Территория Нефтегаз № 5-6 2021

ВВЕДЕНИЕ

На сегодняшний день шарошечный способ бурения скальных пород на открытых горных разработках, а также в геологоразведке и строительстве является наиболее рациональным и экономичным, вследствие чего разработка новых элементов бурового оборудования, а также совершенствование используемого является весьма актуальной задачей как с практической, так и с экономической точки зрения.

Буровое шарошечное долото – технологически сложная конструкция, поскольку в ней должны быть учтены два взаимосвязанных процесса – разрушение породы в призабойной части скважины и износ самого долота. При работе долото испытывает высокие нагрузки с повышенной вибрацией, обусловленные высокой прочностью и трещиностойкостью пород, а также геологическими неоднородностями. При этом выход долота из строя может быть вызван либо износом опоры, либо разрушением элементов его вооружения.

Таким образом, оптимизацию конструкций долот необходимо вести по двум направлениям, добиваясь усиления опорного узла шарошек при одновременном снижении в нем коэффициента трения и оптимизации формы зубков с учетом горно-геологических условий работы долот.

ЭЛЕМЕНТЫ КОНСТРУКЦИИ ШАРОШЕЧНЫХ ДОЛОТ, ТРЕБУЮЩИЕ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ В ЦЕЛЯХ ПОВЫШЕНИЯ РАБОЧЕГО РЕСУРСА ПОРОДОРАЗРУШАЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ

Наиболее интенсивной нагрузке при работе долота подвергаются породоразрушающие зубки, внедряющиеся в породу и производящие ее скол. Выбор формы зубков и материала, из которого они изготовлены, а также определение физико-механических свойств пород и параметров бурового оборудования являются главными задачами, которые необходимо решить в целях уменьшения износа механизмов при сохранении в породе напряжений, необходимых для ее разрушения. Основным требованием к породоразрушающей части горного оборудования является повышение износостойкости, поскольку стоимость шарошечных долот во всех странах достаточно высока.

В [1] приведены данные, что в 80 % случаев отказ шарошечного бурового инструмента обусловлен разрушением подшипниковых узлов.

В то же время ряд авторов, к примеру [2], считает, что слабым звеном современных шарошечных долот с твердосплавным вооружением остается их периферийное вооружение. Рейкообразование на периферии скважины приводит не только к снижению эффективности разрушения забоя, но и к образованию на стенках скважины спиральных выступов, которые уменьшают диаметр скважины в свету и затрудняют фрезерование стенки периферийным вооружением при искусственном искривлении скважин.

Подшипники качения шарошек испытывают сложную циклическую нагрузку:

• на тело качения подшипника при качении шарошки по забою;

• при перекатывании шарошки с зубка на зубок;

• обусловленную изменением физико-механических свойств горной породы.

Все это доказывает, что для повышения рабочего ресурса необходимы более детальные исследования узлов шарошечных долот.

РЕЗУЛЬТАТЫ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Исследования в лабораторных условиях на оптически чувствительных материалах [3] позволили сделать следующие выводы:

• радиус закругления рабочей кромки зубка крайне важен, особенно в начальный период внедрения в породу, когда на острие имеет место максимальная концентрация напряжений. Так, экспериментальным путем установлено, что при внедрении зубка с радиусом закругления режущей кромки
R / D = 0,5 горизонтальная нагрузка на породу возрастает приблизительно до 8 раз, что способствует эффективному сколу породы при той же осевой нагрузке;

• большое значение имеет угол установки зубков, особенно в периферийных венцах шарошки, влияющий на напряженно-деформированное состояние породоразрушающих элементов. Экспериментально определено, что при одной и той же нагрузке зубки, установленные под углом 25° к нормали, работают в худших условиях, чем при угле 45°;

• фактор формы зубков необходимо учитывать при разработке долот. Приближение к сферической форме позволяет существенно снизить концентрацию напряжений в зубке. При внедрении в породу зубков с радиусом закругления R / D, равным 0,6 и 0,75, коэффициент концентрации напряжений уменьшился приблизительно в 1,21,3 раза.

На рис. 1–2 показан процесс исследования взаимодействия рабочих органов бурового инструмента (зубков) и разрушаемой породы. Хорошо видно влияние формы (размеров) зубка и места (условий) его работы на эффективность разрушения –
концентрацию напряжений. Отчетливо видно, что с уменьшением диаметра внедряемого инструмента (рис. 1б) эффективность работы по разрушению породы возрастает. На рис. 2 показано, что эффективность разрушения также возрастает при наличии свободной поверхности.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Следует отметить, что при исследовании взаимодействия бурового долота с породой одновременный учет всех факторов, влияющих на напряженное состояние инструмента и породы, не представляется возможным. Поэтому необходимо последовательно оценить влияние каждого фактора и тем самым определить степень функциональной зависимости и возможность ее приближения к оптимальным значениям. Это дает возможность выявить причину процессов, наблюдающихся при бурении, и выработать методологические подходы к разработке бурового инструмента.

ВВЕДЕНИЕ

В технической литературе героторными механизмами принято называть особую группу цилиндрических планетарных зубчатых передач внутреннего зацепления, состоящих из двух колес (статора и ротора), числа зубьев которых отличаются на единицу, а межосевое расстояние равно половине высоты зубьев [1–3].

Особенностью винтовых героторных механизмов является то, что в каждом поперечном сечении рабочих органов (РО) осуществляется одинаковое планетарное движение. В трехмерном пространстве (при вращении торцовых профилей вокруг своих осей) поперечные сечения РО образуют винтовые поверхности, находящиеся в непрерывном зацеплении. Таким образом, между двумя сопряженными элементами РО образуются камеры, положение и площадь которых изменяются в ходе рабочего процесса и зависят от геометрических параметров зацепления – радиуса катящейся окружности r, мм, эксцентриситета зацепления е, мм, радиуса эквидистанты rц, мм, и смещения исходного контура рейки ∆x, мм. Точки касания между профилями ротора и статора, соответствующие основному закону зацепления, обеспечивают герметичное разделение камер. В трехмерном пространстве точки касания создают винтообразные линии, проекция которых на торцовую плоскость образует линию зацепления профилей в фиксированный момент времени.

Торцовые профили циклоидальных героторных механизмов в общем случае образуются как огибающие циклоидальной рейки при ее обкатке по основной окружности, диаметр которой определяет число заходов (зубьев) профиля.

По расположению центроид зубчатых колес относительно их профилей различают три вида циклоидального зацепления:

1) внутреннее расположение центроид (рис. 1а), когда в любой точке контакта наблюдается скольжение профилей. В данном случае радиус окружности выступов статора больше радиуса центроиды статора, полюс P находится между центром ротора O2 и точкой контакта К, и направление скоростей ротора и его впадины в характерной фазе зацепления противоположное. Геометрическое условие «заполюсного» зацепления (КO2 > O2P) выражается как z2r – e + rц + ∆x > z1e, где z1, z2 – числа заходов статора и ротора соответственно, или в безразмерном виде:

c∆ > 2 – z2(c0 – 1) – ce,        (1)

где c0, ce, c∆ – безразмерные коэффициенты внецентроидности, эквидистанты (формы зуба) и смещения относительно эксцентриситета e;

2) касание вершин зубьев профилей и их центроид (рис. 1б), когда радиус центроиды статора равен радиусу окружности выступов зубьев профиля статора. В данном случае в характерной фазе зацепления полюс и точка контакта совпадают и скорость точки контакта равна нулю. Геометрическим условием «полюсного» зацепления (КO2 = O2Р) является выражение:

c∆ = 2 – z2(c0 – 1) – ce;        (2)

3) пересечение профилей статора и ротора с их центроидами (рис. 1в), когда в некоторой фазе зацепления полюс располагается в точке касания и имеет место чистое качение профилей. В данном случае радиус центроиды статора больше радиуса окружности выступов статора. Центр ротора O2 и точка касания К находятся на одной стороне, и векторы их скоростей в характерной фазе направлены в одну сторону. Это означает, что в отличие от первого варианта скорость скольжения vК, м / с, направлена в сторону движения контактной точки по профилю статора, при этом слитная точка контакта движется по профилю статора быстрее. Аналогом такого взаимодействия является движение юзом колеса (ротора) по дороге (статору), тогда как в первом варианте аналогом является буксование колеса. Геометрическое условие «дополюсного» зацепления (КO2 < O2Р) выражается в виде:

c∆ < 2 – z2(c0 – 1) – ce.        (3)

Таким образом, третий вид зацепления реализуется для механизмов с однозаходным ротором (c0 = 1) при ce < 2, а для многозаходных механизмов (c0 > 1) – при его профилировании от циклоидальной рейки с отрицательным смещением.

Рассмотрим закономерности изменения скоростей при первом виде зацепления.

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТЕЙ НА РОТОРЕ

Эпюры распределения мгновенных скоростей точек на контуре ротора, полученные численным методом (рис. 2), показывают, что все точки на контуре вращаются вокруг полюса P в одном направлении, при этом стрелки выражают векторы скоростей точек, а длина стрелок – величину скорости.

Новая сформированная камера S5 увеличивается по движению ротора, направление скоростей показывает, что для этой камеры ротор отходит от стенки статора. Камеры S1 и S2 уменьшаются по мере движения ротора до нуля в конечной фазе. Камера S3 является самой большой в данном поперечном сечении, достигая максимально возможной площади. В следующий момент времени скорости ротора выше горизонтальной оси x будут уменьшаться (синий цвет), а ниже – увеличиваться (красный цвет). Следовательно, площадь камеры S3 будет уменьшаться.

В поперечном сечении изолированные камеры разделяются подвижными точками касания криволинейных профилей ротора и статора. Исследование условий контакта сопряженных профилей является одним из основных разделов теории циклоидального зацепления, поскольку от кинематических, силовых, фрикционных и упругих факторов контактного взаимодействия ротора и статора зависят показатели эффективности и долговечности рабочих органов, в т. ч. износ их рабочих поверхностей и усталостное повреждение эластичной обкладки статора [3].

Из-за сложных параметрических уравнений профилей ротора и статора не представляется возможным определить координаты точек касания при кинематическом режиме аналитическим методом, поэтому для анализа зацепления целесообразно воспользоваться программным приложением MATLAB, позволяющим на основе численного метода провести уточненный и углубленный анализ кинематики героторного механизма для различных геометрических параметров [4, 5].

ТОЧКИ КАСАНИЯ ПРОФИЛЕЙ В ПОПЕРЕЧНОМ СЕЧЕНИИ

Чтобы исследовать координаты и кинематику точек касания в общем случае, рассмотрим циклоидальное зацепление профилей для скелетной (ce = 0) и эквидистантной схем (рис. 3). Существует два типа точек касания циклоидальных профилей:

1) точки касания выступов ротора К1–К5, постоянно находящиеся в зацеплении с профилем статора;

2) точка касания впадины ротора К6, постоянно расположенная рядом с полюсом, направление движения которой противоположно направлению движения точек первого типа. Эта точка касания периодически совпадает с одной из точек касания первого типа, когда очередной выступ ротора входит в впадину статора. Именно такое движение точек контакта обеспечивает кратность действия героторного механизма j = z2 и циклическое увеличение и уменьшение площади рабочих камер [5].

Из рис. 3 видно, что точки касания на скелетном и эквидистантном профилях имеют общую нормаль, проходящую через полюс зацепления. Поэтому все точки касания на эквидистантном профиле как первого, так и второго типа можно определить через соответствующие при данном угловом параметре точки касания на скелетном профиле.

СКОРОСТИ ТОЧЕК КАСАНИЯ ПРИ ДВИЖЕНИИ РОТОРА

Абсолютная линейная скорость любой точки сечения ротора, движущейся по циклоидальной траектории, определяется в результате совместного рассмотрения относительного o и переносного п движений и рассчитывается как произведение угловой скорости на расстояние РКi до мгновенного центра скоростей (полюса зацепления) (рис. 4). Вектор скорости направлен перпендикулярно отрезку РКi.

Графики скоростей точек касания профилей, построенные на основе определения координат точек касания с использованием указанного метода, представлены на рис. 5.

Кривые К1–К5 характеризуют графики скоростей точек касания профилей первого типа. Эти пять точек касания совершают одинаковое циклическое движение со сдвигом по фазе на угол 2 / z1. За один период цикла ротор поворачивается на 300° в переносном движении (или на 60° в абсолютном движении в обратном направлении). В рассматриваемый момент времени (рис. 6б) определенный выступ зуба ротора входит в контакт с определенным выступом зуба статора, а впадина зуба ротора (точка касания второго типа К6), расположенного рядом с полюсом Р, находится в зацеплении с выступом статора. Как было отмечено ранее, максимальные скорости появляются на зубе ротора, расположенном напротив удаленного полюса, когда в контакт входят вершины выступов зубьев профилей (рис. 6б, точка первого типа К3). Фаза положения профилей, соответствующая максимальной скорости ротора, характеризуется тем, что центры ротора и статора, точка касания и полюс зацепления расположены на одной прямой, а угол между нормалью и линией центров (рис. 3) становится равным нулю. Минимальная скорость точки касания возникает или на выступе ротора, который полностью входит во впадину статора (рис. 6а, точка первого типа К1), или на впадине ротора при ее зацеплении с выступом статора (рис. 6б, точка второго типа К6).

Период точки касания второго типа более короткий, чем точки касания первого типа, поскольку для впадины ротора переносный угол составляет лишь 60 °. Точка касания второго типа постоянно располагается рядом с полюсом, повторяя переносное движение центра ротора.

