Территория Нефтегаз № 1-2 2021

ВВЕДЕНИЕ

Бурение скважин в сложных горно-геологических условиях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции часто сопровождается осложнениями. Реализация существующей технологии строительства [1–4] позволила успешно пробурить несколько скважин с большим отходом от вертикали и протяженностью горизонтальных стволов 1000 м, но при этом не удалось избежать значительного количества осложнений как при бурении скважин, так и при спуске обсадных колонн.

Накопленный опыт бурения скважин на месторождениях имени Р. Требса и имени А. Титова, а также результаты обработки и интерпретации геолого-геофизических материалов показывают, что осложнения при бурении в основном вызваны геологическими причинами в неустойчивых горных породах и поглощающих горизонтах.

Интервалы поглощений приурочены в первую очередь к карбонатным трещиновато-кавернозным отложениям, начинающимся с артинского яруса (Р1ar) и распространяющимся вплоть до гребенского горизонта (S2gr). Зоны неустойчивых отложений (терригенные породы с низкой механической прочностью, склонные к разупрочнению по плоскостям напластования при контакте с водной фазой промывочных жидкостей) связаны главным образом с двумя интервалами бурения:

• под промежуточную колонну – с интервалом, охватывающим юрскую, триасовую и пермскую системы, характеризующиеся сложным строением и высокой литологической изменчивостью, представленные слабоцементированными песками, глинами и алевролитами;

• под эксплуатационную колонну – с интервалом, охватывающим тиманский горизонт (D3tm), сложенный зеленовато-серыми и коричневыми сланцеватыми и оскольчатыми аргиллитами. В основании горизонта прослеживается прослой известняка, репер – верхний известняк. Мощность отложений тиманского горизонта составляет 25–100 м. Саргаевский горизонт (D3sr) представлен серыми, зеленовато-серыми, кристаллическими, пелитоморфными известняками, иногда тонкозернистыми, глинистыми, трещиноватыми, с битуминозными прослоями и прослойками темно- и зеленовато-серых известковистых аргиллитов.

Стандартные подходы к оценке геологических рисков для данных месторождений оказались недостаточно эффективными [4]. Опыт проектирования и строительства горизонтальных скважин глубиной по вертикали более 4000 м в сложных горно-геологических условиях показал необходимость применения более эффективных методов.

Кроме того, при бурении в интервале промежуточной колонны через неустойчивые глинистые разрезы к буровым растворам предъявляются дополнительные требования, такие как повышение ингибирующих свойств за счет органических и неорганических ингибиторов, обеспечение высокой транспортирующей способности, предотвращение диспергирования выбуренной породы. Наилучшие результаты показывают недиспергирующие, хлоркалиевые растворы, а также буровые растворы на углеводородной основе (РУО).

В связи с изложенным стала очевидной необходимость разработать методику оценки осложненности ствола скважины с учетом геологического разреза, заключающуюся в моделировании и анализе литологии горной породы после воздействия на нее бурового раствора и циклических нагрузок, возникающих в процессе бурения [5].

МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ОСЛОЖНЕННОСТИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ С УЧЕТОМ ЛИТОЛОГИЧЕСКОГО СОСТАВА

Разработанная авторами статьи методика включает математические алгоритмы и численное моделирование технологических факторов строительства скважин согласно данным геолого-технологических исследований (ГТИ). Основной алгоритм методики – выбор и корректировка компонентного состава бурового раствора, обеспечивающего наибольшее время стабильного (устойчивого) состояния ствола скважины в литологическом разрезе. Реализация данной задачи потребовала комплексной оценки процесса бурения и технологических решений с применением разработанной методики.

В целом предлагаемая методика представляет собой многоуровневый подход, объединяющий четыре блока, этапы реализации которых зависят от детальной обработки геолого-технологической информации, полученной в результате бурения скважин, и построения модели, позволяющей в наглядной форме визуализировать данные о технологических операциях, компонентном составе бурового раствора, осуществлять контроль показателей бурения, а также ситуационный мониторинг для принятия управленческих решений.

Применение новой методики позволяет оценить влияние литологического разреза на техническое состояние ствола скважины, корректировать технологические мероприятия на конкретных участках, масштабно оценить геолого-технические риски, выделив интервалы осложнений. В конечном итоге это повышает качество технологических решений в проектных документах, что, в свою очередь, влияет на срок и качество строительства
скважин.

По результатам обработки фактических данных разрабатываются и выдаются:

• рекомендации по оптимизации компонентного состава бурового раствора в зависимости от стабильности открытого ствола скважины;

• дополнительные требования к технологическим операциям и параметрам;

• перечень необходимых мероприятий при бурении и подготовке скважин к спуску обсадных колонн.

Предложенные решения анализируются по данным фактически пробуренных скважин, на основе чего определяются эффективные практики проводки для конкретной скважины или на данном участке месторождения.

В рамках исследования был проведен анализ геолого-технологических показателей 60 скважин с применением предложенной методики. В целях оценки устойчивости стенок скважин после их разбивки на пачки был разработан алгоритм моделирования
(рис. 1), позволяющий определить влияние компонентного состава бурового раствора на устойчивость ствола скважины выбранного интервала. Результатом применения алгоритма является получение данных в виде статистического отчета.

Стоит отметить, что совместная обработка и интерпретация литологических и технологических данных позволяет выработать подход к повышению качества бурения и подготовки ствола скважины к спуску обсадной колонны в сложных горно-геологических условиях.

Этапы реализации
предложенной методики

На первом этапе работы проводится выявление связи геологических факторов и технологических операций с привязкой к траектории ствола
скважины.

На втором этапе выполняется расчет баланса времени: определение времени, требуемого на проведение промывок / проработок во время бурения, при спуско-подъемных операциях и спуске обсадной колонны.

На третьем этапе осуществляется выбор оптимального состава бурового раствора, обеспечивающий наибольшее время стабильности анализируемого интервала.

В ходе четвертого этапа вычисляется значение комплексного параметра, характеризующего качество бурения и подготовку ствола скважины к спуску обсадной колонны, для чего предлагается использовать формулу:

,           (1)

где КУЗВ – коэффициент учета затрат времени, ч / 100 м; Т1 – время, расходуемое на внеплановые промывки / проработки для ликвидации затяжек и посадок в течение шаблонировки, ч; Т2 – время, расходуемое на спуск обсадной колонны в интервале исследования, ч; H – интервал исследования, м.

Значения КУЗВ используются в дальнейшем при выдаче рекомендаций для указанного интервала.

По мнению авторов, алгоритм реализации предлагаемой методики может быть дополнен еще одним, дополнительным этапом, на котором на основании полученных результатов и при наличии геомеханической модели месторождения или его участка могут быть выявлены зоны, имеющие одинаковые стрессовые направления напряжений в горной породе.

Группирование интервалов по схожим литологическим разрезам позволяет учесть риски при дальнейшем бурении и прогнозировании геологических осложнений.

Результаты применения методики на примере скважины месторождения имени Р. Требса

Результаты применения методики продемонстрированы на примере одной из скважин месторождения имени Р. Требса в интервале 510–2505 м
(табл. 1–7).

В целях повышения качества обрабатываемой информации в интервале осложненного участка при изучении литологического состава шаг по профилю был принят равным 10 м, баланс календарного времени оценивался по текущей эффективности технологических показателей.

Было установлено, что в интервале 610–2505 м произведено шесть технологических спуско-подъемных операций через каждые 300 м бурения. На рис. 2 представлен анализ влияния технологических параметров и шаблонировки перед спуском обсадной колонны на устойчивость горных пород при бурении.

В целях повышения эффективности и скорости бурения промежуточной колонны необходимо производить стандартные технологические операции при стабильном состоянии открытого ствола скважины. Применение предложенной методики в ходе обработки технологических параметров, оптимизирующих цикл бурения, позволяет достичь значительного сокращения сроков бурения при подборке (корректировке) рецептур буровых растворов. Параметры бурового раствора в процессе бурения приведены
в табл. 4, из которой видно, что реологические характеристики раствора находятся на уровне плановых требований.

В табл. 5 приведен расход ингибиторов (инкапсуляторов, микрокольматантов), используемых для приготовления и обработки бурового раствора. Данные таблицы свидетельствуют о том, что расход превышал плановые требования, но оставался в пределах погрешности.

В табл. 6 приведены данные о влиянии компонентного состава бурового раствора на техническое состояние открытого ствола скважины. В методике реализуется подход с использованием индивидуальных составов бурового раствора для каждой скважины, что позволяет учитывать одновременно особенности более шести скважин, имеющих разные геолого-физические характеристики.

Из табл. 6 видно, что в интервале бурения 510–1010 м во второй четверти азимутального направления наименьший коэффициент учета затрат времени наблюдается на скважине К6. Полученные значения технологических параметров (данные режима бурения, параметры бурового раствора) будут использованы при выдаче рекомендаций для условленного интервала бурения.

Было также установлено, что наименьшее стрессовое напряжение образуется по азимуту «310–320 ° cеверо-запад –
130–140 ° юго-восток», что совпадает с результатами анализа данных, полученных на пробуренных скважинах, по предложенной методике. Анализ данных 60 скважин показал сходимость результатов, полученных с помощью применения методики прогноза рисков, и результатов геомеханического моделирования (рис. 3).

Среднее время цикла бурения типовых скважин в интервале промежуточной колонны на месторождении имени Р. Требса составляет, по данным 2015–2020 гг., 21 сут при глубине скважины около 1970 м. Из табл. 7 видно, что предложенная методика позволяет на основе измерения и оценки текущей эффективности по какому‑либо показателю оптимизировать исследуемую операцию. Для этого необходимо определить текущее состояние рассматриваемого показателя, выявить исключения, выполнявшиеся дольше других, и на этом основании определить наилучший показатель, являющийся целью для оптимизации всех последующих операций. Таким образом достигается итерационное повышение производительности и последовательное сокращение затраченного времени на текущие операции на основе полученного опыта и стремления к наилучшему результату. При этом следует учитывать, что оптимизация и повышение эффективности заключаются не только в более быстром выполнении операций – стандартные операции нужно также выполнять безопасно и в то же время стабильно. Таким образом, нужно стремиться к однородности выполнения операций, т. е. стандартная операция должна выполняться примерно за одно и то же время.

ВЫВОДЫ

1. Предложена методика оценки технического состояния ствола скважины в процессе бурения, позволяющая выбрать компонентный состав бурового раствора в зависимости от литологического разреза и технологических показателей бурения под промежуточную колонну, направленная на снижение технологических рисков за счет повышения устойчивости стенок скважины и снижения внеплановых промывок/проработок.

2. Применение предлагаемой методики с учетом разномасштабной геолого-технологической информации (разделение по интервалам, пачкам бурения) и проведением расчетов позволит минимизировать риски осложнений, сократить время строительства скважин и подготовки оптимальной системы разработки, а также эффективно оценить риски по каждому интервалу и по всему стволу.

3. Оценка влияния азимутальных углов на устойчивость стенок скважин по данным ранее пробуренных скважин является дополнительным инструментом для прогноза стрессовых направлений.

4. Предлагаемая методика позволяет провести оптимизацию рецептур буровых растворов и обеспечить подбор максимально эффективных компонентных составов ингибиторов (инкапсуляторов и микрокольматантов), обеспечивающих устойчивость ствола скважины, а также минимизировать риски осложнения и внеплановые промывки / проработки при бурении и спуске обсадных труб.

5. Проведена апробация методики оценки технического состояния ствола скважины в процессе бурения. Показано, что предложенная методика позволяет выбрать оптимальный состав промывочной жидкости, максимально снижающий возможные риски, связанные со стабильностью ствола скважины при бурении и спуске обсадных труб.

6. В настоящее время предложенный подход применяется на месторождениях имени Р. Требса и имени А. Титова для определения интервала строительства промежуточной колонны. Методика позволяет корректно оценивать потенциал, сочетание применяемого компонентного состава и эффективно проектировать мероприятия как в краткосрочном, так и долгосрочном планах. По результатам опытно-промысловых работ, проводимых для внедрения технологических решений при бурении под эксплуатационную колонну, и на основе приобретенного опыта планируется предложенные решения обновлять и совершенствовать. Усовершенствованную методику планируется реализовать в корпоративном программном обеспечении, составной модуль – автономно.

Таблица 1. Геологические данные под промежуточную колонну – разбивка на пачки

Table 1. Geological data for intermediate string – breakdown into formation members

Таблица 2. Пример формы сбора информации по выбранным критериям

Table 2. An example of a form for collecting information on the selected criteria

Примечание: ДС – диаметр открытого ствола скважины, мм.

Note: ДС – open hole diameter, mm.

            – непробуренный интервал; участок ниже/выше интервала

            – хождения долота

            – undrilled interval; section below/above the interval

            – of the drilling bit stroke

            – интервал бурения

            – drilling interval

            – интервал затяжек/посадок при спуско-подъемных

            – операциях, пройденный «на сухую»

            – drag/setting interval during round trips carried out “on dry”

            – интервал проработок в местах затяжек и посадок

            – wiper trips interval in the area of drags and settings

            – интервал проработок

            – wiper trips interval

            – интервал свободного хождения инструмента при спуско-подъемных

            – операциях

            – interval of the tool free movement during round tripping operations

t1, …, t5–t4 – время пребывания участка в необсаженном состоянии, сут

                        – area dwell time in open state, days

Таблица 3. Пример оценки внепланового времени проработок при спуско-подъемных операциях и спуске обсадных колонн

Table 3. An example of an estimate of the unplanned wiper trips time during tripping process and lowering of casing strings

            – интервал свободного хождения инструмента при спуско-подъемных операциях

            – interval of the tool free movement during round tripping operations

            – интервал затяжек/посадок при спуско-подъемных операциях, пройденный

            – «на сухую»

            – drag/setting interval during round trips carried out “on dry”

            – интервал проработок

            – wiper trips interval

            – интервал проработок в местах затяжек и посадок

            – wiper trips interval in the area of drags and settings

            – интервал бурения

            – drilling interval

   2*     – режим проработки перед наращиванием

            – wiper trip mode before the drill-pipe connection

Таблица 4. Сравнение технологических показателей с рекомендованными требованиями

Table 4. Comparison of technological indicators with the recommended requirements

Таблица 5. Расход ингибиторов (инкапсуляторы, микрокольматанты)

Table 5. Consumption of inhibitors (encapsulators, microcolmatants)

Таблица 6. Влияние компонентного состава бурового раствора на устойчивость открытого ствола скважины в интервале 510–1010 м по данным 2015–2020 гг.

Table 6. Influence of the component composition of the drilling fluid on the stability of an open wellbore in the interval 510–1010 m according to 2015–2020 data

            – интервал свободного хождения инструмента при спуско-подъемных операциях

            – interval of the tool free movement during round tripping operations

            – интервал затяжек/посадок при спуско-подъемных операциях, пройденный «на сухую»

            – drag/setting interval during round trips carried out “on dry”

            – интервал промывок

            – washout interval

            – интервал проработок

            – wiper trips interval

            – интервал проработок в местах затяжек и посадок

            – wiper trips interval in the area of drags and settings

            – интервал бурения

            – drilling interval

Таблица 7. Ключевые показатели эффективности

Table 7. Key performance indicators

ВВЕДЕНИЕ

На сегодняшний день конкурентоспособность на мировом нефтяном рынке обеспечивается не в последнюю очередь за счет снижения себестоимости нефти на всех стадиях, начиная с разведки и заканчивая переработкой. Одним из методов сокращения операционных расходов в процессе добычи является достижение максимального коэффициента извлечения нефти при эксплуатации уже разведанных и освоенных месторождений [1]. Для этого, как правило, реализуется целый комплекс мероприятий, причем к числу наиболее эффективных относится компьютерное геолого-гидродинамическое моделирование нефтеносных коллекторов с применением современного программного обеспечения. Стоит отметить, что при проведении геолого-гидродинамического моделирования должны быть учтены все особенности введения скважин в эксплуатацию, детально изучена динамика показателей нефтеотдачи пластов с течением времени, а также дана оценка экономической эффективности проведенных геолого-технических мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи
пластов.

Одной из наиболее важных целей моделирования является оценка первоначальных запасов углеводородов, а также планирование добычи. При этом для каждого метода воздействия на пласт должна быть построена математическая модель, позволяющая спрогнозировать варианты разработки и выбрать наиболее эффективный [2].

ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ

В рамках исследования, результаты которого представлены в данной статье, были построены цифровые геологическая и фильтрационная модели пласта ЮС11 Киняминского месторождения, входящего в состав Вартовского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. По запасам месторождение относится к категории крупных, по геологическому строению – к очень сложным.

Тектонически месторождение приурочено к южной части Киняминского структурного носа – структуры второго порядка в Северо-Западной части Южно-Вартовской моноклинали. По отражающему горизонту Б поднятие оконтурено изогипсой 2850 м и представляет собой брахиантиклиналь субширотного простирания площадью 150 км2. Фундамент не вскрыт. Основной платформенный разрез сложен юрскими и меловыми отложениями. Палеоген представлен датским ярусом, палеоценом, эоценом и олигоценом. Толщина четвертичных отложений достигает 45 м. Подошва многолетнемерзлых пород отмечается на глубине 280 м, кровля – на глубине 100 м. В пределах месторождения выявлены две нефтяные залежи.

