Территория Нефтегаз № 10 2019

ВВЕДЕНИЕ

Сложившиеся в настоящее время условия в отрасли нефтепереработки и нефтехимии, определяемые снижением качества первичного сырья, повышением требований к качеству моторных топлив и других товарных продуктов, колебаниями цен на нефть, а также меняющиеся условия налогового и таможенного режимов требуют от руководства нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий искать решения, способствующие повышению эффективности производств. Зачастую в качестве основного пути повышения эффективности рассматривается внедрение новых технологических процессов, позволяющих повысить глубину переработки, снизить энергоемкость, а также применение нового типа оборудования, катализаторов и т. п. Однако данный подход подразумевает реализацию дорогостоящих и длительных инвестиционных проектов, что далеко не всегда оправданно при модернизации производств. Актуальной альтернативой является тенденция к разработке проектов повышения эффективности за счет улучшения управления процессами и обеспечения безопасности производства [1–5].

На большинстве отечественных производств технологический персонал при назначении уставок параметров технологических режимов установок полагается прежде всего на свой профессиональный опыт, что не позволяет обеспечить низкие запасы показателей качества (ПК) продуктов и высокие показатели технико-экономической эффективности (ПТЭЭ). Это связано с двумя основными проблемами: отсутствием оперативной информации о ПК получаемых продуктов и невозможностью вручную оценивать и оптимизировать ПТЭЭ.

На протяжении последних 10–15 лет в целях повышения эффективности действующих производств началось интенсивное развитие технологий усовершенствованного управления, так называемых APC-систем (англ. Advanced Process Control – усовершенствованное управление технологическим процессом) [1, 2, 5–10]. Проекты разработки APC-систем требуют значительно меньших инвестиций, чем модернизация или реконструкция технологии производства, но позволяют повысить ПТЭЭ производства на 0,2–5,0 %. Окупаемость затрат на внедрение таких систем, как правило, составляет 6–12 мес [11].

Задачи усовершенствованного управления – это задачи оперативного управления технологическими процессами по ПК продуктов производства, оптимизации технологических режимов в смысле ПТЭЭ, решаемые на базе технических и программных средств автоматизации с широким использованием различного типа моделей, в первую очередь моделей расчета ПК, ПТЭЭ и моделей автоматического формирования управляющих воздействий.

Имеется множество примеров применения усовершенствованных систем управления для различных процессов нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов, прежде всего зарубежных [2–6, 11, 12], когда результаты в отношении ПТЭЭ существенно превосходят возможности ручного управления. По этой причине сегодня практически каждая новая установка, вводимая в эксплуатацию за рубежом, оснащается системой усовершенствованного управления. Число установок, оснащенных АРС-системами управления, на 100 наиболее крупных нефтеперерабатывающих заводах мира составляет, по нашим оценкам, около нескольких тысяч, а годовые обороты по проектированию и инжинирингу достигают миллиардов долларов США.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ УСОВЕРШЕНСТВОВАННЫХ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ

Для обеспечения практической работоспособности систем улучшенного управления, сокращения затрат на сопровождение, снижения вероятности аварийных ситуаций АРС-системы должны включать подсистемы обеспечения безопасности, которые, помимо традиционных функций противоаварийной защиты, реализуют также функции диагностики исправности датчиков, верификации информации, циркулирующей в автоматизированной системе управления технологическими процессами (АСУ ТП), проверки адекватности и адаптации моделей [2, 8, 13].

В этом смысле можно говорить о расширении функций АРС-систем до уровня APCS-систем (англ. Advanced Process Control and Safety – усовершенствованное управление технологическим процессом и безопасностью).

При оптимизации производства с точки зрения ПТЭЭ средствами автоматического управления с учетом задач обеспечения безопасности требуется в комплексе разработать методы и соответствующее программное обеспечение для обеспечения функций:

• диагностики функциональной исправности полевых средств автоматизации и верификации данных, формируемых программно, например, виртуальными датчиками и анализаторами, что позволит устранить сбои в работе производств в автоматическом режиме работы системы управления; исправления (достоверизации) выявленных недостоверных данных, циркулирующих в системе, что даст возможность избежать частых переходов на ручной режим управления при сбоях в информационной подсистеме;

• оперативной оценки адекватности моделей реальному процессу и адаптации моделей в случае потери их адекватности. Данная функция позволит повысить точность моделей расчета ПК и ПТЭЭ, значительно снизить затраты на сопровождение APС-систем. Стоит отметить, что, по некоторым данным, в структуре доходов ведущих фирм рынка APC-систем на сопровождение приходится до 30 % доходов от разработки. Необходимость обновления, корректировки программного обеспечения, в первую очередь моделей, в связи с изменениями характеристик процессов снижает эффективность производства;

• оперативной оптимизации режимов работы технологической установки по технико-экономическим или экономическим критериям;

• идентификации проблемных ситуаций и перевода технологического процесса в безопасные состояния с минимальными потерями показателей эффективности;

• поддержки принятия решений по управлению и (или) обеспечению безопасности функций, выполняемых вручную, что позволит сократить количество ошибок, обусловленных воздействием человеческого фактора.

Наличие этих функций в APCS-системах позволяет реализовать стратегию создания цифрового производства или цифрового автоматизированного технологического комплекса (АТК) предприятия.

Работа APCS-систем базируется на моделях, из числа которых выделим следующие:

• модели технологических процессов для расчета ПК и ПТЭЭ;

• модели принятия решений, модели формирования управлений;

• модели оптимизации (особый класс моделей принятия решений);

• модели диагностики технических средств автоматизации;

• модели верификации и достоверизации данных.

Отдельной задачей является разработка методов (моделей, алгоритмов) идентификации моделей, оценки их адекватности процессу и адаптации при выявлении неадекватности. При этом для расчета ПК, ПТЭЭ зачастую можно использовать статические модели, а для решения задач диагностики, формирования управлений необходимы модели динамические [7, 8, 12, 14].

Таким образом, развитие и улучшение качества управления процессами – это комплексная проблема, требующая системного подхода к ее решению.

ПРИМЕНЕНИЕ СИСТЕМ УСОВЕРШЕНСТВОВАННОГО УПРАВЛЕНИЯ В РОССИИ

В настоящее время на российских нефтеперерабатывающих заводах внедрены APC-системы, в основном выполненные на программных платформах зарубежных производителей, в т. ч.:

• среда разработки и управления в реальном времени PACE (Platform for Advanced Control and Estimation) (Yokogawa Electric Corporation, Япония);

• инструменты разработки виртуальных анализаторов Profit Sensor Pro, оптимизатора Profit Optimizer, семейство АРС-приложений Profit Suite (Honeywell, США);

• комплекс программно-технических средств реализации АРС-проекта DMC plus (Aspen Tech, США);

• комплекс программно-технических средств моделирования и оптимизации процессов DMPS (CCS – Continuous Control Solution, Inc., США);

• продукты ALSPA (Alstom Power Automation) с приложениями CONTROPLANT, OPTIPPLANT (Alstom, Франция);

и других фирм общим числом порядка 20.

Главным преимуществом приложений АРС-систем зарубежных производителей является автоматизированная среда разработки проекта, предоставляющая инженеру-разработчику широкий функционал пользовательских функций по представлению и анализу данных, их фильтрации, а также идентификации моделей различного класса. Подобные системы можно рассматривать в качестве систем автоматизированного проектирования (САПР) для АРС-проектов.

Известно, что эффективность решения задач улучшения управления в большой степени определяется качеством моделей объекта управления [4, 5, 7, 12]. Известные средства разработки APC-систем включают средства разработки моделей, однако методы моделирования и соответствующее программное обеспечение иностранных разработчиков часто не учитывают особенности объекта управления, нелинейный характер взаимосвязей между параметрами процесса.

Это приводит к ограничению точности моделей и снижению в конечном счете эффективности их использования. Эффективность использования систем управления, построенных на базе имеющихся универсальных средств разработки, определяется практическим опытом, профессиональными знаниями разработчиков, и их применение не всегда позволяет получить ожидаемый результат.

Разработки отечественных специалистов в области АРСS-решений часто не уступают, а иногда и превосходят уровень зарубежных программных продуктов. В частности, отечественными учеными предложены оригинальные решения по:

• подготовке исходных данных для моделирования [6];

• получению моделей для типовых объектов нефтехимпереработки, включая структуры, методики и программное обеспечение имплементации моделей для конкретных объектов [2, 7–10, 14–16];

• разработке управляющих интеллектуальных устройств для типовых процессов нефтепереработки и нефтехимии [2, 17];

• диагностике функциональной исправности датчиков и верификации данных, циркулирующих в АСУ ТП [2, 8];

• оценке экономической эффективности внедрения APСS-систем [13, 18, 19] и т. д.

Одной из компаний, в которой ведутся работы в области разработки АРСS-проектов, является ООО «Контур Автоматизация». Специалистами компании с 1995 г. разработан и реализован ряд новых способов моделирования и управления некоторыми технологическими процессами нефтепереработки и нефтехимии [7–10, 14–16, 18, 19]. Кроме того, собственные разработки в области APCS-систем имеют такие отечественные компании и организации, как ООО «НПО «T-Софт» (Санкт-Петербург), ФГБОУ ВО «Московский государственный технический университет имени Н.Э. Баумана (Национальный исследовательский университет)», ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет».

В качестве примеров разработок практической направленности можно привести программное обеспечение по подготовке данных измерения параметров к моделированию [6], в котором предложен оригинальный метод кластеризации данных для построения ситуационных моделей расчета ПК сложных ректификационных колонн. Также предложен метод коррекции динамических моделей в форме разностных уравнений при моделировании переходных состояний объекта и моделей расчета ПТЭЭ [7, 8, 14]. Разработаны методы управления различными технологическими процессами нефтепереработки [2, 8, 9, 14, 15] и нефтехимии [10, 16]. Предложен метод оценки целесообразности и расчета экономической эффективности разработки АРС-решений с учетом особенностей и характеристик конкретного производства [13, 18, 19].

Основным направлением исследования является разработка методов моделирования и оптимизации управления, ориентированных на особенности конкретного производства, в т. ч. с учетом физико-химических особенностей технологического процесса, результатом которого должно стать создание программных модулей, автоматизирующих процесс проектирования АРСS-систем для отдельных производств переработки нефти и газа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Инновации определяют качественные показатели роста эффективности производства в частности и экономики в целом [20]. Задача комплексного совершенствования технологий и методов управления процессами, т. е. разработки автоматизированных технологических комплексов, способных на базе современных информационно-управленческих методов повысить качество продуктов производства и их эффективность, является в полной мере инновационной. В связи с этим можно утверждать, что исследования и применение разработок в области усовершенствованного управления технологическими процессами будут способствовать росту отечественного экономического потенциала.

Результатом решения данной задачи должна стать разработка отечественного конкурентоспособного программного обеспечения для проектирования АРСS-систем. Должны появиться мощные отечественные компании, способные конкурировать с зарубежными в области АРСS-решений, особенно в части комплексных проектов (программное обеспечение + оборудование), которые будут использоваться при модернизации и широком внедрении систем оперативного цифрового управления технологическими процессами по показателям качества и технико-экономической эффективности.

ООО «Контур Автоматизация» выступает с инициативой организации «круглого стола» с участием заинтересованных отечественных компаний-разработчиков для обмена мнениями по вопросам разработки и внедрения систем усовершенствованного управления и выработки единой позиции по развитию отечественной продукции в данной области.

ВВЕДЕНИЕ

Изучение взаимодействия потоков на рабочих поверхностях долота показывает, что интенсивность очистки поверхности забоя скважины зависит от распределения общего потока жидкости, подводимого к долоту, по его поверхности [1, 2]. В свою очередь это распределение связано:

• с размещением источников и стоков подводимой промывочной жидкости;

• с соотношением расходов жидкости в каждом из них.

При выбранном положении отверстий на торце долота разветвление потока по источникам регулируется гидравлическими сопротивлениями отдельных нагнетательных отверстий [3–5]. Дальнейшее распределение жидкости зависит от соотношения поглощающих способностей стока и контура, охватывающего рабочую поверхность и представляющего собой чередование проемов и узких зазоров между лопастями долота и стенками скважины [6, 7].

Поглощающая способность стока зависит от гидравлического сопротивления отводящих каналов, которое при конструировании долота можно регулировать [8, 9], в том числе, что особенно важно, делать его отрицательным с помощью установки на линии отвода струйного насоса. Струйный насос должен быть таким, чтобы его характеристика была согласована с гидравлической характеристикой системы всех каналов долота при заданном конструктивно соотношении расходов жидкости в его проемах. Для этого необходимо построить характеристику струйного насоса, а затем связать ее с характеристикой гидросистемы так, как это обычно делается при анализе работы насоса на трубопровод [10]. После анализа гидравлической схемы, имеющей перечисленные особенности, необходимо оптимизировать такие геометрические параметры, как диаметры сопла и смесительной камеры эжектора, размеры подводящих каналов, а также диаметры нагнетательных отверстий [11, 12].

Теория жидкостного эжектора детально разработана в трудах отечественных авторов, в частности П.И. Каменева [13], В.К. Темнова [14], Л.Г. Подвидза [15], Ю.Л. Кирилловского, В.Г. Цегельского [16], Б.Ф. Лямаева [17], Ю.А. Сазонова [4, 18] и др. [15, 19–26]. Применение данной теории к рассматриваемому случаю сопряжено с некоторыми трудностями, обусловленными особенностями размещения эжектора в наддолотном пространстве в калибрующем центраторе. В отличие от эжектора обычной конструкции такой эжектор имеет неудовлетворительные формы подвода пассивного и отвода активного потоков и лишен диффузора стандартной геометрии, поскольку жидкость из межлопастных каналов выбрасывается непосредственно в кольцевое наддолотное пространство [27], а далее попадает в межлопастные каналы калибратора, имеющие свои конструктивные геометрические особенности (рис. 1).

АЛГОРИТМ РАСЧЕТА
ХАРАКТЕРИСТИК ЭЖЕКТОРА

Для определения параметрических характеристик эжектора введем основные обозначения:

, а, п – площадь сечения смесительной камеры, сопла эжектора и входа пассивного потока в смесительную камеру соответственно, м2;

При этом площади соотносятся следующим образом:

; ;

а, п – углы наклона осей активного и пассивного потоков к оси смесительной камеры, °;

Qа, Qп – объемный расход жидкости в активном и пассивном потоках соответственно, м3 / с;

– коэффициент эжекции;

а, п, 2 – плотность жидкости в активном и пассивном потоках и на выходе из смесительной камеры соответственно кг / м3;

mа, mп, m2 – массовый расход жидкости в активном и пассивном потоках и на выходе из смесительной камеры соответственно, кг / с;

а, п, 2 – скорость жидкости (объемная, средняя по сечению) в активном, пассивном потоках и на выходе из смесительной камеры соответственно, м / с; p – статическое давление жидкости, Па; p1 и p2 – статическое давление жидкости в начале и конце смесительной трубы, Па;

∆Pa, ∆Pп., ∆Pтр – перепад полных давлений (разность между давлениями на входе и выходе) в активном и пассивном потоках, а также перепад давления, затрачиваемый на преодоление трения в смесительной трубе, Па;

а, вх, тр – коэффициент местного сопротивления при подводе активного потока к соплу, пассивного потока к входному окну, от трения в смесительной трубе соответственно.