Пунктирная линия на рис. 5 представляет собой суммарную скорость точек касания (скольжения) профилей. Суммарная скорость скольжения ротора, практически не зависящая от фазы зацепления и составляющая в рассматриваемом примере 4,83 м / с, может рассматриваться как интегральный показатель износа профилей ротора и статора при их контактном взаимодействии. Геометрически это означает, что сумма отрезков, соединяющих точки контакта и полюс зацепления, не изменяется при повороте ротора и зависит только от геометрических параметров механизма (эксцентриситета, числа заходов и безразмерных геометрических коэффициентов):

vsum = vi.      (4)

Представленные теоретические положения справедливы для механизмов с любым кинематическим отношением – как с нечетным (рис. 6а–б), так и с четным (рис. 6в–г) числом заходов статора. Отличие состоит лишь в том, что в циклоидальном зацеплении с четным z1 максимальная скорость скольжения профилей соответствует фазе полного контакта выступа зуба статора, а с нечетным z1 – впадины зуба статора. По сравнению со скелетной схемой, реализованной, например, в двигателе Ванкеля, в эквидистантной схеме героторного механизма винтовых забойных двигателей скорости скольжения профилей возрастают, поскольку расстояние до полюса увеличивается на величину rц, и вместе с тем осуществляется переход на переменные условия трения сопряженных профилей, когда в зацепление с профилем статора вступают различные точки зуба ротора.

Проведено исследование влияния безразмерных геометрических параметров профиля на скорости точек касания при условии постоянства наружного диаметра статора (Dк = const) и изменении величины одного геометрического параметра в каждой группе. Регулируемыми величинами являются число зубьев статора z1, коэффициенты внецентроидности с0, формы зубьев се, смещения с∆. Проанализировано изменение скорости точки касания при вращении ротора и построены графики скоростей точек касания как функции абсолютного и переносного углов ротора (рис. 7).

Периоды скоростей точек касания первого и второго типов с учетом кратности действия многозаходного героторного механизма отличаются и составляют:

I = 2 /z1; II = 2 /z1z2.            (5)

При увеличении числа заходов статора при прочих равных условиях (Dк, с0, се, n = const) период скорости точки уменьшается, а амплитуда колебаний скорости скольжения становится более значительной (рис. 7а). Поэтому винтовые забойные двигатели с многозаходными рабочими органами характеризуются осложненными фрикционными условиями контакта как с точки зрения кратности действия героторного механизма (уменьшения периода функции скорости), так и в отношении размаха колебания скорости.

По мере повышения коэффициентов внецентроидности, формы зуба и смещения размах изменения скорости уменьшается (рис. 7б–г), при этом наиболее заметное влияние на график скоростей оказывает коэффициент внецентроидности.

Как уже было отмечено, максимальные скорости появляются на зубе ротора, расположенном напротив удаленного полюса, когда в контакт входят вершины выступов зубьев профилей (рис. 6б–в). Поэтому расстояние от вершины выступа зуба ротора до полюса при прочих равных условиях определяет максимальную скорость точки касания. Эта скорость характеризует максимальную скорость скольжения профилей и является одним из основных факторов, определяющих фрикционный износ рабочих органов.

Для оценки влияния геометрических параметров зацепления на скорость скольжения профилей можно использовать коэффициент относительной максимальной скорости скольжения сск, который равен отношению между расстоянием от точки касания до полюса и наружным контурным диаметром (рис. 8).

В общем случае коэффициент сск выражается в следующем виде:

, (6)

где vск max – максимальная скорость скольжения, м/с; – абсолютная угловая скорость, рад/с.

Графики изменения коэффициента сск при различных геометрических параметрах профиля (рис. 9) показывают, что с увеличением числа зубьев статора коэффициент сск тоже возрастает, что оказывает соответствующее влияние на максимальную скорость скольжения для механизмов с постоянным контурным диаметром и угловой скоростью ротора. При этом значение сск уменьшается по мере роста значений безразмерных коэффициентов с0, се, c∆.

При выборе оптимального кинематического отношения РО интерес представляют графики зависимостей максимальной, средней и суммарной скоростей скольжения циклоидальных профилей (рис. 10), демонстрирующие, что при проектировании винтового героторного механизма с заданным контурным диаметром с трибологической точки зрения целесообразно использовать малозаходные винтовые пары.

СООТНОШЕНИЕ МЕЖДУ КИНЕМАТИЧЕСКИМИ И ГЕОМЕТРИЧЕСКИМИ УГЛАМИ

В теории профилирования и кинематическом исследовании циклоидального зацепления рассматриваются различные углы, которые можно условно разделить на геометрические и кинематические.

Геометрические углы используются при профилировании РО. Так, например, угловой параметр циклоиды выражает относительный угол поворота катящейся окружности единичного радиуса r при образовании циклоидальной рейки. Угол поворота рейки p выражает полярный угол, соответствующий координате точки касания инструментальной прямой при ее обкатке по направляющей окружности радиуса z1r в процессе образования исходного профиля. Угловой параметр профиля зависит от углового параметра циклоиды и числа заходов (ветвей) профиля:

= / z1. (7)

К кинематическим углам, характеризующим героторный механизм в целом, относятся абсолютный , переносный п и относительный о углы, между которыми существует постоянное передаточное отношение, не зависящее от фазы положения ротора: :п:о = 1:–z2:z1.

При расчете сопряженного профиля как огибающей исходного профиля при его обкатке по начальным окружностям параметрические уравнения одновременно содержат две переменные угловые величины – геометрический угол и кинематический угол . Если для идеального зацепления существует известная аналитическая зависимость между кинематическим и геометрическим углами [1], то в общем случае при смещении исходного контура рейки уравнение связи между и можно получить только с применением численных методов.

С помощью ранее изложенного метода определения точек касания профилей можно получить зависимости между геометрическими и кинематическими углами циклоидального зацепления в общем случае профилирования от исходного контура рейки. Разработанная программа расчета позволяет установить взаимосвязь между углом поворота ротора и координатами точки контакта К1, выраженными как функции геометрических углов или (рис. 11а).

Зависимости между центральным углом точки касания и углом поворота ротора для различных значений коэффициента c∆ представлены на рис. 11б, демонстрирующем, что в профилях с положительными смещениями величина центральных углов точек касания сначала меньше, чем в идеальном профиле, но, проходя через вершину выступа зуба статора (/z1), становится больше, чем в идеальном профиле. Обратная картина наблюдается в профилях с отрицательными смещениями.

Еще одним углом, который можно использовать при анализе зацепления, является центральный угол 0 точки циклоидального профиля с угловым параметром . При определенном абсолютном угле поворота φ центральный угол точки касания, отличающийся от угла поворота рейки р, определяется как угол наклона к оси х луча, проведенного из центра статора О1 через рассматриваемую точку профиля М' (рис. 12). Рисунок, в частности, показывает, что для профилей со смещением (с∆ ≠ 0) угловой параметр точки касания в начале цикла взаимодействия превышает абсолютный угол, но при переходе через вершину выступа зуба статора (/z1) наблюдается обратная картина, при которой < . При этом расхождение между геометрическими и кинематическими углами наиболее значительно для профилей с отрицательными смещениями.

Таким образом, в циклоидальном зацеплении существует статус между точками касания для идеального профиля и профилей с положительным и отрицательным смещениями, который означает, что точки касания профилей с положительными смещениями сначала отстают от точки касания идеального профиля, а потом обгоняют их (и наоборот при c∆ < 0). Их демаркационные точки представляют собой точки выступов статоров.

Рис. 11 характеризует соотношение между угловым параметром и центральным углом профиля 0, равенство которых наблюдается только в середине углового шага (/z1). Угловой параметр профиля зависит от угла поворота инструментальной прямой (рейки) р при ее обкатке по направляющей окружности (рис. 12–13). Для идеального циклоидального профиля = р в общем случае (c∆ ≠ 0) между и р существует небольшая разница ∆р = ∆/z1 (рис. 13), которую можно определить через линейное смещение полюса (расстояние PP') по сравнению с идеальным случаем образования профиля:

PP' = ∆y = ∆x.ctg P,    (8)

∆ = –(∆y/r) = –(∆x/r) ctg P, (9)

где ∆y, ∆ – линейное и угловое смещения реечно-циклоидального профиля соответственно; P – угол наклона нормали рейки.

Таким образом, угловое смещение можно рассматривать как корректирующий угол поворота катящейся по инструментальной прямой окружности радиусом r, центр С которой смещается на расстояние, равное PP'. При качении окружности линейное смещение PP' изменяется как по величине, так и по знаку, достигая нулевого значения в начальной и конечной фазах, а также в середине цикла р = /z1, когда положение точек P и P' совпадает.

ВЫВОДЫ

1. Результаты исследования подтвердили, что предложенный численный метод расчета точек касания циклоидальных профилей героторного механизма на основе приложения MATLAB позволяет проводить всесторонний геометрический и кинематический анализ циклоидального зацепления.

2. Исследование графиков скоростей точек касания циклоидальных профилей и их зависимости от геометрических параметров показывает, что наибольшее влияние на изменение скоростей точек касания оказывают кинематическое отношение и коэффициент внецентроидности.

3. Установлено, что суммарная скорость скольжения контактных точек vsum в любом сечении героторного механизма есть величина постоянная, не зависящая от фазы зацепления, что позволяет рассматривать vsum как интегральный трибологический показатель взаимодействия сопряженных профилей рабочих органов.

4. Предложен безразмерный коэффициент сск, равный отношению расстояния от полюса наиболее удаленной точки контакта к контурному диаметру рабочих органов, который выражает влияние геометрических параметров на максимальную относительную скорость скольжения циклоидальных профилей.

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (ЧНГКМ) приурочено к северо-восточной части Непского свода Непско-Ботуобинской антеклизы и является наиболее крупным по запасам газа в Республике Саха (Якутия). От Талаканского НГКМ месторождение отделено системой тектонических нарушений.

К промышленно-продуктивным пластам ЧНГКМ отнесены пласты трех горизонтов, которые частично перекрываются по разрезу. Основные продуктивные горизонты – ботуобинский и хамакинский имеют лучшие коллекторские свойства. Залежь талахского горизонта локально распространена в центральной части месторождения и обладает ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).

В пределах месторождения выделяют пять крупных тектонических блоков – Северный, Южный I, Южный II, Саманчакитский и Восточно-Талаканский. В соответствии с новыми данными сейсморазведочных работ и результатами эксплуатационного бурения внутри этих блоков выделены не всегда сквозные по разрезу тектонические нарушения, разделяющие блоки на более мелкие.

По данным структурных построений, на ЧНГКМ в пределах ботуобинского, хамакинского и талахского продуктивных горизонтов выявлена 41 залежь, относящаяся к ловушкам неантиклинального типа, осложненным наличием тектонических и литологических экранов [1].

Характеристика залежей ЧНГКМ представлена в табл. 1. Положения межфлюидных контактов (МФК) для залежей устанавливались по данным испытаний и геофизических исследований скважин (ГИС).

При подсчете запасов углеводородов (УВ) месторождения была обоснована блоковая геологическая модель на основании разломной тектоники по данным сейсморазведки 3D с подтверждением изолированности блоков при наличии значимой разницы в отметках межфлюидных контактов – газоводяного (ГВК), газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК). В ходе эксплуатационного бурения конфигурация ряда блоков и их количество поменялись в связи с обнаруженными смещениями ГВК (табл. 1), подтверждающими изолированность подблоков, выделенных по данным сейсморазведочных работ и эксплуатационного бурения. Следует отметить, что текущее уточнение геологической модели по результатам эксплуатационной разведки является существенно более затратной технологией по сравнению с предварительным прогнозом по методике газогидродинамических исследований (ГДИ) пробуренных скважин. Авторами данной статьи предложена технология, включающая следующие основные этапы:

• выявление новых или неучтенных тектонических нарушений по результатам новой обработки данных 3D-сейсморазведки;

• выявление предполагаемых непроводящих разломов на расстоянии не более 350 м от скважины по итогам анализа результатов ГДИ с учетом данных промыслово-геофизических исследований (ПГИ) на предмет разделения эффектов, обусловленных пространственной неоднородностью (изолированных экранов – тектонических нарушений), и мешающих эффектов недоосвоения скважин;

• проведение работ по межскважинному гидродинамическому прослушиванию в предполагаемых выявленных блоках на предмет оценки проводимости или непроводимости зон тектонических нарушений на расстоянии не более 3500 м между реагирующей и возмущающей скважинами.

УТОЧНЕНИЕ ТЕКТОНИЧЕСКОЙ (БЛОКОВОЙ) МОДЕЛИ ЧАЯНДИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ДАННЫМ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ

Чаяндинский лицензионный участок (ЛУ) находится в зоне сочленения трех суперблоков Сибирской платформы – Талаканского, Чаяндинского и Предпатомского.

Хотя большинство нарушений имеют смещение порядка нескольких метров, по материалам исследований МОГТ-3D (МОГТ, или англ. common depth point – метод общей глубинной точки) их удается проследить. Наиболее значимые нарушения видны в аксонометрической проекции. Самым надежным методом является прослеживание тектонических нарушений на горизонтальных срезах, так называемых слайсах. В качестве основного метода выделения разломов использовался анализ структурной (временной) поверхности, карт когерентности отражений и карт наклонов (англ. dip). В силу многообразия нарушений они проявляются по‑разному на трансформантах сейсмической записи. В качестве контроля положения разломов, выделенных на слайсах, использовался контроль их положения на временных разрезах.

В целом результаты обработки и комплексной интерпретации геологической информации и материалов сейсморазведочных исследований МОГТ-3D, выполненных в пределах всего Чаяндинского ЛУ, позволили выделить более детальные элементы разломной тектоники, особенно в центральной части участка, которая ранее была охарактеризована лишь на основании информации, полученной в ходе исследований МОГТ-2D. Критерием, использованным при определении границ блоков и коррекции результатов сейсмической интерпретации, являлось положение газожидкостных контактов. Так, существенная смена положения ГНК / ГВК однозначно свидетельствует о наличии гидродинамического барьера. В условиях ЧНГКМ таковыми, как правило, являются тектонические нарушения [2].