К пласту ЮС11 приурочена залежь пластово-сводового типа частично с литологическим экраном. Нефтеносный пласт расположен на глубине 2822 м, залегает в термобарических условиях. Температура пласта – 90 °C, начальное пластовое давление близко к гидростатическому – 28,7 МПа, коэффициент продуктивности пласта – 5,4 м / сут·МПа. Форма кривых восстановления давления характерна для коллекторов порового типа. Коллектором служат гранулярные песчаники с прослоями глин, имеющие различные пористость и проницаемость. Пропластки замещаются непроницаемой породой и рассматриваются как единый объект.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ПЛАСТА ЮС11 КИНЯМИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Трехмерная геологическая модель пласта ЮС11 была построена с использованием программного комплекса Petrel, дающего возможность создавать и рассчитывать фильтрационные модели, насчитывающие миллионы ячеек, что позволяет максимально упростить процедуру осреднения при преобразовании параметров геологической модели в параметры модели фильтрационной [3].

На первом этапе моделирования был построен структурный каркас пласта на основе данных 3D-сейсморазведки, а также полученных в ходе геофизических исследований скважин. При построении трехмерной стратиграфической сетки была применена теория регулярной геометрии в плане, согласно которой размеры ячеек в горизонтальной плоскости равны. Полученную модель разбили на ячейки, строившиеся вертикально от подошвы пласта к его кровле [4].

Далее на базе структурного каркаса была построена 3D-модель в виде объемной сетки, состоящей из множества ячеек, каждая из которых имела форму параллелепипеда, боковые грани которого строго вертикальны, а верхняя и нижняя конформны структурным поверхностям. Количество слоев по площади было одинаковым.

Следующим этапом ЗD-моделирования стал расчет сеток петрофизических параметров [5]. Созданную геометрическую сетку надо было заполнить значениями, определяющими различные петрофизические характеристики. Для этого была проведена процедура осреднения скважинных данных на ячейки структурной сетки, реализованная путем вычисления среднего арифметического значения между гистограммами частных свойств по данным каротажа и осредненными свойствами по модели [6].

Куб литологии был построен методом последовательного индикаторного моделирования (англ. sequential indicator simulation – SIS) с рангом вариограмм, подобранным на основе входных данных. Следующим входным параметром был геолого-статистический разрез, также сформированный на основе входных данных. В качестве дополнительного входного параметра задавался тренд, представляющий собой карту эффективных толщин. На рис. 1 представлены составляющие межскважинное пространство ячейки коллектора и неколлектора, пересеченные скважинами и соответствующие интерпретации геофизических исследований скважин. Рисунок подтвердил хорошую совместимость смоделированных кубов литологии со скважинными (исходными) данными.

Для построения куба распределения коэффициента пористости был применен метод последовательного гауссовского моделирования. Путем расчетов петрофизической функции были получены данные для построения куба распределения коэффициента проницаемости. Данный коэффициент не распределялся как независимый параметр [7], а свободно рассчитывался для каждой ячейки по присвоенному ей значению пористости.

Корректность построения кубов, полученных в результате моделирования, оценивалась также путем сравнения средней величины, гистограмм распределения свойств по скважинам и кубу, построением карт толщин.

При построении модели нефтенасыщенности в качестве тренда применялся вспомогательный куб упрощенной J-функции, имевший три основные составляющие: высоту над уровнем свободной воды H, пористость и проницаемость k. Таким образом, куб тренда учитывал гравитационную составляющую и дифференциацию петрофизических параметров.

Завершающим этапом построения 3D-моделей является подсчет начальных геологических запасов [8]. В соответствии с методическими рекомендациями и в целях контроля качества построения геологической модели кубы пористости, проницаемости и нефтенасыщенности строились на основе имеющихся на балансе подсчетных параметров, после чего по построенной цифровой модели пласта был произведен подсчет запасов.

Для создания гидродинамической модели пласта ЮС11 использовалась геологическая сетка с ремасштабированием. Стоит отметить, что при переводе моделей с большим количеством активных ячеек (> 2 млн) из геологической в гидродинамическую зачастую возникает необходимость в укрупнении сетки и осреднении емкостных свойств каждой фильтрационной ячейки. При этом в целях укрупнения объекта требуется объединить совокупность геологических ячеек в одну фильтрационную, с модифицированными свойствами, характеризующими процесс фильтрации в целом. Важно уточнить фильтрационно-емкостные свойства ячейки модели [9], с тем чтобы добиться адекватного отражения фильтрации флюидов через данный блок.

При ремасштабировании геологической модели пласта ЮС11 (рис. 2) по горизонтали и вертикали использовались детальные корреляционные схемы, характеризующие ритмы осадконакопления и фациальных замещений. Для всех свойств был выбран среднеарифметический метод осреднения с взвешиванием по объему ячейки [10]. Дополнительно вес пористости определялся по эффективному объему, насыщенности – по эффективному поровому объему. Для аппроксимации трехмерной структуры пласта по вертикали использовался метод укрупнения Кинга, позволяющий максимально сохранить неоднородность геологической модели при укрупнении. Кроме того, была проведена процедура апскелинга по латерали с ячеек с размерами 50 50 до ячеек с размерами 100 100 (табл.).

В рамках исследования применялась трехфазная модель нелетучей нефти в системе «газ – нефть – вода». Свойства нефти в отдельном регионе были заданы функцией коэффициента объемного расширения и вязкости нефти от величины давления.

Начальные условия в фильтрационных моделях были заданы равновесной инициализацией, при которой изменение давления с глубиной таково, что подвижная фаза находится в состоянии гидростатического равновесия.

Начальная флюидонасыщенность была задана по J-функции Леверетта в геологической модели и перенесена в фильтрационную.

Значения относительной фазовой проницаемости, полученные в лабораторных условиях, были впоследствии модифицированы и применены в фильтрационных моделях (рис. 3).

В свою очередь, параметры фильтрационных моделей были уточнены на основе анализа данных за всю историю разработки месторождения [11]. Как правило, в целях адаптации фильтрационных моделей необходимы проведение многочисленных расчетов и анализ полученных результатов, уточнение геолого-физических и фильтрационных параметров до достижения согласования расчетных характеристик с фактическими показателями разработки. В рамках данного исследования одним из инструментов адаптации фильтрационной модели было уточнение относительной фазовой проницаемости, проницаемости, геометрии самопроизвольного роста трещины в нагнетательных скважинах (автоГРП). Дополнительной информацией при этом были сведения о зонах взаимовлияния скважин, результаты промыслово-геофизических исследований и т. д.

На рис. 4 представлены графики и кросс-плоты сопоставления расчетных данных с фактическими за всю историю разработки, демонстрирующие хорошую сходимость данных.

Впрочем, в ходе адаптации было выявлено расхождение по ряду скважин между фактической добычей нефти и расчетной, что связано с возможным наличием заколонной циркуляции, а также с несогласованностью месячных эксплуатационных рапортов (МЭР) с начальной флюидонасыщенностью
пласта.

В качестве примера рассмотрим скв. 127. По данным МЭР, скважина 7,5 года работает с обводненностью менее 2 % и средним дебитом жидкости 35 т / сут, при этом первые 5,5 года система поддержания пластового давления отсутствовала. Подобные показатели характерны для скважин с чисто нефтяной зоной. Однако, согласно геофизическим исследованиям, скв. 127 вскрывает водонефтяной контакт. Водонасыщенная часть пласта составляет 58 % эффективной мощности, глинистые перемычки отсутствуют.

Ввиду заметного взаимовлияния скважин (в первую очередь обводнения от нагнетательных скважин) в модели были введены несимметричные трещины автоГРП, а также задавались направления трещин, не совпадающие с основным направлением стресса, как для нагнетательных, так и для добывающих скважин.

Геолого-фильтрационные модели использовались также для формирования схем разработки и расчета технологических показателей. С контролем по забойному давлению был осуществлен прогноз, причем в прогнозных моделях были учтены следующие ограничения: минимальный дебит нефти – 0,5 т / сут, максимальная обводненность скважины – 98,5 %. Установлено, что при достижении принятых ограничений происходит отключение скважины.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенного исследования была создана фильтрационная модель, учитывающая наиболее существенные геолого-физические и технологические факторы и описывающая действительные фильтрационные процессы, протекающие в нефтеносном пласте ЮС11 Киняминского месторождения. Сопоставление расчетных технологических параметров с промысловыми показателями показало хорошую сходимость данных, что свидетельствует о качественно проведенной адаптации модели и соответствии расчетных значений фактическим.

Параметры геологической и гидродинамической моделей пласта ЮС11 Киняминского месторождения

Parameters of geological and hydrodynamic models of the YuS11 reservoir of the Kinyaminskoye field

Правильный выбор

История предприятия началась с 90‑х гг. ХХ в. Тогда группой единомышленников, специалистами одного из крупнейших оборонных институтов страны, было создано предприятие научного, производственного и коммерческого характера. Это был конгломерат, сочетающий в себе интересы различных групп лиц: научно-технических работников, разработчиков новых мастик, нефтяников, подрядчиков.

Наиболее значимые работы, проводившиеся в этот период:

• разработка изоляционных антикоррозионных материалов;

• выполнение договоров по научно-исследовательским и опытно-конструкторским работам (НИОКР): разработка и изготовление установки УЛИБ для производства изоляционных материалов, модернизация оборудования по очистке труб и нанесению изоляционных материалов и др.

Со временем стало ясно, что «жить» только за счет НИОКР невозможно. Было принято решение о создании самостоятельного производственного предприятия.

В 2001 г. основными направлениями деятельности выделившегося предприятия – ЗАО «Промизоляция» были определены и по сей день остаются разработка и производство рулонных полимерно-битумных изоляционных материалов, предназначенных для защиты от коррозии трубопроводов, металлоконструкций и сооружений.

Актуальность проблемы эффективной защиты подземных металлоконструкций не вызывала сомнений.

Система магистральных нефтепроводов страны сложилась в 1960–1970‑е гг. Этап основного развития газотранспортной системы пришелся на 1970–1980‑е гг. К концу 1990‑х гг. нормативные сроки эксплуатации многих участков нефтегазопроводов уже истекли, устаревшие изоляционные покрытия не только снижали надежность трубопроводных систем, но и сокращали сроки их эксплуатации.

На первый план вышла острая необходимость переизоляции линейной части нефтегазопроводов большой протяженности с учетом разнообразных геологических и климатических условий строительства и эксплуатации.

Новое время потребовало создания современных недорогих экологически чистых изоляционных материалов и систем защитных покрытий на их основе.

В течение одного года была получена лицензия на право ведения выбранного вида деятельности – защиты магистральных трубопроводов от коррозии, приобретено технологическое оборудование, оснащены производственные площади.

Начался промышленный выпуск принципиально новых полимерно-битумных материалов, новизна и технологический уровень которых, способ и установка для их изготовления защищены пятью патентами РФ (№ 2201347, 30920, 30921, 32233, 32234).

В 2002 г. ЗАО «Промизоляция» было включено в Реестр поставщиков ПАО «Транснефть» и начало поставки полимерно-битумных изоляционных лент «ЛИТЭП» (свидетельство на полезную модель № 21232) и «ЛИТКОР» (свидетельство на товарный знак № 263692) во все дочерние подразделения российской нефтепроводной компании.

В 2003 г. совместно с ФГУП «Академия коммунального хозяйства им. К.Д. Памфилова» авторским коллективом на основании лабораторных исследований и масштабных трассовых испытаний был создан и внедрен в производство новый рулонный изоляционный материал ПИРМА (свидетельство на товарный знак № 277196), предназначенный для надежной защиты стальных подземных трубопроводов коммунального назначения, эксплуатирующихся в сложных городских условиях.

Разработанные покрытия на основе полимерно-битумных лент введены в Межгосударственный стандарт ГОСТ 9.602, отражены в РД 153–39.4‑091‑01 и СП 42‑102‑2004.

Благодаря тесному взаимодействию с потребителями в 2006 г. была разработана полимерно-битумная лента «ЛИТКОР-НН» (ТУ 2245‑003‑55857963‑2006), которая отличается повышенными адгезионными свойствами, расширенным температурным диапазоном нанесения (от –20 до 50 °C) и увеличенным в два раза гарантийным сроком хранения. Лента «ЛИТКОР-НН» включена в перечень поставляемой продукции ПАО «Транснефть».

В 2008 г. был сконструирован и запущен в серийное производство рулонный изоляционный материал «ЛИТКОР-НН-АРМ» (ТУ 5774‑008‑55857963‑2008), полученный путем совмещения битумно-полимерной мастики со стеклосеткой, что потребовало комплексной доработки технологического оборудования.

В 2009 г. выпущен комплект «ЛИТКОР-КМ» (ТУ 5772‑010‑55857963‑2009) для антикоррозионной защиты наружной поверхности зоны сварных стыков и других элементов промысловых и магистральных нефтегазопроводов, подземной и наземной (в насыпи) прокладки.

И это далеко не все.

За 20‑летний период нашими специалистами разработано 22 изделия, из них запатентовано и успешно воплощено в жизнь 14 разработок.

Второе направление деятельности ЗАО «Промизоляция» – проектирование, изготовление и модернизация оборудования для изоляции магистральных нефтегазопродуктопроводов.

Наиболее значимыми разработками являются:

• комплекс оборудования по производству изоляционных лент;

• облегченная электромеханическая изолировочная машина для нанесения всех видов ленточных материалов на трубопроводы диаметром до 1420 мм;

• установка осушки для удаления влаги потения и атмосферных осадков с наружной поверхности ремонтируемых трубопроводов;

• комплекс оборудования для проведения ремонтных работ на переходах через заболоченные места и малые реки «КЕССОН»;

• тепловая машина для термоусадки ленточных покрытий.

Стабильное мастерство

С момента создания ЗАО «Промизоляция» был взят курс на качество выпускаемой продукции.

Действующая система менеджмента качества ГОСТ Р ИСО 9001–2015 гарантирует соответствие технических характеристик и показателей качества изоляционных материалов требованиям ГОСТов, сертификатам качества, санитарно-эпидемиологическим правилам и нормам Российской Федерации.

Предприятием получены разрешения на применение выпускаемых материалов на магистральных трубопроводах Беларуси, на опасных производственных объектах Казахстана, а также сертификат соответствия ленты «ЛИТКОР-НН» государственному стандарту ДСТУ 4219:2003 Украины.

Контроль качества продукции осуществляет оснащенная необходимым испытательным оборудованием аттестованная лаборатория.

Поэтапная модернизация оборудования по производству изоляционных материалов позволила сегодня увеличить выпуск до реального потенциала 5000 т / год.

Изоляционные ленты производства ЗАО «Промизоляция» уже более 20 лет используются на объектах ПАО «Транснефть», АО «Газпром газораспределение», коммунальной инфраструктуры.

Для повышения конкурентоспособности предприятие прошло процедуру подтверждения соответствия продукции в системе добровольной сертификации «ГАЗСЕРТ».

В 2011 г. начаты поставки на действующие и строящиеся объекты госкорпорации «Росатом» (Курская АЭС, Ростовская АЭС, АЭС «Руппур»).

ЗАО «Промизоляция» с 2003 г. включено в Реестр надежных партнеров Торгово-промышленной палаты (ТПП) Российской Федерации и с тех пор ежегодно подтверждает свое право находиться в списке лучших предприятий страны, проверенных временем и делом.

Коллектив

Непростое дело – сформировать костяк команды единомышленников.

За прошедшие 20 лет приходилось осваивать новые аспекты работы, решать непростые задачи, принимать нестандартные решения. Не хватало опыта и специальных знаний.

Сегодня коллектив ЗАО «Промизоля-ция» –это объединение профессионалов и носителей 20‑летнего практического опыта, добросовестно и ответственно выполняющих свои служебные обязанности с четким устремлением быть лучшими в своем деле. Предприятие поддерживает стремление к профессиональному росту сотрудников и проводит их обучение на курсах повышения квалификации.

Развивая свой бизнес, мы создаем новые рабочие места. За время существования предприятия общая численность трудового коллектива увеличилась с 5 до 70 человек.

Творим благо

Не забываем мы и о социальной поддержке населения и благотворительной деятельности.

Предприятие активно участвует в городских и областных благотворительных программах. Преобладающим направлением является помощь детям, лишенным родительской опеки. На постоянном многолетнем попечении ЗАО «Промизоляция» находится коррекционный детский дом Дальнеконстантиновского р-на Нижегородской обл.

ЗАО «Промизоляция» отмечено дипломом Фонда борьбы с беспризорностью ТПП РФ и многочисленными благодарственными грамотами.

Перспективы

За годы своей работы предприятие значительно увеличило объем выпускаемой продукции, что обусловлено устойчивым спросом на полимерно-битумные материалы отечественного производства.

Последние несколько лет в компании делают ставку на гибкое производство. Сегодня у нас есть возможность изготавливать продукцию по самым нестандартным требованиям заказчика, оперативно реагируя на запросы рынка. Мы решаем задачи клиентов быстрее и эффективнее, повышая тем самым рентабельность их бизнеса.

Среди наших заказчиков – крупнейшие российские компании, генподрядчики, участвующие в наиболее значимых проектах строительства в России и за рубежом.

Вместе с тем совершенно ясно, что останавливаться на достигнутом нельзя. Свою перспективу предприятие видит в следующем:

• повышении качества выпускаемой продукции;

• увеличении номенклатуры выпускаемых изделий за счет создания новых материалов (прежде всего устойчивых к высоким и низким температурам);

• уменьшении внутренних издержек;

• расширении области применения;

• расширении географии сбыта;

• внедрении современных прогрессивных управленческих технологий.