Для вывода основного уравнения процесса смешения определим импульс пассивного потока при входе в смесительную трубу. Примем, что радиальная составляющая r скорости пассивного потока на границе смесительной трубы одинакова по всему сечению
(рис. 2):

.               (1)

Можно считать приближенно, что закон распределения осевой скорости линеен (рис. 3), и тогда проекция на ось z импульса, вносимого пассивным потоком в смесительную трубу, составит:

Ип = mп,

.               (2)

На рис. 2 видно, что:

,               (3)

где dэ – диаметр эжектора, мм; h – относительный напор эжектора.

Поэтому

,              (4)

где п – угол, °, определяемый из условия:

.

Проекция на ось эжектора импульсов смешивания потоков и сил (рис. 4) выражается формулой

,               (5)

причем левая часть уравнения – приращение импульса во времени, правая –
проекция сил давления и трения.

Потерю давления от трения в смесительной камере представим как

.               (6)

Осредненная (по проекциям импульсов) скорость смеси в сечении I рассчитывается как

.               (7)

Из формул (6) и (7) следует, что

.               (8)

Первое слагаемое в правой части полученного уравнения – инерционный перепад давления в смесительной трубе, обусловленный изменением по ее длине суммы импульсов смешиваемых потоков:

.               (9)

Таким образом, падение статического давления в смесительной трубе равно инерционному перепаду плюс потери давления от трения:

.               (10)

Если поток ускоряется (2 > 1), статическое давление снижается (p1 > p2). При замедлении потока (1 > 2) статическое давление либо возрастает, либо не меняется.

Полезное давление эжектора (повышение полного давления в пассивном потоке) рассчитывается как:

                (11)

Используя значение p2 – p1, получаем:

(12)

Обозначим вторичные параметры эжектора:

;

;

.

Рассчитаем безразмерное полезное давление эжектора:

,              (13)

где – коэффициент эжекции,

а также рабочее давление эжектора (падение полного давления в активном потоке)

;               (14)

и разность полных давлений активного и пассивного потоков

,               (15)

при том, что

и

.

Подставим значения соответствующих полных давлений в формулу (15) и получим:

                (16)

а также безразмерное выражение разности полных давлений:

   (17)

Обозначим дополнительно:

;

.

Тогда:

,               (18)

.               (19)

При этом относительный напор эжектора будет равен:

,               (20)

а коэффициент полезного действия эжектора составит:

.               (21)

По полученным формулам можно построить характеристики любого струйного насоса. Используем их для частного случая, когда оси активной и пассивной струй совпадают
а = п = 0, т. е. сопло расположено соосно с камерой смешения), а смешиваемые жидкости имеют одинаковую плотность. Введя дополнительные обозначения геометрических параметров эжектора:

,

,

получаем:

;

;

;

.

Если кромки сопла очень острые, можно принять, что

,               (22)

и тогда

,

причем

,

и тогда

.

При наличии диффузора за камерой смешения полученные выражения коэффициентов a, b, c применяются с той лишь разницей, что вместо тр подставляется сумма тр + д, где д – коэффициент сопротивления в диффузоре.

На рис. 4 представлены графики зависимости h от  для двух значений Ка – 2 и 5. Зависимость построена по формуле и сравнивается с опытными кривыми [20]. Почти полное совпадение теоретических и опытных кривых подтверждает достаточную правильность расчета теоретических характеристик.

Как показал расчет, эжекторный эффект в зоне над калибратором незначителен, и его можно не учитывать, приняв приближенно, что Pп ≈ 0. В этом случае полезное давление после камеры смешения можно приближенно вычислить по формуле:

.               (23)

Падение полного давления Pа соответствует потере кинетической энергии после камеры смешения. Если диффузор отсутствует, потеря наибольшая: д = 1.

Наличие диффузора уменьшает потери, и в этом случае суммарный коэффициент сопротивления диффузора, приведенный к скорости в камере смешения, д < 1. Таким образом, данный коэффициент учитывает потери расширения потока и трения в диффузоре, а также потери на выходе струи в надкалибраторное пространство.

ПРИМЕР РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ В НАСАДКАХ БУРОВОГО КАЛИБРУЮЩЕГО ЭЖЕКЦИОННОГО АГРЕГАТА

Изложенные зависимости были использованы для расчета параметров распределения объемов промывочной жидкости в насадках бурового калибрующего эжекционного агрегата (рис. 1). Для количественной оценки перепадов давления было проведено исследование процесса массопереноса буровой жидкости от насадок, установленных в долоте до выхода потока в пространство над буровым калибрующим эжекционным агрегатом, при помощи математического моделирования в программном средстве Star CCM+.

На рис. 1 показан изменяемый параметр L – расстояние от забоя бурящейся скважины до плоскости выхода из эжекционных насадок в калибраторе. В процессе моделирования данный параметр постепенно изменял свою величину от 277 до 504 мм. Исследование при помощи математического моделирования было направлено на выявление зависимости изменения давления на поверхности забоя от увеличения расстояния между забоем бурящейся скважины и плоскостью выхода из эжекционных насадок в калибраторе, т. е. увеличение значения параметра L.

Величина параметра L также связана со значением диаметра долота dд, используемого в агрегате. Его наименьшее значение, составляющее 277 мм, соответствует L = 1,54dд. Все рассмотренные положения эжекционной камеры относительно плоскости забоя представлены на рис. 6.

В качестве исходных данных, принятых условий и допущений были взяты настройки расчета согласно [28]:

• длина расчетной области – 1500 мм от забоя скважины до самой верхней точки;

• диаметр стенки забоя – 213 мм;

• в качестве материала рабочей среды была принята буровая жидкость плотностью 1000 кг / м3;

• процесс являлся изотермическим.

В качестве основных параметров процесса бурения были взяты данные с испытаний [29, 30]:

• расход буровой жидкости на входе в расчетную область – 69 л / с;

• давление на выходе – 6 МПа.

Сгенерированные конечно-объемные сетки для каждого положения эжекционной камеры имели размерность не менее 1,2 млн ячеек.

В процессе решения отслеживалось выполнение условия неразрывности потока буровой жидкости, а сходимость оценивалась по целевой функции – массовому расходу. Погрешность решений не превышала 0,15 %.

Основной отслеживаемый параметр –
величина абсолютного давления на поверхности забоя бурящейся скважины. Дополнительный параметр –
перепад давления между величиной абсолютного давления в сечении пространства после бурового калибрующего эжекционного агрегата, расположенного на расстоянии 350 мм от выхода из эжекционной камеры, и величиной абсолютного давления на поверхности забоя бурящейся скважины.

Распределение абсолютного давления в забое бурящейся скважины для каждого положения эжекционной камеры показано на рис. 7.

Осредненные величины абсолютного давления на поверхности забоя бурящейся скважины, а также изменение величины перепада абсолютного давления между сечением в пространстве после бурового калибрующего эжекционного агрегата, расположенного на расстоянии 350 мм от выхода из эжекционной камеры, и поверхностью забоя бурящейся скважины представлены в таблице. Эти же данные приведены на рис. 8 и 9.

По графикам на рис. 8 и 9 отчетливо видно, что при удалении эжекционной камеры от забоя бурящейся скважины абсолютное давление на поверхности скважины увеличивается согласно полиномиальному закону, а перепад давления между сечением в пространстве после бурового калибрующего эжекционного агрегата, расположенного на расстоянии 350 мм от выхода из эжекционной камеры, и поверхностью забоя бурящейся скважины, наоборот, падает согласно аналогичному закону.

ВЫВОДЫ

Наиболее эффективное расположение эжекционной камеры относительно поверхности забоя в вертикальной плоскости заключается в диапазоне высот L от 1,54dд до 2,5dд, при этом использование крайнего наименьшего по высоте положения эжекционной камеры не представляется возможным ввиду особенностей резьбового соединения долота и калибрующего эжекционного агрегата. При моделировании данное соединение было упрощено, а высота
L = 1,54dд использовалась как дополнительная точка на графике зависимости величины абсолютного давления на поверхности забоя бурящейся скважины от высоты расположения эжекционной камеры для уточнения характера данной зависимости. Наименьшей фактической высотой, соответствующей всем геометрическим характеристикам конструкции долота и калибрующего эжекционного агрегата, является
L = 1,7dд. Крайнее наибольшее по высоте положение эжекционной камеры в вертикальной плоскости было выбрано из условия, что увеличение абсолютного давления при увеличении расстояния эжекционной камеры от поверхности забоя не должно превышать 10 % величины, полученной на высоте L = 1,7dд, поскольку именно в данном положении эжекционной камеры расчетное абсолютное давление приняло наименьшее, а следовательно, наиболее предпочтительное значение при рассмотрении наивысшей эффективности работы бурового калибрующего эжекционного агрегата. Такое положение по высоте соответствует величине параметра L = 2,5dд.

Следовательно, фактический диапазон высот для наиболее эффективной работы бурового калибрующего эжекционного агрегата заключается в диапазоне L от 1,7dд до 2,5dд.

Осредненные величины абсолютного давления на поверхности забоя бурящейся скважины

Averaged absolute pressure values on the bottomhole face of a well being drilled

Важным элементом совершенствования технологии бурения в современных условиях является оптимизация бурения по данным телеметрических и роторных управляемых систем, в т. ч. оптимизация [1]:

• механической скорости бурения;

• проводки ствола скважины по заданной траектории;

• спуско-подъемных операций;

• распределения давления по стволу скважины при бурении и промежуточных операциях;

• очистки ствола скважины от выбуренной породы;

• в целях предотвращения осложнений и аварий, то есть своевременное обнаружение промывов инструмента, газонефтеводопроявления, прихватообразования для принятия соответствующих мер.

Наиболее перспективным из перечисленных направлений является оптимизация механической скорости бурения по данным телеметрической системы и наземных датчиков с помощью специализированного программного обеспечения, такого как, например, ROP Optimizer и Shogun (Schlumberger), задействованных при бурении горизонтальных скважин.

Модуль оптимизации механической скорости проходки (МСП) ROP Optimizer –
модуль программы Perform Toolkit, использующий параметры бурения в реальном времени и вычисляющий оптимальные нагрузку на долото и частоту вращения бурильной колонны для увеличения механической скорости. Работа модуля основана на действии алгоритма Change Point 2 как математической основе для обработки данных, получаемых в режиме реального времени.

Модуль отображения рекомендаций Shogun – программа для наглядного визуального отображения рекомендаций ROPO на экране бурильщика.

АЛГОРИТМ ОПТИМИЗАЦИИ

Поведение поликристаллического алмазного долота (англ. polycrystalline diamond cutter – PDC) cмоделировано и разделено на три этапа разрушения породы:

• 1‑й этап – при малой нагрузке долото истирает породу;

• 2‑й этап – выше определенной нагрузки долото режет породу;

• 3‑й этап – после критической нагрузки накопление шлама мешает увеличению механической скорости проходки.

В соответствии с данным алгоритмом поток данных может быть обработан и разделен на серии однородных сегментов (рис. 1). При этом для прогнозирования поведения долота при изменении значений нагрузки на долото и частоты вращения бурильной колонны используются параметры самой последней однородной серии. При получении значений, выпадающих из последней однородной серии, выделяется новая серия (новый
сегмент).

Далее строится зависимость МСП от нагрузки и оборотов (рис. 2) с учетом ограничений по таким параметрам, как:

• нагрузка (дизайн долота, компоновка низа бурильной колонны);

• скорость вращения (вибрации, ограничения приборов);

• МСП (очистка ствола, интенсивность);

• крутящий момент (верхний привод, буровой инструмент);

• перепад давления (мотор).

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ПРОГРАММЫ ОПТИМИЗАЦИИ

Программа оптимизации ROP Optimizer используется на большом количестве скважин, причем во всех случаях, когда были применены рекомендуемые параметры, МСП улучшилась в среднем на 20–30 % (рис. 3).

В России программа тестировалось на двух проектах, в обоих удалось добиться ускорения – на 21 и 27 % соответственно.

Оптимизация спуско-подъемных операций также производится с учетом поступающих с буровой данных, в числе которых:

• давление на стояке;

• вес на крюке;

• глубина по стволу;

• глубина долота;

• положение блока;

• крутящий момент на поверхности;

• количество оборотов в минуту;

• расход промывочной жидкости;

• статус буровой.

Обнаружение промывов бурильной колонны производилось по зависимости давления от расхода.

Разработаны методы оптимизации очистки ствола скважины, причем отдельные факторы оптимизации объединены в матрицу оптимизации бурения (Бостонскую матрицу) (рис. 4).

ПРОЕКТ ИНТЕГРАЦИИ ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ

Поскольку проектирование, сопровождение и оптимизация бурения осуществляются с применением специализированных программ разных производителей, причем зачастую данные программы имеют разнородную структуру модулей, в т. ч. с повторением однотипных расчетов, дублированием функций, что в конечном итоге требует многократного внесения исходных данных, повторного проведения расчетов, оценки результатов и т. д., авторами данной статьи предложена схема интеграции программного обеспечения в целях его оптимизации, представленная на рис. 5.

Возможности современных компьютеров, в т. ч. планшетов и смартфонов, позволяют производить ресурсоемкие вычисления и поддерживать работу больших баз данных, поэтому для начала было предложено разнородное программное обеспечение для различных сфер бурения (на примере программного обеспечения компании Schlumberger) объединить в четыре основных модуля:

• DOX – для проектирования бурения;

• PTK – для сопровождения режима бурения;

• Petrel – для геологического моделирования и сопровождения;

• MaxWell – для приема и обработки данных наземных и скважинных датчиков.

После этого четыре модуля предлагается объединить в два – «Бурение» и «Измерения», а в дальнейшем – в одну программу «Бурение», позволяющую полностью спланировать и сопроводить бурение скважины от начала и до конца (таблица).

Данная схема будет эффективной при использовании как отечественных, так и зарубежных специализированных программных продуктов. Внедрение интегрированного программного обеспечения значительно сократит потребность в финансовых, временных, человеческих ресурсах для сервисных и добывающих компаний, позволив качественно работать при тех же суммарных затратах на большем количестве объектов с меньшими удельными затратами. Стоит отметить перспективность разработки интегрированного программного обеспечения вокруг одного программного ядра с учетом наработок лидирующих программных продуктов.

Разработана схема анализа режимных параметров бурения (табл.), в которой по определенному сочетанию параметров (таких как механическая скорость, детальный механический каротаж, нагрузка на долото, вес на крюке, глубина по стволу, глубина долота, положение блока, крутящий момент на поверхности, количество оборотов в минуту, плотность раствора на входе и на выходе, расход на входе, расход на выходе, давление на стояке, перепад давления, объем в емкостях, газ) определяются причины такого поведения бурильной колонны и адекватные мероприятия.

ВЫВОДЫ

1. Представлены основные направления оптимизации бурения по данным телеметрических и роторных управляемых систем, специализированное программное обеспечение, алгоритм и результаты оптимизации режима бурения, спуско-подъемных операций, очистки ствола скважины, матрица оптимизации, интеграция программного обеспечения, анализ режимных параметров бурения.