Для качественного сравнения тектонических моделей 2016 г. и 2015 г. представлено их сопоставление на графическом уровне (рис. 1).

Можно сделать вывод, что структурная основа двух тектонических моделей имеет общие черты и геометризацию, различия в деталях. В частности, по сравнению с результатами отчета по подсчету запасов 2015 г., по данным 2016 г., блок Южный I-2 разделился на две составляющие – Южный I-2 и Южный I-5. Скважины 321–74 и 321–93 обособились в отдельные блоки Южный II-5 и Южный II-0 соответственно. Скважины 847 и 321–91 «перешли» из Саманчакитского блока (САМ-2‑сев) в Южный I блок (ЮЖ-I-3).

Залежи разделены на блоки, границы которых с учетом результатов эксплуатационного и разведочного бурения послужили основанием для построения структурных карт продуктивных горизонтов ЧНГКМ. Ранее в ботуобинском и хамакинском горизонтах выделялось по 17 блоков, в актуализированной геомодели в этих горизонтах выделено по 20 блоков. В талахском горизонте в 2015 г. было выделено 20 блоков, однако после уточнения строения залежей число блоков возросло до 23.

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ГАЗОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ, ПРОВЕДЕННЫХ ПРИ ИСПЫТАНИИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В РАЗВЕДОЧНЫХ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ ДЛЯ ФИКСАЦИИ ТЕКТОНИЧЕСКОГО ЭКРАНИРОВАНИЯ

Признаком тектонического экранирования в изучаемом пласте является наличие экстремумов на диагностических графиках при обработке кривых восстановления или стабилизации давления. Из теоретических проработок чувствительности методов кривых стабилизации (КСД) и восстановления давления (КВД) было определено, что максимальное расстояние от ствола скважины до разрывного нарушения в условиях ЧНГКМ в коллекторах с лучшими ФЕС не может превышать 300–350 м. Был определен перечень скважин, траектория ствола которых расположена не более чем в 1000 м от линий подтвержденных тектонических нарушений. В результате были отобраны 44 эксплуатационные скважины, пробуренные на хамакинский и талахский горизонты. По ботуобинскому горизонту тектоническое экранирование, по данным ГДИ, было выявлено в скв. 1003 на расстоянии 76 м. ГДИ в пробуренных в 2016–2017 гг. скважинах проводились в основном при освоении. Ряд скважин исследовался повторно или после проведения гидроразрыва пласта. В перечень попали в основном проблемные скважины с низкими коллекторскими свойствами и сильным загрязнением призабойной зоны пласта.

Из всего списка скважин наличие тектонического экранирования уверенно установлено в двух скважинах на хамакинский горизонт (скв. 2019 куста 38 и скв. 2055 куста 76) и предполагалось в скв. 3042 куста 57 на талахский горизонт.

Пример диагностического графика КВД с признаками тектонического экранирования по скв. 2019 приведен на рис. 2. Фрагмент структурной карты представлен на рис. 3.

Были выполнены расчеты и проанализированы фактические данные и возможности односкважинных ГДИ, включая интерпретацию КВД в газовых скважинах. Обоснован вывод об ограниченной применимости метода для исследования проводимости разломов ввиду недостаточного радиуса исследования, не превышающего 350 м. Проводимость разломов рекомендуется исследовать методом межскважинного гидропрослушивания. Метод заключается в резком изменении режима работы в одной скважине (возбуждающей) и наблюдении за давлением в одной или нескольких реагирующих скважинах во времени.

МЕЖСКВАЖИННОЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ ПРОСЛУШИВАНИЕ В ПРЕДПОЛАГАЕМЫХ ВЫЯВЛЕННЫХ БЛОКАХ И ОЦЕНКА ПРОВОДИМОСТИ ЗОН ТЕКТОНИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ

Метод межскважинного гидропрослушивания (МГП) достаточно часто и успешно применяется на нефтяных промыслах. Этому способствуют более густая сеть расположения добывающих, нагнетательных и наблюдательных скважин на нефтяных месторождениях, возможность создания возмущения путем как понижения давления на забое, так и увеличения давления за счет закачки флюида в пласт, а также гораздо менее сжимаемые флюиды (нефть и вода) по сравнению с газом. Слабое влияние оказывают изменения забойных и устьевых температур (по сравнению с газовыми скважинами), отсутствуют эффекты гидратообразования, меньше нестабильность работы возбуждающих скважин. В газодобывающей отрасли также есть примеры успешного применения МГП, например на Еты-Пуровском месторождении, исследования на котором проводились на стадии постоянной добычи. Есть немногочисленные примеры применения данного метода при расстояниях между скважинами до 800 м.

В связи с этим было проведено исследование расчетной зависимости изменения давления в реагирующей скважине во времени от расстояния между скважинами, проницаемости пласта и его эффективной толщины путем математических расчетов по уравнению упругого режима. Установлено, что основным определяющим фактором является расстояние между скважинами.

По выбранным для исследований скважинам было выполнено численное моделирование изменения давления в реагирующих скважинах в программном комплексе Eclipse на базе трехмерной геологической модели. Моделирование позволило отсеять скважины, прослушивание которых не приведет к получению результата.

Зависимость изменения давления в реагирующей скважине от расстояния до возбуждающей скважины

Этот параметр имеет определяющее значение при выборе скважин для гидропрослушивания, поскольку специфика размещения кустовых добывающих газовых скважин предполагает значительное удаление их друг от друга в целях обеспечения независимости контура питания кустов. Это накладывает ограничение по числу скважин, которые можно использовать для исследования проводимости разломов. При численном моделировании зависимости снижения давления в реагирующей скважине от расстояния были приняты постоянными следующие параметры:

• депрессия пластового давления в возбуждающей скважине 0,6 МПа;

• проницаемость пласта 0,045 мкм2;

• толщина продуктивного пласта 40 м.

Численное моделирование осуществлено путем расчета по основному уравнению упругого режима:

где Pпл – пластовое давление, МПа; q – дебит газа, м3 / сут; h – эффективная толщина пласта, м; μ – динамическая вязкость газа в пластовых условиях, мПа·с; Кпр – коэффициент проницаемости пласта, мкм2; t – время эксплуатации, ч; r – радиус дренирования, м; [–Ei((–r 2 / (4Кпр·t))] – интегральная показательная функция, значение взято из таблиц специальных функций, рассчитанных с помощью комплекса прикладных математических программ Sсilab – аналога программного комплекса MАТLАВ.

Полученные зависимости приведены на рис. 4а. Из рисунка следует, что при расстояниях между скважинами около 3,5–4,0 км реакция в виде снижения давления в реагирующей скважине наступает на 15–20 сут после начала прослушивания и находится на пределе чувствительности глубинного манометра. Учитывая расположение кустов эксплуатационных скважин на ЧНГКМ по проекту разработки относительно разломов (как правило, не менее 1 км), оптимальным следует считать расстояние между скважинами 1,0–2,5 км. При таком расстоянии изменение давления в реагирующей скважине через 3–7 сут с момента начала наблюдений в 3–10 раз превышает пороговое значение чувствительности манометра, стабилизируясь через 15–20 сут.

Зависимость изменения давления в реагирующей скважине от проницаемости пласта

Этот параметр также определяет степень изменения давления в реагирующей скважине с течением времени. Для расчетов в качестве констант были приняты расстояние между скважинами 1000 м, толщина пласта 40 м. Возбуждающая скважина работает с постоянным дебитом 250 тыс. м3 / сут. Проницаемость исследовалась в диапазоне 0,005–0,125 мкм2, характерном для коллекторов вендских отложений ЧНГКМ. Полученные зависимости представлены на рис. 4б.

Анализ зависимостей показывает, что с увеличением проницаемости пласта величина падения давления в реагирующей скважине уменьшается. Это обусловлено следующим:

• необходимый постоянный дебит возбуждающей скважины достигается при меньшей депрессии;

• при любой проницаемости пласта предел чувствительности глубинных манометров обеспечивает фиксацию изменения давления в реагирующей скважине уже на третьи сутки наблюдений (на выбранном расстоянии);

• в диапазоне времени наблюдения, составляющем 10–20 сут, становится очевидной дифференциация пластов на низкопроницаемые (<0,025 мкм2) и проницаемые (>0,045 мкм2), причем при проницаемости более 0,05 мкм2 зависимости для бльших значений все менее дифференцированы. Это создает благоприятные предпосылки для определения наличия разлома между скважинами.

Зависимость изменения давления в реагирующей скважине от толщины пласта

Для расчетов зависимости изменения давления в реагирующей скважине во времени от толщины изучаемого пласта в качестве постоянных были приняты следующие параметры:

• расстояние между скважинами – 1000 м;

• проницаемость пласта – 0,04 мкм2;

• дебит скважины – 250 тыс. м3 / сут.

Полученные зависимости представлены на рис. 4в.

Анализ зависимостей показывает, что с увеличением толщины пласта величина падения давления в реагирующей скважине уменьшается. Как и в случае с проницаемостью, это объясняется возможностью поддержания необходимого постоянства дебита возбуждающей скважины при меньшей депрессии.

Моделирование МГП в программных комплексах и путем инженерных расчетов не дает однозначных результатов по прогнозу времени реагирования при расстояниях между скважинами более 3,5 км. При различных соотношениях значений пористости и проницаемости, задаваемых по данным интерпретации ГИС и ГДИ, прогнозное время реагирования даже при моделировании отсутствия разлома между скважинами составляло 40–90 сут.

Прогнозные уровни перепада давления для скважин, располагавшихся на расстояниях, близких к критическому, находились на грани возможностей современных глубинных манометров. Практика проведения МГП показала, что использованные в ходе исследований глубинные манометры АЦМ-7-30 100/150 с пределом чувствительности до 98,07 Па и САФ КАМА-2 до 196,13 Па полностью удовлетворяют предъявляемым требованиям к точности измерений.

ЦЕЛЕСООБРАЗНАЯ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ИЗМЕНЕНИЙ РЕЖИМА РАБОТЫ ВОЗБУЖДАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

Гидропрослушивание относится к классу межскважинных газодинамических исследований. Технология МГП предполагает одновременное проведение работ в нескольких скважинах.

Возмущение состоит в изменении состояния возбуждающей скважины: остановка, пуск, изменение дебита. Способ создания возмущения выбирается исходя из стадии разработки месторождения.

На стадии эксплуатационного разбуривания (ЧНГКМ) целесообразна следующая последовательность изменений режима работы возбуждающей скважины:

1) освоение скважины;

2) проведение ГДИ, ПГИ, интерпретация результатов, установка величин реальных дебитов;

3) расчет минимального времени реагирования для каждой из выбранных скважин исходя из максимально возможного стабильного дебита возбуждающей скважины;

4) запуск скважины в режиме минимального дебита, поддержание режима в течение 10 сут (одновременно в реагирующих скважинах производятся спуск глубинного манометра и регистрация забойного давления);

5) через 10 сут перевод возбуждающей скважины в режим максимально возможного дебита, работа скважины в выбранном режиме в течение времени, троекратно превышающем минимальное время реагирования;

6) при отсутствии изменения давления в реагирующей скважине в интервале времени, на 30 % превышающем минимальное время реагирования, прекращение эксперимента в этой скважине. При нахождении скважины за разломом разлом признается изолирующим. Для реагирующих скважин, удаленных более чем на 3 км от возбуждающих, время ожидания реакции может быть увеличено до 50 % минимального;

7) по окончании работы возбуждающей скважины в течение регламентированного времени (п. 5) остановка скважины на регистрацию КВД. Замер забойного давления в реагирующих скважинах продолжается в течение двукратного минимального времени реагирования;

8) интерпретация кривых реагирования путем анализа формы кривых и сравнения с результатами моделирования, расчет фильтрационных характеристик, обоснование выводов о проводимости разломов, обработка КВД возбуждающей скважины.

ФАКТИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО ПРОСЛУШИВАНИЯ СКВАЖИН НА ЧАЯНДИНСКОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Хамакинский горизонт

Реагирующая скв. 2192 куста 57 находится в том же тектоническом блоке, что и возбуждающая скв. 2046. Траектория ствола скважины – U-образная, включает в себя два субгоризонтальных участка и точку перегиба, после которой ствол скважины направлен в сторону кровли хамакинского горизонта. Эффективная газонасыщенная толщина в скв. 2192 составила 162,7 м, по вертикали – 15,3 м. ФЕС коллекторов хамакинского горизонта хуже, чем в возбуждающей скв. 2046: средневзвешенная пористость составила 11,9 %, эффективная проницаемость – 0,5063 мкм2.

Реагирующая скв. 2191 куста 54 находится за разломом в блоке Юж I-3. Ствол скважины субгоризонтальный. Общая эффективная газонасыщенная толщина хамакинского горизонта по стволу скважины составила 225,6 м, по вертикали это соответствует 32,5 м. Средневзвешенное значение открытой пористости по вскрытой в скв. 2191 газонасыщенной толщине составило 9,9 %, эффективной проницаемости – 0,27 мкм2. Наилучшими ФЕС в разрезе характеризуется интервал 2032,7–2055,6 м, в котором пористость достигает 20,9 %, эффективная проницаемость – 1,835 мкм2.

Расположение скв. 2046, 2192 и 2191 на кровле хамакинского горизонта представлено на рис. 5.

Общий ход исследований по газогидродинамическому прослушиванию, иллюстрирующий изменение забойных давлений во всех трех скважинах в ходе исследований, приведен на рис. 6.