ЗАО «Промизоляция» приглашает к сотрудничеству и предлагает высококачественные изоляционные материалы, применение которых безопасно, экономично, проверено временем.

Область применения комбинированных систем защитных покрытий производстваЗАО «Промизоляция» довольно широка и включает в себя защиту от коррозии:

• наружной поверхности стальных подземных резервуаров;

• транспортных и технических трубопроводов различного назначения (нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, газопроводов, в т. ч. распределительных, трубопроводов коммунальных сетей);

• циркуляционных водоводов АЭС с максимальной температурой транспортируемой среды до 50 °C.

Комбинированные системы покрытий производства ЗАО «Промизоляция» универсальны и имеют следующие основные особенности:

• совместимы с различными видами покрытий;

• не требуют остановки перекачки транспортируемого продукта;

• нанесение покрытия возможно как при помощи изоляционных приспособлений и полноценных изолировочных машин, так и ручным способом;

• не требуют предварительного подогрева трубы;

• производство работ возможно при температуре окружающей среды от –20 до 50 °C;

• комплект для изоляции сварных стыков трубопроводов «ЛИТКОР-КМ» (патент № 2398155) по сравнению с аналогичными материалами имеет следующие преимущества: не требует подогрева трубы, высокой квалификации изолировщиков и специализированного дорогостоящего инструмента для нанесения.

В последние годы разработка нефтегазовых месторождений зачастую ведется с использованием многоствольных скважин, применение которых позволяет уменьшить затраты на разбуривание и увеличить площадь охвата продуктивных горизонтов системами дренирования пластового флюида.

Подобные технологии, в частности, все шире используются на давно эксплуатирующихся месторождениях. В этом случае дополнительные боковые стволы строятся из основных стволов имеющихся эксплуатационных скважин, позволяют реанимировать аварийные скважины, обеспечить увеличение добычи нефти, сократить затраты на бурение и развитие инфраструктуры нефтедобывающего предприятия [1].

ПРОБЛЕМА ПОДБОРА ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С БОКОВЫМИ СТВОЛАМИ МАЛОГО ДИАМЕТРА

В России добыча нефти с точки зрения способа эксплуатации скважин распределяется следующим образом: до 80 % добычи обеспечивается установками электроцентробежных насосов (ЭЦН), около 15 % – штанговыми скважинными насосными установками, оставшиеся примерно 5 % добываются с применением прочих видов оборудования, причем все больше разных технических решений предлагается для работы в мало- и среднедебитных скважинах. В числе новых технических решений можно, к примеру, упомянуть скважинные насосные установки с линейными электродвигателями, возвратно-поступательными приводами в сочетании с погружными электродвигателями (ПЭД).

Проблемы выбора способа добычи нефти, а также оборудования для обеспечения эффективного применения конкретного способа связаны не только с многообразием видов оборудования, но и с тем, что каждый из них может иметь достаточно узкие области применения. Так, на рис. 1 авторами статьи представлено видение областей применения различных видов скважинных насосных установок. Разумеется, авторское видение может не вполне совпадать с точками зрения других специалистов, однако практика показала, что эти различия очень несущественны. Необходимо отметить, что предложенное распределение областей применения нефтедобывающего оборудования не имеет ограничений по осложняющим условиям эксплуатации, в то время как, к примеру, напор и подача штанговых насосов могут существенно снижаться при значительном содержании свободного газа или при сложной инклинометрии скважин, установки диафрагменных насосов, а также установки с линейным погружным приводом не могут размещаться в скважинах малых диаметров (менее 122 мм) и т. д.

Из рис. 1 видно, что для эксплуатации малодебитных скважин существует не очень большой набор эффективных технологий и видов оборудования. В частности, это касается скважин малого диаметра и боковых стволов скважин, являющихся очень интересным направлением развития нефтяной промышленности. Не секрет, что проведение бокового ствола скважины требует примерно в 2–4 раза меньше средств и времени, чем строительство новой скважины. Кроме того, строительство боковых стволов из существующих скважин позволяет увеличить площадь дренирования продуктивных пластов и повысить коэффициент конечного извлечения нефти. Немаловажным аспектом является также наличие некоторых налоговых преференций при проведении боковых стволов по сравнению с бурением новых скважин.

Однако при использовании боковых стволов скважин возникает множество проблем как во время бурения, так и при работе этих систем. Это связано с тем, что боковые стволы необходимо проводить из основных стволов, имеющих небольшие внутренние диаметры – 122–150 мм. По этой причине для вскрытия обсадных колонн невозможно использовать фрезеры большого диаметра, а диаметр обсадной колонны для боковых стволов ограничен диапазоном 102–114 мм. Помимо этого, технология проведения боковых стволов связана со значительными темпами набора кривизны (малыми радиусами кривизны боковых стволов) [2].

На рис. 2 представлен типичный профиль скважины с боковым стволом малого диаметра (БСМД), какие строятся на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Эти профили имеют очень большие темпы набора кривизны при малых внутренних диаметрах обсадных колонн. Профили построены на основании инклинометрии скважин с боковыми стволами с помощью программного обеспечения (ПО) «Автотехнолог», применяемого для подбора, диагностики и оптимизации работы скважинного насосного оборудования для добычи нефти.

Анализ инклинограмм показывает, что многие скважины не могут эксплуатироваться с применением стандартного оборудования по двум причинам. Во-первых, диаметральный габарит многих серийно выпускаемых скважинных насосных установок превышает диаметр проходного сечения боковых стволов скважин. Во-вторых, большие темпы набора кривизны и значительное отклонение оси скважины от вертикали не позволяют нормально работать даже насосным установкам, имеющим малые диаметральные габариты. Так, на рис. 3 представлена таблица, сформированная при подборе по глубине скважинных штанговых насосных установок с максимальным диаметром 73 мм. Красный цвет многих интервалов глубин говорит о том, что здесь невозможно установить даже такое малогабаритное оборудование без изгиба – слишком велики темпы набора кривизны. Кроме того, на рис. 3 видны значки, свидетельствующие о том, что в этих интервалах глубин нет возможности использовать насос, потому что стандартные клапаны работать в таких условиях не могут по причине слишком большого отклонения оси скважины от вертикали.

Анализ возможности применения в указанных скважинах именно штанговых насосных установок обусловлен тем, что дебит большинства нефтяных скважин с боковыми стволами на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» составляет 5–15 м3 / сут, что существенно ограничивает перечень доступного скважинного оборудования [3].

На рис. 4 представлены графики зависимости возможности размещения скважинного оборудования в боковых стволах скважин. Боковые стволы скважин, к сожалению, обсажены трубами с внутренним диаметром, составляющим в лучшем случае 102 мм. При этом, как видно из рисунка, практически все стандартные виды оборудования могут там работать, только если темпы набора кривизны в боковых стволах не превышают 2–4° на 10 м. На деле же темпы набора кривизны могут достигать 8–12° на 10 м (рис. 3). Если при этом принять, что длина оборудования составляет всего 6–8 м, становится очевидно, что ни один из видов стандартно выпускаемого оборудования (в том числе установку ЭЦН габарита 2А) в такие стволы нельзя установить. Если же внутренний диаметр обсадной трубы составляет 89 мм, то вообще практически невозможно установить какие‑либо скважинные насосные агрегаты.

ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С БОКОВЫМИ СТВОЛАМИ МАЛОГО ДИАМЕТРА ШТАНГОВЫМ СПОСОБОМ

Основным способом эксплуатации малодебитных скважин во всем мире считается штанговый. Однако при эксплуатации с помощью данного способа боковых стволов появляется множество проблем, таких как:

1) невозможность размещения стандартного оборудования в боковом стволе малого диаметра без изгиба;

2) значительные отклонения оси скважины от вертикали:

• невозможность нормальной работы клапанов;

3) большие силы трения штанг о колонну насосно-компрессорных труб (НКТ):

• протиры штанг (муфт), центраторов и труб;

• обрывы колонн штанг и труб;

• потеря герметичности колонн НКТ;

• «зависание» колонн штанг, отсутствие движения плунжера вниз.

На рис. 5 показаны изношенные фрагменты трубы, штанговая муфта и центратор, установленный на штангу для защиты от износа.

В ПО «Автотехнолог» имеется блок расчета так называемых контактных нагрузок и напряжений, показывающий, почему и как возникают осложнения в части износа пары «штанга – колонна НКТ». Итоги расчета представлены на рис. 6. Слева показаны профиль скважины и контактные нагрузки (контактные напряжения), возникающие при работе штанговой колонны в искривленных скважинах. Деформация по глубине скважины говорит о темпах износа пары «штанга – колонна НКТ». Как показывают расчеты, использование в БСМД штанг даже с большим количеством центраторов (до четырех штук на каждой штанге) не решает проблемы износа. При эксплуатации БСМД с обсадной колонной с внутренним диаметром 89 мм необходимо использовать НКТ с диаметром не более 60 мм, что не позволяет работать со стандартными насосными штангами диаметром 22 мм.

Поэтому для работы в таких условиях была предложена схема насосной установки с канатной штангой.

При работе каната в качестве колонны штанг возникают совершенно другие условия эксплуатации: отсутствие штанговых муфт и гладкая поверхность каната специальной конструкции приводят к равномерному распределению контактных нагрузок по всей длине контакта штанги и НКТ, которая может достигать 200–500 м, что многократно снижает контактные усилия и износ. В результате интенсивность износа пары «штанга – колонна НКТ» снижается в 20–30 раз даже в интервалах глубин с большими темпами набора кривизны. Эти теоретические расчеты были в дальнейшем подтверждены на практике при внедрении скважинных насосных установок с канатными штангами.

ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С БОКОВЫМИ СТВОЛАМИ МАЛЫХ ДИАМЕТРОВ С ПОМОЩЬЮ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК С КАНАТНЫМИ ШТАНГАМИ

В последние годы многие нефтегазовые компании (ПАО «Татнефть», ПАО «НК «Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ» и др.) широко применяют прием уплотнения сетки добывающих скважин, что позволяет существенно повысить коэффициент извлечения нефти за счет строительства большого количества новых скважин на давно эксплуатирующихся месторождениях. Например, в ПАО «Татнефть» принята программа, предусматривающая практически удвоение числа добывающих скважин. В целях сокращения расходов на строительство этих дополнительных и в основном малодебитных скважин в них используются эксплуатационные колонны диаметром 89–114 мм. Это позволяет снизить стоимость строительства скважины в 2–3 раза по сравнению со строительством скважин, в которых применяют обсадные колонны диаметром 146 или 168 мм.

Однако при этом появляются новые проблемы, в числе которых:

1) большой срок окупаемости малогабаритного оборудования – установок электроприводных лопастных (центробежных) насосов;

2) невозможность размещения малогабаритного оборудования (установок электроприводных лопастных (центробежных) насосов) без изгиба в искривленных скважинах малого диаметра;

3) невозможность размещения стандартных штанговых колонн в скважинах малого диаметра;

4) большие силы трения штанг о колонну НКТ в искривленных скважинах малого диаметра.

Многие из этих проблем могут быть решены путем использования скважинных насосных установок с канатными штангами.

Существуют разные схемы применения канатных штанг:

1) канатная штанга монтируется в верхней части колонны вместо штанг диаметром 22 или 25 мм для обеспечения максимальной грузоподъемности. В эксплуатационной колонне с внутренним диаметром 89 мм невозможно разместить колонну НКТ диаметром более 60 мм, а в эту колонну НКТ можно спустить только штанги с условным диаметром 19 мм, максимальные нагрузки на которые не могут превышать 55–60 кН. В целях увеличения допустимой максимальной нагрузки вместо насосных штанг применяется канатная штанга, длина которой в данном случае составляет 200–600 м;

2) канатная штанга заменяет всю колонну штанг от полированного штока устьевого оборудования до утяжеленного низа штанговой колонны (5–10 штанг), обеспечивающего ход плунжера насоса вниз. Данная схема может быть реализована в обсадных колоннах малого диаметра, при большой глубине подвески штангового насоса, а также в сильно искривленных скважинах с высокой интенсивностью износа штанг и труб. В данном варианте может быть использована канатная штанга длиной до 3000 м;

3) канатная штанга устанавливается в участок колонны, где происходит интенсивный износ пары «штанга – колонна НКТ» (например, в зоне зарезки бокового ствола), а верхняя и нижняя части штанговой колонны составляются из стандартных штанг необходимого диаметра. Длина вставки из специального каната в этом случае может составлять 150–600 м [4].

Для работы с канатной штангой могут быть использованы специальные насосы типа ННД2 по [5], насосы серий 2СП или СПР, а также насосы с разрядной камерой типа ННРК, обеспечивающие принудительное движение плунжера вниз, а также работу клапанной системы при отклонении от вертикали до 65 °. Однако во многих случаях в паре с канатной штангой могут быть использованы и стандартные насосные агрегаты, если угол отклонения от вертикали не превышает 48 °, что значительно снижает стоимость скважинного оборудования.

Для эффективной работы скважинных насосных установок с канатной штангой необходимо было создать конструкцию каната, обеспечивающую:

1) минимальные деформации (удлинения) составной колонны штанг (штанги + канат) в целях сохранения необходимой эффективной длины хода плунжера штангового насоса;

2) возможность соединения каната с колонной штанг при равномерном нагружении всех проволок каната, отсутствии в проволоках напряжений изгиба, малых диаметральных и осевых габаритах устройства соединения (канатной заделки);

3) наиболее гладкую наружную поверхность каната для минимизации контактных напряжений в зоне контакта «канат – колонна НКТ»;

4) наличие смазки в зоне контакта «канат – колонна НКТ»;

5) грузоподъемность, превышающую максимально допустимые нагрузки для насосных штанг диаметром 22 и 25 мм;

6) приемлемую стоимость каната в целях широкого внедрения насосных установок даже при малых дебитах скважин.

В результате совместной работы ученых из Российского государственного университета нефти и газа (Национального исследовательского университета) имени И.М. Губкина, ведущих специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и АО «Северсталь канаты» были разработаны канаты закрытой конструкции для канатной штанги с Z-, X- и O-образными проволоками и специальные головки канатной штанги, в качестве которых используются заделки, обеспечивающие равномерное нагружение всех проволок каната. На концах заделок имеется резьба для соединения с плунжером насоса, полированным штоком или колонной штанг, Z-образные проволоки расположены только в наружном слое каната, а чередующиеся Х- и О-образные проволоки – в следующем за наружным слое каната. Количество Z-, Х- и О-образных проволок, профиль Z- и Х-образных проволок и диаметр О-образных проволок выбраны исходя из диаметра каната в целях обеспечения максимального заполнения Z-, Х- и О-образными проволоками поперечного сечения соответствующего слоя (рис. 7).

Канат отвечает практически всем указанным требованиям, а именно:

1) условный модуль, или жесткость каната, составляет 85–92 % жесткости колонны прутковых насосных штанг диаметром 22 мм;

2) для каната закрытой конструкции без сердечника из органических материалов можно использовать специальные захваты (канатные заделки) с наружным диаметром, составляющим всего 2,3–3,0 диаметра каната. Для сравнения, диаметральный габарит коушей, используемых в качестве захватов (заделок) канатов с органическим сердечником, составляет 5–8 диаметров самого каната;

3) образованная Z-образными проволоками, входящими в зацепление (замок) друг с другом, наружная поверхность каната закрытой конструкции практически гладкая (рис. 8);

4) по линиям соприкосновения Z-образных проволок на поверхности каната закрытой конструкции образованы винтообразные канавки с поперечным размером 0,1–0,3 мм, являющиеся хорошим распределенным «резервуаром», заполненным жидким (нефтью) или полужидким (смесью нефти, парафина, церезина) смазочным материалом, имеющимся в каждой добывающей скважине. Это препятствует возникновению так называемого сухого трения в зоне контакта «канат – колонна НКТ».

Диаметр каната, который сегодня используется в качестве колонны штанг, – 20 мм. Разрывное усилие каната достигает 36,2 т, что примерно в 2,5 раза больше, чем у штанги группы прочности «Д» в исполнении «спец» или «супер» диаметром 22 мм. Поэтому за счет использования каната может быть решен вопрос о возможности применения штанговых насосов в скважинах с глубиной подвески до 2,5–3,0 тыс. м.

Для размещения каната в колонне НКТ малого диаметра была разработана специальная канатная заделка (рис. 9) с габаритным размером 42 и 52 мм. Математическое моделирование и экспериментальные работы позволили обеспечить при этом равномерное нагружение всех проволок каната при осевой нагрузке 28 т [6].

Общая схема скважинной насосной установки с канатной штангой для работы в скважинах малого диаметра (до 102 мм) и для работы при большой глубине подвески штангового насоса представлена на рис. 9, для добычи нефти из боковых стволов малого диаметра – на рис. 10.

Канатная штанга обычно размещается в зоне наибольших темпов набора кривизны и максимальных приведенных или контактных напряжений в системе «канат – колонна НКТ», нижняя и верхняя часть составной колонны штанг обычно выполняются из стандартных насосных штанг (изготавливаемых по ГОСТ Р или по стандарту API), подобранных с помощью ПО «Автотехнолог» в соответствии с условиями работы системы «пласт – скважина – насосная установка». Соединение секций из стандартных штанг с канатной штангой осуществляется с помощью канатных заделок. Заделки монтируются на канат необходимой длины на сервисной базе, после чего подвергаются предварительной вытяжке нагрузкой до 196 кН.