2. Оптимизация бурения по данным телеметрических и роторных управляемых систем в режиме реального времени в целях уменьшения затрат согласуется с актуальной тенденцией последних лет – внедрением бережливого производства, методик кайдзен (японская методика непрерывного совершенствования процессов, базирующаяся на принципах аккуратности, соблюдения порядка, поддержания чистоты, стандартизации процессов и дисциплине), «6 Сигма» (англ. 6 Sigma, ключевыми элементами являются удовлетворение потребителя, определение процессов, их показателей и методов управления процессами, командная работа и вовлечение персонала), лин-методики (от англ. lean production – методика, основанная на стремлении минимизировать потери всех видов), методики непрерывного улучшения, в условиях современного производства дающих высокий производственный и экономический эффект ускорения ввода скважин в эксплуатацию и повышения качества пробуренных
скважин.

3. Оптимизация является важной частью цифровизации процесса бурения и подготовкой к переходу на модель цифрового месторождения.

4. Бурение скважин со сверхбольшими отходами невозможно без оптимизации бурения по данным телеметрических и роторных управляемых систем ввиду критических нагрузок на инструмент и буровое оборудование при бурении, спуско-подъемных операциях, заканчивании скважин.

5. Оптимизация процесса бурения имеет большие перспективы в связи с ростом количества и повышением точности датчиков, скорости передачи данных на поверхность.

Анализ режимных параметров бурения (при условии сертификации, своевременной поверки и калибровки измерительных датчиков)

Analysis of drilling operating parameters (subject to certification, timely verification and calibration of measuring sensors)

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность разработки методики выполнения работ по гидродинамико-геомеханическому моделированию для анализа геомеханических эффектов в слабосцементированных породах, содержащих высоковязкие нефти, для ПАО «НК «Роснефть» обусловлена значительным объемом запасов такого типа в портфеле компании. Речь, в частности, идет о таких месторождениях, как Русское, Восточно-Мессояхское, Северо-Комсомольское, Ван-Еганское (рис. 1), и др. Кроме того, целесообразность развития технологий подтверждается негативным опытом освоения аналогичных запасов на месторождениях Аляски и Канады, где на 70 % скважин были зафиксированы интенсивная обводненность и образование кинжальных прорывов (областей разрушения горной породы высокой проницаемости от нагнетательных к добывающим скважинам).

Добыча высоковязкой нефти из слабосцементированных коллекторов требует особых решений, подходов и технологий [1]. Одной из главных проблем при этом являются негативные эффекты, проявляющиеся в значительных объемах выноса твердых частиц, снижении проницаемости с изменением напряженного состояния и образованием кинжальных прорывов.

Образование кинжального прорыва в условиях слабосцементированного коллектора, насыщенного высоковязкой нефтью, вероятнее всего, связано с воздействием комплекса факторов, в числе которых изменение упруго-прочностных свойств пород ввиду смены насыщающего флюида и распределение напряжений в межскважинной области.

Вопросы изменения упруго-прочностных свойств с точки зрения успешности процессов бурения под влиянием эффекта Ребиндера подробно описаны в [2]. В целом проблема изменения упруго-прочностных свойств горных пород под влиянием различных жидкостей является достаточно изученной с позиции расчета устойчивости ствола скважины. Многочисленные эксперименты [2–5], направленные на изучение оптимальной реологии растворов, демонстрируют значительное упрочнение пород при использовании буровых растворов на углеводородной основе, однако сложно назвать такие эксперименты систематизированными и выделить какие‑либо количественные характеристики тех или иных пород.

Еще одной важной проблемой является изменение проницаемости в прискважинной области ввиду разрушения пород коллектора и выноса песка при превышении предельно допустимых режимов эксплуатации.

При этом очевидно, что использование других подходов, помимо моделирования геомеханических процессов образования зон высокой проводимости, ведет к необходимости применения различных инструментов для искусственного моделирования эффектов снижения проницаемости и образования кинжальных прорывов.

В то же время возможности оптимизации путем анализа, прогноза и предотвращения негативных геомеханических эффектов не ограничиваются сферой бурения скважин, включая также разработку месторождения и определение изменения предельно допустимых депрессий при прорыве водонагнетательного фронта в добывающие скважины. Данные процессы в литературе изучены не столь подробно, однако ввиду развития направления моделирования и все более частого возникновения подобных проблем у добывающих предприятий решение этой задачи и подготовка методик для реализации соответствующих проектов являются перспективными и актуальными. Наиболее интересной задачей с точки зрения практической применимости является моделирование и прогноз изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) при разработке месторождений нефти и газа при различных величинах упруго-прочностных свойств, различиях в их динамике при смене насыщающего флюида, а также в соотношении горизонтальных напряжений и их ориентации. При этом очевидно, что для изучения таких эффектов численная модель должна быть наименее сложной, чтобы исключить влияние дополнительных артефактов. Таким образом, развитие нового направления геомеханического моделирования в целях оптимизации режимов работы скважин является одной из важнейших задач. При этом очевидно, что учет геомеханики должен начинаться с наиболее явных геомеханических эффектов, оказывающих значительное влияние на процессы разработки месторождений, эксплуатации скважин или на объемы извлекаемых ресурсов. Наиболее яркими примерами таких эффектов являются обрушение пород прискважинного пространства на добывающих скважинах и образование высокопроводимых разностей в межскважинном пространстве при закачке, что приводит к интенсивному росту обводненности и снижению объемов добычи нефти. Такие эффекты наиболее актуальны для слабосцементированных высокопроницаемых горных пород и оказывают значительное влияние на работу как отдельно взятых скважин, так и месторождения в целом.

Примером разработки высокопроницаемых слабосцементированных пластов служит разработка Покурских отложений (ПК) Русского месторождения. Причины образования кинжальных прорывов или значительного снижения продуктивности добывающих скважин описаны в литературе [6–8]. Стандартные способы адаптации работы таких скважин в гидродинамических моделях не позволяют добиться приемлемой точности или требуют для этого привлечения процессов [9], которые в рамках действующей геолого-гидродинамической модели требуют дополнительного обоснования и, как правило, не могут служить инструментом для последующих прогнозов.

В статье представлены основные результаты полноценного геомеханического моделирования с привлечением лабораторных исследований. Для моделирования использован подход, подробно описанный в [10], за исключением дополнительного параметра, включенного в процесс моделирования и заключающегося в изменении упруго-прочностных свойств пород при смене естественного насыщения пород на водонасыщенность (в результате нагнетания воды).

К числу новаций реализованного проекта относятся:

1) выполнение лабораторных экспериментов по оценке влияния насыщающего флюида на упругие и прочностные свойства горных пород;

2) расчет напряженного состояния в межскважинном пространстве с учетом изменения прочностных свойств горных пород при изменении насыщающего флюида;

3) использование параметров функции ослабления, а также зависимости проницаемости от разрушения, полученных в результате лабораторных экспериментов и численного моделирования, для прогнозирования продуктивности добывающих и нагнетательных скважин, на которых проявляются геомеханические эффекты, а в дальнейшем и для профилактики негативных геомеханических эффектов при планировании новых скважин.

ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ И ПРАКТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРЕДЛАГАЕМОГО ПОДХОДА

Изменение упруго-прочностных свойств горных пород под влиянием различных жидкостей изучено с позиции расчета устойчивости ствола скважины. Эксперименты [2–5], направленные на изучение влияния различных буровых растворов (на водной, нефтяной основе, с различными концентрациями солей), продемонстрировали сохранение упруго-прочностных свойств на уровне, близком к естественным, при использовании растворов на углеводородной основе.

В слабосцементированных горных породах изучение данных процессов особенно важно, поскольку исходные прочностные свойства характеризуются пониженными значениями. Данные исследования наиболее актуальны для нефтяных и газовых месторождений с риском подтягивания газоводяного или водонефтяного контакта к добывающей скважине, а также для объектов с нагнетательными скважинами.

Для изучения обозначенных эффектов выполнены следующие исследования:

1) оценка изменения упругих (модуля Юнга и коэффициента Пуассона в атмосферных и пластовых условиях) и прочностных (прочность на одноосное сжатие, дифференциальная прочность при объемном сжатии) свойств на реальных образцах слабосцементированного керна при смене насыщающего флюида;

2) геомеханическое моделирование на секторных моделях разрушения пород в межскважинном пространстве при изменении насыщающего флюида;

3) связанное гидродинамико-геомеханическое моделирование реальных участков с использованием полученных параметров функции ослабления и изменения проницаемости от пластических деформаций для моделирования работы добывающих и нагнетательных скважин, в том числе в рамках сопоставления с реальными фактами прорывов;

4) применение верифицированных функций ослабления и изменения проницаемости при планировании работы скважин на других участках.

РЕЗУЛЬТАТЫ ЛАБОРАТОРНЫХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ

Было отобрано 14 образцов для проведения исследований на одноосное сжатие и 24 образца – для проведения исследований на объемное псевдотрехосное сжатие. Образцы представлены песчаниками и алевролитами. Для проведения исследований определены две основные жидкости – нефть, вода.

Исследования проведены по следующей схеме:

• определение динамических характеристик (скоростей пробега волн) для подтверждения сходности образцов;

• смена насыщения на воду;

• проведение тестов на одноосное сжатие или одностадийное псевдотрехосное сжатие с замером статических и динамических упруго-прочностных величин.

На рис. 2 отражены результаты испытаний керна на одноосное сжатие при различном насыщении. Гистограммы приведены в относительных значениях, где за единицу приняты свойства естественно-насыщенных образцов.

На основании полученных результатов можно заключить, что при смене насыщения с нефти на воду:

• модуль Юнга снижается в 5–10 раз;

• прочность на одноосное сжатие снижается более чем в 7–10 раз.

Результаты тестирования свидетельствуют о наличии значительного влияния насыщающего флюида на модуль Юнга и прочность на одноосное сжатие. Результаты использованы при дальнейшем связанном геомеханико-гидродинамическом моделировании в целях определения влияния изменения упруго-прочностных свойств на геомеханические процессы, приводящие к кинжальным прорывам.

ЧИСЛЕННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

Совмещенное геомеханико-гидродинамическое моделирование заключается в изучении процесса разработки залежи с позиции расчета как фильтрационного (гидродинамического), так и напряженно-деформированного (геомеханического) состояния горной породы.

Важной задачей геомеханического моделирования в условиях слабосцементированных коллекторов является необходимость учета изменения упруго-прочностных характеристик как с изменением эффективных напряжений в пласте, так и при смене насыщающего флюида.

Процедура построения трехмерной геомеханической модели на практике несколько отличается в зависимости от используемых подходов к моделированию. Общая схема графа работ при построении 3D-геомеханической модели представлена на рис. 3.

В целом процесс построения можно разбить на четыре этапа:

1) построение 1D-геомеханической модели по опорным скважинам;

2) построение каркаса модели (3D-модели) и распространение механических свойств в межскважинном пространстве;

3) расчет напряженно-деформированного состояния до начала разработки;

4) расчет изменений и оценка геомеханических параметров в процессе эксплуатации скважин и разработки объекта, или 4D-двунаправленное геомеханическое моделирование.

Основной отличительной чертой двунаправленного связанного геомеханического моделирования является использование в связке дополнительного шага, учитывающего изменения упруго-прочностных свойств горных пород под влиянием изменения напряжений и насыщения массива горных пород различными флюидами.

На рис. 4 представлены результаты моделирования для элемента разработки, включающего нагнетательную и добывающую скважины:

1) в гидродинамическом симуляторе без учета разрушения породы;

2) с учетом разрушения при закачке, но без передачи измененных ФЕС из геомеханики в гидродинамику (односторонняя связка);

3) с учетом разрушения породы и изменением проницаемости с передачей результатов в гидродинамический симулятор (двухсторонняя связка).

В случае двухсторонней связки в межскважинной области видно образование высокопроводящей разности (ВПР). В случае односторонней связки разрушения концентрируются в области нагнетательной скважины и не распространяются в межскважинное пространство.

АДАПТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ МОДЕЛИРОВАНИЯ К ПРОМЫСЛОВЫМ ДАННЫМ

В качестве основы для геомеханического моделирования использована гидродинамическая модель с числом ячеек 1,2 млн и размером 5 5 м. На основании имеющейся гидродинамической модели создана надстроенная геомеханическая модель в соответствии с предъявляемыми к данному типу моделирования условиями: для устранения влияния граничных эффектов модель увеличена в боковых направлениях, до поверхности и вниз для создания правильного куба с равными размерами граней. Далее с использованием имеющихся корреляций осуществлено распространение упруго-прочностных свойств в межскважинное пространство, вне коллектора свойства заданы с учетом линейных функций постепенного увеличения модуля Юнга с глубиной и уменьшения коэффициента Пуассона соответственно. Куб поровых давлений создан с учетом имеющегося градиента начальных поровых / пластовых давлений в коллекторе, для оценки изменений пластовых давлений при разработке использована гидродинамическая модель.

На рис. 5 приведено сравнение фактических данных и модельных результатов. При использовании двухсторонней связки динамика обводненности по модели ближе к фактическим наблюдениям на скважине, более того, видно, что характер обводнения и после прорыва значительно лучше описывается двухсторонней связкой. На рис. 6 представлены результаты изменения водонасыщенности и давления для гидродинамического симулятора и двухсторонней связки после образования кинжального прорыва. Место образования прорыва при моделировании соответствует результатам промысловых исследований [11].

Для повышения адаптационной и прогнозной точности моделирования необходимо учитывать специализированные исследования, замеры и методы моделирования подобных эффектов в программе планирования мероприятий разработки аналогичных объектов:

• проведение лабораторных экспериментов на большей статистической выборке образцов кернового материала, а также на композитных материалах (искусственных с известными свойствами) для более детального анализа эффектов ослабления прочностных свойств;

• испытание скважин, находящихся в сходных геологических условиях, при различных режимах работы. Проведение исследований в лабораторных условиях по определению скорости образования кинжальных прорывов;

• моделирование полученных эффектов с локальным измельчением ячеек в области наибольшего интереса и увеличением числа шагов связанного моделирования.

Применение предложенного подхода, включающего проведение лабораторных экспериментов и численного моделирования, позволит обосновывать допустимые режимы эксплуатации скважин и минимизировать риски возникновения негативных геомеханических процессов.

При полномасштабной разработке Русского месторождения планируется бурение более 2,5 тыс. скважин, из которых 50 % составляет нагнетательный фонд. За счет оптимизации режимов работы скважин и минимизации рисков формирования кинжальных прорывов прогнозируется увеличение накопленной добычи нефти на 5 млн т.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведены исследования изменения упруго-прочностных свойств горных пород при насыщении различными флюидами, продемонстрировавшие значительное (до 10 раз) ослабление прочностных свойств в слабоконсолидированных отложениях при смене естественного насыщения на воду. Аналогичным образом смена флюида насыщения влияет и на величину модуля Юнга.

Разработана методика изучения и расчета значимых геомеханических эффектов, включающая исследования керна, построение моделей и анализ / сравнение с фактическими наблюдениями. Прогноз образования кинжальных прорывов ввиду ослабления прочностных свойств с последующим изменением проницаемости позволяет значительно улучшить качество адаптации гидродинамической модели к реальным данным в момент образования прорыва.

