велика вероятность образования воздушных раковин и карманов, рис. 2).

Так, например, в п. 1.4.8.2 ТУ [14] указывается, что подвижность бетонной смеси по ГОСТ 10181–2014 [15] должна быть не менее 20 см. При приготовлении особо тяжелых бетонов требования
к подвижности сохраняются, т. е. и в этом случае подвижность бетонной смеси должна составлять не менее 20 см.

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

В связи с этим возникают следующие вопросы:

1) как будет вести себя тяжелый дисперсный заполнитель в высокоподвижной бетонной смеси, закачиваемой под давлением, т. е. распределяется ли дисперсная фаза равномерно по сечению и длине БП;

2) каковы могут быть последствия неравномерного распределения массы БП?

Корректное численное моделирование процесса заполнения межтрубного пространства высокоподвижной бетонной смесью с учетом гидравлических эффектов, связанных с «обходом» препятствий в виде арматурного каркаса и распорных элементов, а также с учетом особенностей конкретной реологической модели бетонной смеси представляет собой чрезвычайно сложную задачу как с вычислительной точки зрения, так и с точки зрения интерпретации полученных результатов. Поэтому известный практический интерес представляет анализ особенностей распределения тяжелой дисперсной фазы в бетонной смеси с качественных позиций.

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ТЯЖЕЛОЙ ДИСПЕРСНОЙ ФАЗЫ

Как говорилось выше, сплошное заполнение внутреннего пространства металлополимерной оболочки с арматурным каркасом и распорными элементами возможно только в случае высокоподвижных бетонных смесей (при условии соблюдения всех прочих требований, предъявляемых к бетону БП). Если требуется, чтобы бетон БП обладал плотностью около 3400 кг/м³, то приходится использовать тяжелую дисперсную фазу, основываясь на том, что тяжелая дисперсная фаза в высокоподвижной бетонной смеси будет оседать быстрее, чем смесь затвердеет, локализуясь при этом в окрестности нижней образующей металлополимерной оболочки с той стороны трубы, с которой подается бетонная смесь.

Неравномерность распределения тяжелой дисперсной фазы по сечению наиболее заметно будет проявляться на больших диаметрах труб и больших толщинах БП, что может привести к смещению центра тяжести сечения.

Гораздо более серьезные последствия имеет неравномерность распределения твердой дисперсной фазы по длине БП.

Трудности, связанные с равномерностью распределения дисперсной фазы по длине балласта, станут понятнее, если учесть положение трубы при заполнении внутреннего пространства оболочки (труба располагается под углом к горизонту 5–8°, рис. 3). Это обстоятельство может привести к появлению существенной разницы в весе на концах ОТ.

Теперь рассмотрим ситуацию, когда трубы, приваренные друг к другу сторонами с более низким удельным весом (рис. 4), лежат на выпуклом участке.

Даже если допустить, что толщина бетонного покрытия и плотность бетона определены таким образом, чтобы обеспечить требуемую отрицательную плавучесть, то все равно возможна ситуация, когда усилие упругого отпора грунта, усилие выталкивающей силы воды и сжимающие усилия на концах некоторого участка подводного трубопровода, включающего рассматриваемый участок, превысят приведенное усилие, стремящееся сохранить положение равновесия трубопровода. Это в результате приведет к потере устойчивости участка против всплытия.

Участок трубопровода с удельным весом более низким, чем по расчету, как следствие, с более низким коэффициентом отрицательной плавучести при всех прочих равных условиях склонен к потере устойчивости против всплытия. Фильтрационные процессы в грунте, а также волновые поверхностные процессы могут ускорить процесс потери устойчивости трубопровода с вовлечением новых участков.

Рассмотренный сценарий потери устойчивости трубопровода против всплытия по причине неравномерного распределения тяжелой дисперсной фазы по длине БП может показаться искусственным. Если заметить, что для инициализации процесса потери устойчивости конструкции, в частности подводного участка трубопровода, достаточно небольшого возмущения в виде, к примеру, геометрического несовершенства или, как в рассматриваемом случае, «несовершенства» распределения веса обетонированного трубопровода, то станет понятно, что эта схема может реализоваться даже при, казалось бы, тривиальных обстоятельствах.

Действительно, трубопровод, лежащий на выпуклом участке, уже находится в очень уязвимом положении, в том смысле, что если по каким-то причинам мероприятия по компенсации перемещений трубопровода (обычно протяженные участки трубопровода располагают по схеме «змейка») предусмотрены не в полном объеме, то вероятность потери устойчивости именно выпуклого участка будет значительно выше, чем та же вероятность, но на прямолинейном участке.

Потенциальную опасность неравномерного распределения плотности бетонной смеси (с тяжелой дисперсной фазой) по длине БП, изготовленного методом закачки под давлением, приходится рассматривать как трудноустранимый «артефакт» технологии. Кроме того, осложняет ситуацию и сама металлополимерная оболочка, препятствующая прямому контролю качества бетона (рис. 5).

Единственным известным на сегодня методом контроля качества бетона под металлополимерной оболочкой является метод простукивания (см. [14]).

Идея этого метода заключается в том, чтобы проверку сплошности БП производить простукиванием оболочки трубы битой из твердых пород дерева по верхней образующей изделия. Шаг простукивания принимается не более 10 см. Тональность звука при этом должна быть одинаковой, т. е. такой же, как и при контрольном простукивании боковой и нижней образующей. Зона несплошности бетона определяется по изменению тональности звука.

Что касается звуковой тональности, то остается много вопросов относительно того, какое изменение тональности следует считать значимым для того, чтобы обратить на область, издавшую более высокий звук, пристальное внимание. Добавим, что в нормативных документах РФ, имеющих отношение к контролю качества бетона, отсутствует указанный метод.

Кроме того, не до конца понятно, как при приемо-сдаточных испытаниях, которые могут проходить в полевых условиях, сопровождающихся высоким шумовым загрязнением, обеспечить достоверность выявления зон несплошности.

При изготовлении БП методом набрызга или набивки, как уже упоминалось, бетонная смесь наносится послойно с кинематическим уплотнением и возможностью контроля равномерности распределения тяжелой дисперсной фазы, что дает более надежные оценки запаса по устойчивости участков магистрального трубопровода из ОТ, изготовленных по указанным технологиям.

Напомним, что различают защитные и БП ОТ. В случае защитных покрытий, как правило, не требуется высокая плотность бетона. Тогда, если речь идет о бетонах плотностью не более 2500 кг/м³,
технология изготовления бетонных покрытий методом закачки под давлением, бесспорно, является надежной и эффективной, способной составить серьезную конкуренцию классическим методам. Однако и в этом случае остается неразрешенным вопрос, связанный с контролем качества бетонного покрытия объективными методами контроля.

В случае же БП, т. е. покрытий, к прочности и плотности которых предъявляют особые требования, преимущество остается на стороне технологии набрызга и набивки как обеспечивающих более надежные показатели устойчивости трубопровода против всплытия.

Еще одним тонким вопросом, на который следует обратить особое внимание, является метод контроля плотности бетона покрытия ОТ.

Плотность бетона определяется по ГОСТ 12730.1–78 [16] с учетом общих требований по ГОСТ 12730.0–78 [17]. Испытания проводятся на образцах-кернах. По результатам испытаний вычисляется выборочное среднее значение плотности.

На рис. 6 приведены результаты испытаний образцов, отобранных из труб с БП в металлополимерной защитной оболочке для подводных трубопроводных систем производства ОАО «МТЗК», проведенных специалистами ОАО «НИЦ «Строительство» (испытания проводились на трех трубах).

Как видно из рис. 6, плотность может иметь существенный разброс, и поэтому лишь одного выборочного среднего значения недостаточно для корректной оценки качества бетонного покрытия.

Представляется разумной следующая рекомендация: включить в соответствующие нормативные документы требование, согласно которому при обработке результатов испытаний образцов-кернов на плотность учитывать не только выборочное среднее значение плотности образца, но также и коэффициент вариации, отражающий разброс значений плотности относительно среднего.

ВЫВОДЫ

При изготовлении БП из особо тяжелых бетонов методом закачки бетонной смеси под давлением опасения вызывает возможность неравномерного распределения тяжелой дисперсной фазы по сечению и длине БП, что может стать начальным возмущением процесса потери устойчивости наиболее уязвимого участка подводного перехода.

Метод простукивания как способ оценки качества бетонного покрытия не может считаться однозначным, информативным и полным и несет в себе потенциальную угрозу пропуска различных дефектов сплошности БП.

Металлополимерная оболочка препятствует прямому контролю качества бетонного покрытия и не может рассматриваться как дополнительный слой защиты. Практически любых значений физико-механических характеристик бетона можно добиться с помощью грамотных манипуляций с различного рода добавками, поэтому нет никакой необходимости использовать еще и металлополимерный слой.

В тех случаях, когда надежность и безопасность подводного перехода имеет первостепенное значение и расчеты по балластировке указывают, что плотность бетонного покрытия трубопровода должна иметь порядок 3400 кг/м³, предпочтение должно отдаваться «классическим» способам изготовления ОТ (набрызг, набивка).

Во всех прочих случаях, в частности когда требуемая плотность не превышает 2500 кг/м³, выбор может быть сделан в пользу любого из существующих методов изготовления ОТ (набрызг, набивка, с помощью скользящей опалубки, закачка под давлением).

При нанесении бетонного покрытия методом закачки бетонной смеси под давлением после набора бетоном требуемой прочности следует освобождать ОТ от металлополимерной оболочки
в целях проведения объективного контроля качества бетона. В противном случае вопрос об отсутствии дефектов бетона остается открытым.

Предлагается синхронизировать ГОСТ Р 54382–2011 [1] и СТО Газпром 2-2.2-334–2013 [4] в части допустимых технологий нанесения бетонного покрытия и либо включить технологию закачки бетонной смеси под давлением в ГОСТ Р 54382–2011 [1] при следующей актуализации документа, либо расширить перечень технологий нанесения бетонного покрытия в СТО Газпром 2-2.2-334–2013 [4] (при актуализации документа), включив технологии набрызга, набивки и с помощью скользящей опалубки. 

Компания «Газпромнефть – смазочные материалы» – оператор бизнеса масел «Газпром нефти» была основана в 2007 г. За десять лет своей работы она смогла стать одним из ведущих в России производителей высокотехнологичных масел и смазок. Сегодня продукция компании востребована не только на внутреннем рынке, но также и за рубежом – смазочные материалы под брендами Gazpromneft и G-Energy поставляются в 72 страны мира.

В продуктовом портфеле компании – потребительские, коммерческие, судовые и индустриальные масла, которые имеют допуски и одобрения ведущих производителей техники и не только не уступают зарубежным аналогам, но и зачастую превосходят их. Сертифицированная на соответствие требова­ниям международных стандартов ISO 9001, ISO 14001, ISO/TS 16949 и OHSAS 18001 продукция компании «Газпромнефть-СМ» одобрена компаниями Caterpillar Energy Solutions (MWM) и Jenbacher, что говорит в пользу ее высокого качества.