Канатная штанга (канат с канатными заделками) наматывается на барабан лебедки на автомобильной транспортной базе (рис. 11), обеспечивающей доставку каната на скважину, его спуск и подъем из скважины при проведении подземного ремонта.

Подбор насосных установок с канатными штангами и расчет рабочих характеристик при работе системы «пласт – скважина – насосная установка с канатом» осуществляется с помощью ПО «Автотехнолог».

За счет того что насосные установки с канатной штангой оказалось возможным спустить в боковые стволы и при этом не бояться износа, протира колонны штанги и НКТ, значительно изменились динамограммы работы скважинного оборудования. Как видно из рис. 12, обеспечение необходимого заглубления под динамический уровень обеспечило нормальную работу насоса даже при увеличении длины хода плунжера. Дополнительная депрессия на пласт позволила увеличить дебиты скважин с БСМД.

Компанией «Северсталь канаты» освоено производство каната закрытой конструкции по СТО 34269720‑ТУ 012–2018. Стоит отметить, что ранее в России такая продукция не выпускалась, хотя аналогичные канаты производятся в Италии, Великобритании, КНР.

Техническими условиями предусмотрен выпуск канатных штанг в трех исполнениях: стандартном (группа К1), коррозионно-стойком (группа К2) с оцинкованным покрытием всех проволок и в коррозионно-стойком (группа К2) с оцинкованным покрытием всех проволок и наружным полимерным покрытием Poketon M630F (рис. 13).

Стендовые лабораторные испытания образцов канатной штанги с полимерным покрытием показали, что покрытие защищает канат не только от коррозионного воздействия пластовой продукции, но и от распушения в результате действия сжимающих нагрузок. При монтаже плунжера насоса или в процессе эксплуатации (из‑за большой кривизны, асфальтосмолопарафиновых отложений, подклинивания плунжера насоса и т. д.) на канатные штанги могут действовать сжимающие нагрузки, приводящие к потере устойчивости каната и его распушению, что при работе установки может привести к разрушению проволок канатной штанги и ее обрыву. На рис. 14 показаны результаты стендовых испытаний образцов канатных штанг с полимерным покрытием и без него.

С 2018 г. канатная штанга с полимерным покрытием проходит опытно-промысловые испытания на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» [7]. На рис. 15 показан монтаж канатной штанги с полимерным покрытием на скважине, для спуска канатной штанги используются геофизическая лебедка и система роликов.

Кроме того, в Российском государственном университете нефти и газа (Национальном исследовательском университете) имени И.М. Губкина на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности разработан насос с разрядной камерой ННРК, обеспечивающий увеличение нагрузки на нижнюю часть колонны штанг и не допускающий сжатия канатной штанги (рис. 16). В 2019–2020 гг. насосы ННРК прошли опытно-промысловые испытания и рекомендованы к промышленной эксплуатации.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведения комплекса работ по созданию скважинной насосной установки с канатной штангой, начавшихся в 2011 г., были разработаны:

• технические условия на канаты закрытой конструкции для производства канатной штанги в Российской Федерации;

• комплекс оборудования для соединения канатных штанг с плунжером насоса и колонной штанг;

• специальные насосы, обеспечивающие растяжение канатных штанг при ходе плунжера вниз;

• программный блок для подбора скважинных насосных установок с канатной штангой к параметрам скважины, входящий в программный комплекс «Автотехнолог»;

• руководящие документы, включающие требования, инструкции и рекомендации по работе с канатной штангой.

Совместные усилия ученых из Российского государственного университета нефти и газа (Национального исследовательского университета) имени И.М. Губкина, специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и АО «Северсталь канаты» привели к созданию в Российской Федерации новых технологии и комплексов оборудования, позволяющих эффективно эксплуатировать мало- и среднедебитные скважины с боковыми стволами малого диаметра, что позволяет увеличить объем добычи и коэффициент извлечения нефти на месторождениях, находящихся на завершающей стадии эксплуатации.

ВВЕДЕНИЕ

В последние годы в условиях постепенного истощения крупных нефтяных месторождений все большее значение приобретают технологии увеличения нефтеотдачи пластов, к числу которых относятся кислотные обработки. Зачастую при проведении кислотной обработки, в особенности кислотного гидроразрыва пласта, возникает необходимость в повышении вязкости закачиваемого раствора, для чего применяются различные загустители. До недавнего времени в качестве загустителей применялись в основном синтетические полимеры, однако практика показала, что биополимеры по сравнению с синтетическими полимерами (например, полиакриламидами) обладают рядом преимуществ, основными из которых являются [1]:

• устойчивость к механической и химической деструкции;

• стабильность в широком интервале температур (до 100–120 °C);

• сохранение вязкостных свойств как в щелочной, так и в кислой средах.

При этом в отличие от полисахаридов растительного происхождения микробные полисахариды, в частности ксантан, можно получать в необходимых объемах независимо от времени года и климатических условий.

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ КСАНТАНА

Ксантаны представляют собой гетерополисахариды с молекулярной массой от одного до нескольких миллионов а. е. м., молекулы которых сформированы из трех типов моносахаридов – -D-глюкозы, -D-маннозы и -D-глю-куроновой кислоты в соотношении 2:2:1. Структурной единицей молекулы ксантана является пентасахаридное повторяющееся звено [2]. Молекулы -D-глюкозы, соединяясь 1,4‑гликозидной связью, образуют основную цепь, где каждый второй глюкозный остаток содержит короткое боковое звено из трех моносахаридных единиц, в котором остаток глюкуроновой кислоты располагается между двумя остатками -D-маннозы (рис. 1). Конечная манноза может содержать остаток пировиноградной кислоты, а манноза, примыкающая к основной цепи, – остаток уксусной кислоты при шестом углеродном атоме -D-глюкуроновой кислоты [3].

В водных растворах молекулы ксантана склонны к самоассоциации: с повышением ионной силы раствора или концентрации полисахарида формируется гель, представляющий собой трехмерную сетку, образованную из двойных спиралей ксантана, связанных межмолекулярными водородными связями. При концентрации полисахарида 0,1 % масс. вязкость системы возрастает на порядок, а при 1,0 % масс. в водном растворе формируется гель [4].

В целом ксантан обладает следующими свойствами:

• при использовании в небольших концентрациях увеличивает вязкость раствора;

• имеет хорошую тиксотропность и псевдопластичность;

• устойчив к окислению и ферментативному разложению;

• хорошо совместим не только с щелочами и кислотами, но и с солями, поверхностно-активными веществами, загустителями;

• безвреден как для окружающей среды, так и для человека.

Все эти свойства позволяют рассматривать ксантан в качестве эффективного загустителя кислотных составов [4]. К примеру, в работе [5] были представлены данные по исследованию полимеров ксантанового ряда в качестве загустителей кислотных растворов на основе соляной кислоты.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗАГУЩАЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ КСАНТАНА В ОТНОШЕНИИ РАСТВОРОВ СУЛЬФАМИНОВОЙ КИСЛОТЫ

Целью исследования, результаты которого представлены в данной статье, было изучение загущающей способности ксантана в отношении растворов сульфаминовой кислоты. Выбор кислоты обусловлен рядом факторов. Так, по сравнению с HCl сульфаминовая кислота характеризуется более низкой скоростью взаимодействия с карбонатной породой [6], что увеличивает глубину проникновения кислоты в пласт, и более низкой коррозионной активностью. Кроме того, сульфаминовая кислота выпускается в виде порошка, что облегчает ее транспортировку и хранение.

Сульфаминовая кислота имеет ограниченную растворимость в воде (до 17,57 % масс. при 20 °C), на практике в основном применяется в концентрациях 5–15 % масс. [7], поэтому для исследования были выбраны именно эти концентрации.

Были взяты три образца биополимера ксантана, имеющие идентичные характеристики по паспортам и соответствующие требованиям ГОСТ. Образцы различались по цвету (от молочного до бледно-желтого), размеру гранул и однородности. Поскольку ксантан является продуктом жизнедеятельности бактерий, возможны существенные различия как в структуре, так и в молекулярной массе молекул. В связи с этим на первом этапе исследований методом динамического рассеяния света (англ. dynamic light scattering – DLS) с помощью анализатора Litesizer 500 были определены молекулярные массы образцов, для чего были изучены растворы на дистиллированной воде. После измерения интенсивности света при различных концентрациях по уравнению Дебая:

,           (1)

где R – коэффициент рассеяния; К – оптическая постоянная раствора; с – весовая концентрация, г / см3; А2 – второй вириальный коэффициент; М – средневесовая молекулярная масса, а. е. м., строится зависимость Дебая [Кс / R(с)].

В результате проведенных экспериментов были получены следующие молекулярные массы:

• образец № 1 – 9,82·106;

• образец № 2 – 22,7·106;

• образец № 3 – 3,92·106.

Согласно теории разбавленных растворов полимеров существует зависимость между молекулярной массой и вязкостью раствора. Для ксантана в работе [8] были представлены зависимости вязкости от концентрации, но не от молекулярной массы. Поэтому в целях определения зависимости вязкости от молекулярной массы на следующем этапе исследования были приготовлены растворы ксантанов на дистиллированной воде с массовой концентрацией 0,01; 0,05; 0,1 и 0,5 % масс.

Измерения проводились на ротационных вискозиметрах. Движение псевдопластичной жидкости аппроксимируется степеннм законом зависимости касательного напряжения и модуля скорости деформации по формуле:

,           (2)

где – напряжение сдвига, Па; K – мера консистенции жидкости, Па·с; ( / t) – скорость сдвига, с–1; n – показатель неньютоновского поведения жидкости.

Данное уравнение является классической интерпретацией реологической модели Оствальда – де Виля и используется при сравнении вязкостных свойств жидкостей.

Графическая интерпретация результатов реологических исследований зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига водных растворов анализируемых образцов ксантана для концентраций 0,01; 0,05; 0,1 и 0,5 % масс. представлена на рис. 2. Для полученных зависимостей были составлены реологические уравнения согласно модели Оствальда – де Виля (формула 2) и рассчитаны значения n и K.

Анализ полученных зависимостей и значений n и K показал, что при концентрации ксантана 0,01 % масс. система ведет себя практически как ньютоновская, о чем свидетельствует значение n, стремящееся к 1. При концентрациях ксантана 0,05 и 0,1 % масс. в системе начинает формироваться структура. Образец № 2 с наибольшей молекулярной массой обладает наибольшим значением K при всех концентрациях. Однако в результате проведенных исследований не была получена прямая зависимость между значениями вязкости и молекулярной массой образцов ксантана.

По всей вероятности, помимо разветвленного строения свойства загустителя ксантану придает наличие большого числа химически активных групп – гидроксильных, карбоксильных, ацетатных и др., в то же время неоднозначно влияющего на его реологические свойства. При достижении определенной концентрации полимера в воде образуются водородные связи, в результате чего формируется сложная, переплетенная сеть слабо связанных между собой молекул. Однако электростатические взаимодействия между ними слабы, и, если раствор подвергнуть сдвиговой деформации, силы притяжения, связывающие полимеры, начинают ослабевать. Наличие различных функциональных групп и водородных связей также влияет на поведение в средах с различным рН [9].

На следующем этапе в целях изучения реологического поведения ксантана в кислой среде было проведено исследование зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига растворов сульфаминовой кислоты, загущенных полимером. Концентрация ксантанов составляла 0,5 % масс., а концентрация сульфаминовой кислоты – 5 и 15 % масс. [7].

Согласно полученным данным, все зависимости описываются степеннм уравнением Оствальда – да Виля (2) и, судя по показателям n и K, для всех растворов сохраняется псевдопластический характер течения. Значения эффективной вязкости растворов сульфаминовой кислоты, загущенных 0,5 % масс. ксантаном, при скоростях сдвига 1,0; 10,0; 100,0 c–1 приведены в таблице. Из представленных данных очевидно наличие закономерности изменения эффективной вязкости от молекулярной массы. Однако при рассмотрении относительного изменения эффективной вязкости (1 c–1) биополимера в зависимости от концентрации сульфаминовой кислоты (рис. 3), причем за 100%-ную эффективную вязкость принята вязкость водного раствора ксантана (0 % сульфаминовой кислоты), можно отметить, что наибольший спад эффективной вязкости наблюдается у образца № 3. Образец № 1, напротив, оказался наиболее устойчивым к кислой среде. Его реологические характеристики с увеличением массовой доли сульфаминовой кислоты практически не изменились, что подтверждает отсутствие пропорционального изменения вязкостных свойств в зависимости от молекулярной массы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Полученные в ходе исследования результаты не подтверждают общераспространенного мнения, что ксантан устойчив к воздействию кислот.

По-видимому, определенную роль играет наличие дополнительных параметров, влияющих на вязкостные свойства биополимеров. Так, считается, что большое влияние на реологические свойства полимера в различных средах оказывают пировиноградная и ацетатная составляющие молекулы ксантана. При этом, поскольку ксантан является продуктом жизнедеятельности разных штаммов бактерий, содержание данных функциональных групп существенно разнится. Поэтому определение содержания каждого из этих двух компонентов является важным этапом при изучении реологических свойств образца ксантана.

Исследование также показало, что для получения полной характеристики ксантана в качестве загустителя кислотных составов необходимо дальнейшее изучение структуры образцов, а именно анализ содержания кислотных остатков пировиноградной и уксусной кислот в макромолекулах.

Эффективная вязкость растворов сульфаминовой кислоты, загущенных ксантаном 0,5 % масс.

The effective viscosity of sulfamic acid solutions thickened with xanthan of the 0.5 wt %

Объединенная металлургическая компания (АО «ОМК», г. Москва) освоила выпуск нового для себя вида продукции – насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 60,32–114,3 мм с толщиной стенок до 7,0 мм, в т. ч. повышенной прочности, применяемых в процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин для транспортировки жидкостей и газов внутри обсадных колонн, а также для проведения ремонтных и спуско-подъемных работ. Теперь ОМК может предложить клиентам новые комплексные решения в нарезных трубах нефтегазового сортамента.

Трубы ОМК изготавливают из собственного горячекатаного проката в новом трубоэлектросварочном цехе Выксунского металлургического завода (АО «ВМЗ», Нижегородская обл., входит в состав ОМК). Здесь установлены наиболее совершенные на сегодня технологические линии от ведущих международных и российских производителей. Современный электросварочный стан гибкой формовки от Nakata / Mitsubishi Co (Япония) дает возможность изготавливать трубы групп прочности J55, K72, N80 без дополнительной термообработки, а наличие участка объемной термообработки позволяет производить продукцию повышенной прочности (N80Q-P110).

Вся новая продукция ОМК изготавливается по российским и международным стандартам: ГОСТ 31446–2017, API Spec 5CT (с уровнем спецификации продукта PSL-1) и ГОСТ Р 52203–2004 со стандартными муфтами с треугольными резьбами NU и НКТН собственного производства.

Производственная часть по выпуску НКТ нового трубоэлектросварочного цеха состоит из следующих технологических линий:

• сварки труб (ТЭСА 60–178) для изготовления труб диаметром 60,3–177,8 мм;

• объемной термообработки труб;

• линии нарезки и контроля качества;

• отгрузки готовой продукции.

Обеспечивает производство НКТ горячекатаным рулоном собственный Литейно-прокатный комплекс предприятия. Инновационная система прослеживаемости дает возможность проводить технологический контроль качества на всех этапах изготовления продукта, а замкнутый цикл «от рулона до отгрузки» в рамках одной производственной площадки позволит существенно сократить сроки выполнения заказов.

Каждая труба, заданная в линию, маркируется в соответствии с действующей нормативно-технической документацией. Упаковка труб в специализированные пакеты квадратной или шестигранной формы позволяет обеспечить безопасную транспортировку продукции до конечного потребителя.

Объединенная металлургическая компания ввела в эксплуатацию новый трубоэлектросварочный цех Выксунского металлургического завода в 2020 г. Реализация данного проекта осуществлялась в рамках масштабной инвестиционной программы развития производства нефтегазопроводных труб объемом около 40 млрд руб. Она включает в себя модернизацию всех действующих в АО «ОМК» мощностей по выпуску электросварных OCTG-труб и ввод в эксплуатацию нового цеха по производству муфт.

Запуск производства по изготовлению насосно-компрессорных труб выведет АО «ОМК» в новый, ранее не освоенный компанией сегмент нефтегазовой отрасли, а предлагаемые комплексные и востребованные на рынке продукты позволят наилучшим образом удовлетворить потребность компаний ТЭК в нарезных трубах нефтегазового сортамента.

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время значительная часть газовых и газоконденсатных месторождений разрабатывается в условиях проявления упруговодонапорного режима. Поступление воды при снижении пластового давления приводит к большим потерям запасов газа и существенным осложнениям в работе скважин.

Обводнение интервалов перфорации добывающих скважин происходит по мере подъема пластовых вод, при этом число газоотдающих пропластков уменьшается, а водопроявляющих, соответственно, увеличивается. С какого‑то момента скорости восходящего потока газа перестают обеспечивать вынос всей жидкости, поступающей из пласта, и часть ее накапливается на забое и в стволе. Этот процесс, развиваясь, приводит к прекращению фонтанирования, или самозадавливанию обводняющихся газовых и газоконденсатных скважин.

РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ РАПОРТОВ ПО ЗАЛЕЖАМ УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

По данным [1], анализ эксплуатационных рапортов по сеноманской залежи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) показывает следующее. Рабочие дебиты 427 скважин (37 % всего фонда газовых скважин) действующего фонда не обеспечивают устойчивого выноса жидкости с забоя, а дебиты 151 скважины (13 %) незначительно превышают минимально необходимые, и в ближайшее время возникнут проблемы с обеспечением их устойчивой работы. Влияние самозадавливающихся скважин на общую суточную добычу очень велико. При этом доля добычи газа из самозадавливающихся скважин составляет 26 % общего объема добычи, а из скважин, которые в ближайшее время станут самозадавливающимися, – 13 %.

В перспективе по мере дальнейшей выработки Уренгойского НГКМ число скважин с водой и объемы ее поступления будут только возрастать. По прогнозу, приведенному в [1], к 2030 г. количество самозадавливающихся скважин составит около 500, или 72 % всего фонда скважин сеноманской залежи Уренгойского НГКМ.

По неокомским залежам Уренгойского НГКМ в условиях снижения ресурсно-энергетического потенциала 10 % действующего фонда газоконденсатных скважин уже работают с дебитами, не обеспечивающими полный вынос жидкости и механических примесей с забоя. В ближайшей перспективе доля малодебитных скважин возрастет до 50 % [1].

Эта проблема актуальна и для многих других месторождений, таких как Оренбургское, Медвежье, Вынгапуровское, Ямбургское, Вуктыльское и др. При этом накопление жидкости на забое и выбытие скважин из действующего фонда не позволяют достичь высокой углеводородоотдачи пластов.

РАСПРОСТРАНЕННЫЕ МЕТОДЫ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ ИЗ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН НА ПРИМЕРЕ БОВАНЕНКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин предложены различные технологические решения [1–5], имеющие свои области применения.

Помимо обводнения скважин, вызванного внедрением пластовой воды, на сегодняшний день промысловики столкнулись с проблемой обводнения газовых скважин конденсационными и техногенными жидкостями уже на ранней стадии разработки крупнейшего Бованенковского НГКМ [6, 7].

Бованенковское НГКМ введено в промышленную эксплуатацию в 2012 г. В настоящее время кустовым способом по 8–12 скважин в кусте разрабатывается массивная водоплавающая залежь пластов ТП1–6 танопчинской свиты с запасами газа 2 трлн м3, а также мелкие залежи пластов ТП7–11 (запасы газа составляют около 200 млрд м3).

Практически все продуктивные залежи танопчинской свиты на Бованенковском НГКМ имеют краевую или подошвенную пластовую воду. При эксплуатации месторождения образуются депрессионные воронки в районе кустов добывающих скважин и увеличивается риск их обводнения пластовыми водами.

На Бованенковском НГКМ массивная залежь ТП1–6 вскрывается полностью. Принципиальная схема вскрытия продуктивного пласта представлена на рис. 1.

Как правило, пропластки ТП5–6 по своим фильтрационно-емкостным свойствам хуже пропластков ТП1–4, поэтому при совместном вскрытии нижние пласты могут не в полном объеме выносить жидкость с забоя, а работать в режиме барботажа. На забоях многих скважин по результатам геофизических исследований были обнаружены большие скопления жидкости (рис. 1). Результаты гидрохимического контроля показали наличие конденсационной воды, а также смеси конденсационной и техногенной жидкостей (43 и 39 % соответственно) на забоях добывающих скважин. В 17 % проб было обнаружено и определено процентное содержание пластовой воды, 1 % составили пробы, полностью состоящие из пластовой воды [7].

Средняя длина интервала перфорации по этим скважинам составляет 233 м, средняя длина столба жидкости на забоях скважин – 64 м, вертикальный столб жидкости в среднем достигает отметки 45,3 м, а соотношение длины столба жидкости к длине интервала перфорации – почти 30 % [6]. Это вызывает существенное ухудшение добычных возможностей скважин.

Для повышения производительности скважин Бованенковского НГКМ с большим содержанием жидкости на забое в работах [6, 7] рекомендуется проводить ее удаление с применением колтюбинговой техники и подачи на забой поверхностно-активных веществ (ПАВ). Однако использование колтюбинговой техники является дорогостоящим и трудоемким. Поэтому было разработано менее затратное и более эффективное техническое решение для удаления жидкости с забоев скважин, относящееся к механизированной добыче. Данное решение имеет следующие аналоги.

В [8] описан способ добычи газа из обводненной скважины посредством откачки пластовой воды из скважины с помощью глубинного насоса. Откачка продолжается до тех пор, пока уровень пластовой воды не поднимется к устью скважины с последующей ее дегазацией. Для осуществления данного способа предложено устройство, содержащее спущенный в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) насос и устьевую арматуру. Опыт применения данного технического решения на месторождениях показал его низкую эффективность, поскольку откачка пластовой воды и ее дегазация производятся в периодическом режиме.

Также в числе аналогов известен способ добычи газа из водоносного пласта, включающий отбор газа, подъем пластовой воды к устью с помощью глубинного насоса и дегазацию воды в верхней части ствола скважины. Для реализации данного способа предлагается устройство, содержащее спущенный в скважину на колонне НКТ насос, а также вторую колонну НКТ с гравитационным сепаратором [9]. Стоит отметить такой недостаток данного решения, как большие энергетические затраты на его применение, поскольку для подъема воды к устью скважины требуется высокий напор насоса.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому в данной статье решению является способ эксплуатации обводненных газовых и газоконденсатных скважин, включающий:

• спуск в скважину погружной насосной установки под статический уровень жидкости;

• запуск погружной насосной установки;

• откачку жидкости погружной насосной установкой;

• уменьшение забойного давления путем снижения динамического уровня жидкости;

• повышение давления откачиваемой жидкости на выходе погружной насосной установки;

• поступление газа на поверхность;

• запуск для реализации газа устройства, содержащего спущенную в скважину ниже подошвы пласта под уровень жидкости погружную насосную установку и НКТ [5].

Однако эти способ и устройство также характеризуются низкой эффективностью, обусловленной высокими эксплуатационными затратами на удаление жидкости из скважин и большой материалоемкостью, поскольку для нагнетания жидкости требуется высокий напор погружной насосной установки.

НОВОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ РЕШЕНИЕ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЕННЫХ СКВАЖИН

Описываемое в статье новое техническое решение, связанное с механизированной добычей, направлено на повышение эффективности эксплуатации обводненных газовых и газоконденсатных скважин. Достигаемый технический результат заключается в увеличении объемов добычи газа и продлении сроков рентабельной разработки месторождений за счет повышения эффективности эксплуатации скважин при меньших значениях напора погружных насосных установок.

В рамках применения предлагаемого технического решения (рис. 2а) в скважину 1 ниже подошвы 2 продуктивного пласта 3 под статический уровень жидкости спускают погружную насосную установку 4, содержащую насос 6 и двигатель с гидрозащитой 7. Спуск осуществляют на грузонесущем электрическом кабеле 8 внутри колонны НКТ 5, в которой предварительно проделаны отверстия 9 для прохождения газа в интервале между кровлей 10 и подошвой 2 продуктивного пласта 3. Стоит отметить, что насосные установки малого габарита, спускаемые на грузонесущем электрическом кабеле внутри колонны НКТ, в настоящее время выпускаются в промышленных масштабах [10].

После спуска осуществляют запуск установки 4. Жидкость (вода и конденсат), поступающая на забой скважины 1, откачивается установкой 4, проходя по зазору между внутренней поверхностью НКТ 5 и погружным электродвигателем 7, охлаждая его. После откачки жидкости из скважины 1 уменьшают забойное давление путем снижения динамического уровня жидкости 13, повышая при этом давление откачиваемой жидкости на выходе установки 4 и обеспечивая поступление газа на поверхность. Жидкость с повышенным давлением нагнетается насосом 6 по шлангу 11, длина которого превышает расстояние между глубиной спуска установки 4 и статическим уровнем жидкости в скважине 1, в расположенную на его верхнем конце форсунку 12 или в струйный аппарат 17 (рис. 2б) и распыляется в газовой среде выше статического уровня жидкости в виде мелкодисперсного аэрозоля (тумана). При этом в струйном аппарате жидкость нагнетается в сопло 18, газ поступает в приемную камеру 19 и смешивается с жидкостью в камере 20. В диффузоре 21 формируется факел распыливания 14. В затрубное пространство скважины подается ПАВ (направление подачи показано стрелкой на рис. 2а) для улучшения образования мелкодисперсного аэрозоля вплоть до состояния искусственного тумана. Подбор ПАВ может быть произведен с учетом рекомендаций [11]. Мельчайшие капли жидкости в виде аэрозоля 15 уносятся вверх потоком газа, проходящим из пласта 3 через отверстия 9 в колонну НКТ 5. При этом динамический уровень откачиваемой жидкости 13 в скважине 1 поддерживается ниже отметки подошвы 2 продуктивного пласта 3. Накопления жидкости на забое не происходит, и скважина работает в непрерывном режиме без остановок и продувок.

В одном из вариантов монтажа электрический грузонесущий кабель 8 погружной насосной установки 4 подключен на поверхности к автономной энергоустановке 22 на возобновляемых источниках энергии посредством кабеля 23 (рис. 2в), что позволяет обеспечить бесперебойное электроснабжение погружной насосной установки 4 при работе в удаленных скважинах при отсутствии линий электропередачи. На поверхности продукция скважины 1 поступает через устьевую арматуру 24 в шлейф и далее – на установку комплексной подготовки газа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Предложено новое техническое решение, позволяющее существенно увеличить дебит по газу обводненных газовых и газоконденсатных скважин. Решение заключается в спуске погружной насосной установки ниже подошвы продуктивного пласта под уровень жидкости на грузонесущем электрическом кабеле внутри колонны НКТ, имеющей отверстия для выхода газа в интервале между кровлей и подошвой продуктивного пласта. К выходу из установки присоединен шланг с расположенным на его верхнем конце устройством для распыления жидкости, причем длина шланга превышает расстояние между глубиной спуска погружной насосной установки и статическим уровнем жидкости. Предложенное техническое решение позволяет снизить динамический уровень жидкости ниже подошвы пласта и полностью освободить зону продуктивного интервала пласта в скважине от накопления жидкости. Стоит также отметить, что для создания мелкодисперсного аэрозоля, выносимого потоком газа по НКТ на поверхность, требуются гораздо меньшие давление и напор погружной насосной установки, чем для подъема столба жидкости по НКТ в уже известных технических решениях.

Таким образом, применение новой технологической схемы позволит обеспечить увеличение добычи газа из малодебитных низконапорных обводненных скважин и сроков рентабельной разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Публикация подготовлена при поддержке Программы РУДН «5–100».

ВВЕДЕНИЕ

На сегодняшний день в условиях растущего спроса на углеводороды и истощения запасов традиционных залежей все большую актуальность приобретает задача освоения газовых месторождений со сложными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), тем более что значительная часть крупных разрабатываемых месторождений газа Западной Сибири находится в стадии падающей добычи.

Большинство месторождений, вводимых в настоящее время в разработку, приурочено к залежам, характеризующимся сложным геологическим строением, низкой проницаемостью, высокой расчлененностью, наличием подстилающих вод и проч. Характерным примером таких пластов являются продуктивные отложения коньяк-сантонских и туронских ярусов. Данные пласты имеют региональное развитие, и до недавнего времени большого интереса к их разработке добывающие компании не проявляли. В то же время, по предварительной оценке, в них сосредоточено более 3 трлн м3 газа [1], что позволяет рассматривать эти ресурсы в качестве значимого промышленного источника добычи углеводородного сырья.

История освоения одновозрастных отложений в России началась в 2011 г., когда был получен первый туронский газ на Южно-Русском месторождении. Начало опытно-промышленной эксплуатации другого уникального месторождения – Харампурского – датируется 2014 г. При этом запасы газа Южно-Русского месторождения оцениваются в 300 млрд м3, а Харампурского – более чем в 800 млрд м3 [1].

В данной статье представлен новый подход по вовлечению в разработку запасов газа ипатовской свиты Верхнеколик-Еганского месторождения (Нижневартовский р-н ХМАО), которая с определенной долей условности может считаться аналогом указанных пластов (табл. 1). Кроме того, авторами статьи проведена оценка перспектив разработки коллекторов сантон-коньякских и туронских отложений.

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ИПАТОВСКОЙ СВИТЫ

Ипатовская свита, возраст которой определяется как коньяк-сантон, представлена слабосцементированными песчаниками, зеленовато-серыми алевритами, часто глауконитовыми, с глинистым, известковистым и кремнистым цементом, с прослоями серых глин, сидеритовыми конкрециями, углистыми растительными остатками. Залегает ипатовская свита на глубине 815,0–996,2 м [2].

В песках верхней части свиты выявлена газовая залежь, относящаяся к массивному типу. По результатам проведения геолого-разведочных и поисковых работ залежь вскрыта более чем в 600 транзитных скважинах, продуктивность подтверждена по результатам опробования 14 скважин. Во всех скважинах получены притоки сухого газа дебитом 7,2–189,2 тыс. м3 / сут при депрессии 0,1–4,9 МПа. По величине запасов залежь относится к категории крупных: начальные геологические запасы составляют 34 млрд м3.

Разработка газовой залежи ипатовской свиты осложняется низкими ФЕС пласта (табл. 1), высокой расчлененностью, низкой начальной и высокой остаточной газонасыщенностью. Средняя газонасыщенная толщина составляет около 13 м, что обусловливает риск преждевременного обводнения скважин в условиях наличия подстилающей воды.

Начальная пластовая температура – 25 °C, что с учетом низкого начального пластового давления создает риск образования гидратов (рис. 1) [3, 4].

В настоящее время отмечается недостаточная изученность ипатовской свиты. В открытых источниках накоплен незначительный объем информации по разработке и эксплуатации подобных объектов.

ИСТОРИЯ РАЗРАБОТКИ ИПАТОВСКОЙ СВИТЫ

Для Нижневартовского района добыча газа исторически не является приоритетной задачей, поэтому впервые интерес к ипатовской свите как к газовому активу возник в 2013 г. С этого года были инициированы работы по созданию постоянно действующей геолого-технологической модели и запланировано проведение опытно-промышленных работ (ОПР).

В 2017 г. в рамках проведения ОПР в целях выбора оптимального типа заканчивания были пробурены одна наклонно-направленная (ННС) и одна горизонтальная (ГС) скважины, проведено их испытание (без гидроразрыва пласта). При сопоставимых депрессиях (2,3 МПа) дебит горизонтальной скважины составил 117,4 тыс. м3 / сут, что на 41 % больше дебита вертикальной скважины (83,3 тыс. м3 / сут).

Также в рамках ОПР был произведен отбор керна из вертикальной скважины. В ходе исследований керна получена петрофизическая зависимость коэффициента проницаемости Кпр от коэффициента пористости Кп: Кпр = f(Кп), построена капиллярная модель и уточнено значение начальной газонасыщенности (0,34 д. ед.), оказавшееся значительно ниже значения соответствующего показателя пластов-аналогов (0,54–0,64 д. ед.). Потоковые исследования позволили уточнить подвижные характеристики газожидкостной смеси.

Исходя из геолого-физических характеристик пласта и опыта разработки отечественных газовых залежей подобного типа можно сделать вывод, что оптимальным для эксплуатации газовых скважин является режим, при котором депрессия на пласт не превышает 20 % начального пластового давления [5].

По результатам ОПР дебиты газа в газодобывающих скважинах, пробуренных на ипатовской свите, в 2–5 раз ниже, чем в скважинах, эксплуатирующих сеноманские отложения.

С учетом опыта, накопленного в процессе ОПР, в ходе которых изучался пласт Т Харампурского месторождения [6], можно констатировать, что ипатовская свита должна разрабатываться преимущественно горизонтальными скважинами.

Наиболее эффективным является бурение ГС с многостадийным гидроразрывом пласта (ГРП), однако в условиях маломощной водоплавающей залежи ипатовской свиты данная технологическая операция многократно повышает риск прорыва воды, поэтому эксплуатация объекта планируется без проведения ГРП.

В целях уточнения ФЕС на каждой из скважин выполнено по одному газодинамическому исследованию.

Результаты исследований подтвердили опыт разработки пластов-аналогов, продемонстрировавший бльшую эффективность горизонтальных скважин по сравнению с наклонно-направленными (для ННС a = 2,92 МПа2 / (тыс. м3 / сут), b = 0,0091 МПа2 / (тыс. м3 / сут)2; для ГС a = 1,66 МПа2 / (тыс. м3 / сут), b = 0,0073 МПа2 / (тыс. м3 / сут)2, где а – линейный коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа2 / (тыс. м3 / сут), b – квадратичный коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа2 / (тыс. м3 / сут)2), и стали основой для адаптации гидродинамической модели, по которой выполнялись технологические расчеты.

Из всей имеющейся информации наибольшую неопределенность представляет коэффициент остаточной газонасыщенности Ког. По данным собственных исследований, значение Ког составляет 0,246 д. ед., что существенно выше принятого по аналогии с пластом Т Харампурского месторождения (0,159 д. ед.). Однако образцы, на которых проведены исследования, имеют завышенные значения начальной газонасыщенности (0,65–0,78 д. ед.) и проницаемости (0,015–0,23 мкм2) и не описывают основной диапазон ФЕС пласта, что в совокупности с незначительным объемом собственных исследований (их было проведено всего два) не позволяет достоверно оценить значение остаточной газонасыщенности.

По результатам проведения ОПР построена геолого-гидродинамическая модель (ГГДМ), свойства которой приведены в табл. 2. В основе ГГДМ лежит трехфазная изотермическая модель в системе «свободный газ – вода», что обусловлено фазами, насыщающими пласт.