Полученные результаты позволяют осуществлять анализ и прогноз данных ситуаций по моделируемому месторождению, а также определить предельно допустимые давления закачки в зависимости от конкретных условий проводки скважин и распределения ФЕС в целях минимизации геомеханических рисков (прорыв, резкое уплотнение).

В качестве перспективных для внедрения разработок на месторождениях-аналогах обозначены продуктивные интервалы ПК1 Восточно-Мессояхского, Северо-Комсомольского и Ван-Еганского месторождений высоковязкой нефти, прочностные свойства горных пород которых схожи с прочностными свойствами горных пород ПК1 Русского месторождения.

ВВЕДЕНИЕ

Нефтегазовая геология как наука на сегодняшний день претерпевает существенные изменения, направленные на глобальную переоценку базовых принципов построения промыслово-геологических моделей залежей углеводородов. Моделирование играет все более важную роль в процессе разведки и разработки месторождений. Так, создание детальной литолого-фациальной модели помогает проанализировать особенности осадконакопления объекта исследования, пространственное положение коллекторов внутри продуктивного горизонта, выявить закономерности распределения фильтрационно-емкостных свойств, спрогнозировать наличие негативных факторов, способных осложнить разработку месторождения, а также дает возможность осуществить предварительный подсчет запасов и т. д. [1, 2]. В конечном счете моделирование позволяет создать проект наиболее эффективной разработки месторождения, избежав при этом возможных расходов на проведение дополнительных исследований.

В данной статье рассмотрены особенности строения резервуаров газового месторождения Западное Сулигэ (Китайская Народная Республика – КНР), выявленные с помощью 3D-литолого-фациальных моделей.

Газовое месторождение Сулигэ, расположенное в северо-западной части Ордосского нефтегазоносного бассейна (рис. 1), является одним из крупнейших и наиболее перспективных месторождений углеводородов на территории КНР. Месторождение было открыло в 2000 г., однако масштабные геолого-разведочные работы были развернуты только в последнее десятилетие. Результаты исследований были весьма обнадеживающими: объемы доказанных запасов газа С1 Сулигэ превышают 500 млрд м3.

В то же время, поскольку изучение западной части месторождения, так называемого Западного Сулигэ, началось сравнительно недавно, данных для построения адекватной модели пока недостаточно, что обусловливает необходимость проведения дальнейших исследований в целях снижения рисков при разработке и эксплуатации месторождения [3, 4]. В статье предпринята попытка литолого-фациального анализа, проведенного по результатам геолого-геофизических исследований Западного Сулигэ, в целях уточнения пространственного размещения пород-коллекторов.

ОБЩАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА БАССЕЙНА ОРДОСА

Бассейн Ордос, являющийся крупной внутриконтинентальной мезозойской осадочной впадиной, расположен в западной части Северо-Китайского кратона. Он представляет собой погруженный, устойчивый и отчетливо изгибающийся бассейн прямоугольной формы, осадочные породы которого залегают на древнем кристаллическом фундаменте [5].

Фундамент бассейна Ордос образован архейскими и раннепротерозойскими метаморфическими породами. К концу среднего ордовика в результате тектонических движений каледонского тектонического цикла фундамент испытал поднятие, однако к позднему карбону вследствие морской трансгрессии с востока на запад вновь опустился [6]. Во время пермского периода бассейн постепенно поднимался, формировались континентальные отложения.

Бассейн Ордос подразделяется на шесть структурных блоков, в числе которых прогиб Ишань, флексурно-складчатый пояс Цзиньси, депрессия Тяньхуань, структурно-надвиговый пояс западной окраины, поднятие Вэйбэй на юге бассейна и поднятие Имэн – на его севере (рис. 2) [7, 8]. Основные нефтегазоносные системы бассейна сформированы в результате воздействия таких тектонических явлений, как каледонская складчатость (нижний палеозой), индокитайское движение (ранний мезозой) и яньшаньское движение плит (поздний мезозой).

В бассейне Ордос сосредоточен значительный объем ресурсов углеводородов. Так, раннепалеозойские карбонатные и позднепалеозойские угленосные породы являются основными источниками природного газа. Газосодержащими пластами являются нижне-среднепермские отложения [9–11].

ЛИТОЛОГИЧЕСКОЕ И СТРАТИГРАФИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗАПАДНОЕ СУЛИГЭ

Описание литологического и стратиграфического строения месторождения Западное Сулигэ основано на результатах анализа данных, полученных при разведочном бурении. Отложения, в основном позднепалеозойские морские и континентальные угленосные, залегают на докембрийском метаморфическом и раннепалеозойском фундаменте. Распространены мезозойские обломочные породы (рис. 3). Отложения нижнего отдела каменноугольной системы на месторождении Западное Сулигэ отсутствуют [12].

Основные газосодержащие толщи относятся к средне- и нижнепермским отделам. Пермские отложения, состоящие в основном из континентальных и переходных кластических и угольных пород, широко представлены в бассейне. Общая мощность пермской системы достигает 610–980 м. Система включает горизонты Тайюань, Шаньси, Сяшихэцзы, Шаншихэцзы и Шицяньфэн (рис. 4). Горизонты Шаньси Шань1 (P1s1) и Сяшихэцзы Хэ8 (P1sh8) являются основными газоносными. Они представлены в основном речными отложениями – мелко- и среднезернистыми детритовыми и кварцевыми детритовыми песчаниками [13, 14].

Мощность пластов неоднородная, варьирует от 10 до 30 м, сильно уменьшается в очагах проявления локальной эрозии и зависит от среды осадконакопления [15].

Анализ особенностей пространственного распределения палеорусловых песчаников базируется на данных каротажных диаграмм, учитывающих литологический состав, изменение мощности и непрерывность пласта. Выявлено, в частности, что песчаники характеризуются унаследованностью развития в направлении снизу вверх. Кроме того, вдоль направления сноса источников с севера на юг песчаники развиты шире, чем в направлении сноса с востока на запад. Высокая степень развития песчаников наблюдается в нижней части горизонта Хэ8 (h8x).

Верхнюю часть горизонта Хэ8 (h8s) можно разделить на пласты Хэ8 (h8s1) и Хэ8 (h8s2). Песчаники пласта Хэ8 (h8s1) распределены в направлении с севера на юг, сообщаемость в поперечном направлении плохая (рис. 7а).
Мощность песчаника составляет 8–12 м. Мощность песчаника горизонта Хэ8 (h8s2) составляет 8–14 м (рис. 7б).

Нижнюю часть горизонта Хэ8 (h8x) можно разделить на пласты Хэ8 (h8x1) и Хэ8 (h8x2). Мощность песчаника пласта Хэ8 (h8x1) составляет 8,7–33,9 м (рис. 7в). Толща песчаника увеличивается в направлении с северо-востока на юго-запад, соответствуя направлению потока речного русла. При этом в скважинах Су332 и Э13, где мощность песчаника большая, уровень песчанистости высокий. Мощность песчаника пласта Хэ8 (h8x2) превышает 12 м, причем уровень песчанистости составляет более 70 % (рис. 7г).

Относительно масштабов распространения песчаников, выявлено, что песчаники в верхней части Хэ8 (h8s) развиты меньше, чем в нижней части Хэ8 (h8x), где их присутствие увеличивается в направлении с северо-востока на юго-запад, соответствуя направлению потока речного русла.

Горизонт Шань1 (P1s1) можно разделить на три пласта – Шань1 (s1_1) (рис. 8а), Шань1 (s1_2) (рис. 8б) и Шань1 (s1_3) (рис. 8в). Мощность песчаника пласта Шань1 (s1_1) составляет 6,6–20,7 м, увеличиваясь в направлении с севера на юг, пласт имеет хорошую сообщаемость в поперечном направлении. Мощность пласта Шань1 (s1_3) составляет 7,3–26,5 м, также возрастая в направлении с севера на юг.

ПОСТРОЕНИЕ 3D-МОДЕЛИ

Основными исходными данными для построения геологической модели месторождения Западное Сулигэ являются:

1) поверхности, определенные по изолиниям структурных карт;

2) координаты скважин;

3) результаты данных геофизических исследований 34 скважин и построенные корреляции разреза;

4) комплекс геологических знаний об изучаемом объекте.

Построение 3D-геологической модели и подсчет запасов природного газа месторождения выполнены с применением программного комплекса Petrel. Размер региона моделирования (месторождения Западное Сулигэ) составляет 55,37 50,56 км. Общая площадь –
2,8 тыс. км2. В районе исследования пробурены 34 скважины. Плотность сетки составляет 300 300 м. Общая сумма ячеек сетки – 218 855 ячеек.

При построении модели использованы существующие схематические структурные карты для определения отметок подошвы и кровли каждого слоя. Региональная структура исследуемого района представляет собой моноклиналь. Угол падения пластов не превышает 1, внутренняя тектоника очень проста и однородна. Имеется локально развитый структурный нос с небольшой амплитудой, образованной в результате дифференциального уплотнения.

На газовом месторождении Западное Сулигэ процесс седиментации был непрерывным, тип залегания представлен согласным контактом. Разломы в силу отсутствия значительного тектонического движения встречаются редко.

На основании результатов геофизических исследований скважин построена модель литологических фаций, продемонстрировавшая закономерности измерения литологического состава по разрезу. Установлено, что песчаники наиболее широко развиты в нижней части горизонта Хэ8 (h8x), причем для них характерны относительно высокие значения пористости и проницаемости (рис. 9).

При построении фациальной модели месторождения учтено отношение мощности песчаника к мощности пласта. Если данная пропорция превышает 60 %, можно сделать вывод, что отложения относятся к аллювиальному комплексу фаций. Соотношение, превышающее 80 %, свидетельствует о наличии центральной (располагающейся в центре русла) или прирусловой (образующейся у береговых участков) отмели. Фации в вертикальном направлении и по площади меняются закономерно. По площади распределение фаций соответствует изменениям речного русла. В вертикальном направлении речные русла, в т. ч. характеризующееся наличием высокой тектонической активности, лучше развиты в горизонте нижней части Хэ8 (h8x) (рис. 10).

Модель газонасыщенности (рис. 11) демонстрирует, что максимальная газонасыщенность наблюдается в нижней части горизонта Хэ8 (h8x) (на рисунке пласт выделен желтым цветом). В то же время в верхней части горизонта Хэ8 (h8s) газонасыщенность сравнительно низкая. Природный газ в основном распространен в нижней части горизонта Хэ8 (h8x) и в верхней и срединной части горизонта Шань1 (P1s1). Согласно данной модели на месторождении Западное Сулигэ тектоника не сильно влияет на аккумуляцию природного газа: газ распределен равномерно по падению пластов.

Одной из наиболее важных задач исследования месторождения нефти и газа является прогноз эффективности коллекторов. Определение пористости и проницаемости основано на региональных данных по месторождению Западное Сулигэ и результатах интерпретации геофизических исследований скважин. Сводный график пористости и проницаемости газосодержащих слоев представлен на рис. 12. Из графика следует, что при значениях пористости и проницаемости песчаника соответственно более 5 % и 0,06 мД соответственно, его газонасыщенность, как правило, превышает более 50 %. Именно эти величины были приняты в качестве нижнего предела пористости, проницаемости и газонасыщенности, свидетельствующего об эффективности песчаника как коллектора.

Поэтому в районе исследования перспективные с точки зрения добычи газа коллекторы выявлялись на основании соответствия следующим критериям:

• мощность песчаника – более 0,4 м;

• проницаемость – более 0,06 мД;

• пористость – более 5 %.

Подсчет запасов природного газа был выполнен с применением функции объемного расчета программы Petrel. Эта функция реализуется с помощью следующей формулы:

Qгеол = S.H.Kпор.Кг.Кp.Кt,

где Qгеол – геологические запасы газа, тыс. т; S – площадь газоносности, тыс. м2;
H –средняя эффективная газонасыщенная мощность (суммарная мощность нефтенасыщенных слоев-коллекторов), м; Кпор – пористость, д. ед.;
Кг – коэффициент газонасыщенности, д. ед.; Кp – барический коэффициент, зависящий от пластового давления, д. ед.; Кt – коэффициент, зависящий от пластовой температуры.

Результаты подсчета запасов горизонтов Хэ8 и Шань1 газового месторождения Западное Сулигэ представлены в таблице: согласно расчетам, объем запасов природного газа категории С2 в этих объектах составляет 1,0174.1012 м3.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. В результате проведенного исследования установлено, что песчаники характеризуются унаследованностью в направлении снизу вверх. Высокая степень развития песчаников наблюдается в нижней части горизонта Хэ8 (h8x). Кроме того, песчаники вдоль направления сноса источников с севера на юг развиты шире, чем перпендикулярно по направлению сноса с востока на запад.

2. На основании результатов геофизических исследований скважин была построена модель литологических фаций и газосодержания. Литологическая модель показала, то изменение фаций вверх по разрезу происходит явно и закономерно. Песчаники наиболее широко развиты в нижней части горизонта Хэ8 (h8x), для них характерны относительно высокие значения пористости и проницаемости.

3. На основании интерпретации данных геофизических исследований скважин и керна установлено, что в исследуемом районе нижний предел эффективности коллектора по пористости и проницаемости песчаника составляет соответственно более 5 % и 0,06 мД, его газонасыщенность, как правило, превышает 50 %.

4. Подсчет запасов природного газа выполнялся с применением функции объемного расчета программы Petrel. Объем подсчитанных запасов природного газа категории С2 в районе исследования оценивается в 1,0174.1012 м3.

Запасы природного газа горизонтов Хэ8 и Шань1 месторождения Западное Сулигэ

Natural gas reserves of He8 and Shan1 horizons of the Western Sulige field

ВВЕДЕНИЕ

Мировая тенденция к сокращению добычи легкой нефти наряду с повышающимся спросом на нефтепродукты диктует необходимость восполнения минерально-сырьевой базы углеводородов. Основным направлением в решении данной проблемы является освоение месторождений тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов, мировые запасы которых составляют более 800 млрд т [1, 2]. Кроме того, перспективными представляются реанимация скважин, находящихся на поздней стадии разработки, а также освоение глубокозалегающих горизонтов и пород с низкой проницаемостью, запасы которых относятся к категории трудноизвлекаемых [3]. В связи с этим актуальными являются различные физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов, способствующие повышению добычи нефти [4].

Одним из наиболее эффективных способов увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей является заводнение и паротепловое воздействие, а также введение в пластовый флюид нефтевытесняющих композиций – различных химических агентов, в т. ч. на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ), обладающих способностью сохранять заданные свойства в пласте в течение длительного времени и реагирующих на изменение внешних условий. В Институте химии нефти СО РАН разработаны варианты нефтевытесняющих композиций на основе ПАВ, солей аммония и карбамида, которые в пласте под действием температуры водяного пара или горячей воды образуют СО2 и аммиачную буферную систему, создавая оптимальные условия для нефтевытеснения. Это способствует выравниванию подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов и приводит к увеличению охвата пласта, а также подключению пропластков с низкой проницаемостью. В результате наблюдаются увеличение коэффициента извлечения нефти и интенсификация ее добычи [5].