Более 500 тыс. т масел, смазоч­ных материалов и технических жидкостей – таков совокупный годовой объем производства шести заводов компании «Газпромнефть – смазочные материалы», расположенных
в России, Италии и Сербии.

Высокое качество продукции позволило компании в 2014 г. активно включиться в Программу импортозамещения, благодаря чему многие предприятия по всей стране смогли решить свои стратегические задачи по организации бесперебойных поставок смазочных материалов.

С 2009 г. компания «Газпромнефть – смазочные материалы» поставляет свою продукцию для предприятий группы «Газпром». Сегодня общий объем поставок в год превышает 50 тыс. т масел и технических жидкостей. Высокое качество продукции, широкие логистические возможности, предоставление современных технических сервисов – все это позволило компании «Газпромнефть – смазочные материалы» заслужить репутацию надежного бизнес-партнера.

Технопарк ПАО «Газпром» сформирован из обору­дования различных производи­телей – как отечественных, так и иностранных, однако и те и другие предъявляют высокие требования к смазочным материалам. До недавнего времени лидерами по качеству выпускаемых масел и смазок считались иностранцы, но импортозависимость приводила к постоянному росту затрат, что оказывало отрицательное влияние на об­щие показатели эффективности газпромовских предприятий. Выход из сложившейся ситуации был найден благодаря сотрудничеству ком­пании «Газпромнефть – смазочные материалы» с экс­плуатирующими
и ремонтными структурами. По итогам совместной работы уже удалось заменить многие импортные масла и смазки на продукцию российского производства, полностью соответствующую требованиям производителей техники.

Особое внимание в совместной работе отведено разработке современных специализированных продук­тов, использующихся в агрегатах и меха­низмах ГТС, обслуживающих га­зотранспортную систему. Сегодня в рамках научно-технического сотрудничества «Газпрома», «Газпром нефти», «Газпром ВНИИГАЗа», «Газпромнефть-СМ» и «Газпром комплектации» раз­работан, испытан и внесен в Реестр материалов, допущенных к использованию в оборудовании ПАО «Газпром», ряд пер­спективных продуктов.

G-Profi PSN 40 – масло, предназначенное для применения с удлиненными интервалами замены во всех современных четырехтактных стационарных газопоршневых двигателях, работающих на природном и попутном газах, а также на биогазе. Совместимо с нейтрализаторами отработавших газов. Одобрено Caterpillar Energy Solutions (MWM) и Jenbacher. Результаты сезонной эксплуатации на ГПА-21 показали практическое отсутствие оксидирования и 85 % запаса щелочного числа.

Gazpromneft Hydraulic Nord GP – гидравлическая жидкость, предназначена для использования в фонтанной и трубопроводной арматуре, устанавливаемой в магистральных трубопроводах. Изготавливается на основе маловязкого синтетического базового масла с добавлением присадок, улучшающих противоизносные, антикоррозионные и антиокислительные свойства. Результаты испытаний показали регламентную скорость срабатывания запорной арматуры при температуре окружающего воздуха –60 °С, отсутствие коррозионного воздействия на металлы и сплавы, снижение износа деталей запорной арматуры, совместимость с резиновыми уплотнениями.

«Газпромнефть МГД-20М» – масло для двигателей двухтактных газомотокомпрессоров, установленных в системах магистральных газопроводов. Подконтрольные испытания на ГМК показали, что степень окисления «Газпромнефть МГД-20М» в конце пробега в 4 раза ниже по сравнению с применяемым МС-20.

«Газпромнефть ТП-22С-ГП» – масло для применения в системах смазки газоперекачивающих агрегатов и электростанций собственных нужд с приводом от газотурбинных двигателей, а также электроприводных газоперекачивающих агрегатов (группа 1, класс Б). Предназначено к использованию в качестве замены масла Тп-22С м.1 при эксплуатации, в том числе, импортного оборудования на объектах ДО ПАО «Газпром». Благодаря использованию высококачественного базового масла высокой степени очистки и усиленного пакета присадок данное масло позволит снизить накопление продуктов окисления
в масле «Газпромнефть ТП-22С-ГП» в 10 раз по сравнению с допустимыми показателями.

Реализация совместных проектов ПАО «Газпром» и ООО «Газпромнефть-СМ» имеет также дополнительный эффект. Например, помимо разработки перспектив­ных смазочных материалов и их модернизации
с учетом тен­денций развития оборудования производственных объектов сегодня первостепенное значение имеет также сокращение издержек на приобретение МТР. В этом контексте особая роль отводится техническому сопровождению обслуживания и ремонта техники, которое осуществляют специалисты компании «Газпромнефть-СМ». Проводимый ими комплекс мероприятий включает опытно-промышлен­ные испытания и участие в разбо­ре эксплуатационных ситуаций, что значительно повышает надежность и эффек­тивность работы оборудования. Результатом подобного мониторинга и контроля является подтвержденная возможность оптимизации интервалов за­мены смазочных материалов, а также сокращения количества внепла­новых ТО и снижения издержек, связанных с простоем техники.

Таким образом, сотрудничество компа­нии «Газпромнефть – смазочные материалы» с предприятиями Группы «Газпром» направлено на достижение общей цели: обеспечения эффективной, стабильной и безаварийной работы оборудования, задействованного во всей цепочке газоснабжения – от месторождений до конечного потребителя.

ООО «Газпромнефть – смазочные материалы»

117218, РФ, г. Москва, ул. Кржижановского, д. 14, корп. 3, каб. 40

Тел.: +7 (495) 642-99-69

Факс: +7 (495) 921-48-63

E-mail: gazpromneft-cm@gazprom-neft.ru

www.gazpromneft-oil.ru

Рекультивация территорий в районах Крайнего Севера представляет собой актуальную проблему, особенно в зонах разработки нефтегазовых месторождений. Тем не менее в действующих нормативно-технических и нормативно-правовых документах и государственных стандартах не принимаются во внимание особенности проведения рекультивации в районах Крайнего Севера [1, 2]. Экологический контроль этих территорий не в полной мере учитывает оценку специальных показателей, характеризующих состояние биоценоза рекультивированных территорий.

Конечной целью рекультивации территорий является восстановление на нарушенных землях естественного почвенно-растительного покрова, характерного для определенных типов природных ландшафтов. Это позволяет обеспечить предпосылки к дальнейшему естественному процессу развития на восстановленных землях растительных группировок зонального типа (местные злаковые и кустарничковые виды, мхи и лишайники), что способствует формированию благоприятной среды обитания и кормовой базы для представителей местного животного мира (лемминги, мыши-полевки и др.). В частности, улучшается среда обитания для северного оленя, являющегося источником благосостояния коренных малочисленных народов Севера [3, 4].

МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ

В настоящее время рекомендуется проводить оценку восстановления рекультивированных территорий на основе следующих групп показателей: химических, геоботанических, экологических и биологических. Данный перечень показателей составлен в соответствии с нормативно-правовыми документами (ГОСТ 17.4.2.01–81, ГОСТ 17.4.2.02–83) [5–6] и научно-методической литературой [7–9].

На основе полученных данных этих групп показателей был выполнен расчет интегральной оценки восстановления почвенно-растительного покрова в соответствии с доработанной для данной цели методикой
контроля качества восстановительных работ.

При расчете учитывались следующие различные показатели:

• химического загрязнения почвенно-растительного слоя;

• восстановление растительных сообществ (проективное покрытие, средняя высота побегов, суммарная доля жизнеспособных растений и незначительно ослабленных, количество особей на единицу площади, урожайность сеяного сообщества);

• проявления опасных экзогенных процессов на территории;

• показатели биологического разнообразия на территории – восстановление численности мелких млекопитающих (леммингов, мышей-полевок), кол-во особей/га;

• восстановление численности почвенных микроорганизмов, кг/га;

• динамика восстановления численности мелких млекопитающих (леммингов, мышей-полевок), %/год;

• период полного восстановления численности мелких млекопитающих (леммингов, мышей-полевок), лет;

• динамика восстановления численности почвенных микроорганизмов, %/год;

• период полного восстановления численности почвенных микроорганизмов, лет;

• период полного восстановления биоценоза на рекультивируемом участке, лет.

По результатам расчета рекультивированным участкам присваивалась та или иная категория качества восстановления почвенно-растительного слоя. Итоговая оценка ∑_итог складывалась из суммы баллов, присвоенных каждому показателю по всем четырем группам [3, 4, 7, 8].

Выбор данных показателей основан на результатах многолетних полевых исследований на п-ове Ямал, а также на экспертных оценках различных специалистов профильных научно-исследовательских институтов Российской Федерации [7–9].

Информация о более детальной реализации предложенной методики представлена ниже.

С учетом практического опыта рекультивации нарушенных земель в условиях п-ова Ямал авторами предложены оценочные (весовые) коэффициенты для отдельных показателей (критериев) (табл. 1). Приведенные в табл. 1 показатели контроля рекультивации нарушенных и загрязненных земель позволяют получить объективную оценку текущего экологического состояния этих территорий, связанную с их полным восстановлением.

На основе ранее выполненных экспертных оценок [7–9] рассчитаны весовые коэффициенты для отдельных групп критериев:

• группа химических критериев – 1;

• группа геоботанических критериев – 1,5;

• группа экологических критериев – 1;

• группа биологических критериев – 2.

Кроме того, «замыкающие» каждую группу показатели, такие как период полного восстановления биоценоза на рекультивируемом участке, имеют весовой коэффициент 2.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Краткое описание основных положений по контролю состояния рекультивированных и загрязненных земель согласно [3] представлено ниже.

Сроки и периодичность проведения работ. Мероприятия по контролю качества восстановления почвенно-растительного покрова проводятся ежегодно в течение пяти лет. В первый год проводится контроль объема выполненных работ согласно проекту рекультивации (в конце вегетационного сезона). Со второго года интегральная оценка качества восстановления почвенно-растительного покрова осуществляется согласно настоящей методике в начале и в конце вегетационного сезона. Допустимы отклонения от указанных сроков проведения работ в зависимости от климатических условий текущего года. В календарных числах для территории п-ова Ямал в начале (с 1 по 15 июля) и в конце (с 20 августа по 10 сентября) вегетационного сезона.

Измерение химических показателей. Работы по оценке качественных показателей почвы и растительного покрова включают: отбор образцов почвы на оцениваемых участках, анализ образцов по химическим показателям, комплекс геоботанических, экологических и биологических исследований.

Определение химических показателей в отобранных образцах почвы проводится в аккредитованных лабораториях с применением сертифицированных методик и средств измерений. Для отбора репрезентативной пробы необходимо соблюдать основные принципы, установленные [11]. Отбор проб почв осуществляется на рекультивированном участке и на прилегающем фоновом, естественного сложения.