На основании построенной модели авторами статьи был определен наиболее эффективный вариант разработки ипатовской свиты.

НОВЫЙ ПОДХОД к ВОВЛЕЧЕНИЮ В РАЗРАБОТКУ ЗАПАСОВ ГАЗА ИПАТОВСКОЙ СВИТЫ

Ввиду особенностей геологического строения залежи за основу размещения проектных скважин принята лучевая (кольцевая) схема, обеспечивающая одновременное расположение скважин в зонах максимальных газонасыщенных толщин и на минимальных гипсометрических отметках.

Авторами также рассматривалась возможность использования возвратного фонда, однако согласно проектным решениям 100 % технически исправного фонда предполагается использовать на нижележащих нефтяных объектах.

В ходе многовариантных расчетов варьировались следующие параметры:

1) способ заканчивания ННС и ГС, причем длина ствола скважины принималась равной 400, 600, 800 и 1200 м (рис. 2);

2) степень вскрытия (интервал проводки ГС с отступом от газоводяного контакта) – 0,3; 0,5; 0,7;

3) темп отбора газа от начальных газовых запасов варьировался в пределах 2–3 % с шагом 0,5 %.

Кроме того, в связи с имеющейся неопределенностью расчет технологических показателей выполнялся по двум сценариям, в которых использовались модифицированные относительные фазовые проницаемости с Ког, равным 0,159 и 0,246 д. ед., причем последнее значение было принято по данным собственных исследований.

При расчете прогнозных показателей для газовых скважин задавались следующие технологические ограничения: предельное устьевое давление – 2,03 МПа, предельная депрессия – 3,04 МПа. Экономические условия отключения скважин: дебит газа менее 10 тыс. м3 / сут, водогазовый фактор (ВГФ) более 0,0001 м3 / см3.

Эффективность разработки определялась соотношением между капитальными вложениями в строительство скважин и объектов наземного обустройства, операционными затратами на содержание фонда скважин и прибылью от реализации добываемого газа.

На основе технико-экономического анализа (рис. 3) был выбран оптимальный вариант разработки с длиной горизонтального ствола 800 м с интервалом проводки ГС, равным 0,3 уровня газоводяного контакта (ГВК).

Темп отбора газа от начальных запасов определен исходя из соотношения периода постоянных отборов газа и минимально допустимого уровня отбора газа, при котором будет обеспечиваться нормальное функционирование газотранспортной сети. Установлено, что для ипатовской свиты оптимальный темп отбора газа от начальных запасов составляет 2,5 %.

При расчете варианта с Ког = 0,159 д. ед. накопленная добыча газа закономерно превышает аналогичный показатель при Ког = 0,246 д. ед. на 90 %, при этом газоотдача при оптимистичном сценарии составляет не более 0,6 д. ед., при пессимистичном – не более 0,3 д. ед. (рис. 4).

Согласно обзору разрабатываемых месторождений газа [7] (табл. 3), для рассматриваемого типа залежей характерно значение коэффициента извлечения газа менее 0,6, что коррелирует с полученными результатами.

Базовый сценарий монетизации газа объекта «Ипатовская свита Верхнеколик-Еганского месторождения» предполагает строительство газопровода до Северо-Варьеганского месторождения протяженностью около 200 км, откуда газ будет поступать на компрессорную станцию «Аганская». Поскольку в данный момент на Верхнеколик-Еганском месторождении отсутствует необходимая инфраструктура для функционирования газового промысла, реализация проекта предполагает значительные капитальные расходы. Вложения в строительство дорог и трубопроводов составляют порядка 70 % в структуре затрат на освоение объекта и не окупаются при самостоятельной разработке.

Авторами проведена технико-экономическая оценка перспектив разработки ипатовской свиты в случае, если бы на месторождении уже существовала газовая инфраструктура. Технико-экономический анализ показывает, что при наличии развитой инфраструктуры добыча газа окупила бы затраты на бурение скважин и строительство кустовых площадок.

Таким образом, разработка объектов, аналогичных ипатовской свите, может быть рентабельной, если их рассматривать в роли второстепенных, для продления плато добычи газа в период постоянных отборов.

Повысить эффективность разработки подобных залежей может изменение налогового законодательства, где по аналогии с нефтяными залежами можно ввести понятие трудноизвлекаемых запасов для газовых объектов.

В ближайшей перспективе монетизация свободного газа ипатовской свиты не планируется ввиду низкой экономической привлекательности проекта. В настоящее время проектная команда ведет работы по поиску оптимального решения для разработки данного объекта, предложен вариант синергии с несколькими соседними месторождениями ПАО «Газпром», требующий детальной проработки (рис. 5). Ориентировочная дата реализации проекта – 2030 г.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящее время многие добывающие компании ведут работы по изучению и освоению коньякских и туронских отложений, в которых содержатся значительные запасы свободного газа. Однако изученность подобных отложений находится на низком уровне, что не позволяет однозначно подобрать технологию для оптимального извлечения газа.

Согласно текущему представлению подобные пласты характеризуются высокой расчлененностью (>10), низкой проницаемостью (<0,03 мкм2), что обусловливает наличие дополнительных сложностей при разработке. При этом достигаемый коэффициент извлечения газа может варьироваться от 0,3 до 0,6 д. ед.

Эффективность разработки коньякских и туронских отложений требует комплексного подхода, учитывающего аспекты поверхностного обустройства конкретного месторождения.

По результатам представленного исследования, в рамках которого в качестве объекта рассматривалась ипатовская свита Верхнеколик-Еганского нефтегазоконденсатного месторождения, разработка залежи признана неэффективной ввиду низкой рентабельности из‑за высокой стоимости поверхностного обустройства.

Таблица 1. Геофизические характеристики пластов-аналогов

Table 1. Geophysical characteristics of analogous reservoirs

Таблица 2. Свойства гидродинамической модели ипатовской свиты Верхнеколик-Еганского месторождения

Table 2. Properties of the hydrodynamic model of the Ipatovskaya suite of the Verkhnekolik-Yeganskoye field

Таблица 3. Предельные значения фактических коэффициентов конечной газоотдачи в зависимости от типа коллектора

Table 3. Limit values of actual coefficients of final gas recovery depending on the type of reservoir

ВВЕДЕНИЕ

Проблемы создания экологически более чистой водородной энергетики все в большей степени занимают умы инженеров, ученых и широкой общественности развитых стран мира. Сущность водородной энергетики заключается в использовании водорода как топлива в разнообразных машинах и аппаратах, прежде всего в двигателях внутреннего сгорания. Отличительной особенностью такой энергетики является отсутствие выбросов парниковых газов, в первую очередь диоксида углерода CO2, что весьма актуально, поскольку энергетическая комиссия стран Евросоюза (ЕС) объявила, что достижение к 2050 г. так называемой углеродной нейтральности является приоритетной задачей, на решение которой будут направлены все имеющиеся в распоряжении ЕС ресурсы [1–7].

В общей проблеме создания водородной энергетики можно выделить следующие основные задачи:

• промышленное получение водорода;

• накопление и хранение больших объемов водорода;

• транспортировка водорода на большие расстояния.

ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ ПРОМЫШЛЕННОГО ПОЛУЧЕНИЯ ВОДОРОДА

Технологию промышленного получения водорода можно разделить на два основных направления:

• получение чистого водорода с минимальным воздействием на окружающую среду на основе возобновляемых источников энергии («зеленый» и «желтый / бирюзовый» водород);

• получение водорода с побочными продуктами, такими как СО и СО2 («голубой» и «серый» водород).

К первому направлению относятся электролиз воды и пиролиз метана, ко второму – различные виды конверсии метана или угля [8].

Технология электролиза воды – метод, при котором молекула воды под воздействием электрического тока разделяется на две молекулы водорода и одну молекулу кислорода, – позволяет получить наиболее чистый водород, пригодный к использованию без дополнительной очистки. К числу достоинств электролиза относится также то, что водород производится под давлением до 15,0 МПа, что способствует снижению затрат на компримирование для последующей его транспортировки по трубопроводам. В то же время электролиз воды является наиболее дорогим способом производства водорода, требующим огромных затрат электроэнергии, получение которой по умолчанию подразумевает применение «экологически чистых» методов, не предполагающих сжигания какого‑либо углеродного топлива [9–11].

Основной технологией получения водорода из природных органических топлив является конверсия метана. Известны разные виды конверсии метана: паровая и парокислородная (автотермический риформинг) конверсии, парциальное окисление и т. п. Себестоимость водорода, получаемого по этой технологии, значительно ниже себестоимости водорода, производимого путем электролиза воды, однако все виды конверсии метана имеют существенный недостаток, заключающийся в попутном образовании диоксида углерода, вследствие чего требуется использование технологий улавливания и захоронения CO2, что в итоге увеличивает стоимость производимого водорода.

Водород можно также получить в результате пиролиза метана, т. е. путем разложения молекулы метана на две молекулы водорода и одну молекулу углерода. Отличительной особенностью такого метода является отсутствие выбросов диоксида углерода, а следовательно, производство чистого водорода. Пиролиз осуществляется без доступа кислорода при высоких температурах. Образующийся углерод остается в установках в виде твердой фазы (например, сажи). В промышленности применяются несколько разновидностей пиролиза метана: термический, каталитический, плазменный, а также пиролиз в расплавах некоторых металлов. Можно отметить перспективность развертывания крупномасштабного производства водорода с помощью данной технологии [12, 13].

ХРАНЕНИЕ И ТРАНСПОРТИРОВКА БОЛЬШИХ ОБЪЕМОВ ВОДОРОДА НА ЗНАЧИТЕЛЬНЫЕ РАССТОЯНИЯ

К числу проблем водородной энергетики относится необходимость создания технологии накопления и хранения больших объемов водорода. На сегодняшний день большинство исследователей сходится во мнении, что лучше всего для этой цели подходит подземное хранение водорода в существующих хранилищах природного газа или в специально создаваемых хранилищах водорода. Различные организации в России и за рубежом ведут интенсивные исследования в этой области. В то же время для решения эксплуатационных задач, связанных, с одной стороны, с хранением крупных партий водорода, а с другой – с охрупчиванием металла и оборудования, снижением прочностных свойств при длительном контакте с водородом, могут использоваться сегменты современных трубопроводов, обладающих большой толщиной стенки, имеющие эмалированную внутреннюю поверхность и несколько внешних слоев защитной изоляции, как, например, трубы, используемые для строительства глубоководных участков морских газопроводов.

Кроме того, одной из важнейших задач становления и развития водородной энергетики является разработка новых технологий транспортировки водорода по трубам на большие расстояния. Конечно, в мировой практике (например, в ФРГ) накоплен определенный опыт создания и эксплуатации специальных трубопроводов для транспортировки газообразного водорода, однако заманчивой и притягательной во всех отношениях является перспективная идея использовать для попутного транспорта водорода или же метано-водородной смеси (МВС) существующую сеть магистральных газопроводов.

Бурную дискуссию у специалистов вызывают «путевые карты» перехода к водородной энергетике. Не останавливаясь на деталях этой дискуссии, подробно рассмотренных в недавно опубликованных работах А.А. Конопляника, отметим лишь одну из стратегий декарбонизации энергетики, предложенную ПАО «Газпром» и получившую название «трехходовка Аксютина» [1–7].

Первым ходом этой стратегии является структурная декарбонизация, состоящая в замещении угля газом в электроэнергетике и жидкого топлива компримированным или сжиженным природным газом на транспорте. Второй ход – это технологическая декарбонизация, состоящая в производстве МВС на компрессорных станциях газопроводов и ее использование в качестве топливного газа вместо метана, что позволит существенно сократить выбросы CO2 в атмосферу. Третий ход – это глубокая декарбонизация на основе перехода к промышленному производству водорода путем пиролиза метана, т. е. методом, свободным от выбросов диоксида углерода.

Транспортный аспект проблемы находится практически в начальной стадии разработки. В технической литературе не так много предложений по способам транспортировки водорода по газопроводам. Так, например, в [14] рассмотрена технология транспортировки водорода в потоке природного газа по действующему газопроводу порциями. По этой технологии крупную, объемом несколько миллионов стандартных кубических метров партию водорода или смеси природного газа с водородом предлагается закачивать в действующий газопровод, вытесняя находящийся в нем газ. По завершении закачки порции водорода газопровод возвращают на перекачку природного газа. Подобная процедура может повторяться много раз с той или иной периодичностью. При этом каждая партия водорода вытесняет в трубопроводе находящийся перед ней природный газ и, в свою очередь, вытесняется следующей за ней партией природного газа. В конце газопровода природный газ направляют либо сразу в распределительную сеть потребителей, либо в подземное хранилище газа, а партию водорода принимают и аккумулируют отдельно в специальном хранилище. В результате одновременно достигаются две цели. Во-первых, действующий газопровод без существенных изменений используется для транспортировки по нему водорода или газовой смеси, обогащенной водородом. Во-вторых, водород или обогащенная им газовая смесь доходят до потребителя практически без изменения своего состава и, следовательно, качества. С технических позиций эта технология является родственной известной технологии транспортирования по трубопроводу моторных топлив, называемой последовательной перекачкой (англ. batching) нефтепродуктов.

В данной статье рассматривается менее сложная технология транспортировки водорода по действующим газопроводам в виде гомогенной метано-водородной смеси, т. е. фактически природного газа, обогащенного водородом до 15–30 % объема. Дело в том, что организовать непрерывное сжатие чистого водорода до больших давлений центробежными нагнетателями, как это делается при транспортировке природного газа, достаточно трудно из‑за малой плотности водорода, который примерно в 10 раз легче природного газа, поскольку центробежная сила инерции, вырабатываемая центробежными нагнетателями, пропорциональна как раз этой плотности. Однако указанная трудность практически нивелируется, если водород в указанных концентрациях добавлен в природный газ, плотность которого уменьшается незначительно. Цель исследования, представленного в статье, – проведение гидравлического (или, точнее, газодинамического) анализа такой технологии в целях формирования базы для принятия обоснованных технических решений.

МЕТАНО-ВОДОРОДНЫЕ СМЕСИ

Если в поток природного газа (для простоты будем считать, что он состоит только из метана), текущего в газопроводе с коммерческим расходом qCH4, млрд ст. м3 / год, ввести некоторое количество водорода с коммерческим расходом qH2, млрд ст. м3 / год, в трубопроводе образуется МВС с расходным объемным содержанием c, %, водорода:

%.       (1)

В то же время массовая концентрация , %, водорода в МВС рассчитывается согласно равенству:

%,       (2)

где H2 и CH4 – соответственно плотности водорода и метана при стандартных условиях, кг / м3. Учитывая, что отношение плотностей метана и водорода CH4/H2 составляет примерно 8, получаем связь массовой концентрации водорода в МВС с его расходным объемным содержанием:

%.       (3)

В табл. 1 представлены параметры МВС при различных содержаниях водорода. Из таблицы, в частности, следует, что даже существенные значения расходного объемного содержания водорода (например, до 25 %) соответствуют весьма малым (не превышающим 4 %) массовым концентрациям водорода в МВС, причем плотность МВС уменьшается менее чем на 3,5 %, а газовая постоянная R, Дж / (кг.К), – менее чем на 3,7 %. Это говорит о том, что физические параметры транспортируемого газа несильно изменяются от добавления в него водорода в достаточно ощутимых объемах.

КОЭФФИЦИЕНТ СЖИМАЕМОСТИ МЕТАНО-ВОДОРОДНОЙ СМЕСИ

Современные стандарты расчета термодинамических свойств природного газа требуют знания его компонентного состава. В зависимости от компонентного состава и рабочих параметров при расчетах могут быть использованы кубические уравнения состояния (Пенга – Робинсона, Соаве – Редлиха – Квонга) или пришедшие им на смену многоконстантные уравнения состояния AGA 8 и GERG-2008.

Уравнение состояния GERG-2008, разработанное Европейской газовой исследовательской группой, на сегодняшний день является наиболее приемлемым для расчета термодинамических свойств многокомпонентных природных газов, поскольку оно имеет широкий диапазон применения и практически не накладывает каких‑либо ограничений на содержание каждого компонента [15–17].

На рис. 1 приведена зависимость коэффициента сжимаемости газа, рассчитанного по уравнению состояния GERG-2008, от давления для различных значений объемного содержания водорода в метано-водородной смеси при температуре 290 K. Как видно из представленных графиков, при увеличении содержания водорода в МВС увеличиваются и значения коэффициента сжимаемости газа Z. Однако из этих графиков также следует, что при расходных объемных содержаниях водорода в МВС, не превышающих 20 %, изменения коэффициента сжимаемости невелики.

РАСЧЕТ ТРАНСПОРТИРОВКИ МЕТАНО-ВОДОРОДНОЙ СМЕСИ

Теория для расчета газопроводов высокого и сверхвысокого давления (15,0–30,0 МПа) была развита и подробно изложена в [18, 19]. Она базируется на системе уравнений стационарной работы газопровода:

(4)

в которой QM – массовый расход газа, млн т / год; (x), p(x), (x), T(x) – плотность, кг / м3, давление, МПа, скорость, м / с, и температура, К, газа соответственно; J(p,T) – удельная энтальпия газа, Дж / кг; d – внутренний диаметр газопровода, мм; KT – коэффициент теплопередачи, Вт / м2.К; Tнар – наружная температура, К; z(x) – профиль газопровода; g – ускорение силы тяжести, м / с2; – коэффициент гидравлического сопротивления; x – координата вдоль оси трубопровода.