Оценка эффективности разрабатываемых нефтевытесняющих композиций проводилась на участке пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения (Республика Коми) по 75 добывающим скважинам в течение 24 мес. Показано, что через 3 мес после закачки в пласт нефтевытесняющей композиции добыча нефти на опытном участке возросла в среднем на 25 %, а обводненность продукции снизилась на 4–5 %. Это доказывает высокую перспективность применения композиции на основе ПАВ, солей аммония и карбамида для ограничения водопритока и повышения коэффициента извлечения нефти при разработке месторождений высоковязких нефтей методами паротеплового и пароциклического воздействия [6].

Помимо повышения добычи нефти эффективность нефтевытесняющей композиции также оценивается по изменению химического состава добываемого сырья. Однако данный аспект до сих пор мало изучен, несмотря на то что химический состав нефти является одним из определяющих факторов целесообразности как добычи, так и переработки углеводородного сырья и строго регламентируется на разных стадиях производства нефтепродуктов. В частности, смолисто-асфальтеновые вещества, в значительных количествах присутствующие в тяжелых высоковязких нефтях и склонные к самоассоциации с последующим выпадением в осадок [7], способствуют закупорке скважин, формированию отложений в технологическом оборудовании, а также образованию побочных продуктов в процессах нефтепереработки [8]. В связи с этим исследование состава добываемой нефти до и после закачки в пласт нефтевытесняющих композиций является крайне важным и актуальным.

Целью работы, результаты которой представлены в данной статье, является исследование влияния повышения нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти с использованием нефтевытесняющей композиции на основе ПАВ, соли аммония и карбамида на химический состав извлекаемой нефти.

МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ

Исследование проводилось на примере двух образцов тяжелой высоковязкой нефти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, отобранных из скв. 2956 (глубина отбора 1275–1300 м) до и после обработки пласта нефтевытесняющей композицией соответственно. Отбор нефти из участка залежи, подвергшегося влиянию композиции, производился через 3 мес после закачки композиции в пласт при достижении максимального эффекта увеличения нефтеотдачи [6].

Определение компонентного состава изучаемых нефтяных объектов проводилось по следующей методике. Асфальтены выделялись путем добавления к навеске нефти 40‑кратного массового избытка н-гексана и выдерживания смеси в темном месте в течение суток. Образующийся асфальтеновый осадок фильтровался через бумажный фильтр и очищался от мальтенов (смолы + масла) в аппарате Сокслета в течение 16–18 ч н-гексаном до обесцвечивания растворителя, проходящего через слой асфальтенов. Очищенные асфальтены извлекались из фильтра хлороформом, после чего растворитель упаривался и асфальтены сушились до постоянного веса. Мальтены, полученные в процессе фильтрования асфальтенов и извлеченные с их поверхности в аппарате Сокслета, объединялись и разделялись на масла (концентрат углеводородов и гетероорганических соединений) и смолы методом жидкостной адсорбционной хроматографии на силикагеле. Масла элюировались н-гексаном, смолы – смесью этанола и бензола, находящихся в равном объемном соотношении. Из полученных растворов удалялись н-гексан и этанол-бензольная смесь соответственно, после чего масла и смолы доводились до постоянного веса.

Определение элементного состава масел, смол и асфальтенов проводилось с использованием анализатора vario EL cube методом сожжения образца при 1200 °С и хроматографическим анализом образующихся газообразных веществ.

Углубленное исследование состава масел проводилось с использованием хромато-масс-спектрометрической квадрупольной системы GSMS-QP5050А Shimadzu. Разделение компонентов проводилось в капиллярной кварцевой колонке СR5‑MS (30 м 0,25 мм) в режиме программирования температуры 80–290 °С со скоростью нагрева 2 °С / мин и выдерживанием конечной температуры в течение 25 мин. Газ-носитель – гелий. Деление потока – 1:12. Ионизирующее напряжение – 70 эВ. Температуры инжектора и интерфейса – 290 °С. Идентификация индивидуальных соединений проводилась по характеристичным ионам в масс-фрагментограмме: m/z 57 – алканы;
69 – циклопентаны; 83 – циклогексаны; 91, 105, 119, 133 – алкилбензолы; 128, 142, 156, 170, 184 – нафталины; 178, 192, 206, 220, 234 – фенантрены. Количественная оценка идентифицированных соединений проводилась методом внутренней нормализации. Дополнительно использовался пламенно-ионизационный детектор.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Одной из важнейших характеристик, позволяющих оценить влияние нефтевытесняющей композиции на качество извлекаемой нефти, является ее компонентный состав. Сравнительный анализ состава нефтей, отобранных до (Нисх) и после (Нк) обработки пласта нефтевытесняющей композицией, показал, что интенсификация добычи нефти приводит к увеличению в извлекаемом сырье содержания масел на 4,3 мас. % и снижению содержания смол и асфальтенов на 3,2 и 1,1 мас. % соответственно (табл. 1).

Таким образом, качество нефтяного сырья, добываемого с использованием нефтевытесняющей композиции, повышается за счет значительного снижения доли смолисто-асфальтеновых компонентов, обусловливающих проблемы при транспорте и переработке нефти.

Наряду с изменением компонентного состава высоковязкой нефти под влиянием нефтевытесняющей композиции также происходит изменение элементного состава каждого из нефтяных компонентов (табл. 2). Так, содержание S и О в маслах снижается на 0,09 и 0,63 мас. % соответственно, тогда как содержание N незначительно возрастает (на 0,02 мас. %). Подобная картина наблюдается и для смолистых веществ, доля S и О в которых уменьшается на 0,07 и 1,29 мас. % соответственно с одновременным ростом содержания N на 0,02 мас. %. Для асфальтенов, напротив, характерно существенное увеличение содержания S (на 0,62 мас. %)
со снижением доли O на 0,99 мас. %,
тогда как содержание N остается неизменным.

Следует отметить, что суммарное содержание гетероатомов в маслах, смолах и асфальтенах нефти после обработки пласта нефтевытесняющей композицией снижается на 0,70; 1,34 и 0,37 мас. % соответственно. Это также свидетельствует об улучшении качества нефти с повышением нефтеотдачи пласта, поскольку гетероатомы и металлы способствуют отравлению катализаторов, а также образованию побочных и низкомаржинальных продуктов в процессе переработки углеводородного сырья. Несмотря на различный характер изменения содержания С и Н в каждом из компонентов исследуемых нефтей, атомное отношение Н / С в них не имеет существенных различий.

В составе Нк значительно возросло содержание масел относительно Нисх, в связи с чем представляет интерес углубленный анализ состава масел для установления групп углеводородов, извлечение которых из пласта наиболее эффективно с использованием нефтевытесняющей композиции. Методом хромато-масс-спектрометрии установлено, что содержание н-алканов в маслах Нк на 25,6 % отн. выше, чем в маслах Нисх, которые бедны насыщенными ациклическими компонентами (1,7 % отн.). При этом доля циклоалканов в маслах Нк ниже, чем в маслах Нисх, более чем в два раза (табл. 3). При добыче нефти с использованием нефтевытесняющей композиции содержание ароматических групп углеводородов в составе масел значительно снижается. Так, суммарное содержание алкилбензолов уменьшилось на 6,4 % отн., однако доля отдельных моноциклических ароматических компонентов, таких как метилалкилбензолы и диметилалкилбензолы, возросла на 0,3 и 0,5 % отн. При этом триметилалкилбензолов стало существенно меньше, на 7,2 % отн. Суммарная концентрация нафталинов в маслах Нк относительно Нисх снизилась на 9,3 % отн. за счет снижения содержания нафталина и каждой группы его гомологов С1–С4. При этом изменение доли бициклических ароматических компонентов от С0‑НФ до С4‑НФ носит экстремальный характер с максимумом, приходящимся на С2‑НФ (разница составляет 3,9 % отн.), тогда как содержание С0‑НФ и С4‑НФ снизилось лишь на 0,9 и 0,6 % отн. соответственно. Суммарное содержание фенантренов в нефти снижается на 7,9 % отн. при интенсификации ее добычи нефтевытесняющей композицией. При этом концентрация С0‑ФН и С1‑ФН изменяется незначительно – возрастает на 0,1–0,2 % отн., тогда как для гомологов фенантрена С2–С4 характерно устойчивое снижение концентрации на 2,2–3,7 % отн.

ВЫВОДЫ

Таким образом, в ходе проведенного исследования установлено, что при обработке пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения нефтевытесняющей композицией на основе ПАВ, соли аммония и карбамида наряду с увеличением нефтеотдачи пласта наблюдается эффект повышения качества нефти за счет увеличения содержания в ней масел и снижения доли смолисто-асфальтеновых веществ и гетероэлементов. Показано, что в составе масел нефти, извлеченной из пласта после его обработки нефтевытесняющей композицией, значительно возрастает содержание н-алканов с одновременным снижением доли моно-, би- и трициклических ароматических углеводородов.

Полученные данные доказывают эффективность и целесообразность применения нефтевытесняющих композиций на основе ПАВ, солей аммония и карбамида для интенсификации добычи тяжелых высоковязких нефтей.

Работа выполнена в рамках Комплексной программы фундаментальных научных исследований СО РАН II. 1 Интеграционный проект № 0370‑2018‑0008.

Таблица 1. Компонентный состав нефтей

Table 1. The composition of the oils

Таблица 2. Элементный состав компонентов исследуемых образцов нефти

Table 2. The elemental composition of the components of the oil samples

Таблица 3. Содержание основных групп углеводородов в исследуемых нефтях, отн. %

Table 3. The content of the main hydrocarbon groups in the studied oils, relative %

Примечание: Сх – количество атомов углерода в алкильных заместителях ароматических циклов.

Note: Cx is the number of carbon atoms in the alkyl substituents of aromatic cycles.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЕСЧАНООЗЕРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Песчаноозерское месторождение расположено в северо-западной части Тимано-Печорской нефтегазоконденсатной провинции на о. Колгуев в Баренцевом море (рис. 1) [1–3] и введено в промышленную разработку в 1985 г. Месторождение приурочено к отложениям нижнего триаса – одним из наиболее перспективных в Арктической зоне России. Поэтому многолетний опыт разработки Песчаноозерского месторождения имеет значение для освоения подобных объектов в перспективе.

К особенностям месторождения, отразившимся на эффективности его разработки, относятся многопластовость, разнофлюидность углеводородов (УВ), включая нефть, газ природный и попутный, конденсат, линзовидное строение залежей, осложненное тектоническими экранами, высокая расчлененность и неоднородность продуктивных пластов, низкие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов. Залежи углеводородов приурочены к отложениям чаркабожской свиты, в которой выделено в общей сложности около 200 залежей УВ, в т. ч. 113 нефтяных, 18 газонефтяных и 66 газовых.

Все продуктивные отложения относятся к коллекторам порового типа, не выдержанным по площади и разрезу. В литологическом отношении они представлены полимиктовыми песчаниками и алевролитами [3].

В целом по величине извлекаемых запасов УВ месторождение относится к категории средних [4, 5].

ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Особенности коллекторов Песчаноозерского месторождения достаточно наглядно отражают их физико-гидродинамические параметры, представленные на диаграммах относительных фазовых проницаемостей для плохого (проницаемость – 0,153.10–3 мкм2) (рис. 2), хорошего (проницаемость – 49,36.10–3 мкм2) (рис. 3) и среднего (проницаемость – 9,25.10–3 мкм2) (рис. 4)
с точки зрения ФЕС образцов керна.

Как видно из приведенных кривых, все образцы характеризуются высокой начальной и аномально высокой остаточной водонасыщенностью. Можно предположить, что приведенные гидродинамические характеристики также оказывают негативное влияние на процесс вытеснения нефти водой и, соответственно, на конечную нефтеотдачу, на что указывают и результаты определения коэффициентов вытеснения нефти водой, выполненные на образцах керна в лаборатории АО «Архангельскгеолдобыча» (ныне – АО «АГД ДАЙМОНДС») [2].

Коэффициенты вытеснения на различных образцах керна по проницаемости изменяются в диапазоне 0,635–0,859. С учетом высокой неоднородности и прерывистости продуктивных пластов этого месторождения конечный коэффициент извлечения нефти (КИН) при поддержании пластового давления (ППД) путем заводнения оценен на уровне 0,28–0,30.

На сложность геологического строения продуктивных пластов месторождения указывают и результаты гидродинамических исследований разведочных, добывающих и нагнетательных скважин. При этом на многих скважинах проводились повторные исследования в рамках газогидродинамического контроля за процессом разработки месторождения.

Известно, что эти исследования применяются для определения фильтрационных параметров пласта, оценки состояния призабойных зон, скин-факторов, а также для изучения особенностей зон дренирования скважин и возможной гидродинамической модели фильтрации, включая выявление границ пласта, трещиноватости и часто имеющих место межпластовых перетоков.

В результате большого объема гидродинамических исследований скважин (ГДИС) выявлена информативность и высокая разрешающая способность кривых восстановления давления (КВД), падения давления (КПД) и восстановления уровня (КВУ) применительно к продуктивным коллекторам Песчаноозерского месторождения.

Так, по 30 скважинам ГДИС проводились многократно, что позволило оценить изменение ФЕС пластов в процессе разработки месторождения. Установлено, что ФЕС продуктивных пластов значительно изменяются по площади и разрезу, что указывает на сложность и многопластовость месторождения. На основании результатов ГДИС были обоснованы и выбраны по конкретным скважинам геолого-технологические мероприятия для увеличения дебита жидкости (нефти) и повышения конечной нефтеотдачи пластов. Например, рекомендована кислотная обработка призабойной зоны 16 скважин.

Результаты ГДИС также были использованы при создании геолого-технологических моделей, на базе которых осуществлялись расчеты нескольких вариантов разработки Песчаноозерского месторождения.

Таким образом, по комплексу интерпретации ГДИС основные залежи Песчаноозерского месторождения характеризуются как сложнопостроенные. В качестве моделей фильтрации диагностируются в основном пласты с ухудшенной прискважинной зоной (по 115 исследованиям) и однородные (по 50 исследованиям) [5].

Трещиновато-пористый пласт, или многопластовая система с перетоками, отмечен в 14 случаях, экранированный – в 17.

На основании выполненных исследований были даны рекомендаций по повышению эффективности разработки месторождения [6].

ФАКТОРЫ, НЕГАТИВНО ПОВЛИЯВШИЕ НА РЕЗУЛЬТАТы РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Мониторинг процесса разработки месторождения в течение примерно 30 лет позволил сделать вывод, что с начала промышленной эксплуатации месторождения имел место упругий режим разработки. Затем из‑за неблагоприятной динамики пластового давления и несвоевременной организации системы ППД, а также в связи с низкой приемистостью нагнетательных скважин по причине особенностей ФЕС продуктивных пластов разработка месторождения перешла на режим растворенного газа, а на отдельных участках –
на гравитационный режим. Все это не могло не сказаться на результатах ГДИС, которые из‑за многопластовости и особенностей геологического строения месторождения (неоднородности коллектора, линзовидности, многофазности пластовых флюидов) продемонстрировали неоднозначность и значительный разброс фильтрационных параметров пластов по площади и разрезу [5].