Пробы отбирают с тем условием, чтобы в каждом случае проба являлась типичной для данной точки отбора. В точках, намеченных для отбора образцов, предварительно удаляют остатки растительности. Объединенную (смешанную) пробу составляют из точечных проб, масса которых должна быть примерно одинаковой и не превышать 200 г. При отборе почвы буром объединенная проба составляется из 20–40 уколов (единичных заборов, произведенных через равные отрезки по диагонали пробной площадки). При отборе почв лопатой точки отбора располагают по «конверту» (четыре точки в углах площадки и одна в центре). Вокруг каждой из пяти точек делают еще по четыре прикопки. Точечные пробы ссыпают на полиэтиленовую пленку, тщательно перемешивают и отбирают объединенную пробу.

Пробы, отобранные для проведения химического анализа, упаковывают в полотняные мешочки или бумажные пакеты. При необходимости хранения проб почвы более месяца применяют консервацию. Почву пересыпают в кристаллизатор, заливают 3%-ным раствором формалина, приготовленным на изотоническом 0,85%-ном растворе хлористого натрия, или 3%-ным раствором соляной кислоты, а затем помещают в холодильник.

В ходе проводимых работ заполняется паспорт обследуемого участка и составляется акт отбора проб с указанием номера участка, времени, места отбора и т. д. Для каждой пробы заполняется этикетка на почвенный образец, которая прикрепляется к соответствующей пробе. Отобранные образцы почвы и копии актов отбора проб передаются в сертифицированную лабораторию для дальнейшего анализа по требуемым показателям.

Геоботанические исследования. В среднем на участке площадью 100 м² проводят пять измерений. Для определения количества растений осуществляют подсчет при помощи сетки Раменского на площади 10 × 10 см в учетной площадке 1 м². Если оцениваемый участок сильно дифференцирован по элементам рельефа (овраги, уклоны, холмы и т. д.), количество повторных измерений должно быть достаточным для учета разнообразия рельефа. Геоботанические исследования по всем параметрам проводятся единовременно. Результаты измерений и наблюдений по каждому показателю заносятся в ведомость.

Экологические исследования. Измерение этих показателей осуществляется в полевых условиях в летний период с последующей статистической обработкой данных о текущей экологической обстановке: наличие очагов развития опасных природных процессов и явлений, участков подтопления, деградации многолетнемерзлых пород (ММП) и т. д.

Биологические исследования проводятся в полевых условиях в летний период с последующей статистической обработкой данных о численности и динамике мелких млекопитающих и почвенных микроорганизмов.

Для вылова мелких млекопитающих живыми применяют разного рода живоловки (сетчатые или ящичного типа) либо сооружают ловчие канавки или заборчики с вкопанными цилиндрами или конусами (последние менее трудоемки в установке). Канавки и заборчики обходят утром и собирают из цилиндров пойманных зверьков.

При использовании этого метода для определения численности мелких животных служит число особей, попавших в среднем за 10 дней проведения отлова.

Интегральная оценка качества почв максимально объективно отражает качество проведенных восстановительных работ. Методика оценки основана на комплексном подходе и учитывает взаимосвязь множества индивидуальных показателей, характеризующих состояние контролируемого участка. Итоговая оценка складывается из суммы баллов, присвоенных каждому контролируемому показателю.

Итоговая результирующая оценка контроля рекультивации нарушенных и загрязненных земель. По итогам статистической обработки фактического материала, собранного в результате проведения полевых исследований на п-ове Ямал, получена результирующая оценка текущего состояния рекультивируемых участков по отношению к местным природным условиям:

• группа «очень низкий результат рекультивации» имеет результирующую оценку <99;

• группа «низкий результат рекультивации» – от 100 до 149;

• группа «средний результат рекультивации» – от 150 до 199;

• группа «высокий результат рекультивации» – от 200 до 249;

• группа «очень высокий результат рекультивации» – более 250.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ

В качестве примера далее приводится методика контроля рекультивации нарушенных и загрязненных земель пилотного участка, расположенного на территории Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ).

Рекультивированная территория представляет собой бывший карьер минерального грунта, на котором были проведены техническая и биологическая рекультивация (рис. 1, 2). Биологическая рекультивация осуществлялась с применением специальной техники (с низким давлением на грунт) и высевом адаптированной к местным условиям травосмеси (мятлик луговой, кострец безостый, овсяница луговая, овсяница красная, тимофеевка луговая) с минеральным удобрением, обеспечивающим хорошую всхожесть в течение одного вегетационного периода.

Пилотный участок рекультивации № 1 был выбран на карьере минерального грунта № 4. Общая площадь участка рекультивации составила 4,45 га. Рекультивационные работы проводились в 2010 г., а за период с 2010 по 2015 г. данный пилотный участок практически полностью восстановил свой исходный биоценоз (табл. 2, рис. 3–4).

В табл. 3–6 приводятся полученные значения химических, геоботанических, экологических и биологических критериев пилотного участка рекультивации № 1, полученные на основе расчетных данных, а также экспертной оценки.

Из табл. 3 видно, что значения химических показателей контроля рекультивации нарушенных и загрязненных земель имеют очень высокую балльную оценку, что указывает на благоприятную экологическую обстановку на территории. Из табл. 4 следует, что значения геоботанических показателей контроля рекультивации нарушенных и загрязненных земель имеют очень высокую и высокую балльные оценки, что указывает на длительный период восстановления растительных сообществ на территории. Из табл. 5 видно, что значения экологических показателей контроля рекультивации нарушенных и загрязненных земель имеют очень высокую оценку, что отражает очаговый и локальный характер проявления опасных экзогенных процессов. Из табл. 6 следует, что значения биологических показателей контроля рекультивации нарушенных и загрязненных земель имеют среднюю и благоприятную балльные оценки, что характеризует длительный период восстановления численности и ареалов распространения биологических видов.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Суммарная балльная оценка составляет 254 балла, что соответствует «очень высокому результату» рекультивации. Таким образом, выполненный контроль рекультивации на пилотном участке показал следующее:

• достигнут очень высокий результат рекультивации;

• за 5 лет произошло полное восстановление местных растительных и животных сообществ;

• участок полностью соответствует местным природным условиям и является источником воспроизводства кормовой базы оленеводства;

• высокий результат рекультивации также связан с благоприятными природными условиями (ровная поверхность, не затронутый техногенной деятельностью сопредельный к участку исходный природный ландшафт);

• результаты показывают возможность применения данной методики на других территориях в условиях Крайнего Севера.

ВЫВОДЫ

Таким образом, на территории Бованенковского НГКМ были проведены исследования процессов восстановления нарушенных и загрязненных земель на опытно-экспериментальных участках, рекультивированных с применением усовершенствованных технологий рекультивации. Эффективность их практической реализации определялась по методике, основанной на расчете интегральной оценки по четырем группам показателей.

Результаты анализа динамики восстановления нарушенных территорий свидетельствуют о том, что разработанные технологии позволяют получить полноценный растительный покров в течение одного вегетационного периода и не требуют в дальнейшем дополнительного досева и могут быть адаптированы для других территорий в условиях Крайнего Севера. 

Таблица 1. Оценочные (весовые) коэффициенты для отдельных показателей (критериев) контроля рекультивированных территорий
Table 1. Estimate-based (weight) coefficients for individual indicators (criteria) for monitoring reclaimed areas

Таблица 2. Состояние биоценоза на пилотном участке 1 (карьер № 4): первоначальное нарушенное (в 2010 г.) и современное (в 2015 г.)
Table 2. Initial disturbed (in 2010) and current (in 2015) state of the biocenosis in pilot section 1 (quarry No. 4)

Таблица 3. Химические показатели контроля численности
Table 3. Chemical indicators of reclamation control of disturbed and contaminated lands

Примечание. Суммарная балльная оценка:
 где  – сумма значений первых 20 показателей; (2·n_i+1) – удвоенное значение 21-го показателя.
Note. Total numerical score is:
, where  is the sum of the values of the first 20 indicators; (2·n_i+1) is the redoubled value of 21st indicator.

Таблица 4. Геоботанические показатели контроля рекультивации нарушенных и загрязненных земель [7]
Table 4. Geobotanical indicators of reclamation control of disturbed and contaminated lands [7]

Примечание. Суммарная балльная оценка:
, где  – сумма значений первых 7 показателей; (2·n_i+1) – удвоенное значение 8-го показателя; 1,5 – весовой коэффициент.
Note. Total numerical score is:
, где  is the sum of the values of the first 7 indicators; (2·n_i+1) is the redoubled value of 8th indicator; 1.5 is the weight coefficient.

Таблица 5. Экологические показатели контроля рекультивации нарушенных и загрязненных земель
Table 5. Ecological indicators of reclamation control of disturbed and contaminated lands

Примечание. Суммарная балльная оценка:
, где  – сумма значений первых семи показателей; (2·n_i+1) – удвоенное значение 8-го показателя.
Note. Total numerical score is:
, where  is the sum of the values of the first 7 indicators; (2·n_i+1) is the redoubled value of 8th indicator.

Таблица 6. Биологические показатели контроля рекультивации нарушенных и загрязненных земель
Table 6. Biological indicators of reclamation control of disturbed and contaminated lands

Примечание. Суммарная балльная оценка:
, где  – сумма значений первых 6 показателей; (2·n_i+1) – удвоенное значение 7-го показателя; 2 – весовой коэффициент.
Note. Total numerical score is:
, where  is the sum of the values of the first 6 indicators; (2·n_i+1) is the redoubled value of 7th indicator; 2 is the weight coefficient.

Во II квартале 2018 г. на базе Производственно-сервисного центра ООО «Феникс Контакт РУС» запланирована локализация производства источников питания и диодных развязок. В III квартале 2018 г. запланирован ввод в эксплуатацию завода НПО «Феникс Контакт РУС» в особой экономической зоне промышленно-производственного типа «Ступино Квадрат», что позволит существенно расширить номенклатуру выпускаемых в Российской Федерации клемм, релейных модулей.

Электротехнические клеммы

Принимая решение о локализации производства электротехнических клемм в России, компания ООО «Феникс Контакт РУС» провела серьезное исследование российского рынка для определения наиболее востребованных типов клемм. Особое внимание было обращено на требования системообразующих заказчиков нефтегазовой отрасли, таких как «Газпром» и «Транснефть». По результатам проведенного анализа было принято решение оснастить производство клемм Phoenix Contact в России самыми современными автоматизированными машинами для создания наиболее востребованных в промышленном секторе экономики России винтовых и пружинных электротехнических клемм.

Перечень производимых типов клемм на первой производственной площадке ООО «Феникс Контакт РУС» приведен в таблице.