Свойства реального газа учитываются посредством применения уравнения состояния газа с коэффициентом сжимаемости Z(p,T,), а также зависимостью удельной внутренней энергии и энтальпии газа не только от температуры, но и от давления. Поскольку массовый расход QM газа постоянен, скорость не является независимой переменной и определяется через расход:

= 4QM / (.d2). (5)

Система уравнений (4) сводится к системе линейных уравнений:

            (6)

относительно производных dp/dx и dT / dx. Коэффициенты a1, a2, b1, b2, c1, c2 являются известными функциями от давления и температуры, их конкретные выражения даны в [18]. Если главный определитель этой системы

∆ = a1b2 – a2b1          (7)

отличен от нуля (дозвуковой режим транспортировки), то ее можно разрешить относительно указанных производных, используя известное правило Крамера:

            (8)

где

∆1 = c1b2 – c2b1,       (9)

и

∆2 = a1c2 – a2c1.       (10)

После этого система (8) решается численно любым из стандартных методов, например методом Рунге – Кутты или более простым методом ломаных Эйлера. Оба эти метода входят в любой пакет прикладных компьютерных программ. Если известны давление p0 и температура T0 газа в начале участка, то на основе (8) можно рассчитать распределение этих величин вдоль газопровода.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ

В качестве примера для расчета был взят участок подводного газопровода протяженностью 1224 км с внутренним диаметром 1153 мм. Если принять, что давление в начале газопровода составляет 22 МПа, а в конце – 10,34 МПа, то расчетный коммерческий расход газа составляет 27,5 млрд м3 / год. В транспортируемый по трубопроводу газ добавляется некоторое количество водорода, т. е. создается МВС с различным объемным содержанием водорода.

Были поставлены задачи определить в ходе расчета:

• как изменяется коммерческий расход газа по длине газопровода при добавлении водорода в различных объемных концентрациях, если давление в начале и в конце газопровода остается неизменным (22 и 10,34 МПа соответственно);

• как изменится давление в конце газопровода от добавления в транспортируемый по трубе газ водорода в различных объемных концентрациях, если давление в начале газопровода и коммерческий расход газа остаются неизменными (22 МПа и 27,5 млрд м3 / год соответственно).

В табл. 2 приведены результаты решения первой задачи – расчета изменения коммерческого расхода газа Qк = QM()/ст() в зависимости от расходного объемного содержания с водорода в МВС при неизменных давлениях на концах газопровода (pн = 22 МПа, pк = 10,34 МПа). Из таблицы видно, что при добавлении водорода в природный газ пропускная способность газопровода уменьшается. Так, например, если расходное объемное содержание водорода в МВС составит 20 %, то годовая пропускная способность газопровода уменьшится примерно на 2,5 %, хотя коммерческий расход МВС из‑за уменьшения плотности транспортируемого потока даже несколько увеличится.

Таким образом, выполненные расчеты показывают, что добавление в природный газ водорода в пределах 20 % объема практически не изменяет годовую производительность газопровода по транспортируемой массе.

Результаты решения второй задачи – расчет изменения давления в конце газопровода от добавления водорода, если давление в начале газопровода и коммерческий расход газа оставить неизменными, – представлены на рис. 2 и в табл. 3. Из графиков на рис. 2 видно, в частности, что по мере увеличения процентного содержания водорода в МВС кривые давления монотонно поднимаются вверх по оси ординат, что свидетельствует об увеличении давления в каждом сечении, в т. ч. в конце газопровода, по сравнению с транспортировкой природного газа без добавления водорода. Иными словами, потери давления в газопроводе уменьшаются. Однако при содержании водорода в МВС, не превышающем 20 %, давление газа в конце участка увеличивается крайне незначительно – меньше чем на 0,051 МПа, а массовый годовой грузопоток уменьшается на 2,7 %.

ВЫВОДЫ

Выполненные расчеты показывают, что метано-водородные смеси, полученные из метана путем добавления к нему водорода в объеме до 20 % (по массе – до 3 %), практически не изменяют параметров газа, имеющих определяющее значение для его транспортировки по магистральным газопроводам. Этот вывод подтверждает утверждение, что существующие магистральные газопроводы могут быть использованы для транспортировки по ним водорода в виде метано-водородных смесей.

Транспортирование «зеленого» водорода, т. е. такого, при получении которого было исключено образование диоксида углерода, в виде МВС обладает еще и тем преимуществом, что центробежные нагнетатели компрессорных станций, степень сжатия в которых пропорциональна плотности газа, способны обеспечить достаточное давление для перекачки. В то же время непрерывное сжатие более легкого водорода с обеспечением достаточного расхода вызывало бы технические трудности.

К неисследованным проблемам транспортирования водорода по системе существующих газопроводов относятся проблемы безопасности и надежности как из‑за физических свойств самой транспортируемой среды, так и из‑за явления наводороживания металла, что может сказаться на надежности трубопровода.

Таблица 1. Параметры метано-водородной смеси при различных содержаниях водорода

Table 1. Parameters of the methane-hydrogen mixture at various hydrogen contents

Таблица 2. Изменение коммерческого расхода газа в зависимости от расходного объемного содержания водорода в метано-водородной смеси при неизменных давлениях на концах газопровода (pн = 22 МПа, pк = 10,34 МПа)

Table 2. Changes in the commercial gas rate depending on the volumetric hydrogen consumption in the methane-hydrogen mixture at constant pressures at the ends of the gas pipeline (pн = 22 MPa, pк = 10.34 MPa)

Таблица 3. Изменение давления в конце газопровода и массового грузопотока в зависимости от объемного содержания водорода в смеси с метаном при неизменном значении коммерческого расхода газа (Qк = 27,5 млрд ст. м3/год)

Table 3. Changes in pressure at the end of a gas pipeline and mass annual freight traffic depending on the volumetric content of hydrogen in a mixture with methane at a constant value of the commercial gas rate (Qк = 27.5 bln norm. m3/year)

Асфальтены представляют собой тяжелые молекулы углеводородов, присутствующие в большей части сырой нефти, которые легко дестабилизируются в промышленных рабочих условиях. При дестабилизации в результате снижения давления или из‑за смешивания с другой сырой нефтью асфальтены коагулируют, приводя к засорению трубопроводов и забиванию фильтра. В результате возникают производственные потери из‑за ограничения потока, и повышаются эксплуатационные затраты. Компания Total предлагает выбор специальных ингибиторов асфальтенов и диспергаторов серии ASI, предотвращающих проблему со стабильностью и ограничивающих риски, связанные с производством нестабильной асфальтеновой сырой нефти.

Серия ASI – это стабилизаторы асфальтенов сырой нефти, специально разработанные для улучшения стабильности сырой нефти и позволяющие смешивать сырую нефть из разных источников.

Стабилизаторы асфальтенов серии ASI:

• повышают стабильность сырой нефти и тяжелой топливной нефти путем предотвращения агрегации асфальтена и поддержания потенциально присутствующих минеральных и органических частиц во взвешенном состоянии;

• предотвращают проблемы совместимости, возникающие в результате смешения сырой нефти или тяжелой топливной нефти разного происхождения;

• предотвращают засорение фильтров и трубопроводов.

Принцип действия ингибиторов асфальтенов серии ASI представлен на рис. 1.

Об эффективности применения продуктов серии ASI свидетельствует опыт использования ингибитора асфальтенов ASI 1262 для повышения стабильности сырой нефти на одном из месторождений РФ. Оператор месторождения столкнулся с проблемой отложения асфальтенов в трубопроводе. Для проверки эффективности присадки на образцах сырой нефти были выполнены стандартные тесты на диспергирование асфальтенов (англ. Asphaltene Dispersancy Test – ADT), позволяющие оценить влияние химического вещества на осаждение и диспергирование асфальтенов в сырой нефти и его стабилизацию с течением времени. В целом исследование ADT заключается в том, что небольшое количество сырой нефти смешивают с неполярным алканом (например, гептаном) в минимальном соотношении 1:40 (сырая нефть: гептан). Неполярный алкан дестабилизирует асфальтен, присутствующий в образце нефти, что приводит к осаждению и образованию плотного черного осадка, объем которого регистрируется, даже если во взвешенном состоянии находятся нестабильные частицы.

В рамках проведенного исследования ингибитор асфальтенов ASI 1262 компании Total продемонстрировал высокие показатели эффективности при дозировке 500 млн^-1 и стабильность при длительном хранении.

На подготовительном этапе исследования сырую нефть нагревали при 60 °C в течение 15 мин, после чего нагретую жидкость помещали в несколько пробирок – по 20 г в каждую. Далее в пробирки вводили ASI 1262 в дозировке 500 млн^-1 и более. Сырую нефть с присадкой перемешивали в течение 15 мин. Таким образом для исследования ADT было приготовлено несколько смесей – первичная сырая нефть и сырая нефть с присадкой в дозировках 500 и 1000 млн^-1.

Далее 1 г сырой нефти (с присадкой или без) разбавляли 10 г толуола. Разбавленные образцы встряхивали и нагревали в течение 15 мин. Затем 500 мл разбавленной сырой нефти из каждой пробирки вводили при температуре окружающей среды в 50 мл гептана в градуированные колбы для процесса осаждения. Колбы встряхивали в течение 2 мин и помещали на штатив. Результаты наблюдения за седиментацией асфальтенов фиксировались через 10, 20, 30 мин, 1 и 2 ч (рис. 2). Это позволило оценить стабильность смеси сырой нефть с присадкой.

При необходимости тест ADT может быть дополнен более сложным и углубленным методом анализа, позволяющим охарактеризовать поведение асфальтенов в различных условиях. Однако в рассматриваемом случае исследования ADT было достаточно для получения первого представления об эффективности ингибитора в отношении нефти, транспортируемой с данного месторождения.

Стоит отметить, что состав ингибитора может быть изменен в соответствии с требованиями оператора месторождения в зависимости от условий применения.

Основные физико-химические характеристики ингибитора асфальтена и диспергатора серии ASI

Полимерные материалы находят все более широкое применение в нефтегазовой отрасли. Они используются, в частности, при конструировании агрегатов, машин, их отдельных узлов, а также как внешние (антикоррозионные, диэлектрические и т. д.) и внутренние (антикоррозионные, антифрикционные и т. д.) покрытия трубопроводов различного назначения.

К числу наиболее распространенных вариантов использования полимеров относятся трубопроводные системы различного назначения. По сравнению со стальными трубопроводами, отличающимися прочностью и широким спектром возможных рабочих температур, но склонными к коррозии, в т. ч. внутренней, и требующими применения относительно сложных технологий при строительстве, полимерные трубопроводы проще в монтаже, не подвержены коррозии, однако их применение сильно ограничено из‑за недостаточной прочности и сравнительно небольшого диапазона рабочих температур.

Одним из компромиссных решений являются армированные металлополимерные трубопроводы (АМПТ), сочетающие плюсы стальных и полимерных труб. АМПТ прочны (рабочее давление может составлять 20 и более МПа в зависимости от конструкции), практически не подвержены коррозии (внутренний и внешний слои АМПТ изготавливаются, как правило, из полимерных материалов), технологичны при монтаже (АМПТ изготавливаются бухтами, длина трубопровода в одной бухте составляет 40–300 м в зависимости от диаметра трубы) и отличаются гибкостью (при подземной прокладке не требуется применение отводов, поскольку радиус изгиба АМПТ, обеспечивающий сохранение прочности конструкции, составляет несколько метров).

В мировой практике АМПТ в основном используются в качестве трубопроводов систем сбора на нефтяных месторождениях, в т. ч. шельфовых, морских райзеров, колтюбинговых труб, буровых рукавов и т. д. Общий вид АМПТ представлен на рис. 1.

Вопросами исследования напряженно-деформированного состояния АМПТ и их прочностными расчетами в разное время занимались исследователи из Норвегии [1, 2], Дании [3, 4], Бразилии, Китая [2, 5, 6] и других стран. В России проблему изучали в Перми [7–9], Самаре [10], Уфе [11] и ряде других научных центров. При этом подавляющее большинство публикаций посвящено либо решению определенной проблемы, либо описанию конкретной конструкции АМПТ различного назначения.

Авторами данной статьи для прочностного расчета гибкой полимерно-металлической трубы (ГПМТ) как конкретного случая АМПТ ранее была предложена эквивалентная двухслойная модель [12]: многослойная конструкция трубы была выражена в виде двухслойной математической модели с ортотропными механическими свойствами слоев (рис. 2).

В данной статье авторами предложен унифицированный алгоритм расчета АМПТ на прочность, основанный на том, что большинству подобных конструкций вне зависимости от отличий, обусловленных назначением АМПТ и особенностями производства, присущи наличие внутреннего и внешнего полимерных слоев, каркаса и грузонесущих слоев (рис. 1).

АЛГОРИТМ РАСЧЕТА АРМИРОВАННЫХ МЕТАЛЛОПОЛИМЕРНЫХ ТРУБ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭКВИВАЛЕНТНОЙ ДВУХСЛОЙНОЙ МОДЕЛИ

Алгоритм расчета согласно предлагаемой методике включает следующие этапы:

1) определение основных несущих слоев АМПТ, воспринимающих радиальную и осевую растягивающую нагрузки, их геометрических параметров (толщина, диаметр, угол навивки) и материального исполнения;

2) выбор геометрических параметров (толщина, диаметр) слоев эквивалентной двухслойной модели, определение характера нагрузок, воспринимаемых слоями эквивалентной модели. Как правило, наиболее приближенной к реальным конструкциям АМПТ будет эквивалентная модель, в которой внутренний слой воспринимает радиальные нагрузки от внутреннего давления, а внешний – растягивающие осевые нагрузки. Рекомендуется принимать толщины эквивалентных слоев равными толщинам наиболее прочных слоев в каждом направлении;

3) определение механических свойств слоев эквивалентной модели исходя из геометрических параметров и механических свойств несущих слоев АМПТ;

4) расчет АМПТ на прочность с использованием полученной эквивалентной модели по методикам расчета тонкостенных цилиндров по уравнениям Лапласа.

Выбор несущих слоев АМПТ, свойства которых будут характеризовать механические свойства слоев эквивалентной модели, следует осуществлять исходя из свойств материала наиболее прочного слоя, воспринимающего радиальные и / или осевые нагрузки, а также слоев, значения механических свойств которых отличаются не более чем на порядок от свойств наиболее прочного слоя. Слои АМПТ, свойства которых больше чем на порядок отличаются от свойств самых прочных слоев, не учитываются в расчете. Например, в расчете осевой прочности АМПТ с грузонесущими слоями, выполненными из металлической проволоки или металлокорда, нет необходимости учитывать влияние герметизирующих полимерных камер. В то же время в случае выполнения грузонесущих слоев из полимерных материалов (например, полипропилена) полимерная камера (полиэтиленовая или виниловая) может вносить существенный вклад в общую прочность конструкции.

В общем виде уравнения, описывающие прочность эквивалентных слоев, представлены системами (1) и (2).

Уравнения системы (1) описывают механические свойства внутреннего слоя эквивалентной модели, воспринимающего радиальные нагрузки:

(1)

где в.рад, т.рад и Ерад – предел прочности, МПа, предел текучести, МПа, и модуль Юнга, МПа, внутреннего слоя эквивалентной модели в радиальном направлении; a1, a2, an – безразмерные коэффициенты, получаемые путем применения метода заполненного периметра (коэффициенты характеризуют отношение механических свойств внутреннего слоя эквивалентной модели и материалов АМПТ, воспринимающих радиальные нагрузки от внутреннего давления, в случае монолитного слоя коэффициент a = 1); в.каркас1, в.каркас2, в.каркас_n – пределы прочности, МПа, входящих в конструкцию АМПТ материалов, воспринимающих радиальные нагрузки от внутреннего давления; т.каркас1, т.каркас2, т.каркас_n – пределы текучести, МПа, входящих в конструкцию АМПТ материалов, воспринимающих радиальные нагрузки от внутреннего давления; tкаркас1, tкаркас2, tкаркас_n – толщины слоев, мм, входящих в конструкцию АМПТ материалов, воспринимающих радиальные нагрузки от внутреннего давления; tэкв.внутр – толщина внутреннего слоя эквивалентной модели, мм; Eкаркас_max – максимальный модуль Юнга, МПа, среди материалов АМПТ, воспринимающих внутренние радиальные нагрузки; amax – коэффициент a, полученный при применении метода заполненного периметра к слою с максимальным значением модуля Юнга; в.ос, т.ос и Еос – предел прочности, МПа, предел текучести, МПа, и модуль Юнга, МПа, внутреннего слоя эквивалентной модели в осевом направлении (поскольку слои эквивалентной модели имеют ортотропные механические свойства, эти значения принимаются равными нулю).