Исследования начались с фоновых замеров давления в реагирующих скважинах: за 6 сут до запуска возбуждающей скважины в скв. 2191 и за 3 сут – в скв. 2192. Рост давления в реагирующей скв. 2191 продолжался в течение 29 сут после начала замера, давление увеличилось на 0,00686 МПа, что достаточно много, учитывая точность использованных глубинных манометров. В скв. 2192 забойное давление росло в течение 13 сут и увеличилось на 0,01177 МПа. Рост давления в обеих скважинах связан с его неполным восстановлением после пробных запусков и устьевых работ.

Скважина 2191

Расстояние до возбуждающей скважины – 3750 м. Расположена за разломом относительно возбуждающей скважины, линия разлома проходит примерно посредине между скважинами. Замеры забойного давления проведены глубинными манометрами АЦМ-7-30 100 / 150 № 5994 и САФ КАМА-2 28‑100‑003‑150 № 1112, глубина спуска приборов – 1420 м. Исследования проводились с 22.09.2019 по 06.11.2019. С момента начала возбуждения замер осуществлялся в течение 39 сут.

График изменения забойного давления в скважине (рис. 6) свидетельствует об отсутствии реакции в реагирующей скв. 2191 на возбуждение, вызванное работой скв. 2046 в течение 28 сут с постоянным дебитом газоконденсатной смеси в среднем 415 т. м3 / сут. С течением времени давление в стволе скважины на глубине наблюдения не уменьшилось, флуктуации значений находились в пределах точности измерения приборов. Расчетное уменьшение давления в стволе при отсутствии разлома через 20 сут с начала возбуждения должно было составить 0,005–0,01 МПа.

По результатам моделирования в ПК Eclipse при отсутствии разлома падение давления должно было составить 30–40 Па через 40 сут, 10–20 Па в случае полупроводящего разлома, что уже находится на уровне точности измерений примененных манометров. Таким образом, отсутствие реакции в скв. 2191 свидетельствует о непроводимости изучаемого разлома по хамакинскому горизонту.

Скважина 2192

Расстояние до возбуждающей скважины – 1700 м. Скв. 2192 расположена в одном тектоническом блоке с возбуждающей скважиной. Замеры забойного давления проведены глубинными манометрами АЦМ-7-30 100 / 150 № 5992 и САФ КАМА-2 28‑100‑003‑150 № 1361, глубина спуска приборов – 1560 м. Исследования проводились с 25.09.2019 по 06.11.2019. С момента начала возбуждения замер осуществлялся в течение 39 сут.

На графике изменения забойного давления в скв. 2192 (рис. 6) наблюдается четыре характерных участка кривой:

• первый, с 25.09.2019 по 08.10.2019, характеризуется ростом забойного давления до его стабилизации;

• второй, с 08.10.2019 по 13.10.2019, соответствует стабилизированному значению забойного давления (флуктуации – на уровне погрешности измерения);

• третий, с 13.10.2019 по 19.10.2019, характеризуется снижением забойного давления относительно стабилизированного с повышенным градиентом уменьшения относительно последнего, четвертого, продолжавшегося до самого окончания исследования еще в течение 16 сут с заметной стабилизацией в последние двое суток.

Начало третьего участка соответствует времени реагирования, составившему 15 сут. Наличие двух участков на кривой реагирования с различным градиентом падения давления, вероятно, соответствует различным участкам кривой стабилизации давления в возбуждающей скважине: начальному, с резким падением давления в течение первых 5 сут с момента запуска скважины, и заключительному до стабилизации, в течение 11 сут. Реакция на остановку возбуждающей скв. 2046 в виде увеличения значения забойного давления в скв. 2192 не зафиксирована, возможно, не хватило всего несколько суток.

Сопоставление фактического времени реагирования с расчетным показывает хорошую сходимость прогноза: расчетное снижение давления составляло 0,009 МПа, фактическое составило 0,006 МПа через 20 сут с момента возбуждения.

Талахский горизонт

ФЕС талахских отложений составляют:

• средневзвешенная открытая пористость – 15,2 %;

• эффективная проницаемость – 0,129 мкм2.

По простиранию вскрытый в скв. 3048 разрез также сильно неоднороден: прикровельная часть сильно дифференцирована и представлена на значительном протяжении ствола (с 2483,7 до 2746 м) прослоями с низкими ФЕС. Призабойная часть разреза, напротив, представлена прослоями с высокими значениями пористости – до 26 %, а в среднем около 19 % и эффективной проницаемостью до 0,611 мкм2 (в среднем 0,188 мкм2). Продуктивные характеристики скважины прогнозируются на уровне скв. 3044 и 3042 или несколько выше вследствие наличия достаточно мощных прослоев с высокими ФЕС в призабойной части разреза.

Расположение скв. 3044, 3045, 3042 и 3048 на кровле талахского горизонта представлено на фрагменте структурной карты рис. 7.

Сведения по конструкции группы скважин, исследованных в целях определения проводимости разлома по хамакинскому горизонту, приведены в табл. 2.

Общий ход исследований по газогидродинамическому прослушиванию представлен на рис. 8, иллюстрирующем изменение забойных давлений во всех трех скважинах в ходе исследований. Исследования начались с фоновых замеров давления в реагирующих скважинах: 17.11.2019 – в скв. 3042; 22.11.2019 – в скв. 3048 и 25.11.2019 – в скв. 3045.

Пуск в работу возбуждающей скв. 3044 состоялся 28.11.2019, однако более-менее устойчиво скважина начала работать с 01.12.2019. В дальнейшем при исследованиях забойное давление в возбуждающей скважине варьировало в пределах 11,09–11,20 МПа. Возбуждающая скважина была остановлена для записи КВД 29.12.2019, исследования в целом завершены 7–9.01.2020.

Скважина 3048

Скв. 3048 находится за исследуемым разломом на расстоянии 3147 м от возбуждающей скв. 3044. Расстояние до разлома от ствола скв. 3048 примерно в два раза больше, около 2000 м, чем расстояние от разлома до ствола возбуждающей скважины. Глубинные манометры типа АЦМ-7 № 5992 и САФ КАМА-2 № 1361 были спущены на глубину 1630 м. Кривая реагирования по скважине приведена на рис. 9а.

На кривой реагирования (в сглаженном варианте) отчетливо видна точка перегиба при замере давления 21.12.2019, являющаяся временем реагирования на работу возбуждающей скважины. Далее отмечается постепенное снижение забойного давления до окончания ГДИ. Величина среднего снижения давления в интервале времени от начала реагирования до окончания замера составила 686,47 Па. Таким образом, время реагирования на возбуждение в скв. 3048 составило 21 сут.

Скважина 3045

Скв. 3045 находится на расстоянии 1400 м от возбуждающей скв. 3044 в одном с ней тектоническом блоке и относится к тому же кусту эксплуатационных скважин. Глубинные манометры типа АЦМ-7 № 5993 и САФ КАМА-2 № 1508 были спущены на глубину 1500 м. Кривая реагирования по скважине приведена на рис. 9б.

Фоновые показания глубинных манометров зафиксированы с 25.11.2019 по 09.12.2019, после 09.12.2019 на графике наблюдается снижение забойного давления. С учетом начала воздействия с 28.11.2019 время реагирования составило 11 сут. В дальнейшем забойное давление монотонно снижалось до самого конца исследований, общее понижение составило 0,008 МПа за 42 сут с начала возбуждения. Расчетное прогнозное снижение за 20 сут составляло 0,01 МПа, т. е. фактическое снижение за 20 сут оказалось в два раза меньше ожидаемого, всего 0,005 МПа.

Скважина 3042

Скв. 3042 находится на расстоянии 3070 м от возбуждающей скв. 3044 в одном с ней тектоническом блоке и относится к 57-му кусту эксплуатационных скважин. Глубинные манометры типа АЦМ-7 № 5994 и САФ КАМА-2 № 1211 были спущены на глубину 1620 м. Кривая реагирования по скважине приведена на рис. 9 в. Из графика изменения забойного давления в скв. 3042 следует, что реакции на возмущение, вызванной работой скв. 3044, не обнаружено. За время исследований забойное давление немного увеличилось. Отклонения показаний глубинного манометра от среднего измеренного давления за весь период исследований составили не более 0,0014 МПа.

Расчетное снижение забойного давления в скв. 3042 за 20 сут оценивалось в 0,002–0,003 МПа. Причиной отсутствия реакции на снижение давления по пласту в результате работы возбуждающей скв. 3044, вероятно, является наличие непроводящего разлома между скважинами, выделенного по данным обработки результатов 3D-сейсморазведки.

Наиболее представительные результаты получены по группе из четырех скважин, пробуренных на талахский горизонт, включавшей в себя две реагирующие скважины в одном блоке на разных расстояниях от возбуждающей и одну реагирующую скважину за разломом, находящуюся на расстоянии, близком к критическому (3070 м).

ВЫВОДЫ

1. В результате проведенных теоретических модельных и экспериментальных работ в скважинах впервые установлена принципиальная возможность проведения МГП на ЧНГКМ на расстояниях между скважинами до 3,5 км с учетом чувствительности современных отечественных образцов глубинных манометров.

2. Из теоретических проработок чувствительности методов КСД и КВД было определено, что для регистрации разрывного нарушения в условиях ЧНГКМ в коллекторах с лучшими ФЕС максимальное расстояние от ствола скважины до разлома не должно превышать 300–350 м.

3. По результатам МГП доказаны проводимость исследуемого разлома по талахскому горизонту, отсутствие проводимости разлома по хамакинскому горизонту.

4. Подтверждено наличие нового разлома в талахских отложениях в блоке ЮЖ I-4, выявленного по результатам повторной обработки данных 3D-сейсморазведки.

5. Впервые в отечественной практике метод МГП показал эффективность при определении проводимости / непроводимости разломов и оценке проницаемости в большом объеме пород. Полученные результаты внесены в новую тектоническую модель ЧНГКМ.

6. Определены направления повышения уровня однозначности результатов, обоснована необходимость разработки высокоточных глубинных приборов, позволяющих контролировать измеряемые параметры в ходе исследований.

Таблица 1. Характеристика залежей Чаяндинского месторождения

Table 1. Characteristics of deposits in the Chayandinskoye field

Таблица 2. Сведения о конструкции скважин 3044, 3045, 3042 и 3048

Table 2. Design information for wells 3044, 3045, 3042 and 3048

ВВЕДЕНИЕ

Длительность существования проблемы импортозамещения технической продукции для нефтегазодобычи исчисляется годами. Президент РФ уже после введения первых санкций США и Евросоюза в отношении РФ, в частности ее нефтегазовой отрасли, закупающей значительную долю технической продукции за рубежом, обратился к отечественным нефтегазовым компаниям, заявив о необходимости срочного решения данной проблемы, однако она до сих пор сохранила свою актуальность. В чем же дело? Нефтегазовые компании не могут не реагировать на указания президента. Значит, принимаемые решения и соответствующие им технические разработки не обеспечивают успешного решения проблемы. Но почему?

По мнению автора статьи, одной из основных причин сложившейся ситуации является отсутствие в нефтегазовых компаниях и на обслуживающих их сервисных предприятиях квалифицированных специалистов по разработке нормативной документации, регламентирующей критерии качества технической продукции, используемой для добычи, сбора и первичной подготовки продукции добывающих скважин, поддержания пластового давления, выполнения ряда других технологических операций, обеспечивающих эффективность процесса нефтегазодобычи. Следствием этого являются существенные недостатки действующей стандартизированной и корпоративной нормативной документации, определяющей технические требования к разнообразной технической продукции, в т. ч. импортозамещаемой, для нефтегазодобычи [1]. Подобная нормативная документация предопределяет значительные материальные потери нефтегазовых компаний и непосредственно затрагивает экономическую и экологическую безопасность РФ.

ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ СОБЛЮДЕНИЯ ПРИНЦИПА ИЕРАРХИИ

Специфика парка оборудования для нефтегазодобычи заключается в том, что выполнение большинства технологических процессов обеспечивается не отдельными видами оборудования в качестве автономных единиц, а достаточно сложными по структуре техническими системами, состоящими из комплекса разнообразных взаимосвязанных видов оборудования разных производителей.

Техническая система – это совокупность упорядоченно взаимодействующих элементов, обладающая свойствами, не сводящимися к свойствам отдельных элементов, и предназначенная для выполнения определенных необходимых потребителю функций.

К техническим системам, используемым для нефтегазодобычи, относятся, в частности, скважинные колонны насосно-компрессорных и обсадных труб, скважинные насосные установки, устьевое оборудование скважин, промысловые трубопроводы, наземная промысловая инфраструктура для первичной подготовки нефти и др.

Данные технические системы представляют собой взаимосвязанные в определенной соподчиненности звенья единой технической системы для нефтегазодобычи, необходимый уровень качества которой определяется требуемым уровнем качества достаточно сложного и многостадийного процесса нефтегазодобычи.

Отдельные элементы достаточно сложной технической системы нефтегазодобычи в большинстве случаев представляют собой подсистемы, комплексы, комплекты, сборочные единицы, детали (неделимые элементы), взаимосвязанные в определенной последовательности, определяющей их соподчиненность и взаимодействие.

Требуемый уровень качества технической системы обусловливает необходимый уровень качества ее отдельных элементов в соответствии с принципом иерархии, определяющим выполнение операций по выбору критериев качества технической системы, ее элементов, соединений или сопряжений этих элементов, структурных составляющих неделимых элементов (сердцевины и поверхностного слоя, обеспечивающего требуемое качество поверхности) в последовательности, определяемой их соподчиненностью. При этом выход из предшествующей операции должен являться входом в последующую.

Недопустимо нарушать принцип иерархии, бессистемно вырывать из технической системы отдельные элементы и регламентировать в технических требованиях к ним необходимый уровень их качества при отсутствии требуемого уровня качества технической системы, в состав которой данные элементы входят. При несоблюдении этих правил характеристики технической системы, собранной из элементов, изготовленных в соответствии с подобными техническими требованиями, не соответствуют требуемому уровню ее качества.