В соответствии с требованиями крупных заказчиков отрасли по добыче, транспортировке и хранению углеводородных ресурсов, подавляющее большинство клемм создано с учетом требований взрывобезопасного исполнения (Ex) и обладает соответствующим российским сертификатом (ТР ТС) с четким указанием адреса действующей производственной площадки в Москве. Выбранная для производства в России номенклатура электротехнических клемм может быть увеличена в соответствии с возможностями имеющегося производственного оборудования. Без сомнения, этому же будет способствовать и планируемое открытие, в III квартале 2018 г., строящегося сейчас более крупного производства НПО «Феникс Контакт РУС».

Установленное производственное оборудование позволяет уже сейчас расширить выпускаемую номенклатуру клемм, а именно:

• все стандартные цветовые вариации UT 2.5;

• UT 2.5-QUATTRO (3044542) плюс все его стандартные цветовые вариации;

• все стандартные цветовые вариации UTTB 2.5;

• UTTB 4 (3044814) плюс все его стандартные цветовые вариации;

• все стандартные цветовые вариации UT 4;

• все стандартные цветовые вариации ST 2.5;

• UT 6 (3044131) плюс все его стандартные цветовые вариации;

• UT 10 (3044160) плюс все его стандартные цветовые вариации.

Производство в России оснащено специализированным тестовым оборудованием на соответствие необходимым нормам взрывобезопасносного исполнения (Ex). Каждая клемма проходит необходимый комплекс испытаний. Данное оборудование стандартизовано для всех производственных площадок компании по всему миру. Это означает высокую производительность и гарантию стабильного высокого качества выпускаемых в России клемм.

УЗИП для сигнальных и интерфейсных цепей

Защита от импульсных перенапряжений сигнальных и интерфейсных цепей – задача, которая много лет ставится перед производителями систем автоматики и телемеханики в нефтегазовой отрасли. И с каждым годом это становится все более актуальным и для других отраслей промышленности, где имеет место большая протяженность сигнальных и интерфейсных цепей и где даже небольшая остановка технологического процесса может вызвать огромные убытки для предприятия. Компания «Феникс Контакт РУС» локализовала в России производство устройств защиты от импульсных перенапряжений (УЗИП) серии Termitrab.

Эти устройства, проверенные многолетним опытом применения в нефтегазовой и химической промышленности в России, имеют следующие преимущества.

1. Компактный дизайн – ширина 6,2 мм.

2. Техническое решение, проверенное многолетним опытом эксплуатации в нефтегазовой отрасли. Высокие значения разрядных токов: номинальный разрядный ток в каждой линии In (8/20) = 5 кА, максимальный разрядный ток в каждой линии Imax (8/20) = 10 кА.

3. Быстрое и удобное подключение к шине заземления. Подключение к шине РЕ обеспечивается через ножевой контакт с DIN-рейкой. Это убирает необходимость тянуть отдельный заземляющий проводник к шине PE от каждого УЗИП.

4. Возможность использования УЗИП в качестве выходных клеммных полей. Каждую клемму УЗИП можно промаркировать самостоятельно стандартной маркировкой Phoenix Contact. Это позволяет не устанавливать дополнительные ряды выходных клемм и обеспечивает значительную экономию монтажного пространства в шкафу.

5. Наличие дополнительной клеммы для подключения экрана кабеля. Благодаря этому также не нужно использовать дополнительные клеммы.

6. Сертификат российского производства. УЗИП, производимые в РФ, имеют полный комплект документации, выполненный в соответствии c требованиями Технического регламента Евроазиатского экономического союза: сертификат, паспорт, руководство по эксплуатации. УЗИП искробезопасного исполнения, производимые в РФ, сертифицированы по российским нормам для взрывобезопасного оборудования.

7. Короткие сроки изготовления и поставки.

Стоит отметить, что локализация производства данной серии в России позволяет быстро реагировать на потребности российского рынка и дополнять номенклатуру новыми устройствами.

Источники питания

Для выбора серии источников питания для производства в России, было проведено тщательное исследование российского рынка и технических требований, которые предъявляются заказчиками к подобным устройствам.
В результате источники питания серии КВНТ обладают всеми необходимыми функциями и характеристиками: универсальный широкодиапазонный вход, стабильная работа как при экстремально низких, так и при высоких температурах, возможность резервирования и диагностики состояния, а также малые габариты и низкое тепловыделение. КВНТ – это Компактные, Вибростойкие, НизкоТемпературные источники питания. В производственной программе планируются 1-фазные версии с выходным напряжением 24 В и выходным током 3; 5; 10 и 20 А, а также два диодных модуля 2 х 10 А и 2 х 20 А.

Один из первых параметров, на который пользователи обращают внимание при выборе источника питания, – это диапазон входных напряжений. КВНТ имеют диапазон от 85 до 264 В переменного тока и от 99 до 275 В постоянного тока, что позволяет подключаться к батареям резервного питания 220 В.

Диапазон температур эксплуатации составляет от -25 до 70 °С, но, говоря о широком диапазоне температур, всегда нужно обращать внимание и на максимальную температуру, при которой сохраняется номинальная мощность. Ведь, даже выбрав источник питания с запасом 20 %, можно столкнуться с тем, что при высоких температурах мощности не хватит. Для КВНТ эта температура составляет 60 °С, при дальнейшем повышении температуры номинальная мощность снижается на 2,5 % на каждый градус К. Также источники питания КВНТ испытывались на холодный запуск при -40 °С.

Сама конструкция является инновационной. Электронные компоненты находятся только с одной стороны печатной платы, а вторая сторона через теплопроводящую прокладку имеет контакт с боковой ребристой поверхностью корпуса. Это обеспечивает эффективный равномерный отвод тепла, и, как следствие, комфортную температуру внутри источника питания и длительный срок службы компонентов.

Нередко нагрузка находится на отдалении от источника питания, что приводит к падению напряжения при недостаточном сечении и большой длине проводников. Регулируя выходное напряжение в пределах от 24 до
28 В с помощью потенциометра на передней панели, можно легко это компенсировать. Выходная характеристика UI-типа при перегрузках и коротких замыканиях имеет ограничение по току. Дополнительно стоит отметить динамический резерв мощности Dynamic Boost – благодаря ему выходная мощность может достигать 150 % от номинальной в течение 5 с. Функция Dynamic Boost может быть полезна, например, при питании клапанов. Для включения клапана от источника питания только в первые секунды требуется дополнительная мощность, после чего клапан удерживается уже относительно небольшой мощностью.

Возможность параллельного соединения может использоваться как для резервирования, так и для сложения мощности. При параллельном включении с целью резервирования будет полезен и сигнальный контакт DC OK. Как известно, в отказоустойчивых системах единичный отказ не только не должен приводить к аварийной ситуации, но и должен быть диагностируемым. Если один из параллельно включенных источников перестал работать, то второй возьмет на себя всю нагрузку, но при этом оператор с помощью сигнала
DC OK узнает, в каком именно канале произошел отказ.

OOO «Феникс Контакт РУС»

119619, РФ, г. Москва, Новомещерский пр-д, д. 9, стр. 1

Тел.: +7 (495) 933-85-48

Факс: +7 (495) 931-97-22

info@phoenixcontact.ru

www.phoenixcontact.ru

В кратчайшие сроки были построены и введены в эксплуатацию сотни газовых скважин, десятки установок комплексной подготовки газа, газоперерабатывающий и гелиевый заводы, три дожимные компрессорные станции и другие, в том числе социальные, объекты. За всем этим – энергия, воля и романтика первопроходцев, творческая работа днем и ночью. Строительство и одновременное производство продукции велись ударными темпами. Это было дело всего Оренбуржья, всей страны. От организаторских способностей, целеустремленности, воли и энтузиазма людей, создавших Оренбургский газовый комплекс, зависел успех дальнейшего развития газовой отрасли России. Имена передовиков стали золотым фондом газовой отрасли: лауреаты Государственной премии СССР – Черепахин С.Д., Шпильман И.А.,
Михайленко А.А., Гличев Ю.А., Медведев А.В., Иванов С.Д.; министр газовой промышленности, видный политический деятель Черномырдин В.С., председатель Правления ПАО «Газпром» Вяхирев Р.И. Герои социалистического труда – Вышеславцев Ю.Ф., Зибарев А.Г., Рыбаков Н.Е., Лисов И.Г., Мальцев В.Ф. Они заложили основы дисциплины и порядка, высокой ответственности, которые характеризуют все поколения оренбургских газовиков.

Освоение Оренбургского газохимического комплекса невозможно без высококвалифицированных кадров. Правильно подобранный персонал – путь к успеху. Почти 70 % работников Общества имеют высшее и среднее профессиональное образование. В целях поддержания профессионального уровня работников в ООО «Газпром добыча Оренбург» сформирована система подготовки кадров, которая включает три основных направления: непрерывное профессиональное обучение рабочих, повышение квалификации руководителей и специалистов, подготовка специалистов в высших учебных заведениях. Повышение квалификации проводится как в отраслевых учебных центрах, так и в других учебных заведениях. Приоритетное направление в обучении рабочих отдается Учебно-производственному центру ООО «Газпром добыча Оренбург», созданному в 1969 г. в целях подготовки рабочих кадров для Оренбургского газохимического комплекса. Сегодня Учебно-производственный центр осуществляет подготовку по 40 основным рабочим профессиям, готовит квалифицированных работников соответствующего уровня и профиля, конкурентоспособных на рынке труда, компетентных, ответственных, свободно владеющих своей профессией и ориентированных в смежных областях деятельности, способных к эффективной работе по специальности на уровне отраслевых стандартов. Ежегодно проходят обучение до 10 тыс. человек. Успешная деятельность Учебно-производственного центра неоднократно была отмечена руководством ПАО «Газпром». Коллектив четырежды становился победителем конкурса на лучшую систему внутрипроизводственного обучения рабочих среди обществ и организаций ПАО «Газпром», трижды становился победителем Конкурса презентаций лучших учебно-методических разработок среди образовательных подразделений дочерних обществ ПАО «Газпром», трижды занимал первые места в Конкурсе на лучшее образовательное подразделение ПАО «Газпром» по использованию компьютерных обучающих систем.

На протяжении всей истории развития Оренбургского газохимического комплекса на предприятии работает девиз: «Человек славен трудом».

Смотры-конкурсы «Соревнования» являются эффективным методом достижения высокой результативности в трудовой деятельности.

С 2002 г. конкурсы профессионального мастерства достигли высокого уровня и вновь прочно вошли в жизнь трудового коллектива газовиков Оренбуржья, получив название «Лучший по профессии». 

За период с 2002 по 2017 г. в Обществе организованы и проведены 863 конкурса, в которых приняли участие свыше 10 тыс. человек.

Победа в конкурсе профессионального мастерства – это не только ступень роста по профессии, но и движение по карьерной лестнице (повышение разряда, назначение на должность специалистов и руководителей). Победители конкурсов являются перспективным кадровым резервом и составляют основу «золотого фонда» предприятия.