Особо следует отметить, что до 2015 г. на месторождении было два недропользователя – АО «Арктикнефть» и ООО «Арктическая нефтяная компания». Данное обстоятельство с самого начала разработки негативно отразилось на выборе и обосновании объектов разработки. При этом исходили не из геолого-геофизических особенностей продуктивных пластов (залежей), объединенных в единый эксплуатационный объект разработки, а из границ лицензионных участков обоих недропользователей на поверхности. В результате вопреки традиционному подходу без учета геолого-промысловых характеристик на месторождении было выделено четыре объекта разработки (рис. 5), причем Западный, Восточный и Южный блоки были отнесены к лицензионному участку АО «Арктикнефть», а Западно-Центральный и Центральный – к лицензионному участку ОАО «Арктикморнефтегазразведка», впоследствии перешедшему в ведение АО «Арктическая нефтяная компания».

Из таблицы, в которой представлены геолого-геофизические характеристики продуктивных пластов по выделенным блокам, следует, что по целому ряду параметров между блоками наблюдается существенное различие. Однако продуктивные пласты были объединены в эксплуатационные объекты разработки только на основании субъективных факторов – площади нефтеносности и запасов УВ. Такие параметры, как нефтенасыщенная толщина, пористость, проницаемость, коэффициенты песчанистости и расчлененности, во внимание не принимались.

Начиная с 2016 г. АО «Арктикнефть» стала единственным недропользователем месторождения.

Во всех проектных документах на разработку месторождения рекомендовалось разрабатывать его с ППД путем внутриконтурного заводнения. В то же время опыт разработки позволил сделать вывод о низкой эффективности данного метода повышения нефтеотдачи. Так, текущее пластовое давление в динамике стало значительно снижаться и на отдельных участках к 2015 г. упало от начального (~17 МПа) до давления насыщения нефти газом
(9,0–15,0 МПа), а в Центральном блоке в процессе пробной закачки воды из‑за низкой приемистости скважин вообще отказались от метода ППД путем заводнения, что привело к значительному разгазированию нефти в пластовых условиях. В этом блоке текущее пластовое давление в районе отдельных скважин к 2015 г. составляло 2,0–7,0 МПа, когда основным режимом разработки стал гравитационный, который характеризуется как низкоэффективный. В результате дебиты скважин по нефти стали минимальными (не более 1–3 т / сут), а ожидаемая конечная нефтеотдача продуктивных пластов может составить не более 0,10, что намного ниже утвержденной ФБУ «Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых» (ГКЗ).

Практика показала, что применяемые на других блоках системы разработки также не обеспечивают достижение коэффициентов извлечения нефти, утвержденных ГКЗ.

В несколько лучшем положении с точки зрения разработки по состоянию на 01.01.2015 г. оказался практически только Восточный блок месторождения (недропользователь – АО «Арктикнефть»). Данное обстоятельство можно объяснить в основном двумя причинами. Во-первых, ФЕС продуктивных пластов в этом блоке лучше по сравнению с аналогичными в других блоках. Во-вторых, в Восточном блоке с небольшим промежутком времени от начала ввода в эксплуатацию первых добывающих скважин началось освоение под закачку нескольких нагнетательных скважин, в результате чего представилось возможным уменьшить темпы падения пластового давления от начального. Тем не менее среднее пластовое давление в этом блоке к 01.01.2015 г. снизилось от начального, равного 16 МПа, до 6,0 МПа. Таким образом, в Восточном блоке, несмотря на закачку воды в четыре нагнетательных скважины динамика пластового давления не может считаться удовлетворительной. При этом действующий фонд добывающих скважин составил 24 единицы, что намного больше действующего фонда нагнетательных скважин. При таком соотношении добывающих и нагнетательных скважин ППД не может быть эффективным из‑за низкого охвата пластов заводнением. В результате фактически годовая добыча нефти по Восточному блоку оказалась в последние годы ниже расчетной (проектной) почти в два раза.

Значительное отставание с организацией системы ППД в целом по месторождению привело к несоответствию фактических показателей разработки их проектным значениям, утвержденным Центральной комиссией по согласованию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья и иной проектной документации Федерального агентства по недропользованию (ЦКР Роснедра). На эффективности реализуемой на месторождении системы разработки сказались темпы разбуривания месторождения, значительно отличавшиеся от проектных. Так, в 2012–2014 гг. предполагалось пробурить 17 скважин, фактически же была пробурена лишь одна скважина. В связи с этим годовые уровни добычи нефти в эти годы были намного ниже проектных. На рис. 6 представлены проектные и фактические показатели годовой добыча нефти в 2011–2017 гг. Как следует из графика, фактическая добыча нефти имела некоторую тенденцию к падению, в особенности в течение 2011–2014 гг. Затем темпы падения добычи нефти стабилизировались и с 2015 по 2017 г. годовая добыча нефти в целом по месторождению оставалась на уровне 45–47 тыс. т.

Поддержание достигнутых уровней добычи во многом зависит и от широкого применения на месторождении мероприятий по интенсификации добычи нефти. Исходя из технико-экономического анализа применения таких мероприятий в условиях островного расположения месторождения и с учетом суровых природно-климатических особенностей Арктического севера в проектных технологических документах были предложены только кислотные обработки скважин и забуривание боковых стволов. Выбору этих скважин предшествовал глубокий геолого-промысловый анализ технологического состояния и история эксплуатации [6]. Однако до настоящего времени эти мероприятия так и не нашли широкого применения согласно рекомендациям утвержденных проектных документов [1, 2].

Таким образом, перечисленные обстоятельства в совокупности обусловили крайне негативные результаты разработки месторождения. Так, снижение начального пластового давления ниже давления насыщения нефти газом привело к смене упруговодонапорного режима фильтрации нефти низкоэффективным режимом растворенного газа, а затем гравитационным режимом, которые не позволят достичь на месторождении КИН, утвержденного ГКЗ и ЦКР Роснедра.

В целом из‑за перечисленных факторов за 30‑летний период разработки и эксплуатации Песчаноозерского месторождения по состоянию на 01.01.2018 г. фактический текущий КИН составил 0,059 при утвержденном конечном его значении 0,280. В то же время дифференцировано по всем нефтяным залежам, которых на месторождении в чаркабожской свите значительное количество, установить текущий КИН не представляется возможным из‑за сложности геологического строения.

ВЫВОДЫ

Подводя итоги изложенному, можно сделать следующие выводы.

1. Очевидно, что в процессе поисково-разведочных работ месторождение было не в полной мере разведано и изучено, несмотря на чрезвычайно сложное геологическое строение и наличие в нем большого количества продуктивных пластов и залежей, содержащих УВ различного состава (нефть, конденсат, попутный газа, природный газ).

2. Следствием недостаточной геолого-геофизической изученности как месторождения в целом, так и различных его продуктивных пластов и залежей, явилось то, что в первых проектно-технологических документах на разработку содержалось малообоснованное решение объединить продуктивные пласты в эксплуатационные объекты исходя не из ФЕС пластов и насыщающих их УВ-флюидов, а в основном из соображений разделения запасов УВ по границам лицензионных участков недропользователей. Сами же эти границы были установлены по поверхности месторождения. В результате эксплуатационными объектами – редчайший случай в практике разработки многопластовых месторождений – стали блоки, выделенные не на основании геологических особенностей их строения, а в соответствии с границами лицензионных участков, т. е. Восточный, Западный, Южный и Центральный блоки. Такой подход не мог не сказаться на стратегии разработки месторождения.

3. Изучение составленных и утвержденных ЦКР Роснедра проектно-технологических документов по данному месторождению показало, что, как правило, фактические показатели разработки отличались от проектных, притом значительно.

Так, организация и создание системы ППД растянулись на многие годы. В результате на практике рекомендация была реализована, но в недостаточных объемах и только в Восточном блоке.

Серьезное отставание имело место и с разбуриванием месторождения эксплуатационными скважинами, как добывающими, так и нагнетательными. Вследствие всего этого был исчерпан начальный естественный энергетический ресурс продуктивных пластов. Вместо упруговодонапорного режима разработки на месторождении в последние годы получили развитие такие низкоэффективные режимы, как режим растворенного газа и гравитационный. Эти режимы не обеспечат утвержденный КИН по продуктивным нефтяным пластам и залежам. На величине КИН сказались и необратимые процессы, произошедшие в пластах в результате резкого снижения пластового давления по сравнению с начальными показателями.

4. Учитывая целый ряд сложных факторов, сопутствующих разработке и эксплуатации месторождения, необходимо было своевременно проводить геологотехнические мероприятия (ГТМ) по стабилизации добычи. В числе рекомендованных ГТМ были бурение боковых стволов из скважин с низкими дебитами нефти и обработка призабойной зоны пласта в целях устранения различного рода загрязнений, обусловленных длительной эксплуатацией добывающих скважин (в течение 20–30 лет). Такие загрязнения могли возникнуть, например, в результате проведения неудачных кислотных обработок, а также испытаний различных модификаций ГРП.

5. На состоянии разработки месторождения сказались и технико-экономические факторы, в числе которых экономический кризис в РФ в 2008–2010 гг., а затем в 2014–2015 гг.

Таким образом, по результатам анализа геолого-технологических причин, постоянно возникавших в процессе разработки Песчаноозерского месторождения за более чем 30 лет его эксплуатации, можно сделать важнейшее для практики заключение, что все указанные в настоящей статье причины привели к негативным последствиям с точки зрения разработки месторождения. И если в ближайшие годы не будут приняты радикальные меры по исправлению отмеченных серьезных недостатков, в дальнейшем появятся новые проблемы, которые не позволят достичь КИН, утвержденных ГКЗ для данного месторождения.

6. Накопленный опыт разработки Песчаноозерского месторождения должен быть учтен при проектировании и подготовке к промышленной разработке Таркского нефтяного месторождения, расположенного на западе о. Колгуев в 25 км от Песчаноозерского месторождения. Особенности геологического строения, геолого-геофизические характеристики Таркского месторождения, параметры и ФЕС продуктивных пластов, а также свойства пластовых флюидов во многом аналогичны параметрам Песчаноозерского месторождения. Особое внимание при проектировании и разработке Таркского месторождения должно быть уделено выбору и обоснованию эксплуатационных объектов разработки во избежание ошибок, допущенных при проектировании разработки Песчаноозерского месторождения.

Геолого-геофизические характеристики продуктивных пластов

Geological-geophysical parameters of producing reservoirs

Проектная и производственно-сервисная деятельность Группы «ЭНЕРГАЗ» сосредоточена на поиске и реализации конструкторских и инженерных решений по созданию многофункциональных установок подготовки газа.

Такие установки предназначены для гарантированного долговременного и непрерывного обеспечения качественной подготовки газа разного типа и исходного состояния во всех газоиспользующих отраслях промышленности.

Из года в год коллектив «ЭНЕРГАЗа» успешно реализует различные отраслевые проекты и получает новые подтверждения того, что подготовка газа (midstream) – это всегда тщательно согласованный инженерный расчет комплексного технологического процесса, позволяющего достигать и устойчиво поддерживать установленные параметры газа по чистоте, влажности, температуре, давлению, расходу и другим нормативам.

Установки газоподготовки «ЭНЕРГАЗ» по типу делятся на комплектные и многоблочные.

Компактные комплектные установки состоят из 1–2 модулей, внутри которых оборудование интегрировано на единой раме. Это:

• блоки подготовки попутного газа (фото 1);

• блочные пункты подготовки газа (природного);

• системы подготовки топливного и пускового газа;

• автоматизированные газораспределительные станции.

Многоблочные установки применяются в сложных и масштабных проектах. Они отличаются высокой производительностью (расходом подготавливаемого газа) и состоят из нескольких обособленных блок-боксов с оборудованием различного назначения, которые при монтаже стыкуются в единое здание с общей кровлей (фото 2). При этом ряд элементов может иметь внешнее исполнение.

Фото 1. Блок подготовки попутного газа для энергоцентра Усинского месторождения

Такие установки функционируют на крупных генерирующих объектах с газовыми турбинами большой мощности, а также на нефтегазодобывающих площадках, где необходимо параллельно и непрерывно снабжать качественным газом (с отличающимися параметрами) сразу несколько объектов основного и вспомогательного назначения.

В целом комплектные и многоблочные установки «ЭНЕРГАЗ» в автоматическом режиме обеспечивают очистку, осушку, подогрев, редуцирование, технологический или коммерческий учет, контроль качества газа перед его подачей в различное газоиспользующее оборудование:

• газовые турбины;

• газопоршневые установки;

• котельные;

• газоперекачивающие агрегаты и др.

Оборудование проектируется и изготавливается с учетом области применения, условий эксплуатации, состава исходного газа, типа и характеристик сопряженных агрегатов, особых проектных требований заказчиков.

Фото 2. Технологические отсеки многоблочной установки газоподготовки для Прегольской теплоэлектростанции

БАЗОВАЯ КОМПЛЕКТАЦИЯ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫХ УСТАНОВОК

Минимальный (базовый) функционал технологических установок «ЭНЕРГАЗ» – это фильтрация и учет газа. Такое оборудование включает пять основных элементов.

Система фильтрации

В стандартном исполнении система включает в себя две линии фильтрации с пропускной способностью 100 % потока или три линии с пропускной способностью по 50 % потока каждая. В особых проектах применяется двойная система, состоящая из блоков предварительной фильтрации (фото 3) и тонкой очистки газа.

Газовые фильтры выбираются в зависимости от состава подаваемого на объект газа, а также содержания в нем механических примесей и жидких фракций. Преимущественно в оборудовании «ЭНЕРГАЗ» используются двухступенчатые коалесцирующие фильтры со сменными элементами (картриджами). Такие фильтры обеспечивают высокую степень удаления капельной влаги и твердых частиц при расчетном перепаде давления. Также данный вид оборудования позволяет менять тип картриджей или их комбинацию для оптимизации эффективности очистки при изменении состава и характеристик поступающего газа.

В многофункциональных установках степень очистки достигает 100 % для твердых частиц величиной не менее 3 мкм и капельной влаги – не менее 5 мкм. Для частиц размером 0,5–3,0 мкм эффективность составляет 98–99 %.

Фильтры оснащены датчиками и индикаторами контроля и перепада давления, уровня газового конденсата, а также продувочными и сбросными трубопроводами с предохранительными клапанами.

Фото 3. Внешний блок фильтрации и узел дренажа конденсата

Узел дренажа конденсата

Сбор газового конденсата и механических примесей происходит в автоматическом режиме. Как правило, дренажный резервуар расположен под землей. Если позволяют климатические условия, применяется наземное исполнение (фото 3), а резервуар оснащается электрообогревом.

Уровень конденсата в накопительном баке устанавливается и поддерживается на значении, заданном системой автоматизированного управления. Узел дренажа укомплектован устройством контроля уровня, оборудованием для удаления продуктов очистки в передвижную емкость.

Фото 4. Измерительные линии узла коммерческого учета газа

Блок учета газа

После очистки газ попадает в блок учета, который может иметь одну или несколько измерительных линий нормального расхода, линию малого расхода, а также линию байпаса (в случае одной измерительной линии или по требованию заказчика). Относительная погрешность блока учета – не более 1 % (фото 4).

Коммерческий или технологический учет объема газа осуществляется путем измерений объема и объемного расхода газа в рабочих условиях и автоматического приведения измеренного объема к стандартным условиям в зависимости от давления, температуры и коэффициента сжимаемости газа.