СИСТЕМНЫЕ НЕДОСТАТКИ ДЕЙСТВУЮЩЕЙ НОРМАТИВНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ РОССИЙСКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ КОМПАНИЙ

На сегодняшний день практически вся действующая стандартизированная и корпоративная нормативная документация нефтегазовых компаний РФ, определяющая технические требования к закупаемой технической продукции, используемой в большинстве случаев в качестве отдельных элементов технических систем для нефтегазодобычи, разработана бессистемно, без соблюдения принципа иерархии, в отсутствие требований к технической системе в целом. Это свидетельствует о профессиональной некомпетентности тех, кто разрабатывает, согласовывает и утверждает нормативную документацию, а потом требует от производителей соответствия требованиям этой документации продукции для нефтегазодобычи.

Ярким подтверждением такого подхода являются, к примеру, разработанные ООО «БашНИПИнефть» (структурное подразделение ПАО «НК «Роснефть») корпоративные нормативные документы с кратким названием МУК (методические указания), содержащие технические требования к стальным трубам и соединительным деталям промысловых трубопроводов. В [2] отмечены существенные недостатки этих нормативных документов и обоснована недопустимость их применения. Необходимо также отметить, что данные документы по своей сути не являются методическими указаниями, о чем свидетельствуют их названия:

• «Единые технические требования. Трубная продукция для промысловых и технологических трубопроводов. Трубная продукция общего назначения» № П4-06 М-0111. Версия 1.00;

• «Единые технические требования. Соединительные детали трубопроводов» № П4-06 М-0116. Версия 1.00.

В указанных требованиях отсутствуют такие необходимые нефтегазовым компаниям параметры, как:

• потребительские свойства трубной продукции, определяющие ее способность выполнять свое назначение (пропускная и несущая способность, герметичность);

• энергоэффективность, определяемая допустимыми гидравлическими и тепловыми потерями;

• надежность, в первую очередь вероятность безотказной работы в течение нормированной наработки;

• безопасность;

• технологичность.

Вместо этого в анализируемых требованиях приводятся требуемые, по мнению разработчиков, физико-механические свойства, химический состав и микроструктура стали, используемой для изготовления этой продукции.

Такие же существенные недостатки характерны для технических требований к технической продукции для нефтегазодобычи всех нефтегазовых компаний РФ.

Как уже было отмечено, недопустимо разрабатывать требования к свойствам материала для изготовления трубной продукции, к его химическому составу и микроструктуре в отсутствие требований к самой трубной продукции, соответствие которым должен обеспечивать этот материал. Недопустимо также разрабатывать требования к трубной продукции в отсутствие требований к промысловым и технологическим трубопроводам, для сооружения которых данная продукция используется.

Таким образом, отечественная техническая продукция, изготовленная в соответствии с нормативной документацией нефтегазовых компаний, не позволяет успешно провести импортозамещение, и проблема подготовки для нефтегазовых компаний РФ специалистов в области планирования требуемого уровня качества технической продукции для нефтегазодобычи по‑прежнему сохраняет свою актуальность.

ПРОБЛЕМА ДЕФИНИЦИЙ

Для понимания специалистами нефтегазовых компаний термина «планирование требуемого уровня качества технической продукции для нефтегазодобычи» необходимо прежде всего уточнить сущность таких понятий, как «качество продукции», «критерии качества продукции», «требуемый уровень качества продукции».

Существует множество определений понятия «качество продукции» [3], зачастую противоречивых и искажающих его суть, к примеру:

• «качество продукции – это определенность продукции, отличающая ее от других видов продукции». С подобным определением качества нельзя согласиться. Все виды продукции отличаются сущностью, делающей их определенными и не похожими один на другой. Сущность конкретной продукции выражают комплексом присущих ей свойств, показателей этих свойств и значений показателей, однако это не имеет отношения к ее качеству. Вопрос о качестве продукции возникает, когда продукция востребована потребителем, которому необходима конкретная сущность этой продукции;

• «качество продукции – это совокупность свойств продукции, удовлетворяющих требованиям потребителя». Следует учитывать, что во многих случаях разнообразные виды продукции обладают одним и тем же множеством свойств и отличаются уровнем их проявления. Потребителю необходим определенный уровень проявления требуемых ему свойств продукции, выражаемый значениями показателей этих свойств, определяющими, в свою очередь, требуемое ему качество этой продукции;

• «качество продукции – это экономическая категория». По мнению специалиста в области менеджмента качества Дж. Харрингтона [3], чем ниже цена продукции, тем выше ее качество. С этой точкой зрения нельзя согласиться. Цена не является категорией качества. Цена конкретной продукции определяется спросом на эту продукцию на рынке. При этом цена, с одной стороны, определяет конкурентоспособность производителя, а с другой – обусловливается желанием и возможностью потребителя приобрести продукцию;

• «качество продукции – это соответствие требованиям». С этим определением также нельзя согласиться. Технические требования к продукции определяют требуемое потребителем качество. Поэтому соответствие продукции техническим требованиям свидетельствует о том, что ее характеристики соответствуют определенным требованиям. Однако это не является определением качества.

По мнению автора статьи, качество продукции – это необходимая потребителю сущность этой продукции, определяемая требуемыми свойствами, показателями этих свойств и нормами на показатели, выражающими данную сущность.

Востребованные потребителем свойства продукции получили название потребительских (полезных). Уровень проявления потребительских свойств продукции определяется нормами на показатели этих свойств, являющимися критериями качества продукции.

Требуемый потребителю уровень качества продукции определяется удовлетворяющими его числовыми или качественными значениями критериев ее качества, национальными нормативными документами, устанавливающими ограничения на эти критерии, в частности на уровень безопасности, и допустимыми для потребителя затратами на приобретение и использование продукции.

Если допустимые для потребителя затраты недостаточны для обеспечения требуемого уровня качества продукции, он может увеличить их или снизить уровень качества продукции за счет изменения норм на показатели наименее значимых для него потребительских свойств.

Назначение продукции – это ее функции, их параметры, условия применения. Условия применения продукции означают, где и при каких внешних воздействиях она может использоваться. Если нет данных о назначении продукции, отсутствует ее качество.

Если конкретная продукция является элементом технической системы, необходимо соблюдать принцип иерархии при регламентировании критериев качества данной продукции. Недопустимо регламентировать критерии качества элементов системы в отсутствие определяющих их критериев качества технической системы в целом. Недопустимо также регламентировать критерии качества материалов, используемых для изготовления продукции, в отсутствие определяющих их критериев качества этой продукции.

Качеством продукции не управляют. Его не повышают. Качество продукции планируют, а затем регламентируют. Планирование требуемого уровня качества продукции для нефтегазодобычи – процесс выбора требуемых критериев ее качества, определяющих способность продукции выполнять свои функции с заданными параметрами в конкретных условиях применения с требуемой энергоэффективностью, надежностью, безопасностью и технологичностью в течение регламентированного срока службы при допустимых для потребителя затратах на изготовление и применение продукции.

ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАБОТ, НАПРАВЛЕННЫХ НА УСТРАНЕНИЕ НЕДОСТАТКОВ ДЕЙСТВУЮЩЕЙ НОРМАТИВНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

В настоящее время в нефтегазовых компаниях отсутствуют методические указания, определяющие выбор в соответствии с принципом иерархии критериев качества технических систем для нефтегазодобычи, их отдельных элементов, соединений и сопряжений этих элементов, структурных составляющих неделимых элементов (сердцевины и поверхностного слоя) в следующей последовательности:

• выполняемые ими функции, параметры выполнения этих функций, условия применения, регламентированный срок службы;

• их потребительские свойства, определяющие способность выполнять требуемые функции;

• опасные внешние воздействия на разных стадиях жизненного цикла у потребителя (хранение, транспортировка, монтаж, эксплуатация, ремонт), которые могут существенно изменить потребительские свойства, а следовательно, нарушить работоспособность;

• показатели потребительских свойств в исходном состоянии и при различных внешних воздействиях;

• нормы на показатели потребительских свойств – критерии качества, обеспечивающие выполнение требуемых функций в конкретных условиях применения в течение регламентированного срока службы с заданным уровнем энергоэффективности, надежности, безопасности, технологичности;

• методики контроля соответствия их характеристик критериям качества.

Если выбранные качества продукции не соответствуют требованиям потребителя или потребитель изменил свои требования, критерии качества продукции корректируют.

Недостаточно обоснованно выбрать критерии качества продукции. Необходимо обеспечить соответствие ее фактических характеристик этим критериям. Для подтверждения такого соответствия необходимо разработать методики периодических лабораторных испытаний, позволяющих объективно оценить контролируемые характеристики продукции, которые должны соответствовать требуемым критериям ее качества как в исходном состоянии, так и при различных внешних воздействиях, моделирующих реальные воздействия, сочетания различных видов воздействий, интенсивность каждого из них.

Несоблюдение этого принципа в методиках испытаний, приведенных в действующей стандартизированной и корпоративной нормативной документации, содержащей требуемые критерии качества продукции для нефтегазодобычи, определяет необъективность результатов периодических лабораторных испытаний этой продукции.

Продукция для нефтегазодобычи эксплуатируется в различных условиях. При этом даже у каждого потребителя они могут изменяться в достаточно широких пределах. Потребитель стремится получить продукцию для конкретных условий ее использования. Однако производители не могут удовлетворить желание каждого потребителя, поскольку это экономически нецелесообразно. Поэтому в большинстве случаев потребители заказывают техническую продукцию для самых жестких условий эксплуатации, что обусловливает неоправданно высокую стоимость этой продукции, при том что эти жесткие условия могут составлять не более 3 % общего диапазона разнообразных условий эксплуа-тации.

Поэтому необходимо разбить предельно возможный диапазон изменения количественной или качественной характеристики каждого вида внешнего воздействия на месторождениях нефтегазовой компании на следующие нормативные диапазоны: нормальный, повышенный, усиленный, жесткий. Каждый нормативный диапазон интенсивности конкретного вида внешнего воздействия следует выбирать из условия, что он характерен для значительного количества конкретной технической продукции, в частности промысловых трубопроводов. Это определяет экономическую целесообразность промышленного производства трубной продукции, обладающей требуемым уровнем качества при эксплуатации в конкретном нормативном диапазоне при минимальных затратах на ее производство и применение.

В соответствии с выбранными критериями качества продукции для нефтегазодобычи следует планировать по принципу иерархии критерии качества процессов ее проектирования и разработки, изготовления, монтажа, эксплуатации и ремонта, что определяется их соподчиненностью. Однако этот принцип не соблюдается в нормативной документации, разрабатываемой нефтегазовыми компаниями РФ.

Например, ПАО «Газпром» разработан ГОСТ Р 55990-2014 «Месторождения нефтяные и газонефтяные. Промысловые трубопроводы. Нормы проектирования» при отсутствии стандарта, определяющего критерии качества промысловых трубопроводов.

В работе [1] рассмотрены существенные недостатки указанного стандарта и обоснована недопустимость его применения.

ВЫВОДЫ

Проведенный анализ причин, затрудняющих решение проблемы импортозамещения технической продукции, используемой нефтегазовыми компаниями РФ для нефтегазодобычи, позволяет сделать следующие выводы:

1) основной причиной, затрудняющей успешное решение проблемы импортозамещения технической продукции для нефтегазодобычи, является отсутствие в нефтегазовых компаниях и на обслуживающих их предприятиях нефтегазового комплекса квалифицированных специалистов по планированию требуемого уровня качества импортозамещаемой продукции, что подтверждают отечественные стандартизированные и корпоративные технические требования потребителей и технические условия производителей этой продукции;

2) необходимо организовать обучение специалистов нефтегазовых компаний РФ и обслуживающих их сервисных предприятий методологии планирования качества технических систем и их элементов для нефтегазодобычи, для чего необходимо создать отраслевую учебно-методическую школу. Эффективность повышения квалификации в этой школе в значительной мере будет определяется программой обучения, к разработке которой должны быть привлечены известные специалисты в рассматриваемой области, имеющие соответствующие публикации и методические разработки. В нефтегазовых университетах отсутствуют соответствующие специалисты, что подтверждается отсутствием в учебных программах соответствующих дисциплин. Учебным пособием для повышения квалификации в отраслевой учебно-методической школе может являться монография [4];

3) нефтегазовым компаниям необходимо провести анализ соответствия норм, приведенных в разработанных ими технических требованиях к технической продукции для нефтегазодобычи, требуемому уровню качества данной продукции с привлечением к данной работе известных экспертов в этой области и на основании результатов анализа принять решение о допустимости использования этих требований или необходимости их переработки.

Во многих случаях нефтегазовые компании критикуют отечественных производителей технической продукции для нефтегазодобычи, заявляя, что они не могут обеспечить реализацию программы импортозамещения. Производители должны изготавливать техническую продукцию, в т. ч. импортозамещаемую, в соответствии с техническими требованиями нефтегазовых компаний. Если характеристики продукции, изготовленной по этим требованиям, не способствуют решению задачи импортозамещения, то это вина не машиностроителей, а нефтегазовых компаний, которые в своих требованиях не регламентируют необходимый комплекс потребительских свойств импортозамещаемой продукции, показателей этих свойств и норм на показатели. Во многих случаях нефтегазовые компании указывают в своих требованиях нормы только на функциональные характеристики требуемой технической продукции. При этом отсутствуют нормы на показатели надежности этой продукции, в частности на вероятность ее безотказной работы в течение регламентированной наработки, что обусловливает частые отказы при эксплуатации. Подобные требования не позволяют обеспечить реализацию программы импортозамещения.