Достижения победителей конкурсов профессионального мастерства Смельцова Е.В., Саламаткина С.А., Осипова М.А., Гуркова Н.Н. и других газовиков доказывают, что трудовой коллектив готов к выполнению сложнейших корпоративных задач. Можно с уверенностью сказать: «Кадры – путь к успеху».

Оренбургские газовики во многих специальностях задают тон в регионе. На протяжении нескольких лет им нет равных в областных конкурсах электриков, водителей автомобилей, а среди сварщиков – и во всей России. Эти победы повышают имидж ООО «Газпром добыча Оренбург» как конкурентоспособного предприятия, решающего важнейшие глобальные производственные и социально-экономические задачи.

Предмет особой гордости – рабочие трудовые династии. Великие труженики, передающие от поколения к поколению мастерство, традиции, преданность однажды выбранной профессии. Рабочая династия – это надежное плечо родного человека, верный совет и поддержка. Людям, семьями работающими на одном предприятии, связавшими с ним крепкими узами свою судьбу, гораздо ближе к сердцу и успехи предприятия, и его проблемы. Среди них: Гличевы, Веккер, Горшковы, Михайленко, Молоковы, Павловы, Дёгтевы, Немцевы, Гордеевы, Климовы и др. Рабочий стаж каждой семьи – более ста лет. Это поистине бесценное богатство, элита коллектива. Рабочие трудовые династии – наше достояние и гордость.

Без прошлого нет будущего. Мы помним всех, кто стоял у истоков создания Оренбургского газохимического комплекса. На предприятии ведется системная работа по увековечению памяти выдающихся людей. Заслугой первого директора Оренбургского газоперерабатывающего завода Виктора Степановича Черномырдина помимо производственных достижений является подбор кадров. Под руководством Виктора Степановича создан работоспособный целеустремленный коллектив единомышленников, костяк которого сохранился до сегодняшнего дня. В ООО «Газпром добыча Оренбург», равно как и в газовой отрасли России, нет случайных людей. К нам приходят навсегда. 

Почти 50 % работников имеют стаж работы более 10 лет, 589 работников трудятся в Обществе более 30 лет, 12 работников – более 40 лет.

Необходимо отметить, что в основе успехов коллектива – решение как производственных, так и социальных задач, а также умелые действия, направленные на улучшение условий работы и достойной оплаты труда газовиков.

ООО «Газпром добыча Оренбург» сегодня – это стабильность, социальная защищенность. Основа тому – высокотехнологичное производство и действующие на предприятии социальные программы. Они обеспечивают достойную жизнь работникам Общества, их семьям, ветеранам и жителям Оренбуржья.

Успехи ООО «Газпром добыча Оренбург» в решении социальных и экологических программ получали высокую оценку общественности. Коллектив неоднократно становился победителем Всероссийского конкурса Правительства Российской Федерации «Предприятие высокой социальной эффективности»: 2008 г. – Гран-при VII Всероссийского конкурса, с вручением высшей награды – диплома и статуэтки «Гений славы»; 2009 г. – в номинации «За организацию социальной работы»; 2011 г. – в номинациях «За сокращение производственного травматизма и профессиональной заболеваемости в организациях производственной сферы», «За формирование здорового образа жизни», «За развитие социального партнерства в организациях производственной сферы»; 2014 г. – в номинации «За сокращение производственного травматизма и профессиональной заболеваемости в организациях производственной сферы»; 2016 г. – 2-е место в номинации «За формирование здорового образа жизни в организациях производственной сферы».

Продолжая традиции предприятия, мы помним, чьими руками, силами, умом они достигнуты. Творческое, ответственное отношение к своему делу, любви к своему предприятию, своему коллективу продолжается...

Уважаемый Владимир Александрович!

От имени коллектива ООО «Газпром добыча Надым» и от себя лично поздравляю Вас и всех сотрудников Общества с юбилеем предприятия!

50 лет назад было положено начало славной истории ООО «Газпром добыча Оренбург». Период становления и развития вашего Общества - неотъемлемая часть истории ПАО «Газпром».

Освоение Оренбургского газоконденсатного месторождения явилось серьезным вкладом в дело улучшения топливно-энергетической отрасли страны. Сегодня Общество представляет собой крупнейший газохимический комплекс Российской Федерации, и наглядным свидетельством этому служит обширный круг деятельности, выполняемой предприятием.

Взвешенный, рациональный подход в руководстве, высококвалифицированные кадры, внедрение современных технологий – все это указывает на огромный потенциал и перспективность развития ООО «Газпром добыча Оренбург». Вместе с вами мы радуемся производственным результатам и достижениям, которые стали возможными благодаря сплочению коллектива в команду единомышленников. Уверен, что успехи, достигнутые вами к настоящему времени, непременно будут дополнены новыми свершениями.

Желаю вам, дорогие коллеги, процветания, стабильности и прогресса. Пусть в вашей большой семье всегда будут взаимопонимание и поддержка! Здоровья, счастья, благополучия!

Генеральный директор ООО «Газпром добыча Надым» С.Н. Меньшиков

Дорогие друзья!

От имени коллектива Уфимского государственного нефтяного технического университета сердечно поздравляю весь коллектив ООО «Газпром добыча Оренбург» с 50-летием!

Свой юбилей предприятие встречает, имея достойную историю, большой опыт в развитии отраслевой науки, располагая современной производственной базой и – самое важное – оставаясь мощной интеллектуальной структурой, объединяющей высококвалифицированные научные и инженерные кадры.

Вы всегда идете в ногу со временем, осваивая новые технологии, внедряя достижения научно-технического прогресса и обучая персонал работать со всеми программными продуктами и технологиями, которые появляются на инженерно-техническом рынке. Все это дает основания для уверенности в благоприятных перспективах вашего предприятия на долгие годы вперед.

Пользуясь случаем, выражаю признательность за плодотворное сотрудничество с УГНТУ и поддержку выпускников нашего вуза.

В духе лучших традиций прославленной школы инженеров-нефтяников вы делитесь практическим опытом с молодежью и создаете прекрасные условия для самореализации и профессионального роста каждого молодого специалиста, начинающего свою трудовую жизнь в вашем коллективе. Мы высоко оцениваем прошлые годы сотрудничества и надеемся на дальнейшее плодотворное развитие наших традиционно крепких связей.

Желаю вашему коллективу высокой эффективности в решении любых задач, стабильности и благополучия каждому сотруднику, чьими усилиями и ответственностью кристаллизуется философия успеха и обеспечивается динамичное развитие ООО «Газпром добыча Оренбург».

Долгой и успешной жизни вашему предприятию, счастья и здоровья – каждому из вас!

Ректор УГНТУ Р.Н. Бахтизин

Строительство заводов дало возможность подавать потребителям газ с низким содержанием сернистых примесей. В 1978 г. был пущен в строй уникальный комплекс по производству гелия. Установки очистки газа от меркаптанов, входящие в состав гелиевого завода, дали возможность реализовывать газ в дальнее зарубежье.

Извлечение гелия являлось стратегически важным мероприятием. Создание гелиевого завода уникально тем, что в мире не было опыта получения в промышленных масштабах гелия из месторождений газа с малым его содержанием – всего 0,055 %.

В проектировании и строительстве объектов газоперерабатывающего завода (ГПЗ) и гелиевого завода (ГЗ) принимали участие более 130 научно-исследовательских, проектно-конструкторских и строительно-монтажных организаций.

В начале 1980-х гг. коллектив объединения «Оренбурггазпром» начал освоение Карачаганакского газоконденсатного месторождения в Казахстане. Опыт специалистов предприятия в эксплуатации сероводородсодержащих месторождений помог освоить и Астраханское месторождение газа. Строительство, подготовка к пуску и начало эксплуатации Оренбургского газоперерабатывающего завода (ОГПЗ) были сопряжены со значительными трудностями, связанными с отсутствием на то время опыта переработки сероводородсодержащего природного газа.

Период нарастающей добычи на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) продлился с 1974 по 1979 г. Максимальный уровень добычи и переработки в 1981 г. составил 48,7 млрд м³.

С 1985 г. разработка Оренбургского газоконденсатного месторождения вступила в стадию падающей добычи, которая характеризуется:

– прогрессирующим обводнением скважин;

– падением пластового давления до величины, недостаточной для выноса жидкости из ствола скважин;

– исчерпанием избыточного давления, необходимого для подготовки газа на установках комплексной подготовки газа методом низкотемпературной сепарации (НТС);

– увеличением влагосодержания газа как в пластовых условиях, так и на поверхности (до 100 %).

Перечисленные изменения повлияли на режим работы промысла и, как следствие, ГПЗ и ГЗ.

На ОГПЗ возникли следующие основные проблемы:

– снижение давления на входе на ОГПЗ до 56 кгс/см² (против проектного – 60 кгс/см²), на входе на ГЗ – до 48 кгс/см² (против проектного – 54 кгс/см²), тем самым отрицательно влияя на ведение технологического режима переработки и на качество товарной продукции;

– вспенивание аминового раствора в абсорберах;

– поступление сильно минерализованной воды с сырьем;

– увеличение доли нефти в нестабильном конденсате, что вызывало ухудшение работы электрообессоливающих установок и установок стабилизации конденсата на ГПЗ.

В связи со сложившейся конъюнктурой рынка за счет углубления переработки углеводородного сырья и повышения степени извлечения из него ценных компонентов на Оренбургском гелиевом заводе (ОГЗ) наряду с гелием повышенное внимание стало уделяться выпуску этана и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ).

Возросшая доля переработки газа Карачаганкского НГКМ, содержащего повышенное количество тяжелых углеводородов, продиктовала необходимость изменения схем на установках подготовки сырья и товарной продукции.

Тесное взаимодействие с научными и проектными организациями способствовало решению сложнейших задач с максимальной эффективностью и в сжатые сроки.

В течение ряда лет были изучены, обоснованы и внедрены в производство следующие проекты:

– уменьшение числа факельных установок газоперерабатывающего завода;

– внедрение схемы переработки газов деэтанизации ГПЗ;

– использование метановой фракции в качестве газа регенерации цеолитов гелиевого завода;

– модернизация процесса производства сжиженных газов и пентан-гексановой фракции на гелиевом заводе;

– введение в эксплуатацию установок доочистки хвостовых газов процессов Клауса установки Сульфрен на I и II очереди газоперерабатывающего завода;

– внедрение технологии утилизации низконапорных газов ГПЗ (газ стабилизации конденсата, газы расширения аминов, газы выветривания) по закрытой схеме без сжигания на факелах;

– работа по совершенствованию схем подачи и переработки внутренних газов (очистка газов регенерации цеолитов ГПЗ и ГЗ);

– разработана и внедрена технология переработки газа деэтанизации (позволило получить дополнительные объемы этана и ШФЛУ);

– замена контактных устройств в колоннах на насадку «Петон» (увеличение приема газа Карачаганакского месторождения, отличающегося по своему составу от газа Оренбургского НГКМ);

– оптимизация технологии на ОГЗ, что позволило при пяти работающих технологических линиях остаться по объемам производства на уровне шести;

– замена отгонной секции метановой колонны секцией, изготовленной из стали 12Х18Н10Т, которая не претерпевает каких-либо превращений при охлаждении до –196 °С. Использование стали 12Х18Н10Т позволило вести технологический процесс на установке при более низких температурах, что привело к увеличению выработки этановой фракции и ШФЛУ: коэффициент извлечения этана увеличился на 2–8 %, ШФЛУ – на 9–18 %;

– установка дополнительных водяных холодильников производства компании «Альфа Лаваль»;

– производство и реализация сжиженных газов, соответствующих требованиям международного стандарта EN 589.