Преимущественно применяются турбинные и ультразвуковые первичные преобразователи расхода (расходомеры). Используются также ротационные, вихревые, диафрагменные, кориолисовые или термоанемометрические расходомеры. Данные с преобразователей поступают на корректоры-вычислители (flowcomputers).

Блок коммерческого учета газа позволяет проводить взаимные финансовые расчеты между поставщиком, газораспределительной организацией и потребителем, контролировать расходы и гидравлические режимы систем газоснабжения, составлять балансы приема и отпуска газа, контролировать эффективность использования газа.

Фото 5. Отсек системы автоматизированного управления комплектной установки подготовки топливного газа для энергоцентра Барсуковского месторождения

Система автоматизированного управления

Многофункциональная установка газоподготовки полностью автоматизирована и не требует дополнительной ручной настройки для отладки корректного взаимодействия различных систем оборудования.

Система управления (САУ) осуществляет подготовку к пуску, пуск, останов и поддержание оптимального режима работы; контролирует технологические параметры; обеспечивает автоматические защиту и сигнализацию; обрабатывает параметры рабочего процесса и аварийных событий с выдачей информации по стандартному протоколу обмена.

САУ выполнена на базе современной микропроцессорной техники с использованием передового программного обеспечения и коммутационного оборудования. Она размещается внутри блок-модуля комплектной установки (или внутри блок-здания многоблочной установки) – в отсеке, отделенном от технологической части газонепроницаемой огнестойкой перегородкой (фото 5).

Локальная система управления интегрируется с верхним уровнем автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП), обеспечивает дистанционное управление установкой, контроль загазованности в помещениях, вывод информации о состоянии элементов и узлов на панель оператора. Управление оборудованием газоподготовки с центрального щита объекта осуществляется в полном объеме аналогично управлению «по месту».

Системы жизнеобеспечения и безопасности

Помимо систем жизнеобеспечения (освещение, обогрев, вентиляция) установки «ЭНЕРГАЗ» обязательно оснащаются системами безопасности: пожаро- и газодетекции, сигнализации, пожаротушения.

При подготовке низконапорного попутного газа (с давлением, близким к вакууму) также устанавливается система обнаружения кислорода – со специальным датчиком контроля содержания кислорода в газовом потоке.

Фото 6. Электрический подогреватель газа в составе газорегуляторного пункта

ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ

На практике в базовой комплектации установки применяются редко. Как правило, для решения проектных задач в технологическую схему встраиваются дополнительные узлы и системы.

Системы сепарации и осушки

При подготовке попутного нефтяного газа в состав оборудования зачастую включается сепаратор-пробкоуловитель, осуществляющий прием залповых выбросов жидкости и сглаживание пульсаций газовой смеси (рис.).

Также может устанавливаться узел осушки газа на базе адсорберов. Такая мера необходима в случае, когда возможностей базовой системы фильтрации недостаточно для достижения установленных проектных параметров газа по влажности.

Узел подогрева газа

Для достижения проектной температуры газа установка оборудуется узлом подогрева на базе электрических подогревателей (фото 6) или подогревателей с промежуточным теплоносителем. В комплект поставки включается устройство плавной регулировки и блокировки нагрева.

Как правило, жидкостные подогреватели представляют собой кожухотрубные теплообменники различного типа, а в качестве теплоносителя используется сетевая вода.

При отсутствии внешнего источника тепла многофункциональные установки «ЭНЕРГАЗ» оснащаются собственными блочно-модульными котельными.

Вариант компоновки пункта подготовки попутного газа с сепаратором-пробкоуловителем

Блочно-модульная котельная

Блочно-модульная котельная (БМК) обеспечивает промежуточным теплоносителем узел подогрева газа. Компактная БМК размещается в специальном отсеке внутри установки (фото 7). Количество водогрейных котлоагрегатов и их полезная тепловая мощность устанавливается в зависимости от объемов подготавливаемого газа.

БМК комплектуется собственными устройствами для редуцирования и измерения расхода газа, системами безопасности, а также подземным резервуаром для слива теплоносителя.

Рабочий процесс автоматизирован, локальная система управления БМК интегрируется с САУ установки.

Вариант компоновки пункта подготовки попутного газа с сепаратором-пробкоуловителем

Система редуцирования

Если давление газа в питающем трубопроводе выше уровня, необходимого для корректной работы сопряженных газоиспользующих агрегатов, оборудование газоподготовки оснащается узлом редуцирования, включающим одну-две нитки с резервированием.

В состав многоблочной установки «ЭНЕРГАЗ» входит многолинейная система редуцирования. Это необходимо для параллельного снабжения газом (с отличающимися параметрами по давлению) сразу нескольких объектов на одной производственной площадке. Число ниток редуцирования зависит от количества объектов-потребителей.

Узел одоризации

Узел одоризации с емкостью для хранения одоранта – вещества, придающего газу предупреждающий запах (лат. odor – запах), является обязательным элементом технологических установок (фото 8), используемых в автоматизированном процессе отбора магистрального газа и его подготовки для транспортировки конечному потребителю.

Фото 8. Автоматизированная газораспределительная станция «ЭНЕРГАЗ» с узлом одоризации  

Блок контроля качества газа

По специальным проектным требованиям заказчика в технологическую схему установки встраивается оборудование для измерения и анализа различных параметров газа.

Например, потоковый газовый хроматограф непрерывного действия (калориметр) с устройством отбора проб. Его функционал – определение компонентного состава газа, измерение теплотворной способности, вычисление плотности и относительной плотности, вычисление числа Воббе.

Измерение температуры точки росы газа по воде и углеводородам обеспечивает анализатор влажности с устройством для отбора проб. Для контроля чистоты подготовленного газа на выходном коллекторе может устанавливаться анализатор содержания примесей.

***

В заключение отметим, что Группа «ЭНЕРГАЗ» благодаря развитию партнерских и кооперационных связей в своем сегменте технологического оборудования наращивает собственный уникальный инженерный опыт и продолжает раскрывать возможности многофункциональных установок для их целенаправленного внедрения в проектах газоподготовки различной сложности и масштаба.

ООО «ЭНЕРГАЗ»

105082, РФ, г. Москва,

ул. Большая Почтовая, д. 55 / 59, стр. 1

Тел.: +7 (495) 589‑36‑61

Факс: +7 (495) 589‑36‑60

E-mail: info@energas.ru

www.energas.ru

ВВЕДЕНИЕ

К числу ключевых задач газотранспортных предприятий относится обеспечение безопасной и эффективной эксплуатации трубопроводов. Повышению надежности функционирования газотранспортной системы способствует внутритрубная диагностика, позволяющая своевременно выявить и устранить последствия развития коррозионных процессов. Данный метод неразрушающего контроля реализуется с помощью пропуска по участкам трубопровода внутритрубных снарядов-дефектоскопов, таких как очистной скребок, снаряд-калибр, снаряд-шаблон, навигационно-профильный снаряд и т. д.

В ходе проведения внутритрубной диагностики могут быть задействованы различные методы, к примеру метод регистрации искажения магнитного поля, возбужденного в стенке магистрального трубопровода, или времени прохождения акустического сигнала до стенки магистрального трубопровода и обратно к датчику-регистратору [1, 2]. Для каждого из методов производятся дефектоскопы различных видов. Так, магнитные дефектоскопы различаются с точки зрения направления магнитного поля, а именно продольного и поперечного намагничивания [3, 4]. При этом дефектоскоп магнитный продольного намагничивания (MFL, англ. magnetic flux leakage – рассеяние магнитного потока) предназначен для выявления поперечно-ориентированных дефектов потери металла, металлургических дефектов, дефектов кольцевых сварных швов, тогда как дефектоскоп магнитный поперечного намагничивания (TFI, англ. transverse field inspection – контроль поперечного поля) нацелен на выявление продольно-ориентированных дефектов коррозионного растрескивания под напряжением, металлургических дефектов, дефектов продольных сварных швов [5].

МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ

В рамках исследования, результаты которого представлены в данной статье, была поставлена и успешно решена задача определения времени становления магнитного поля в стенке магистрального газопровода при проведении внутритрубной диагностики с применением магнитных дефектоскопов. При использовании данного метода следует учитывать магнитные характеристики металла диагностируемого трубопровода (магнитную проницаемость, проводимость, состояние насыщения) и магнитного поля (напряженность, объемную плотность, состав постоянного магнита).

В качестве объекта исследования был выбран магистральный газопровод с диапазоном толщин стенок, отражающим характеристики наиболее популярных марок стали, используемых для производства магистральных газопроводов. Таким образом, для расчета были выбраны марки стали 17Г1С и Х70.

Далее были определены магнитные свойства материалов, выбранных для исследования, и создана математическая модель расчета с учетом вариаций толщин стенок и марок стали. Результаты расчета представлены в виде графиков, в т. ч. сводного графика зависимости времени становления магнитного поля в стенке магистрального трубопровода от толщины стенки этого же трубопровода, а также графика зависимости максимально допустимой скорости прохождения снаряда по трубопроводу от расстояния между полюсами магнита дефектоскопа.

При расчете времени становления магнитного поля за основу была взята работа [7], в которой было рассмотрено становление магнитного поля в одно-, двух- и трехслойной стенке цилиндра, что соответствует стенке магистрального газопровода.

Известно, что электромагнитное поле характеризуется векторами напряженности электрического поля E, В / м, магнитного поля H, А / м, а также электрической D, Кл / м2, и магнитной индукций B, Тл. Cвязывающая данные величины cистема уравнений Максвелла, записанная с помощью оператора rot (ротор), выглядит следующим образом:

,               (1)

,               (2)

где j – объемная плотность тока, А / м2; j(e) – плотность тока от сторонних электродвижущих сил, А / м2;c – скорость света, км / с.

Рассмотрим вариант трубопровода с однослойной стенкой. Для расчета становления магнитного поля применим формулу, выведенную в [7]:

, (3)

,              (4)

где Hk – результирующее магнитное поле в металлической стенке магистрального трубопровода, А / м; d – толщина слоя, мм; t – время, ч, за которое Hk = H0, где H0 – начальное магнитное поле в постоянном магните, А / м; k – номер слоя металла; s – поверхностная плотность магнитного поля, Кл / м2; µs – магнитная проницаемость, Гн / м; y и y1 – слои металла; – угловая частота поля, рад / с.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА

Проведем расчет для марок стали 17Г1С и X70, причем в рамках исследования стенку трубы будем рассматривать как металлическую пластину с характерными свойствами. Таким образом, для определения времени становления магнитного поля в этой пластине достаточно варьировать только ее толщину и марку стали, диаметр при этом значимой роли не играет.

Стоит отметить, что вариация марок сталей подразумевает необходимость учитывать в расчете магнитные характеристики металла. В частности, магнитная проницаемость стали 17Г1С определяется из рис. 1 и равна 100 Гн / м. Для стали марки X70 магнитная проницаемость рассчитывается по формуле:

                (5)

и составляет 87 Гн / м (рис. 2).

В формуле (3) учтено изменение значения магнитной проницаемости в зависимости от значения частоты ,
однако понижение данной величины со 100 до 87 Гн / м не дает ощутимых изменений с точки зрения времени становления магнитного поля при прочих равных условиях. Так, в стальной стенке толщиной 14,0 мм трубы, изготовленной из стали марки 17Г1С, c DN = 1420 мм и магнитной проницаемостью 100 Гн / м этот аргумент равен 0,99987. В то же время в стальной стенке трубы, произведенной из стали марки Х70, такой же толщины и аналогичного диаметра, но с магнитной проницаемостью 87 Гн / м данный аргумент равняется 0,99983.

В качестве одного из условий достаточного становления магнитного поля была принята величина магнитного поля в стенке трубопровода, равная примерно 95 % начального магнитного поля в постоянном магните дефектоскопа.

В рамках исследования в целях проведения сравнительного анализа была рассчитана также скорость становления магнитного поля в трубопроводах с DN, отличным от 1420 мм. Толщина стенки трубы при этом варьировалась от 6,0 до 36,0 мм. Основные характеристики трубопроводов, для которых производился расчет, включая наружный диаметр, толщину стенки, класс прочности и длину, сведены в таблицу. Графики намагниченности стенок данных трубопроводов представлены на рис. 3, причем по оси абсцисс отмечено соотношение начального и результирующего магнитных полей, а по оси ординат – время, за которое это соотношение достигает необходимого значения 0,95.

На рис. 4а представлена совмещенная диаграмма времени становления магнитного поля в стенке трубопровода с учетом данных нормативных документов, представленных в таблице. На рис. 4б – совмещенный график для магистрального газопровода DN = 1420 мм, исключающий остальные номинальные диаметры.

На основании полученных данных был построен график зависимости времени становления магнитного поля в стенке магистрального трубопровода от толщины его стенки для диапазона толщин 6,0–36,0 мм для сталей 17Г1С и Х70 (рис. 5).

Была также вычислена скорость прохождения по трубопроводу диагностического снаряда, которую необходимо поддерживать для достаточного намагничивания стенки трубопровода. Эта скорость является максимально допустимой для дефектоскопа и зависит от удаленности друг от друга полюсов постоянного магнита. Так, для необходимого намагничивания участка стенки трубопровода толщиной 12,0 мм необходимо, чтобы данный участок находился под влиянием магнитного поля в течение 0,21 с. Из этого рассчитываем скорость дефектоскопа, при которой достигаются данные параметры. Например, если расстояние между полюсами магнита составляет 0,6 м, максимальная допустимая скорость прохождения диагностического снаряда составит 2,86 м / с. При расстоянии между полюсами 0,5 м максимальная допустимая скорость уменьшится до 2,38 м / с. Если же расстояние между полюсами не превышает 0,4 м, максимальная допустимая скорость составит всего 1,9 м / с и т. д. Графики зависимости максимальной допустимой скорости диагностического снаряда от расстояния между полюсами постоянного магнита при учете широкого спектра толщин стенок представлены на рис. 6. Из полученных данных следует, что для эффективного внутритрубного инспектирования магистральных трубопроводов с толщиной стенки начиная примерно от 16,0–18,0 мм реальная максимально допустимая скорость дефектоскопа не должна превышать 1 м / с.

Основные характеристики труб, в отношении которых производился расчет скорости становления магнитного поля в стенке трубопровода

The main characteristics of the pipes, in relation for which the rate of the magnetic field formation in the wall of the pipeline was calculated

ВВЕДЕНИЕ

Теплообменные аппараты воздушного охлаждения (АВО) широко применяются на газо- и нефтеперерабатывающих предприятиях, компрессорных станциях магистральных газопроводов и многих других промышленных объектах. На протяжении долгого времени остается актуальной проблема обеспечения требуемой эффективности АВО при работе в летний период, когда температура воздуха может быть существенно выше расчетной, в качестве которой в соответствии с существующими нормами принимается средняя температура воздуха в 13 часов дня наиболее жаркого летнего месяца.

Такие методы интенсификации работы АВО, как повышение расхода охлаждающего воздуха путем изменения угла поворота лопастей вентилятора, повышение частоты его вращения, в любом случае имеют лимитирующий параметр в виде температуры окружающего воздуха, то есть не позволяют снизить температуру теплоносителя ниже значения, близкого к температуре воздуха.

ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ИСПАРИТЕЛЬНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ

Решением, позволяющим повысить эффективность работы АВО в летнее время, является использование испарительного охлаждения с применением впрыска воды. Многие марки АВО, выпускаемые как отечественными производителями, например ОАО «Дмитровградхиммаш», ОАО «Борхиммаш», так и зарубежными компаниями, такими как GEA (Германия), оборудованы системой впрыска воды.

Важно отметить, что испарительное охлаждение применительно к АВО может осуществляться двумя способами (или их сочетанием): орошением теплообменной поверхности или путем снижения температуры воздушного потока, поступающего на теплообменные секции. Отметим, что системы, реализующие оба способа, могут называться «системы увлажнения», что, на наш взгляд, не совсем корректно, поскольку задачей является не повышение влажности воздуха, а снижение температуры теплообменной поверхности.

Наиболее часто применяется первый способ – орошение теплообменной поверхности водой, при котором непосредственно с поверхности оребренных труб АВО происходит испарение водяной пленки, образующейся и постоянно возобновляющейся в результате осаждения крупных капель. Несмотря на то что расчет эффективности и определение оптимальных параметров системы впрыска воды при таком способе весьма затруднительны [1], в научно-технической литературе приведено достаточно много вариантов исполнения системы испарительного охлаждения путем орошения теплообменной поверхности АВО [2–6].

Во втором случае повышение эффективности работы АВО происходит за счет снижения температуры воздушного потока из‑за отвода от воздуха к каплям теплоты, затрачиваемой на их испарение [7–11]. Количество отведенной теплоты прямо пропорционально объему испарившейся жидкости, то есть определяется относительным расходом воды и полнотой ее испарения. Как известно, полнота испарения воды зависит от температуры и относительной влажности окружающего воздуха, но главное – от степени диспергирования воды, то есть определяется размером капель [12, 13], причем это параметр, которым можно управлять, подбирая характеристики применяемых форсунок и перепад давления на них [14, 15]. Максимальное охлаждение при этом ограничивается температурой мокрого термометра, зависящей от температурного уровня и влажности окружающего воздуха.

Важно отметить, что практическое применение обеих разновидностей метода испарительного охлаждения АВО сопряжено с негативными проявлениями: водяная пленка на оребренной поверхности труб способствует образованию карбонатных отложений, увеличивающих термическое сопротивление теплообмену и ухудшающих аэродинамические характеристики аппарата. Для предотвращения образования этих отложений следует или применять меры для предварительного умягчения воды, например химическое обессоливание, что весьма затратно, или исключить попадание и последующее испарение капель с поверхности горячих теплообменных секций.

Рассмотрим некоторые подходы, направленные на минимизацию негативных последствий применения испарительного охлаждения АВО, а также на рациональное использование впрыскиваемой воды.

МИНИМИЗАЦИЯ НЕГАТИВНЫХ ПОСЛЕДСТВИЙ ПРИМЕНЕНИЯ ИСПАРИТЕЛЬНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ

Анализ технической литературы показывает, что существующие технические решения имеют общую особенность – впрыск воды для орошения теплообменной поверхности или охлаждения воздуха перед ней осуществляется во все секции АВО, что закономерно приводит к выпадению солей на оребренной поверхности, причем наиболее активно – в наиболее нагретых секциях аппарата.

Рассмотрим вопрос о целесообразности орошения горячих секций или охлаждения подаваемого на них воздуха.

В качестве исследуемого объекта примем аппарат воздушного охлаждения зигзагообразный (АВЗ) с последовательным соединением теплообменных секций. Некоторые конкретные расчеты выполнены для аппарата АВЗ 14,6‑Ж-14,6-25‑Б1‑ВЗТ / 6‑1‑6, имеющего шесть последовательно соединенных теплообменных секций, сгруппированных попарно в «шатры».

Сначала рассмотрим, как распределяется тепловая нагрузка по секциям и парам секций (две секции АВЗ, образующие «шатер», назовем парой секций). Ввиду конструктивных особенностей АВЗ введем понятия «горячая пара», «промежуточная пара» и «холодная пара»:

• горячая пара включает в себя секцию, в которую осуществляется вход теплоносителя в аппарат, и следующую за ней по мере движения теплоносителя;

• холодная пара включает в себя секцию, в которой осуществляется выход теплоносителя из аппарата, а также предыдущую секцию;

• промежуточная пара находится между ними.

Примем следующие допущения:

• воздух, охлаждающий разные ряды труб, имеет одинаковую температуру в пределах секции;

• во все секции поступает равное количество воздуха одинаковой температуры;

• коэффициент теплоотдачи одинаков для всех секций;

• температура стенки оребренной трубы одинакова по толщине и равна средней температуре продукта (теплоносителя) в пределах секции;

• при охлаждении продукта конденсации не происходит;

• тепловые потери в обвязке между секциями АВО пренебрежимо малы.

При данных допущениях из уравнения теплового баланса нетрудно получить следующее выражение, связывающее температуру продукта на входе Tпрвх, на выходе Tпрвых и температуру воздуха на входе в теплообменную секцию Tввх, К, справедливое как для аппарата в целом, так и для каждой его секции:

,               (1)

где k – некоторая постоянная величина, зависящая от коэффициента теплоотдачи , Вт / (м2.К), площади поверхности теплообмена F, м2, удельной теплоемкости продукта српр, Дж / (кг.К), и массового расхода продукта mпр, кг / с:

.               (2)

Если допустить, что АВО рассчитан правильно, величину k для секции можно определить методом подбора с тем условием, чтобы температура на выходе из аппарата составляла величину, определенную технологическим регламентом при расчетных значениях температуры продукта на входе и температуры окружающего воздуха.

Введем переменную i, которая будет обозначать номер секции и характеризовать точку определения температуры в процессе прохождения продукта (теплоносителя) по аппарату согласно схеме на рис. 1.

На рис. 2 приведены результаты расчетов температуры на выходе из каждой секции с применением формулы (1) для расчетных условий АВО
(Tпрвх = 380 К; Tпрвых = 318 К; Tввх = 300 К)
и в случае повышения температуры окружающего воздуха tв до 40 °С
(Tпрвх = 380 К; Tввх = tв = 313 К).

Как видно из рис. 2, снижение температуры продукта по секциям носит экспоненциальный характер. При этом при повышении температуры окружающего воздуха относительно расчетной на 13 °С температура продукта на выходе из АВЗ выросла почти на 20 °С, то есть увеличилась примерно в 1,5 раза по сравнению с ростом температуры окружающего воздуха. Это важно иметь в виду при прогнозировании влияния температуры окружающего воздуха на температуру выходящего из аппарата продукта.

На рис. 3 приведены результаты расчетов относительной тепловой нагрузки по секциям АВО и парам секций, то есть вклада, который вносит каждая секция и каждая из трех пар секций в общее снижение температуры продукта в аппарате при условиях, аналогичных рассмотренным. Численно относительная тепловая нагрузка Хi или Хi, i+1 равна отношению величины перепада температуры на рассматриваемой i-й секции или рассматриваемой пары секций к общему снижению температуры в АВО.

Как видно из рис. 3, при работе на расчетном режиме более четверти (28,4 %) общего количества теплоты отводится по мере движения охлаждаемого продукта по первой секции и 22,1 % – по второй. Таким образом, при наличии в аппарате шести секций на горячую пару секций в расчетном режиме приходится не треть, а более половины отведенной теплоты. При этом на холодную пару секций приходится лишь 18,7 % отведенной теплоты, что объясняется тем, что холодная пара имеет самую незначительную разницу температур между продуктом и окружающим воздухом.

При повышенной температуре окружающего воздуха тепловая нагрузка по секциям распределяется иначе: относительная тепловая нагрузка горячей пары секций существенно снижается (примерно на 10 % своей доли на расчетном режиме), а относительная тепловая нагрузка промежуточной и особенно холодной пар теплообменных секций повышается, что на первый взгляд кажется нелогичным. Перераспределение объясняется тем, что с увеличением температуры окружающего воздуха снижается теплосъем с теплообменных поверхностей горячей пары секций, поэтому продукт поступает в промежуточную, а затем в холодную пару секций с более высокой температурой. Следовательно, увеличивается разница между текущей температурой продукта в холодной секции и температурой воздуха. Например, если при расчетной температуре окружающего воздуха охлаждаемый продукт входит в холодную пару теплообменных секций (а именно поступает на вход пятой секции) при температуре
tпр4 = 57 °С (рис. 2), соответственно, градиент температур между продуктом (теплоносителем) и воздухом
∆tпр – в = tпр – tв = 30 °C, то при повышенной температуре продукт поступает в секцию при температуре около
tпр4 = 74 °С, а значит, градиент температур составляет уже ∆tпр – в = 34 °С, то есть повышается на 4 °С. На входе в шестую секцию градиент температур возрастает еще больше – на 6 °С.

Рассмотрим ситуацию, когда температура окружающего воздуха превышает расчетную, но при этом в аппарате есть система испарительного охлаждения, при работе которой температура воздуха, поступающего на одну, две или все три пары секций аппарата, может быть снижена. Будем оценивать работу того же АВЗ при температуре окружающего воздуха tв = 40 °С на четырех режимах:

• режим 1 (базовый) – система испарительного охлаждения не работает, поэтому температура воздуха на входе в теплообменные секции равна температуре окружающего воздуха
(tв. вх = tв = 40 °C);

• режим 2 – испарительное охлаждение включено во всех секциях, температура воздуха на входе во все пары секций снижена на 2 °C (tв. вх. гор = tв. вх. пром =
= tв. вх. хол = 38 °C);

• режим 3 – испарительное охлаждение включено только в холодной паре секций, температура воздуха на входе в нее снижена на 6 °C (tв. вх. гор = tв. вх. пром =
= 40 °C; tв. вх. хол = 34 °C);

• режим 4 – испарительное охлаждение включено в промежуточной и в холодной парах секций, температура воздуха на входе в них снижена на 6 °С
(tв. вх. гор = 40 °C; tв. вх. пром = tв. вх. хол = 34 °С).

В качестве пояснения особенностей режимов, выбранных для анализа, отметим, что реализация режимов 2 и 3 может быть обеспечена одинаковым расходом впрыскиваемой воды, а сравнение результатов расчетов режимов
3 и 4 позволит оценить эффективность и целесообразность дополнительной подачи воды еще и на охлаждение промежуточной пары секций при включенном охлаждении холодной пары.

На рис. 4 показаны результаты расчета снижения температуры охлаждаемого в АВО продукта при реализации испарительного охлаждения в перечисленных режимах. Как видно из графиков, при использовании одинакового количества воды в режимах 2 и 3 применение испарительного охлаждения только в холодной паре секций, при котором происходит снижение температуры воздуха на входе на 6 °С (режим 3), приводит к снижению температуры продукта на выходе из АВО на 3,4 °С, в то время как распределение воды по всем секциям (режим 2) позволит снизить конечную температуру продукта лишь на 1,7 °С, то есть достичь показателя в два раза меньше. Применение дополнительного испарительного охлаждения воздуха, подаваемого на промежуточную пару секций (режим 4), при том же расходе воды, что в холодной паре, приводит к снижению конечной температуры продукта на 4,5 °С. То есть происходит ее дополнительное снижение лишь на 1,1 °С, что составляет лишь треть снижения температуры продукта в холодной паре секций. Таким образом, самым экономичным режимом испарительного охлаждения АВО является впрыск в холодную пару секций, причем охлаждение только этой пары секций в аппаратах типа АВЗ технически может быть осуществлено как орошением (впрыском воды с образованием крупных капель и снижением поверхности теплообмена), так и с применением тонкодисперсного распыления и полного испарения всех или почти всех капель и снижения температуры воздуха.

Рассмотрим предельные возможности снижения температуры воздуха, подводимого к теплообменной поверхности, за счет полного испарения впрыскиваемой воды, а также вычислим ее требуемый расход.

Как уже было указано, максимальное охлаждение воздуха за счет испарения воды ограничивается температурой мокрого термометра, зависящей от температурного уровня и влажности окружающего воздуха. На рис. 5
показано, насколько снизится температура воздуха при изменяющемся относительном массовом расходе впрыскиваемой воды при условии ее полного испарения. Также на рис. 5 представлено максимально возможное снижение температуры при: а) температуре окружающего воздуха tв = 30 °С при относительной влажности 50 % и б) температуре окружающего воздуха tв = 45 °С при относительной влажности 30 %. Как видно из графиков, в первом случае температура понизится максимум на 8 °С, а во втором – примерно на 16 °С при расходе впрыскиваемой воды 3,56 и 7,38 г на 1 кг нагнетаемого вентилятором воздуха соответственно.

Более подробный ответ на вопрос о максимально возможном снижении температуры воздуха, подаваемого вентилятором, дает рис. 6. Как видно из графиков, за счет испарительного охлаждения существенное снижение температуры воздуха (на 12–16 °С) на входе в теплообменные секции АВО и достижение ею значения расчетной температуры можно получить лишь при низкой относительной влажности (около 30 %). Причем даже при высокой температуре окружающего воздуха (40–45 °С) температура воздуха на входе не будет превышать 28–29 °С.

При 50%-ной влажности окружающего воздуха достижение 28 °С возможно при температуре не выше 36 °С, а при влажности 70 % и выше снижение температуры может быть небольшим –
около 5 °С, поэтому испарительное охлаждение с расчетом на полное испарение воды может помочь лишь при температуре не выше 30 °С.

Следует отметить, что технически обеспечить условия для полного испарения распыленной воды весьма сложно. Расчеты показывают, что на один АВО, например типа АВЗ 14,6‑Ж-14,6-25‑Б1‑ВЗТ / 6‑1‑6, требуется около 300 форсунок тонкого распыла с диаметром сопла 0,4 мм, рассредоточенных в пространстве так, чтобы обеспечивалось относительно равномерное распределение распыленной воды по объему поступающего на вентилятор воздуха. При этом перепад давления на форсунках должен составлять не менее 6 МПа. Температуру поступающего воздуха при этом можно снизить на 8 °С.

На практике в подавляющем большинстве случаев применения испарительного охлаждения используются форсунки грубого распыла с диаметром сопла около 3 мм, работающие при перепаде давления в несколько атмосфер. В этом случае образуются крупные капли, которые до достижения теплообменной поверхности АВО могут испариться лишь на несколько процентов, поэтому происходит орошение поверхности с последующим испарением жидкости уже с оребренных труб.

ВЫВОДЫ

Применение испарительного охлаждения в летний период повышает тепловую эффективность АВО. При этом целесообразно не устанавливать системы впрыска воды в наиболее горячие секции аппарата. Данный подход позволяет рационально расходовать воду для впрыска и избежать негативных последствий – образования карбонатных отложений на наружной поверхности горячих теплообменных труб. Наиболее эффективным является орошение теплообменной поверхности наиболее холодных секций АВО, расположенных ближе к выходу охлаждаемого продукта из аппарата.

Применять испарительное охлаждение путем орошения промежуточных секций необходимо в случае, когда снижение выходной температуры охлаждаемого продукта за счет испарительного охлаждения холодной пары секций является недостаточным и даже незначительное дополнительное снижение температуры теплоносителя на выходе из АВО представляется значимым.