Одним из крупнейших региональных специализированных производителей изолированной трубной продукции повышенной надежности является ООО «ТМС-ТрубопроводСервис» – предприятие, выросшее из структурного подразделения ПАО «Татнефть», в котором совместно работали проектировщики (институт ТатНИПИнефть) и эксплуатационщики – изготовители трубной продукции. Такой тандем давал возможность оперативно решать проблемные вопросы предприятий добычи, в т. ч. обеспечивать эффективное функционирование систем поддержания пластового давления (ППД).

Вопросами коррозии труб ООО «ТМС-ТрубопроводСервис» занимается с 1985 г. За этот период накоплен большой опыт в борьбе с коррозией металла, препятствующей эффективной, надежной и безопасной работе трубопроводного транспорта. Так, силами сотрудников ООО «ТМС-ТрубопроводСервис» удалось решить проблему негативного воздействия на окружающую среду и значительно снизить высокий риск коррозионной опасности, сократив количество порывов на трубопроводах системы ППД ПАО «Татнефть» более чем в 20 раз за счет внедрения металлопластмассовых труб с наконечниками из коррозионно-стойкой стали (МПТК).

МПТК предназначены для сооружения трубопроводов, транспортирующих пластовую, сточную и пресную воду в системе ППД. Продукт получил высокую оценку правительства Республики Татарстан и был награжден дипломом 3‑й степени конкурса «Лучшие товары Республики Татарстан» в номинации «Лучшее техническое решение».

Рассмотрим подробнее, что представляет собой МПТК и почему именно данная конструкция явилась наилучшим техническим решением, обеспечившим высокий уровень защиты системы ППД от коррозии.

Итак, МПТК – стальная труба, футерованная изнутри полиэтиленовой трубой (оболочкой) и закрепленная коррозионно-стойкими наконечниками для защиты сварного шва. Поначалу проверить надежность эксплуатационных характеристик конструкции МПТК в лабораторных условиях не представлялось возможным из‑за отсутствия необходимых методик и стандартов. Поэтому для решения данной проблемы ООО «ТМС-ТрубопроводСервис» совместно с ООО «НПЦ «Самара» провели серию исследований, целью которых являлось подтверждение надежности конструкции МПТК производства ООО «ТМС-ТрубопроводСервис», изготовленной по ТУ 24.20.13‑026‑67740692‑2018 «Трубы и патрубки металлопластмассовые». Для детального изучения конструкции МПТК было разработано поэтапное техническое задание.

Первый этап

Одной из первых целей проведенных исследований стало определение надежности сварного соединения МПТК в зависимости от способа сварки (электродуговая, полуавтоматическая) и толщины используемого наконечника. Для оценки устойчивости сварного соединения МПТК к воздействию внешних и внутренних напряжений, формируемых в процессе сварки, а также при эксплуатации изделия, были изготовлены образцы, смоделировано и проведено несколько видов испытаний. В частности, на специальном стенде, позволяющем исследовать расчетные изгибающие нагрузки при трехточечном изгибе и при кручении, были смоделированы механические нагрузки, возникающие в ходе строительно-монтажных работ (СМР). Было изучено влияние климатических факторов (перепады температур), проведены микроструктурные исследования, а также механические испытания сварного соединения (определение механических свойств при растяжении, ударной вязкости, стойкости к изгибу).

Макроструктурные исследования, в частности, показали, что сварной шов конструкции МПТК, выполненный в три прохода (рис. 1), имеет четко выраженные зоны формирования сварного шва (корень, облицовочный и заполняющий слои). В макроструктуре сварного соединения конструкции МПТК после проведенных испытаний по моделированию воздействия перепадов температур, а также механических нагрузок на изгиб и кручение трещины по линии сплавления в структуре шва отсутствуют. Далее образцы были подвергнуты механическим испытаниям на статическое растяжение и ударный изгиб в соответствии с ГОСТ 9454–78 «Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах», ГОСТ 6996–66 «Сварные соединения. Методы определения механических свойств», а также на изгиб по ГОСТ 14019–2003 «Материалы металлические. Метод испытания на изгиб» и ГОСТ 6996–66.

По результатам исследований надежности сварных соединений было установлено следующее:

• после проведенных испытаний микротрещины и снижение механических свойств у всех исследуемых сварных соединений отсутствуют;

• наиболее высокие механические свойства при динамических нагрузках показали соединения, выполненные методом полуавтоматической сварки;

• все исследуемые исполнения сварных соединений обеспечивают надежность и равнопрочность конструкции при воздействии внешних и внутренних напряжений в процессе монтажа и эксплуатации.

Второй этап

На данном этапе специалисты определяли надежность защемления полиэтиленовой оболочки в зависимости от конструкции наконечника и толщины оболочки для футерования. Было, в частности, исследовано влияние количества канавок с учетом длины и толщины наконечника (2,5 мм; 3 мм – не стандарт; 4 мм – стандарт), а также толщины полиэтиленовой оболочки (3 мм – не стандарт; 4 мм – стандарт).

Надежность защемления полиэтиленовой трубы наконечником определялась на образцах по методике, описанной в ТУ 24.20.13‑026‑67740692‑2018
«Трубы и патрубки металлопластмассовые» на стенде ООО «ТМС-ТрубопроводСервис».

На испытательный стенд устанавливали образец, фиксируя с одной стороны и с помощью специальной оснастки тянули на расстояние 500 мм до момента разрыва полиэтиленовой трубы или выхода полиэтиленовой оболочки из‑под наконечника.

Согласно ТУ 24.20.13‑026‑67740692‑2018 обрыв полиэтиленовой трубы по телу считается положительным результатом, выход оболочки из‑под наконечника или разрыв оболочки в переходной зоне – отрицательным.

По результатам испытаний было установлено, что с точки зрения защемления полиэтиленовой оболочки наиболее надежной является конструкция МПТК в стандартном исполнении в соответствии с конструкторской документацией.

Третий этап

На этом этапе была исследована стойкость полиэтиленовой оболочки к деструкции. В ходе изучения стойкости было также изучено влияние среды, насыщенной коррозионно-активными компонентами (CO₂, H₂S, Cl^–), на механические свойства полиэтилена в зависимости от длительности воздействия и вида коррозионно-активного компонента. Для проведения испытаний были изготовлены образцы оболочек из полиэтилена высокого (ПЭВД) и низкого давления (ПЭНД).

Стойкость к деструкции определялась в ходе автоклавных испытаний в среде, насыщенной коррозионно-активными элементами, а также по результатам выдержки в сырой нефти. Параметры исследований приведены в табл. 1.

Зависимость механических свойств полиэтиленовых оболочек (предел прочности и относительное удлинение) от вида среды и длительности выдержки представлена на диаграммах (рис. 2).

По результатам лабораторных автоклавных испытаний зафиксировано отсутствие деструкции всех исследуемых образцов полиэтиленовых оболочек при температуре эксплуатации, регламентируемой
ТУ 24.20.13‑026‑67740692‑2018. Снижение механических свойств после выдержки в модельных средах не наблюдалось.

Четвертый этап

Ключевой задачей данного этапа стало моделирование реальных условий эксплуатации трубопровода, при которых была определена стойкость конструкции МПТК к декомпрессионному схлопыванию.

Было, в частности, изучено влияние марки полиэтилена с учетом толщины оболочки, температуры эксплуатации, содержания газового фактора транспортируемой среды в системах нефтесбора и ППД при резком сбросе давления.

Параметры испытаний на стойкость к декомпрессионному схлопыванию для системы нефтесбора и системы ППД при высоких давлениях приведены в табл. 2.

Испытания к декомпрессионному схлопыванию для системы нефтесбора проводились на испытательном стенде. Образец заполнялся дистиллированной водой на 3 / 4 объема. После выхода на температурный режим осуществлялась подача диоксида углерода CO₂ с давлением до 4,05 МПа. При заданных условиях образец выдерживали в течении 10 сут, после чего производили резкий сброс давления из системы. Испытания проводились при максимальной температуре эксплуатации, регламентируемой ТУ, в зависимости от марки полиэтилена. Из всех испытанных образцов положительный результат зафиксирован у образца с использованием оболочки ПЭНД высокой плотности толщиной 4,5 мм после выдержки под давлением CO₂ 1,01 МПа. Нарушения конструкции отсутствуют, исходные параметры в части геометрических размеров и плотности прилегания оболочки к внутренней поверхности стальной трубы сохранены.

Испытания на устойчивость к декомпрессионному схлопыванию для систем ППД производились на испытательном стенде, представленном на рис. 3. Образец, устанавленный на стенде, заполняли водой на 100 % объема. После выхода на температурный режим 80 °C производилось насыщение CO₂, после чего с помощью гидравлического стенда создавалось давление до 21,28 МПа. При заданных условиях образец выдерживали в течении 14 сут, после чего осуществляли резкий сброс давления из системы. В результате на образце с использованием оболочки из ПЭНД толщиной 4,5 мм после выдержки и резкого сброса давления нарушения конструкции МПТК отсутствуют. Исходные параметры в части геометрических размеров и плотности прилегания оболочки к внутренней поверхности стальной трубы сохранены.

В рамках исследования стойкости конструкции МПТК к коррозионно-активным компонентам среды были оценены внешний вид внутренней антикоррозионной защиты (полиэтиленовой оболочки) после испытаний, внешний вид стальной трубы под оболочкой и в области защемления полиэтиленовой оболочки после испытаний. Кроме того, были проведены микроструктурные исследования с применением локального энергодисперсионного анализа (на внутренней поверхности трубы под оболочкой).

Испытания на стойкость конструкции МПТК к коррозионно-активным средам также проводились на испытательном стенде. Образец заполнялся 5 %-ным раствором хлорида натрия NaCl на 3 / 4 объема. После выхода на температурный режим осуществлялась подача CO₂ до необходимого давления. При заданных условиях образцы выдерживали в течение 60 сут. За температуру испытаний была выбрана максимальная температура эксплуатации, составляющая для ПЭВД 40 °C, для ПЭНД – 80 °C.

Как показали испытания, на поверхностях полиэтиленовых оболочек после выдержек в модельных средах при заданных условиях набухание, пузыри, трещины, раковины и другие дефекты, нарушающие сплошность оболочки, отсутствуют (рис. 4–5). Коррозионных повреждений не выявлено. В области защемления полиэтиленовой оболочки повреждений в зоне контакта с наконечником не обнаружено, отложения и следы модельного раствора на поверхности полиэтиленовой оболочки под наконечником отсутствуют (рис. 6), что свидетельствует о герметичности конструкции МПТК.

Микроструктурные исследования проводились на специально подготовленных металлографических шлифах, вырезанных из верхней и нижней образующих стальной трубы образцов МПТК. Результаты исследований приведены на рис. 7 и в табл. 3.

По результатам микроструктурных исследований установлено, что на внутренней поверхности стальной трубы под полиэтиленовой оболочкой имеется слой отложений толщиной
53–75 мкм (верхняя образующая) и 30–67 мкм (нижняя образующая) для конструкции МПТК с применением оболочки из ПЭНД.

По результатам локального энергодисперсионного анализа на внутренней поверхности стальной трубы на верхней образующей отложения состоят из оксидов железа и незначительного количества кремнийсодержащих соединений, на нижней образующей – из оксидов и карбонатов железа.

По результатам исследований стойкости МПТК к декомпрессионному схлопыванию и сохранения герметичности установлено, что:

• марка полиэтилена и толщина полиэтиленовой оболочки напрямую влияют на стойкость к декомпрессионному схлопыванию. С уменьшением толщины менее 4 мм стойкость к декомпрессионному схлопыванию снижается;

• конструкция МПТК имеет высокую стойкость к декомпрессионному схлопыванию в системе ППД;

• конструкция МПТК обеспечивает герметичность в области защемления полиэтиленовой оболочки.

Пятый этап

Завершающим этапом испытаний стал расчет прогнозируемого срока службы МПТК на основании результатов исследований. Так, на основе моделирования реальных условий эксплуатации был произведен расчет прогнозного срока службы МПТК. Для этого была определена фактическая скорость локальной коррозии стальной трубы под полиэтиленовой оболочкой за время выдержки в модельной среде, насыщенной коррозионно-активными компонентами.

В результате проведенных расчетов максимальная расчетная скорость коррозии для образца МПТК с применением оболочки из ПЭНД составила 0,15 мм / год. Срок службы составит 30 лет.

Заключение

После проведенных исследований конструкция МПТК, выпускаемая ООО «ТМС-ТрубопроводСервис», подтвердила свою надежность не только в процессе эксплуатации, но и в ходе лабораторных испытаний на соответствие требованиям ТУ 24.20.13‑026‑67740692‑2018.

Было установлено, что наиболее надежной с точки зрения надежности эксплуатации является конструкция МПТК в стандартном исполнении с применением наконечника из коррозионностойкой стали длиной не менее 300 мм, толщиной не менее 4 мм с двумя канавками по периметру и оболочкой ПЭНД толщиной не менее 4 мм.

Изменение конструкции в сторону уменьшения толщины нержавеющего наконечника и полиэтиленовой оболочки может привезти к уходу полиэтиленовой оболочки из‑под наконечника и ее последующему схлопыванию.

Кроме того, исследования показали, что конструкция МПТК позволяет снизить затраты на эксплуатационное владение трубопроводом за счет доказанного срока службы, составляющего не менее 30 лет, а также на строительство трубопровода за счет исключения запасов на толщину стенки стальной трубы «под коррозию» при проектировании и повысить экологическую безопасность.

ООО «ТМС-ТрубопроводСервис» предлагает только собственные разработки, подтвержденные патентами. Компания, в которой трудится сплоченный коллектив высококвалифицированных специалистов, привлекает к работе проектные институты и независимые лаборатории, владеет богатой экспериментальной базой. На предприятии есть свой цеховой испытательный стенд, собственная лаборатория, большинство комплектующих изготавливается непосредственно на предприятии ООО «ТМС-ТрубопроводСервис». Специалисты скрупулезно изучают материалы, проводят лабораторные исследования, опытно-промышленные испытания, изготавливают продукцию, соответствующую самым жестким требованиям. Компания всегда готова к разработке и реализации индивидуальных проектов любой сложности.