В настоящее время объемы перерабатываемого природного газа Оренбургского НГКМ снижаются, а объемы поступающего на переработку газа давальческого сырья растут.

Прогнозируемое увеличение поставок на ОГПЗ составит:

– попутного нефтяного газа ООО «Газпромнефть-Оренбург», характеризующегося повышенным содержанием кислых компонентов и углеводородов С5+, при этом доля попутного газа ООО «Газпромнефть-Оренбург» в смеси с газом Оренбургского НГКМ, – до 37 % об.;

– газа Карачаганакского НГКМ – в объеме 9 млрд м³/год.

В целях реализации возможности долгосрочного приема газа Карачаганакского НГКМ, а также повышения объемов переработки газа Карачаганакского НГКМ в 2015 г. на ОГПЗ завершены работы по проекту «Техперевооружение объектов III очереди ОГПЗ для приема газа Карачаганакского НГКМ». В рамках реализации проекта на установках сероочистки III очереди были выполнены следующие основные мероприятия:

– замена ребойлеров регенераторов раствора амина в целях восстановления проектных показателей мощности;

– замена кожухотрубчатых теплообменников более совершенными пластинчатыми типа «компаблок»;

– замена абсорбента «Новамин» (ДЭА + МДЭА + ЭМС) селективным абсорбентом (МДЭА + ЭМС), который позволяет избирательно поглощать сероводород из природного газа, оставляя часть диоксида углерода в товарном газе.

Увеличение доли газа Карачаганакского НГКМ в объеме перерабатываемого сырья приводит к низкой концентрации сероводорода в кислом газе, поступающем на установки получения серы по методу Клауса, что вызывает дестабилизацию горения в печи процесса Клауса и увеличивает долю побочных реакций.

Возможными решениями проблемы являются:

– строительство отдельного коллектора в целях равномерного распределения по установкам завода кислого газа с низкой концентрацией сероводорода;

– модернизация установок Клауса для работы на низкоконцентрированном кислом газе;

– внедрение технологии двухступенчатой аминовой очистки газа.

Вместе с тем опыт эксплуатации ОГПЗ показывает, что основной причиной нарушений норм технологического режима на установках очистки газа является значительное загрязнение теплообменного и холодильного оборудования, и как следствие – повышение температурного режима работы установок.

Эксплуатация установок сероочистки III очереди ОГПЗ в режиме максимальной переработки газа Карачаганакского НГКМ в настоящее время лимитируется следующими факторами:

– использование селективного абсорбента – метилдиэтаноламина (МДЭА) на установках сероочистки III очереди влечет за собой повышение концентрации диоксида углерода в товарном газе более 2,5 % масс., что не соответствует требованиям СТО Газпром 089–2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия»;

– увеличение концентрации СО2 более 2 % об. на линии обессеренного газа вызывает усиление углекислотной коррозии оборудования и нарушения в работе блока регенерации моноэтиленгликоля.

Введение в действие Технического регламента Евразийского экономического союза (ТР ЕАЭС) «О безопасности газа горючего природного, подготовленного к транспортированию и (или) использованию», ужесточающего требования к подготовке газа, и проведенный анализ текущего состояния оборудования установок III очереди показали, что достижение качества очистки газа в соответствии с перспективными требованиями ТР ЕАЭС (содержание сероводорода – не более 7 мг/м³) при текущем состоянии оборудования установок III очереди не представляется возможным.

Решение указанной проблемы возможно при выполнении мероприятий:

– снижение температуры абсорбции до 45–48 °С (уменьшение загрязнения оборудования, улучшение сепарации), применение водяных доохладителей на верхнем потоке амина;

– улучшение качества регенерации амина (промоторы, снижение давления);

– уменьшение степени насыщения амина (увеличение циркуляции, расхода пара, повышение концентрации абсорбента, снижение нагрузки по газу).

Анализ возможности реализации по каждой позиции показывает следующее: из всех рассмотренных способов решения проблемы наиболее значимым фактором следует признать снижение температуры абсорбции, которое достигается качественной очисткой абсорбента от примесей и водяным охлаждением. При этом следует отметить неэффективность применяемых биоцидов, что приводит к ускоренному загрязнению холодильников.

Как показал анализ опыта эксплуатации установок, ни один из способов очистки технологических потоков от мехпримесей нельзя считать достаточно эффективным. Поэтому основные технологические решения по обеспечению проектного температурного режима установок должны включать комплекс мероприятий:

– реконструкцию системы подготовки сырого газа в целях уменьшения скорости загрязнения теплообменного и холодильного оборудования;

– приведение режима фильтрации к проектным показателям эффективности 99 %;

– установку водяного охлаждения верхнего потока амина.

Отдельным вопросом обеспечения качества газа III очереди ОГПЗ следует отметить невозможность достижения требований стандарта по меркаптанам (до 16 мг/м³) в газе регенерации цеолитов (ГРЦ). Причиной этого являются повышенное содержание меркаптанов (до 10–12 г/м³) в газе и пониженное давление ГРЦ. Возможным способом решения данного вопроса может являться использование ГРЦ на собственные нужды в качестве топливного газа ГПЗ и Каргалинская ТЭЦ.

Рекомендуемые мероприятия по обеспечению приема и подготовки к транспорту на установках 1,2,3У-370 III очереди ОГПЗ в соответствии с требованиями ТР ЕАЭС к качеству очистки:

• замена абсорбента на установке на селективный (МДЭА);

• замена изношенных аппаратов воздушного охлаждения;

• повышение качества сепарации сырьевого газа;

• повышение качества фильтрации амина;

• переобвязка контура насыщенного амина;

• установка водяного охлаждения на верхнем потоке регенерированного амина (подбор биоцидов);

• прокладка дополнительного коллектора кислого газа.

Сегодня ООО «Газпром добыча Оренбург» отмечает 50-летие. Современный Оренбургский газоперерабатывающий комплекс – эффективное предприятие с богатыми традициями и большим потенциалом развития, базирующимся на высокотехнологичных мощностях и опытных кадрах. Предприятию пришлось пройти через множество преобразований и реконструкций, чтобы стать комплексом высокого уровня. Внедрение вышеуказанных мероприятий позволит газоперерабатывающему и гелиевому заводам еще долгие годы оставаться одними из ведущих предприятий ПАО «Газпром». 

Уважаемые коллеги, партнеры, друзья!

В день 50-летия ООО «Газпром добыча Оренбург» примите от трудового коллектива ПАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» и от меня лично самые сердечные и искренние поздравления с юбилеем!

Сотрудничество между нашими предприятиями имеет давние и прочные традиции и насчитывает уже не одно десятилетие.

Мы всегда были надежными партнерами и добрыми друзьями. Ваша преданность делу, профессионализм и ответственность, знания и замечательные трудовые традиции позволяют вам успешно выполнять масштабные производственные задачи и с уверенностью смотреть в будущее.

В день вашего праздника мы от души желаем каждому члену трудового коллектива крепкого здоровья, большого личного счастья, семейного благополучия, а предприятию - стабильности, экономического процветания, долгосрочных перспектив и плодотворной работы.

Директор ПАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» В.Д. Бондарцов

В период проектного срока службы реализовывалась стратегия эксплуатации оборудования «по наработке», при которой соблюдались единые для однотипного оборудования нормативы объемов и периодичностей технического обслуживания и ремонта. С середины 80-х гг. ХХ в. Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) вошло в стадию падающей добычи, началось исчерпание проектного срока службы оборудования. Опыт работы показал, что такое оборудование продолжает обладать работоспособностью, что позволяет его эксплуатировать, обеспечивая оптимизацию средств на замену и рентабельность производства.

По истечении проектного срока службы применяется стратегия эксплуатации оборудования «по состоянию», при которой объемы и периодичность технического обслуживания и ремонта, срок и условия продления эксплуатации определяются для конкретного оборудования по результатам его диагностирования и с учетом фактического технического состояния. Тем самым обеспечивается возможность продолжения эксплуатации оборудования вплоть до предельного состояния, сегодня его замена на новое составляет менее 1 %.

К настоящему времени для 90 % оборудования текущая наработка превышает проектный срок службы в 2–3 и более раз, срок его эксплуатации по результатам диагностирования продлялся от 2 до 7 раз. Для 85 % эксплуатационных скважин срок эксплуатации составляет 20–40 и более лет.

Опыт эксплуатации «по состоянию» показывает, что имевшие место внезапные отказы оборудования имеют случайный характер и не могли быть выявлены существующими методами диагностирования из-за ограничений дефектоскопии сложных конструкций, выявляемости дефектов и объемов контроля на труднодоступных участках. Затраты на реализацию такой стратегии не соотносятся с фактической опасностью оборудования и его эффективностью в обеспечении рентабельности производства.

К настоящему времени в законодательных и нормативных требованиях промышленной безопасности, технического регулирования заданы риск-ориентированные подходы к обеспечению безопасности, реализации контрольно-надзорных и разрешительных функций в области функционирования опасных производственных объектов (ОПО). Накоплены результаты фундаментальных и прикладных исследований. Создана нормативная база по анализу и определению допустимого риска для ОПО нефтегазового комплекса. Реализации этих принципов способствует корпоративная система управления рисками Группы «Газпром».

Для дальнейшего обеспечения надежности и эффективности эксплуатации оборудования ОПО Оренбургского НГКМ при продолжающейся падающей добыче может рассматриваться метод эксплуатации «по риску отказа». Принцип его реализации показан на рис. 1, где R и [R] – фактический и допустимый риски отказа оборудования.