Уравнения системы (2) описывают механические свойства внешнего слоя эквивалентной модели, воспринимающего осевые растягивающие нагрузки:

            (2)

где ’в.ос, ’т.ос и Е’ос – предел прочности, МПа, предел текучести, МПа, и модуль Юнга, МПа, внешнего слоя эквивалентной модели в осевом направлении; b1, b2, bn – безразмерные коэффициенты, получаемые путем применения метода заполненного периметра (коэффициенты характеризуют отношение механических свойств внешнего слоя эквивалентной модели и материалов АМПТ, воспринимающих растягивающие осевые нагрузки, в случае монолитного слоя коэффициент b = 1); в.груз1, в.груз2, в.груз_n – пределы прочности, МПа, входящих в конструкцию АМПТ материалов, воспринимающих растягивающие осевые нагрузки (грузонесущих материалов); т.груз1, т.груз2, т.груз_n – пределы текучести, МПа, входящих в конструкцию АМПТ материалов, воспринимающих растягивающие осевые нагрузки; Sгруз1, Sгруз2, Sгруз_n – площади поперечных сечений, мм2, входящих в конструкцию АМПТ материалов, воспринимающих растягивающие осевые нагрузки; Sэкв.внеш – площадь поперечного сечения, мм2, внешнего слоя эквивалентной модели; Eгруз_max – максимальный модуль Юнга, МПа, среди материалов АМПТ, воспринимающих растягивающие осевые нагрузки; bmax – коэффициент b, полученный при применении метода заполненного периметра к слою с максимальным значением модуля Юнга; ’в.рад, ’т.рад и Е’рад – предел прочности, МПа, предел текучести, МПа, и модуль Юнга, МПа, внешнего слоя эквивалентной модели в радиальном направлении (поскольку слои эквивалентной модели имеют ортотропные механические свойства, эти значения принимаются равными нулю).

Определение коэффициентов a и b может проходить как аналитически, с использованием метода заполненного периметра [12], так и при помощи конечноэлементного моделирования [12, 13].

В случае сопоставимости значений пределов прочности и текучести допускается принимать предел текучести эквивалентного слоя условно равным пределу прочности. В таком случае проводить прочностной расчет по уравнению Лапласа допустимо только по критерию прочности.

ПРИМЕР ИСПОЛЬЗОВАНИЯ АЛГОРИТМА РАСЧЕТА ПРОЧНОСТИ В СООТВЕТСТВИИ С ПРЕДЛАГАЕМОЙ МЕТОДИКОЙ

Рассмотрим применимость алгоритма на примере реальной АМПТ производства одной из российских компаний, выпускающих гибкие металлополимерные трубы типоразмеров DN50, DN75 и DN100 с проволочным каркасом, используемые на нефтяных промыслах в качестве выкидных трубопроводов систем сбора и систем поддержания пластового давления. Гибкая труба данной конструкции представлена на рис. 3.

Паспортные технические характеристики гибкой трубы DN100 приведены в таблице.

Определение основных несущих слоев АМПТ

Основными прочностными элементами рассматриваемой конструкции являются спиральный стальной проволочный каркас для восприятия нагрузки в радиальном направлении и грузонесущие повивы из полипропиленового (ПП) шпагата для восприятия нагрузки в осевом направлении.

Толщина стальной проволоки составляет 3 мм, ее материальное исполнение – углеродистая конструкционная сталь 65, максимальный шаг навивки – 3,2 мм. Поскольку полимерные материалы, входящие в конструкцию, имеют пренебрежительно малые прочностные свойства относительно углеродистой стали, их влиянием на радиальную прочность конструкции следует пренебречь.

Толщина ПП шпагата – 4 мм, угол навивки – 25 ° к оси трубы, количество слоев ПП шпагатов – 2. Поскольку механические свойства [14] полипропилена сопоставимы со свойствами полиэтилена низкого (ПНД) и высокого давления (ПВД) и поливинилхлорида (ПВХ), из которых выполнены прочие полимерные слои конструкции, необходимо учесть их вклад в осевую прочность всей гибкой трубы исходя из следующих допущений:

• согласно [14] механические свойства поливинилхлорида хуже, чем полиэтилена и полипропилена, а толщина слоев винила <1 мм, следовательно, участием этих слоев в восприятии осевых нагрузок можно пренебречь;

• в силу защитной функции внешнего полиэтиленового слоя в нем допустимо наличие местных дефектов, что противоречит условию обеспечения осевой прочности в каждом поперечном сечении трубы, поэтому учет данного слоя приведет к неоправданному завышению расчетных результатов.

Отсюда следует, что слоями ГПМТ, воспринимающими осевую нагрузку, будут являться описанные слои ПП шпагатов, а также внутренняя камера из ПНД, толщина которой составляет 10 мм.

Выбор геометрических параметров слоев эквивалентной модели

Учитывая конструктивные особенности рассматриваемой модели АМПТ, следует принять внутренний слой эквивалентной модели, воспринимающий радиальные нагрузки, геометрически равным слою стального проволочного каркаса ГПМТ, т. е. внутренний диаметр слоя составит 110 мм, толщина – 3 мм. Внешний слой эквивалентной модели, воспринимающий осевые нагрузки, принимаем равным двум слоям ПП шпагата как наиболее прочного слоя ГПМТ в осевом направлении, его внутренний диаметр составит 116 мм, толщина – 8 мм (2 по 4 мм).

Определение механических свойств слоев эквивалентной модели

Определение свойств слоев эквивалентной модели производится при помощи метода заполненного периметра [12].

Прочностные свойства внутреннего слоя эквивалентной модели в общем виде описываются системой уравнений (1). В рассматриваемом частном случае радиальные нагрузки воспринимает один слой ГПМТ (стальной проволочный каркас), поэтому система (1) будет выглядеть следующим образом:

            (3)

где в.рад, т.рад и Ерад – предел прочности, МПа, предел текучести, МПа, и модуль Юнга, МПа, внутреннего слоя эквивалентной модели в радиальном направлении; a – 0,74 [12]; в.каркас – 980 МПа (предел прочности стали 65); т.каркас – 785 МПа (предел текучести стали 65); tкаркас – 3 мм (толщина стальной проволоки); tэкв.внутр – 3 мм (толщина внутреннего слоя эквивалентной модели); Eкаркас_max – 205 ГПа (модуль Юнга cтали 65).

Отсюда получим:

            (4)

Система равенств (4) описывает механические свойства внутреннего слоя эквивалентной модели как сплошного тонкостенного цилиндра с ортотропными свойствами.

По аналогии прочностные свойства внешнего слоя эквивалентной модели выражаются системой уравнений (5). Поскольку осевые нагрузки воспринимаются двумя слоями [12], система принимает вид:

            (5)

где ’в.ос, ’т.ос и Е’ос – предел прочности, МПа, предел текучести, МПа, и модуль Юнга, МПа, внешнего слоя эквивалентной модели в осевом направлении; b1 = 0,65, b2 = 1 [12]; в.ПП = 73,80 МПа, в.ПНД = 23,06 МПа; т.ПП = 69,39 МПа, т.ПНД = 23,02 МПа [14]; SПП = 3157 мм2, SПНД = 3142 мм2; Sэкв.внеш = 3109 мм2; Eгруз_max = 1362 МПа.

Отсюда получим:

            (6)

Система (6) описывает механические свойства внешнего слоя эквивалентной модели как сплошного тонкостенного цилиндра с ортотропными свойствами. Поскольку авторами [14] был установлено соответствие значений ’т.ос и ’в.ос, при прочностном расчете рассматриваемой конструкции сделаем вывод о недопустимости проведения прочностного расчета по критерию текучести.

При определении указанных параметров и в ходе рассмотрения условий статики гибких труб и их напряженного состояния были сделаны следующие допущения:

1) величина натяга проволоки стального каркаса при изготовлении ГПМТ в расчетах не учитывается;

2) изгибающие и крутящие моменты грузонесущих элементов не учитываются. Аналогичное допущение имеет место в методиках расчета таких похожих на ГПМТ конструкций, как многослойные канаты [15];

3) при любом рассматриваемом внутреннем давлении радиальные смещения элементов не учитываются, поскольку жесткость спирального каркаса весьма велика, а увеличение его диаметра пренебрежимо мало.

Расчет ГПМТ на прочность с использованием эквивалентной модели

На основе данных, полученных в ходе решения систем уравнений (4) и (6), можно выполнить прочностной расчет ГПМТ с применением методики расчета тонкостенных цилиндров по уравнениям Лапласа.

Уравнения Лапласа необходимо преобразовать до уравнений, определяющих значение критического внутреннего давления для кольцевых Pкр1 и продольных Pкр2 напряжений, МПа, в тонкостенной оболочке (эквивалентной модели) для ГПМТ выбранного диаметра:

,           (7)

,           (8)

и применить к ним значения в.рад и ’в.ос, представленные в системах уравнений (4) и (6), а также значения наружного диаметра dн1, мм, внутреннего слоя эквивалентной модели и внутреннего диаметра dвн2, мм, наружного слоя эквивалентной модели, определенные в п. 1 алгоритма.

Получим:

,          (9)

.           (10)

Полученные значения Pкр1 и Pкр2 коррелируют с аналогичными значениями расчета ГПМТ на прочность с использованием традиционных методик, основанных на расчетах стальных канатов [12, 13, 16], составляющими 39,3 и 17,5 МПа соответственно. В данном случае расхождение результатов расчета по различным методикам составило 12 %.

Таким образом, предложенная методика позволяет рассчитывать на прочность АМПТ любой применяемой в нефтяной промышленности конструкции с приемлемой точностью. Ее преимуществом является возможность проведения прочностного расчета по одному алгоритму для любой армированной металлополимерной трубы вне зависимости от количества и материального и конструктивного исполнения ее слоев.

Технические характеристики гибкой металлополимерной трубы с проволочным каркасом

Technical characteristics of wire cage flexible metal polymer pipe

ВВЕДЕНИЕ

Предприятия нефтегазового комплекса занимают одно из ключевых положений в макроэкономике РФ, будучи основополагающим звеном топливно-энергетического комплекса (ТЭК) страны. Именно продукты переработки углеводородного сырья занимают превалирующее положение в структуре экспорта и внутреннего потребления, обеспечивая до одной трети валового внутреннего продукта [1] даже в ситуации, сложившейся на рынке углеводородов в последнее время.

При этом большинство действующих отечественных предприятий сталкиваются с целым рядом проблем, к наиболее значительным из которых можно отнести такие, как неполная загрузка перерабатывающих мощностей по сырью, относительно невысокая глубина переработки, низкое качество товарных продуктов, недостаточная степень автоматизации процессов, высокий уровень энергопотребления, превосходящий среднемировой в 2–3 раза [2, 3]. В значительной степени создавшаяся в отечественной нефте- и газоперерабатывающей отрасли ситуация отражает проблему изношенности основных фондов, составляющей 15–90 %, причем наибольшие показатели изношенности характерны для генерирующих мощностей электрических станций, котельных, а также технологического оборудования, введенного в эксплуатацию еще в прошлом столетии [4, 5]. Необходимо также принять во внимание и особенность энергетического комплекса предприятий отрасли, формировавшихся практически одновременно с разработкой месторождений при взаимосвязи с ТЭК, включая внешние системы энергообеспечения, в период низкого уровня цен на внутреннем рынке.

Таким образом, снижение энергетической составляющей в себестоимости товарной продукции, повышение энерго- и ресурсоэффективности основных технологических процессов является стратегическим направлением развития промышленности и ТЭК РФ. Предприятия переработки нефти могут решить эти задачи за счет оптимизации энергетического комплекса с созданием собственных источников энергообеспечения, реализующих принципы глубокой утилизации внутрипроизводственных вторичных энергетических ресурсов, использования альтернативных видов топлив, организации практически замкнутых циклов энерговодоснабжения.

СХЕМА ЭФФЕКТИВНОГО ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЯ ДЛЯ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ

Для действующих и проектируемых объектов нефтегазовой отрасли были разработаны и предложены инновационные схемы энергообеспечения [6, 7]. К примеру, на рис. 1 приведена схема установки энергообеспечения с комплексной утилизацией отходов предприятий [7].

Предложенная схема относится к области комплексной генерации энергетических ресурсов (тепловой и электрической энергии), водоснабжения и позволяет утилизировать жидкие и газообразные, преимущественно горючие промышленные отходы, предназначена для энергообеспечения объектов переработки нефти. Схема построена по блочному принципу, что позволяет адаптировать ее к технологической топологии конкретного объекта, в т. ч. для предприятий добычи и транспорта углеводородного сырья в целях повышения их энергоэффективности и уменьшения негативного воздействия на окружающую среду.

На горелочных устройствах печи нейтрализации 4 в качестве топлива используются горючие промышленные отходы (в газообразной и жидкой фазе), а также синтез-газ, вырабатываемый в газогенераторе 1 из тяжелых нефтяных остатков. Подобные решения способствуют снижению удельного расхода топливного газа на когенерацию и позволяют утилизировать бльшую часть производственных отходов.

Рекуперация теплоты уходящих дымовых газов за печью нейтрализации 4 в котле-утилизаторе 5 и использование теплоты высокотемпературного потока синтез-газа после газогенератора 1 в котле-утилизаторе 3 также способствуют повышению энергоэффективности схемы.

Экологическая безопасность схемы обеспечивается за счет высокотемпературного обезвреживания в печи нейтрализации 4 газообразных отходов, промышленных стоков, воды промывки, дренажа, что исключает загрязнение литосферы и гидросферы при подземном хранении. Повышению экологической безопасности способствует размещенное в дымоходе печи нейтрализации 4 устройство ввода реагента 25 (например, раствора гашеной извести), что обусловливает уменьшение (вплоть до полного исключения) возможности загрязнения атмосферы оксидами серы при термическом обезвреживании газообразных отходов и промышленных и хозяйственно-бытовых стоков.

Схема также обеспечивает повышение уровня надежности – ресурса непрерывной работы за счет использования независимых источников пароснабжения теплофикационных турбин 7 – котлов-утилизаторов 3 и 5. Котел 5 подключен к работающей в непрерывном режиме печи нейтрализации 4, а котел 3 – к газогенератору 1.

Экономический эффект от применения установки достигается в т. ч. за счет снижения эксплуатационных затрат (к примеру, на топливный газ) на когенерацию тепловой и электрической энергии, водоснабжение, термическую утилизацию отходов, размеров обязательных экологических платежей за выбросы, сбросы и захоронения в литосфере.

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ АЛЬТЕРНАТИВНЫХ СХЕМ ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЯ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ С УТИЛИЗАЦИЕЙ ОТХОДОВ

Оценка эффективности разработанных альтернативных вариантов схем энергообеспечения с утилизацией отходов, а также их интеграции с энергетическим комплексом и технологической системой объекта проводилась как для проектируемых, так и для действующих объектов по системе, включающей энергетические и технико-экономические показатели [8].

Эффективность действующего объекта энергетического комплекса оценивалась с использованием показателя энергоэффективности, позволяющего определить затраты на единицу произведенной продукции. С учетом того что рассматриваемые объекты потребляют энергетические ресурсы как от сторонних источников, так и собственной выработки, показатель энергоэффективности может быть выражен следующим образом:

,           (1)

где Ein, Eout – входящие и исходящие потоки энергии соответственно, причем h – тепловая энергия, e – электроэнергия, f – топливо для производства товарной продукции Р; Erec,f – топливо собственной выработки, используемое в технологическом процессе; Pi – количество продукции i вида.

Для оценки совершенства технологического процесса используется индекс энергоэффективности, с помощью которого определяется динамика потребления энергетических ресурсов процессами и аппаратами. С учетом сложности рассматриваемых объектов, декомпозиционно-агрегативного подхода коэффициент энергоэффективности может быть рассчитан по формуле:

,           (2)

где Pi,j – выпуск продукции вида j технологическим производством i за выбранный период; – нормативное энергопотребление для вида продукции j; – фактическое (текущее) энергопотребление.

Выбор конкретных решений по аппаратному обеспечению разработанной схемы с оптимизацией режимов ее эксплуатации находится в прямой зависимости от ряда технологических факторов, к которым можно отнести технологическую структуру объекта, профиль предприятия, состав исходного сырья, линейку товарных продуктов. Наличие многочисленных переменных требует проведения соответствующих расчетов, позволяющих адаптировать предлагаемую схему к конкретным условиям жизненного цикла предприятия.

РЕЗУЛЬТАТЫ ЧИСЛЕННЫХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ

С использованием предложенных соотношений для оценки текущего состояния отдельных производств предприятий переработки нефти были определены наиболее энергоемкие по удельному энергопотреблению технологические процессы (табл. 1) и определен их усредненный индекс энергоэффективности (рис. 2).

Анализ приведенных данных лег в основу определения наиболее энергоемких производств нефтеперерабатывающих предприятий и позволил дать оценку потенциала повышения их эффективности в результате интеграции установки энергообеспечения с комплексной утилизацией отходов (рис. 1) в энергетический комплекс объекта.

Расчет эффективности системы энергообеспечения с применением предложенной схемы для отдельных технологических процессов и производств объектов нефтегазового комплекса подтвердил снижение удельного топливопотребления на 28–44 % и значительное сокращение потребления технологической воды от внешних источников в сравнении с базовым вариантом. Пересчитанные индексы энергоэффективности отдельных производств приведены в табл. 2.

Таким образом, можно сделать вывод, что задача повышения энергоэффективности объектов нефтегазового комплекса может быть в значительной мере решена с внедрением в энергетический комплекс предприятий отрасли разработанной схемы или отдельных технологических решений, позволяющих организовать практически замкнутые производственные циклы.

Таблица 1. Удельное энергопотребление отдельных процессов нефтеперерабатывающего предприятия

Table 1. Specific energy consumption of individual refinery processes

Таблица 2. Индекс энергоэффективности отдельных технологических процессов до и после внедрения в энергетический комплекс установки энергообеспечения с комплексной выработкой энергоресурсов

Table 2. Energy efficiency index of individual technological processes before and after implementing of an energy supply unit with integrated energy production