Мы открыты для сотрудничества!

Таблица 1. Параметры автоклавных испытаний на стойкость к деструкции

Таблица 2. Параметры исследований на декомпрессионное схлопывание

Таблица 3. Химический состав отложений на внутренней поверхности стальной трубы под полиэтиленовой оболочкой после испытаний

ВВЕДЕНИЕ

Переход большей части месторождений на территории Российской Федерации в стадию падающей добычи и повышение доли трудноизвлекаемых запасов обусловливают актуальность разработки и совершенствования методов воздействия на пласт в целях повышения коэффициента извлечения нефти (КИН). К числу эффективных методов повышения нефтеотдачи пластов относится водогазовое воздействие (ВГВ), применение которого, по данным ряда исследований, позволяет не только увеличить КИН на 10–18 % по сравнению с традиционным заводнением, но и утилизировать попутный нефтяной газ (ПНГ), который может использоваться в качестве газового агента.

Традиционные технологии ВГВ [1] не получили широкого распространения на российских месторождениях, что обусловлено высокой стоимостью сооружения и эксплуатации системы нагнетания и сбора газа, необходимостью постоянного увеличения объемов закачки газа в целях поддержания пластового давления на постоянном уровне, а также малым охватом пласта из‑за неблагоприятного соотношения вязкостей газа и нефти. В то же время все большую популярность приобретает технология закачки водогазовых смесей с помощью жидкостно-газовых эжекторов (ЖГЭ), которые обладают простотой конструкции, не требуют значительных капитальных затрат на проектирование и производство, возведения дополнительных сооружений и могут устанавливаться на любом отдельном кусте скважин [2].

Усовершенствованная насосно-эжекторная система для ВГВ позволяет подготавливать мелкодисперсную водогазовую смесь на поверхности с последующей закачкой в нагнетательные скважины. Данная система оснащена силовым насосом, ЖГЭ и дожимным многоступенчатым центробежным насосом. При работе силовой насос нагнетает воду в сопло эжектора, который, в свою очередь, откачивает ПНГ из газовой линии. Образующаяся водогазовая смесь закачивается в пласт дожимным насосом. Как правило, в этих целях применяются многоступенчатые центробежные насосы для создания большего давления на выходе.

Эффективность технологии ВГВ насосно-эжекторной системы, как отмечалось в [3], во многом зависит от степени устойчивости водогазовой смеси. Подавление коалесценции газовых пузырьков позволяет избежать расслоения смеси в водоводах и нагнетательных скважинах, в результате чего давления, необходимые для закачки, снижаются, а кроме того, исключается негативное влияние свободного газа на характеристики многоступенчатого центробежного насоса.

Стоит также отметить, что исследования [4–5] показали существенное влияние свободного газа на работу многоступенчатого центробежного насоса при неподавленной коалесценции газовых пузырьков в смеси. В частности, было установлено, что при увеличении массовых концентраций солей в рабочей жидкости наблюдается улучшение напорно-энергетических характеристик эжектора [6]. Кроме того, эксперименты позволили выявить существование области рациональных концентраций и состава солей, обеспечивающих подавление коалесценции газовых пузырьков за счет проявления отталкивающих сил между пузырьками, заряжающимися отрицательно в водных растворах электролитов [4, 6].

МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ СТЕНДОВЫХ ИСПЫТАНИЙ

Целью исследования, результаты которого представлены в данной статье, было изучение в ходе стендовых испытаний характеристик многоступенчатого центробежного насоса при откачке водогазовых смесей с использованием минерализованной воды.

Для проведения испытаний был выбран 30‑ступенчатый центробежный насос Grundfos CR1S-30 с номинальной подачей Qном = 0,8 м3 / ч, максимальным коэффициентом полезного действия 35 %, мощностью 1,1 кВт и приводом от однофазного электродвигателя. Конструкция ступеней насоса аналогична конструкции ступеней электроцентробежных насосов (ЭЦН) низкой быстроходности. Габариты ступеней находятся в диапазоне поперечных габаритов ЭЦН. Характеристики ступеней насосов Grundfos CR1S также аналогичны напорно-расходным и энергетическим характеристикам ступеней ЭЦН малой подачи. В качестве струйного аппарата использовались ЖГЭ с диафрагменными соплами диаметром dc = 2,9; 3,3; 3,6; 3,9 и 4,3 мм с камерами смешения диаметром dкс = 4,4; 4,7; 5,4 и 6,4 мм. Длина камеры смешения Lкс варьировалась от 136 до 160 мм, отношение длины камеры смешения и диаметра сопла dкс / dc составляло 1,5.

Эксперименты проводись по методике, изложенной в [7]. В качестве соли в растворах электролитов использовалась поваренная соль NaCl в различных концентрациях (табл.). Выбор соли был обусловлен тем, что ионы Na+ и Cl– содержатся в попутно добываемых водах нефтяных месторождений.

Газосодержание у входа насос вх рассчитывалось как

,           (1)

где Qг.вх – объемный расход свободного газа при термодинамических условиях у входа в насос, м3 / с; Qж – объемная подача жидкости при тех же условиях, м3 / с.

Развиваемое давление многоступенчатого центробежного насоса определялось по формуле:

Pн = Pвых – Pвх,       (2)

где Pвых – значение давления на выходе насоса, МПа; Pвх – давление на входе в насос, МПа.

После обработки экспериментальных данных были построены напорно-расходные характеристики насоса CR1S-30 при откачке водогазовых смесей при давлениях на входе в насос 0,2; 0,4; 0,6 МПа и различных значениях газосодержания.

На рис. 1а представлена зависимость Pн = f(вх) для насоса CR1S-30 при откачке водогазовых смесей при Pвых = 0,2 МПа с предварительно включенным ЖГЭ с диаметром сопла dc = 2,9 мм и диаметром камеры смешения dкс = 4,4 мм. Из рисунка видно, что при увеличении концентрации NaCl в гидравлической системе стенда при постоянных значениях Pвх растет входное газосодержание вх. При концентрации NaCl в гидравлической системе около 1,67 % насос работает эффективнее при значении вх, стремящемся к 10 %. При концентрации NaCl, равной 6,67 %, наиболее рациональным значением вх для насоса является 22 %.

На рис. 1б приведена зависимость Pн = f(вх) для насоса CR1S-30, работающего на водогазовых смесях при Pвых = 0,6 МПа, с указанной конструкцией ЖГЭ. В случае с пресной водой в гидравлической системе насос работал эффективно до вх = 20 %, а при добавлении NaCl в концентрации 1,67 % максимальное значение вх превысило 26 %. При концентрации NaCl, равной 6,67 %, значение вх достигло 42 %. Таким образом, подтверждено, что увеличение минерализации рабочей жидкости приводит к существенному снижению влияния свободного газа на работу многоступенчатого центробежного насоса за счет подавления коалесценции газовых пузырьков, способствующего большей устойчивости откачиваемой смеси.

На рис. 2а приведена зависимость Pн = f(Qж) при Pвх = 0,4 МПа и концентрации NaCl в гидравлической системе, равной 3,33 %. В левой части рабочей характеристики кривые Pн – Qж характеризуются линейной зависимостью до достижения значения вх = 18 % даже на малых подачах жидкости, что свидетельствует об отсутствии сепарации пузырьков газа в радиальном направлении каналов рабочих колес, что приводит к закупориванию газом этих каналов, как отмечалось в [8]. В правой части рабочей характеристики при росте газосодержания вх > 20 % насос развивает давление до средних подач.

На рис. 2б представлена зависимость Pн = f(Qж) при Pвх = 0,4 МПа и концентрации NaCl = 5,0 %. В левой части рабочей характеристики наблюдается улучшение работы насоса. Кривые Pн – Qж имеют линейный характер при вх ≤ 22 %. В правой части рабочей характеристики при значениях вх > 24 % насос развивает давление до средних расходов жидкости. В ходе проведения экспериментов не наблюдались пульсации, насос работал стабильно. Это может быть связано с тем, что подача газа с избыточным давлением 0,2–0,38 МПа на прием ЖГЭ положительно сказывается на дисперсности водогазовой смеси, тем самым повышая эффективность работы насоса.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, в ходе экспериментов установлено следующее:

1) при добавлении NaCl в гидравлическую систему стенда-макета насосно-эжекторной системы в концентрации 1,67–6,67 % наблюдается уменьшение негативного влияния свободного газа на характеристику многоступенчатого центробежного насоса;

2) при увеличении минерализации рабочей жидкости обеспечивается подавление коалесценции газовых пузырьков за счет проявления отталкивающих сил между пузырьками, которые заряжаются отрицательно в водных растворах электролитов;

3) увеличение давления в приемной камере ЖГЭ выше атмосферного положительно влияет на устойчивость водогазовой смеси, поступающей ко входу в насос;

4) наибольшее значение газосодержания на входе в насос, достигнутое в экспериментах, составило около 42 % при давлении на входе в насос 0,6 МПа и концентрации NaCl, равной 6,67 %.

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

Значения концентраций NaCl в водных растворах, использовавшихся в рамках испытаний

NaCl concentrations in the aqueous solutions used in the tests

ВВЕДЕНИЕ

Добыча нефти с помощью скважинных насосных установок является механизированным способом, применяющимся при истощении пластовой энергии. Для извлечения нефти используются штанговые и бесштанговые насосы. Штанговые насосы имеют наземный привод, скважинный насос и длинную соединяющую их колонну, составленную из металлических штанг. Бесштанговые насосные установки имеют скважинные насос и привод, непосредственно соединенные между собой. Энергия к приводу подводится по кабелю (при электроприводе) или по трубопроводу (при гидро- или пневмоприводе) [1].

Из множества типов оборудования для добычи нефти наибольшее распространение получили установки скважинных штанговых насосов, электроприводных лопастных насосов и штанговых / электроприводных винтовых насосов [1]. Каждый из перечисленных типов оборудования имеет определенную область применения (рис. 1), особенности конструкции и принципы работы, которые эту область ограничивают. Так, применимость скважинных штанговых насосов и штанговых винтовых насосов ввиду наличия колонны штанг ограничена глубиной спуска, а кроме того, существенное влияние на применимость штангового оборудования оказывает инклинометрия скважины [2]. Или, к примеру, наработка электроприводного лопастного (центробежного) насоса в малодебитном режиме существенно ниже, что обусловлено низким коэффициентом полезного действия (КПД) и повышенным износом опорных шайб, вследствие чего жидкость над приемом насоса нагревается, а ресурс электрической части погружной установки снижается [3]. Что касается электроприводных винтовых насосов, то они эффективно применяются для малодебитной добычи вязкой нефти, в т. ч. при повышенном содержании механических примесей, однако эластомер в конструкции насоса исключает возможность использования данного типа оборудования в условиях повышенных температур и для перекачки флюида, содержащего ароматические углеводороды. Все эти факторы определяют актуальность поиска альтернативного насосного оборудования для эффективной и надежной эксплуатации в скважинных условиях при малодебитной добыче нефти.

КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ГЕРОТОРНЫХ МАШИН

Технические характеристики современных героторных гидромашин обусловливают возможность создания установки скважинного героторного насоса, которая может иметь достаточно широкую область применения (рис. 1).

Майрон Ф. Хилл, один из первых исследователей и создателей героторной машины, дал ее основному механизму название «геротор» (от англ. generated rotor). В патенте 1931 г. [4] приведены принципиальная схема героторного механизма и способ его изготовления, а также разнообразие кривых профиля. Героторный механизм представляет собой два зубчатых колеса (ротора), одно из которых (внутренний ротор) находится внутри другого и имеет контур в форме трохоиды (рис. 2). Количество зубьев внутреннего ротора на один меньше количества зубьев внешнего ротора, при этом оба зубчатых колеса движутся с постоянной собственной частотой вращения и в постоянном взаимном контакте.

Б.Н. Бирюков в своей классификации роторных гидромашин [5] относит героторные насосы одновременно к шестеренным гидромашинам с внутренним зацеплением без разделительного промежуточного сегмента и к планетарно-роторным гидромашинам с циклоидальной формой контура рабочей полости, при этом героторный насос имеет название бироторной гидравлической машины (рис. 3), включающей два рабочих органа – охватывающий 1 и охватываемый 2, вращающихся вокруг неподвижных осей с постоянной скоростью.

Бироторная (биротативная) гидромашина, по существу, является шестеренной машиной с внутренним зацеплением, однако отличается от традиционных шестеренных гидромашин с эвольвентным зацеплением отсутствием разделительного промежуточного сегмента, а также тем, что форма зубьев внутреннего ротора образована трохоидальной кривой. Математическая модель профиля рабочих органов подробно описана в различных отечественных [1, 4, 5] и зарубежных [3, 9–18] источниках.

Героторные (бироторные) гидравлические машины соответствуют первой кинематической схеме планетарно-роторных гидромашин с фиксированным смещением роторов (рис. 4а) [7].

Каждый ротор бироторной гидравлической машины находится по отношению к другому ротору в относительном планетарном движении. Если один из роторов затормозить, то второй при обеспечении соответствующей степени свободы будет находиться в абсолютном планетарном движении [5]. Исходя из этого героторный механизм, действующий по кинематической схеме III (рис. 4в), является базисом теории винтового героторного механизма Д.Ф. Балденко [8].

ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ГЕРОТОРНОГО МЕХАНИЗМА

Принцип использования героторного механизма для преобразования механической энергии в гидравлическую аналогичен таковому для класса шестеренных машин внутреннего зацепления и заключается в кинематическом замыкании зубьев с образованием рабочего объема жидкости, вытесняемого из линии высасывания в линию нагнетания (рис. 5). Вытеснителями в такой схеме являются зубья внешнего и внутреннего роторов.