В зависимости от фактической поврежденности и потенциальной опасности к определенному текущему моменту времени эксплуатации риск отказа оборудования может быть либо допустимым, либо недопустимым (рис. 1). Допустимый риск определяется из условия соблюдения законодательных и нормативных требований безопасности и может корректироваться исходя из условия обеспечения рентабельности производства. Для гарантирования требуемого уровня безопасности объемы и периодичность диагностирования, обслуживания и ремонта на период продолжения эксплуатации оборудования либо необходимость его замены определяются исходя из условия обеспечения допустимого риска, для обеспечения эффективности – из условия, чтобы затраты на обеспечение надежности оборудования не превышали фактический риск его отказа. Потенциальный эффект от этого заключается в перераспределении эксплуатационных затрат с оборудования, имеющего допустимый риск отказа, на оборудование с недопустимым риском. Тем самым могут достигаться обеспечение требуемого уровня безопасности (допустимого риска), оптимизация и экономия эксплуатационных затрат по фактической опасности (риску отказа) оборудования. На рис. 2 показано место стратегии эксплуатации оборудования «по риску отказа» в обеспечении и продлении рентабельности Оренбургского НГКМ на стадии падающей добычи.

Организация эксплуатации оборудования ОПО Оренбургского НГКМ при сверхпроектном сроке службы ведется уже более 30 лет. За 50-летнюю историю разработки и эксплуатации Оренбургского НГКМ его объекты служили и продолжают служить площадкой для отработки передовых инновационных технологий эксплуатации оборудования, которые ложились в основу принятия технических решений при последующем обустройстве и эксплуатации не только объектов сероводородсодержащих месторождений, но и других производственных комплексов ПАО «Газпром».

В структуре разведанных запасов газа Группы «Газпром» около 50 % приходится на месторождения с развитой инфраструктурой в ареале действующей ЕСГ, из них с падающей добычей – более
15 %.

Апробация и отработка применения стратегии эксплуатации оборудования «по риску отказа» на базе ОПО Оренбургского НГКМ может послужить накоплению опыта и созданию нормативной базы ее реализации для других месторождений с падающей добычей и тем самым повысить резерв в обеспечении безопасности и эффективности продолжения разработки конкретных месторождений и функционирования производственного комплекса ПАО «Газпром» в целом.

Уважаемые коллеги!

Наши предприятия неразрывно связаны. Общество «Газпром добыча Астрахань», основанное в 1981 г., своим «рождением» во многом обязано оренбургским коллегам: первые шаги в освоении Астраханского месторождения мы совершали в составе ВПО «Оренбурггазпром». Именно оренбуржцам, имеющим опыт переработки углеводородного сырья с высоким содержанием сероводорода, министр газовой промышленности Сабит Атаевич Оруджев поручил приступить к освоению Астраханского газоконденсатного месторождения.

В результате в 1978 г. было принято решение о создании Астраханского отделения Дирекции по обустройству Оренбургского газоконденсатного месторождения в г. Астрахани, которое в 1980 г. преобразовано в Дирекцию по обустройству АГКМ. И это было только начало совместного пути. «Оренбурггазпром» стал для формирующегося тогда ПО «Астраханьгазпром» настоящим учителем и наставником. Первым, кто возглавил предприятие по добыче и переработке газа в Астраханской области, был Михаил Николаевич Радченко – заместитель начальника ВПО «Оренбурггазпром». В 1985 г. эстафету руководства у него принял главный инженер ВПО «Оренбурггазпром» Виктор Дмитриевич Щугорев, который бессменно возглавлял астраханское предприятие до 2002 г. Неоценим вклад оренбургских коллег в обеспечение и обучение кадров. Многие из тех, кто сейчас трудятся в ООО «Газпром добыча Астрахань», прошли оренбургскую школу профессионализма, получили необходимые навыки работы на таком сложном месторождении, как Астраханское.

Уважаемые коллеги!

От себя лично и от всего коллектива ООО «Газпром добыча Астрахань» поздравляю вас с 50-летием ООО «Газпром добыча Оренбург». Полувековой путь, что прошло ваше предприятие, – это время поиска и свершений, побед и достижений, трудового энтузиазма и профессионального роста. Желаю дальнейшего процветания, стабильности, производственных успехов и благополучия и счастья в семьях!

Генеральный директор ООО «Газпром добыча Астрахань» А.В. Мельниченко

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), открытое в 1966 г., с первоначальными запасами по газу около 2 трлн м³, нефти более 700 млн т и конденсату более 140 млн т, представляет собой сложнопостроенный объект с диапазоном нефтегазоносности от отложений среднего карбона до кунгурского яруса нижней перми включительно. Коллекторами служат известняки, доломитизированные известняки и доломиты. Покрышкой является мощная толща кунгура.

Основная газоконденсатная залежь, где сконцентрировано около 93 % начальных запасов свободного газа, и Филипповская газоконденсатная залежь Оренбургского месторождения подстилаются нефтяными оторочками.

Нефтяные оторочки основной залежи имеют спорадическое распространение, образуя самостоятельные газонефтяные залежи: на западе – cреднекаменноугольную, на востоке – ассельскую и артинско-сакмарскую (рис. 1).

Оренбургское НГКМ введено в промышленную разработку в 1974 г. Через 5 лет месторождение вышло на проектный уровень добычи газа (45–48 млрд м³ газа в год) и с 1985 г. вступило в стадию падающей добычи.

По состоянию на 01.01.2018 г. из месторождения отобрано почти 1,3 трлн м³ газа, более 50 млн т стабильного конденсата и 5 млн т нефти. При значительной выработанности запасов газа (более 69 %) текущие запасы углеводородов довольно существенны и составляют по газу 630 млрд м³, по конденсату – 90 млн т и по нефти – 220 млн т (в пределах лицензионного участка ООО «Газпром добыча Оренбург»).

Несмотря на существенные остаточные запасы, структура их качества ежегодно ухудшается в связи с обводнением, снижением пластового давления, перераспределением в коллекторы с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами и др.

Роль собственной сырьевой базы, ее наращивание и перспективные уровни добычи углеводородного сырья обретают первостепенное значение для обеспечения эффективной загрузки перерабатывающих предприятий ООО «Газпром переработка» – Оренбургского газоперерабатывающего и гелиевого заводов, что особенно актуально при переработке сырья непроектного состава от предприятий-давальцев, разрабатывающих Карачаганакское, Копанское, Бердянское и другие месторождения с суммарным содержанием H2S и СО2 более 10 % (ТОО «КазРосГаз», ООО «Газпромнефть-Оренбург» и др.).

Неизбежным фактором разработки любого месторождения является его истощение с закономерным снижением объемов добычи. Оренбургское НГКМ не исключение. С момента максимальной добычи в 80-х гг. ХХ в. прошло более 30 лет, и сегодняшняя добыча не превышает 13 млрд м³, снизившись только за последние 5 лет на 4 млрд м³.

Проводимая в Обществе работа по реализации утвержденных проектных решений увеличения добычных мощностей (строительство новых скважин, реконструкция мощностей по компримированию газа, интенсификация добычи) направлена на поддержание закономерно уменьшающихся уровней добычи газа. Говорить о том, что через несколько лет мы сможем увеличить добычу традиционного газа по Оренбургскому НГКМ, не приходится.

Реализация утвержденных проектных решений по вводу новых скважин и мощностей по компримированию газа (как и в период 2004–2010 гг., когда добыча на Оренбургском НГКМ удерживалась на уровне 18 млрд м³ газа в год) позволит Обществу удержать планку добычи на уровне в 10 млрд м³ до 2022 г., а при реализации дополнительных определенных технико-технологических решений эту дату можно отодвинуть до 2025–2027 гг. (рис. 2).

Что касается существующих нефтяных объектов Оренбургского месторождения, то практически первоначальный ресурсный потенциал по нефти при выполнении проектных решений с соответствующим финансированием может позволить довести годовую добычу по нефти до 1,5 млн т и более.

Поддержание и увеличение уровней добычи углеводородного сырья – первостепенная задача, стоящая перед ООО «Газпром добыча Оренбург», для обеспечения стабильной работы Оренбургского газового комплекса.

Во-первых, решение этой задачи видится в открытии и освоении месторождений на новых лицензионных участках в соответствии с этапностью выполнения геологоразведочных работ (ГРР). Это планируется в 2021–2022 гг. В конце 2016 г. Общество получило лицензию на право пользования новым участком недр – Ирекским, с суммарными ресурсами традиционных углеводородов около 600 млрд м³ газа и более
40 млн т конденсата (рис. 3).

Кроме того, в пределах участка прогнозируется открытие залежей флишоидного газа (аналог сланцевого газа), ресурсы которых, по оценкам ООО «ВолгоУралНИПИгаз», составляют 17 трлн м³. В целом ресурсы флишоидного газа оренбургского сегмента Предуральского прогиба оцениваются в 43,8 трлн м³. Эти цифры говорят о значительных возможностях по наращиванию сырьевой базы ООО «Газпром добыча Оренбург» в перспективе.

Общество также владеет лицензией на право пользования недрами Акобинского газоконденсатного месторождения, открытого в результате геологоразведочных работ в 2006 г. Запасы участка недр «Акобинский» составляют: газ – 14 млрд м³, конденсат – 1 млн т.

После проведения пробной эксплуатации Акобинского месторождения и уточнения эксплуатационных характеристик будет определена окончательная схема его промышленного освоения.

Во-вторых, необходимы наращивание сырьевой базы и интенсификация добычи по Оренбургскому месторождению за счет разработки и внедрения новых прорывных технологий добычи углеводородного сырья (УВС), в том числе нетрадиционного. В этих условиях Обществу необходимо сконцентрировать максимум усилий на развитии научно-технического потенциала предприятия, активизировать работу по повышению технологической вооруженности Общества для обеспечения стабильной и рентабельной добычи традиционного углеводородного сырья Оренбургского НГКМ и для вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов УВС, потенциал которых огромен.

Первые шаги в этом направлении в нашем Обществе уже реализуются. Успешно испытана технология механизированной добычи газа и ретроградного конденсата с пластовой водой при помощи УЭЦН. Результаты испытания говорят о необходимости кардинального усовершенствования (изменения) системы разработки Оренбургского месторождения.

По результатам строительства скважины № 1-ВМС доказано наличие нерасформировавшейся нефтяной оторочки в центральной части месторождения, запасы которой в объеме 182 млн т были списаны в 1992 г. как не имеющие промышленной ценности, и зон скопления ретроградного конденсата за счет его миграции вниз по разрезу месторождения.

Львиная доля ресурсного потенциала Оренбургского месторождения связана с остаточной нефтью газоконденсатных залежей – 2,6 млрд т (так называемое высокомолекулярное сырье – ВМС), но в то же время это самые сложные углеводороды в части организации их добычи. В свою очередь, ВМС сорбировало около 360 млрд м³ свободного газа (оценка ИПНГ РАН). Кроме того, в составе ВМС подтверждено наличие промышленных концентраций редких и редкоземельных металлов (рис. 4).

Актуальной проблемой является разработка технологии извлечения ВМС и связанного с ним газа из продуктивных отложений Оренбургского НГКМ. На первом этапе предлагается апробация использования в качестве рабочего агента для добычи ВМС диоксида углерода (СО2) в комбинации его с различными растворителями и вытесняющими агентами. При этом будет возможно организовать утилизацию углекислого газа, образующегося в результате переработки УВС на газоперерабатывающем заводе. Таким образом ПАО «Газпром» снизит экологическую нагрузку на окружающую среду и сможет организовать выпуск нового востребованного товарного продукта – сжиженного углекислого газа (углекислоты).

Кроме того, применение СО2 для добычи ВМС одновременно позволит существенно повысить технико-экономические показатели реализации данного проекта как для ООО «Газпром добыча Оренбург», так и для ООО «Газпром переработка» в целом за счет:

1) существенного повышения КИГ традиционного газа, частичного «поршневого» замещения пластового газа углекислотой. Остаточные запасы газа на конец разработки (при давлении забрасывания) по традиционному сценарию оценены в ~350 млрд м³, что сопоставимо с запасами уникальных месторождений, а при варианте с закачкой СО2 эту цифру можно существенно сократить, возможно в 1,5–2,0 раза;

2) замедления темпов обводнения газовых скважин за счет компенсации падения пластового давления и продления сроков безводной эксплуатации сухих скважин;

3) увеличения добычи связанного с ВМС газа;

4) существенного снижения налоговой нагрузки за счет перевода запасов ВМС в категорию трудноизвлекаемых (ТРИЗ);

5) возможности организации выработки из ВМС ценных редких и редкоземельных металлов;

6) усовершенствования разработки нефтяных оторочек Оренбургского НГКМ за счет применения в качестве одного из вытесняющих агентов СО2. Первый этап – «СО2-проект» на ассельской залежи (рис. 5).

Привлечение к решению данной задачи ООО «Газпром добыча Оренбург» и ООО «Газпром переработка» позволит получить огромный синергетический эффект от реализации данного проекта для каждого участника. Данная работа требует решения многих задач, в том числе и защиты от коррозии, но перспективы использования углекислоты для совершенствования разработки очевидны и подтверждаются имеющимся многочисленным мировым опытом.

Одновременно с ВМС при воздействии на пласт углекислым газом из продуктивных отложений будет выноситься ретроградный конденсат, выпавший в результате снижения пластового давления в объеме около 60 млн т, по большей части в прискважинных участках месторождения. Это позволит значительно повысить коэффициент его извлечения, а также рентабельность добычи ВМС.

Комплексный подход к решению задач восполнения сырьевой базы ООО «Газпром добыча Оренбург», реализация совершенно новых прорывных технологических решений по разработке ОНГКМ с придачей ООО «Газпром добыча Оренбург» статуса «Полигон ПАО «Газпром» по апробации и внедрению новых технологий (системы разработки)» позволят Обществу оставаться на длительную перспективу ключевым предприятием по добыче углеводородного сырья в европейской части РФ. Кроме того, опыт, наработанный в Оренбурге, безусловно, будет применен и на других месторождениях ПАО «Газпром».

Уважаемый Владимир Александрович! Уважаемые коллеги!

Примите искренние поздравления с 50-летием со дня образования ООО «Газпром добыча Оренбург».

Основа вашего предприятия закладывалась во время великих свершений и быстрого роста промышленного потенциала, время трудовых подвигов и громкой славы газовиков-первопроходцев.

Путь, проделанный ООО «Газпром добыча Оренбург» от пробуренной в 1966 г. скважины № 13 до крупнейшего газохимического комплекса Российской Федерации, заслуживает искреннего восхищения.

Те, кто стояли у истоков создания компании, разрабатывая и совершенствуя технологию добычи и переработки сложного по составу сырья, закладывали фундамент будущих трудовых побед в Карачаганаке и Астрахани.

Сегодня «Газпром добыча Оренбург» остается ведущим промышленным предприятием страны с широким спектром задач. 100 % российского гелия и одоранта, 80 % этана производится на вашем предприятии. 8 млрд м3 газа и около 1,5 млн т конденсата в год поступает с Карачаганакского газоконденсатного месторождения Республики Казахстан.

За этими цифрами и достижениями прежде всего стоят истории сотен, тысяч людей, посвятивших свою жизнь работе на благо развития газовой отрасли страны. Коллектив «Газпром добыча Оренбург» вправе гордиться своими ветеранами – людьми, чей вклад в становление предприятия невозможно переоценить. Их дело достойно продолжили молодые работники Общества.

От коллектива ООО «Газпром переработка» примите самые добрые пожелания по случаю юбилея вашего предприятия. Желаю вам стабильной и уверенной работы, трудовых свершений и процветания! Пусть в дом каждого сотрудника ООО «Газпром добыча Оренбург» придет радость новых достижений и побед.

С праздником!

Генеральный директор

ООО «Газпром переработка» М.М. Гараев

9 апреля исполняется 80 лет со дня рождения Виктора Степановича Черномырдина. Восемь лет назад этого выдающегося человека не стало. Но память о его свершениях, о его яркой, многогранно одаренной личности жива не только в сердцах миллионов людей. Она воплощена в уникальных достижениях, которыми мы обязаны Виктору Степановичу и которые заложили основы новой российской экономики и государственности. ПАО «Газпром» – живое воплощение его мечты, энергии и таланта.

Родился Виктор Степанович в селе Черный Отрог Оренбургской области. Родом он был из казаков. Говоря о своих предках, Черномырдин давал им такую яркую характеристику: «Это внутреннее содержание и образ жизни, традиции… Они пахали и сеяли, но в любую минуту могли вскочить в седло – и в бой». Эта казачья природа – всегдашняя готовность к новым вызовам, к, казалось бы, немыслимым трудностям – ярко проявлялась в самом Викторе Степановиче.

В 1960 г. он начал свой трудовой путь на Оренбургском газоперерабатывающем заводе – вначале в качестве слесаря, машиниста компрессоров и насосов. Потом работал машинистом и оператором, а затем и начальником технологической установки.

Черномырдина можно назвать американским термином self-made man – он воистину «человек, сделавший себя сам». Впрочем, никакое иноязычное определение не может описать личность этого глубоко русского человека, безраздельно преданного своей стране, своему делу и сумевшего поставить им на службу все свои природные дарования и весь свой с годами приобретенный колоссальный профессиональный и жизненный опыт.

В 1966-м он окончил Куйбышевский политехнический институт по специальности «инженер-технолог». И уже в 1973 г. становится директором Оренбургского газоперерабатывающего завода –
крупнейшего в мире газохимического комплекса. В 1982 г. Виктора Степановича назначают заместителем министра газовой промышленности СССР. Фантастическая карьера – за 20 лет пройти путь от простого рабочего до замминистра! Но в том-то и дело, что Виктора Степановича заботила не карьера, а Дело. Именно так, с большой буквы! Он работал на благо отрасли, отдавая все свои силы, энергию, организаторские способности тому пути, который избрал еще в юности.

В 1983 г. Черномырдин становится начальником Всесоюзного промышленного объединения «Тюменгазпром». И наконец, в 1985-м занимает пост министра газовой промышленности СССР. Он возглавляет отрасль вплоть до переломного 1989-го. Страна вступала в очень непростой период своей истории. Для того чтобы не утратить достигнутого и перейти на новый этап развития, требовались неординарные, но в то же время глубоко просчитанные решения. И тогда по инициативе Виктора Черномыр-дина была осуществлена беспрецедентная реорганизация Министерства газовой промышленности СССР в Государственный концерн «Газпром», который он и возглавил.

Председатель Правления ПАО «Газпром» Алексей Миллер так оценивает это решение: «Виктор Степанович Черномырдин стоял у истоков создания «Газпрома». В начале 90-х гг. создание «Газпрома» было своего рода планом по спасению газовой отрасли страны. Планом имени Черномырдина. А может быть, это был план по спасению всей России. Ведь в те непростые годы «Газпром» фактически платил заработные платы, пенсии, социальные пособия. Благодаря «Газпрому», благодаря Виктору Степановичу и отрасль, и страна остались на плаву. Сегодня «Газпром» — это крупнейшая газовая и энергетическая компания России. У истоков достижений, которые сегодня есть у «Газпрома», стоял Виктор Степанович Черномырдин. Это был выдающийся политик, общественный деятель, выдающийся человек».

И действительно, в 1990-х гг. страной были востребованы не только выдающиеся управленческие способности Черномырдина, но и его политический талант. В 1992 г. он становится премьер-министром Российской Федерации. И остается на этом посту в самые непростые годы новой российской государственности, вплоть до 1998-го.
Это было время, немыслимое по своей сложности, переломное, противоречивое. И наша страна смогла преодолеть его без серьезных потрясений и выйти на новые рубежи развития, во многом благодаря высочайшему профессионализму и выдающейся человеческой мудрости Виктора Степановича Черномырдина.

Президент России Владимир Путин так оценил его деятельность в те годы: «Виктор Степанович был, безусловно, очень ярким и талантливым человеком. За что бы он ни брался, каким бы делом ни занимался, у него все получалось. Рядом с ним всегда возникало ощущение надежности, основательности. В 1992 г., в самый сложный период отечественной истории, Виктор Степанович Черномырдин возглавил Правительство. Можно только догадываться, чего это стоило тогда ему, какие это были нагрузки — и моральные, и физические. Виктор Степанович во все вникал сам, он всех знал поименно: и депутатов, и министров, и губернаторов. И он знал не только свою отрасль, он не только знал так называемую реальную экономику. Его Правительство проводило очень сложные, непростые реформы в стране. Он всегда брал на себя ответственность, никогда не уходил от ответственности».

Черномырдин сыграл выдающуюся роль не только в экономической и внутриполитической жизни нашей страны. Он внес весомую лепту и в разрешение непростых международных
проблем. В частности, в 1999 г. он принимал участие в урегулировании кризиса на Балканах. Этой крайне непростой работе посвящена книга Виктора Черномырдина «Вызов». За миротворческие усилия и внешнеполитическую деятельность он был выдвинут на соискание Нобелевской премии мира.

В новом тысячелетии он продолжал работать на самых ответственных, требующих всесторонних знаний и незаурядного политического кругозора участках.

В 1999–2000 гг. он – Председатель Совета директоров ОАО «Газпром». С 2001 по 2009 г. – Чрезвычайный и полномочный посол Российской Федерации на Украине, специальный представитель Президента РФ по развитию торгово-экономических отношений с Украиной.

В 2009-м он становится Советником Президента Российской Федерации, представителем Президента РФ по вопросам экономического сотрудничества с государствами – участниками СНГ.

3 ноября 2010 г. Виктор Степанович Черномырдин скончался на 73-м году жизни. Он до последнего своего часа оставался на боевом посту – выдающийся организатор производства, талантливый политик, государственный деятель планетарного масштаба.

Президент России Владимир Путин, говоря о жизненном пути В.С. Черномырдина, подчеркнул: «Мы сохраним память о нем и в сердце, и в делах. Безусловно, Виктор Степанович является примером для нас всех. Примером служения своему делу, своей стране, своему народу».