Биротативные гидравлические машины различаются по схемам распределения рабочей жидкости [5, 7, 10, 12], причем внешнее распределение (рис. 6а) осуществляется при помощи отверстий во впадинах между зубьями кольцевой шестерни, внутреннее распределение (рис. 6б) – при помощи отверстий во впадинах между зубьями внутренней шестерни, торцевое распределение (рис. 6в) – через окна в торцевых дисках (крышках).

Наиболее распространенным является торцевое распределение. Такая схема эквивалентна золотниковому распределению, где в торцевых дисках имеются распределительные окна, связывающие рабочие камеры гидромашины с полостями нагнетания и всасывания.

При положении роторов, показанном на рис. 6в, нижняя камера имеет максимальный объем (аналогично мертвой точке при всасывании для поршневых гидромашин), верхняя камера – минимальный (аналогично мертвой точке при нагнетании для поршневых машин), разность этих объемов соответствует рабочему вытесняемому объему. В зависимости от направления вращения роторов гидромашины указанные камеры должны сообщаться с тем или другим распределительным окном. Вариации геометрии распределительных окон, а также принципы их проектирования подробно описаны в [5–7, 10, 12, 19–21].

Конструкция героторных насосов предполагает различные схемы всасывания и нагнетания перекачиваемой жидкости (рис. 7). Предпочтительный вариант выбирается на основе величины максимальной скорости потока жидкости [3] и исходя из проектных массогабаритных характеристик насоса.

НАПРАВЛЕНИЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ НАСОСОВ ГЕРОТОРНОГО ТИПА

В ходе многочисленных зарубежных исследований насосов героторного типа для перекачки масла в гидравлических системах были выявлены особенности конструкции и рабочего процесса героторного насоса.

Как и для большинства гидравлических машин объемного типа, эффективность героторного насоса обусловливается величиной объемного КПД [6], иначе говоря, объемом утечек через зазоры между подвижными деталями. Наибольшее влияние на объемный КПД насоса оказывают утечки (рис. 8) через зазоры между торцами рабочих органов и крышками (рис. 9) [21].

Очевидно, что с ростом вязкости перекачиваемой жидкости объем утечек в гидромашинах снижается, однако в области трения деталей возникает локальный нагрев, в результате чего вязкость перекачиваемой жидкости уменьшается и объем утечек вновь возрастает [12].

Кинематическая связь роторов в рамках героторного механизма биротативной гидравлической машины обусловливает передачу крутящего момента от внутреннего ротора внешнему в целях вытеснения перекачиваемой жидкости, при этом в зацеплении возникают контактные напряжения (рис. 10) [11, 13].

Одновременно с этим одним из важнейших вопросов создания биротативной машины является проектирование такого профиля рабочих органов, при котором особенностью трохоидального зацепления героторного насоса стала бы минимизация скольжения в контакте. Биротативное исполнение трохоидного насоса упрощает решение вопроса с распределением рабочей жидкости и исключает необходимость балансировки вращающихся масс, поскольку схема отличается полной уравновешенностью вращающихся элементов (каждый ротор вращается вокруг неподвижного центра) [5].

Процесс вытеснения жидкости героторным механизмом сопровождается возникновением сил, действующих на рабочие органы [22], что обусловливает микроперемещения рабочих органов в рамках зазоров между деталями конструкции (рис. 11). Однако в доступной литературе отсутствует информация о совокупном влиянии на фактический контакт рабочих органов героторного механизма при вытеснении жидкости с одновременной передачей крутящего момента от внутреннего ротора к внешнему.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В промышленности героторные насосы рекомендуется применять для перекачки чистых жидкостей: масла в гидросистемах, топлива [5, 11, 12, 21]. Однако отсутствие скольжения в зацеплении героторного механизма и определенный подход к проектированию и изготовлению насоса могут расширить сферу его применения для перекачки скважинной жидкости – смеси нефти, попутной воды, механических примесей, растворенного и свободного газа. Простота регулирования подач путем изменения частоты вращения погружного привода в диапазоне 500–3000 об / мин, стабильная напорно-расходная характеристика при объемном принципе действия с широкой рабочей зоной, возможность эксплуатации при температуре более 200 °C – эти характеристики выгодно отличают добычу с применением скважинных героторных насосов от других способов механизированной добычи нефти из мало- и среднедебитных скважин, в т. ч. при наличии различных осложняющих факторов. Кроме того, в конструкции героторного насоса отсутствуют эластомерные рабочие органы, а высокая удельная напорность определяет малые осевые габариты, что позволяет снизить металлоемкость оборудования и эксплуатировать насос в горизонтальных скважинах со сложной инклинометрией. Геометрия рабочих органов и проточной части дает возможность спроектировать скважинный насос в широком диапазоне диаметральных габаритов (габаритные группы 2–8 и более) для различных скважинных условий.

Основным способом механизированной добычи нефти в ПАО «НК «Роснефть» является эксплуатация скважин установками электроприводных лопастных насосов (УЭЛН). Одним из факторов, осложняющих эксплуатацию данного оборудования, является повышенное газосодержание, приводящее к деградации расходно-напорной характеристики насоса, которая, в свою очередь, обусловливает снижение подачи, нестабильную работу с частыми отключениями и в конечном итоге потери в добыче нефти [1, 2].

Для защиты УЭЛН, как правило, применяются газосепараторы (ГС), устанавливаемые в виде отдельного элемента на входе в насос. При этом, как показано в [3, 4], для обеспечения режима наибольшего отбора нефти УЭЛН эксплуатируются с предельно низким давлением на приеме, в связи с чем ГС используются очень широко [3]. Распространенность методов интенсивной эксплуатации оборудования в целях получения наибольшей прибыли обусловливает необходимость использования ГС, осуществляющих максимально эффективную сепарацию газа и при этом обладающих достаточной износоустойчивостью [5, 6] и энергоэффективностью. В [3, 4] были опубликованы результаты стендовых испытаний ГС на износоустойчивость и энергоэффективность. В данной статье приводятся результаты стендовых испытаний важнейшего параметра ГС – эффективности сепарации газа.

ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ, ОСОБЕННОСТИ МЕТОДИКИ И КЛЮЧЕВЫЕ ЭТАПЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

В соответствии с техническим заданием ПАО «НК «Роснефть» сотрудниками кафедры машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности Российского государственного университета нефти и газа (Национального исследовательского университета) имени И.М. Губкина была разработана методика и сконструированы стенды для проведения испытаний предвключенных устройств в целях изучения их напорно-расходных характеристик (НРХ), энергоэффективности и эффективности сепарации свободного газа [7, 8]. Особенностью разработанной методики и стендов является возможность моделирования различных условий работы исследуемого оборудования, таких как частота вращения вала, угол наклона оси оборудования к вертикали, дисперсность газожидкостной смеси и вязкость модельной жидкости.

Первой стадией стендовых испытаний ГС является исследование зависимостей напора, потребляемой мощности и эффективности сепарации у новых, неизношенных образцов газовых сепараторов. НРХ и энергетическая характеристика (ЭХ) для ГС строится по результатам работы на технической воде (рис. 1). Стоит отметить, что определение НРХ и ЭХ для ГС является не самым главным, но существенным этапом стендовых испытаний. НРХ позволяют определить возможности разных конструкций ГС проталкивать газожидкостную смесь от приема к первым (нижним) ступеням насоса, а также выбрасывать отсепарированный газ в обсадную колонну [9–11]. Стендовые исследования показали, что не все реальные скважинные условия эксплуатации позволяют устройствам с низкими показателями напора эффективно обеспечивать сепарацию свободного газа.

Эффективность ГС определяется при работе на модельной газожидкостной смеси при различных значениях расхода жидкости, свободного газосодержания на приеме сепаратора и при изменении частоты вращения ротора сепаратора [7]. Типичные графики зависимости коэффициента сепарации от расхода модельной жидкости и газосодержания представлены на рис. 2.

По состоянию на конец июля 2020 г. на представленном стенде проведены комплексные испытания 21 образца ГС различных конструкций, изготовленных российскими и зарубежными фирмами-производителями. Определены их частные и интегральные показатели качества (рейтинговые оценки), выявлены недостатки и достоинства конструкций, предельные уровни свободного газосодержания на приеме предвключенных устройств, деградации их сепарационных характеристик, интенсивность изнашивания, энергоэффективность.

На рис. 3 представлены обобщенные данные по областям эффективного применения ГС различных типов действия. Видно, что эффективность работы роторных ГС выше, чем вихревых и шнековых сепараторов, в среднем на 5–7 и 7–14 пп. соответственно.

Данное преимущество в эффективности сепарации газа позволит обеспечить более надежную защиту насосного оборудования от повышенного газосодержания на приеме либо устанавливать насос на меньшей глубине, что способствует экономии за счет уменьшения длины кабеля и насосно-компрессорных труб [12].

Стендовые испытания проводились для оборудования ряда фирм-изготовителей. Исследовались ГС с различным номинальным расходом жидкости. Это позволило провести сравнение эффективности их работы в разных диапазонах подач рабочей жидкости, например 50–100 м3 / сут (рис. 4). Оказалось, что эффективность сепарации в данном диапазоне подач у ГС с номинальным расходом 200 м3 / сут выше, чем у ГС с номинальным расходом 250 и 500 м3 / сут, в среднем на 7–10 пп. При анализе данного факта возникает вопрос о достаточности типоразмеров ГС в существующем модельном ряду по номинальному расходу.

При одной и той же номинальной подаче некоторые заводы производят ГС для двух габаритных групп насосов – 5 и 5А. При этом в целях снижения затрат на производство за счет унификации корпус и внутренние рабочие элементы для обеих габаритных групп остаются одинаковыми. Различаются лишь диаметр вала и присоединительные фланцы, так как это прописано в технических требованиях ПАО «НК «Роснефть». В итоге в корпусе диаметром 92 мм, используемом для производства насосов обеих габаритных групп, у насосов габаритной группы 5А размещается вал большего диаметра – 22 мм по сравнению с 19 мм для насосов габаритной группы 5, что приводит к снижению проходных сечений ГС и, как следствие, к снижению эффективности работы оборудования практически на всем диапазоне расходов. На рис. 5 приведено сравнение эффективности сепарации ГС одного из производителей в габаритах 5 и 5А одинакового принципа действия с одинаковым диаметром корпуса при испытаниях с содержанием 50 % свободного газа на приеме. Видно, что увеличение диаметра вала при неизменном диаметре корпуса приводит к снижению эффективности работы ГС в среднем на 5–8 пп. При разработке новой версии технических требований ПАО «НК «Роснефть» к ГС будет учтен выявленный недостаток и, скорее всего, будет принят запрет на поставку подобных конструкций.

Учитывая значительное увеличение фонда скважин с горизонтальным вскрытием пласта, а также с боковыми стволами на месторождениях ПАО «НК «Роснефть», одной из задач являлось изучение влияния угла наклона ГС на эффективность сепарации. Стендовые испытания ГС роторного, вихревого и шнекового типов при углах отклонения от вертикальной оси 45, 75 и 90° не выявили однозначных закономерностей изменения эффективности сепарации газа. Коэффициент сепарации зависит в большей степени от конкретной модели ГС и расхода жидкости. Для примера в табл. 1 приведены результаты определения эффективности сепарации газа ГС вихревого типа при содержании свободного газа на входе 50 % при разных углах наклона. Из представленных данных видно, что на эффективность тестируемой модели ГС в большей степени влияет расход жидкости, чем угол наклона. При увеличении угла наклона ГС наиболее выражено снижение эффективности сепарации при расходах 250 и 300 м3 / сут.

Из ограниченного количества скважин на месторождениях ПАО «НК «Роснефть» добывается нефть с повышенной вязкостью, при этом на данных скважинах есть вероятность прорыва газа по геолого-технологическим причинам. В целях снижения рисков деградации НРХ при увеличении газосодержания на приеме насоса технологические службы иногда в таких скважинах применяют ГС. Поэтому были также проведены стендовые испытания, направленные на изучение изменения эффективности ГС при увеличении вязкости жидкости. По результатам испытаний установлено значительное снижение эффективности сепарации при увеличении вязкости жидкости до 20 мПа·с (табл. 2), причем степень деградации эффективности ГС при работе на вязкой жидкости индивидуальна для каждой конкретной модели.

ВЫВОДЫ

1. Представлены результаты стендовых испытаний ГС компаний – поставщиков оборудования для ПАО «НК «Роснефть», проведенных в целях изучения влияния на эффективность сепарации величины газосодержания на входе, расхода жидкости, величины угла наклона и вязкости жидкости (до 20 мПа·с). По результатам испытаний получены индивидуальные для каждой конкретной модели ГС зависимости характеристик эффективности от различных параметров, которые будут внесены в базу данных корпоративной программы ПАО «НК «Роснефть» по подбору УЭЛН, что позволит повысить точность расчетов.

2. Выявлены модели ГС с низкой эффективностью сепарации и конструктивными недостатками. Результаты испытаний доведены до производителей оборудования с рекомендациями по доработке конструкции. Данное мероприятие позволит поднять технический уровень ГС, поставляемых не только в ПАО «НК «Роснефть», но и на предприятия российской нефтяной отрасли в целом.

3. Впервые определена область применения ГС различного типа в зависимости от содержания газа на приеме ЭЛН и расхода жидкости. Результаты исследований будут использованы при выборе оптимальной конструкции ГС, что позволит снизить потери в добыче нефти, вызванные деградацией напорно-расходных характеристик ЭЛН, а также оптимизировать капитальные затраты на закупку данного оборудования.

Таблица 1. Результаты определения эффективности сепарации газа газосепаратором вихревого типа при содержании свободного газа на входе 50 % при разных углах наклона

Table 1. The results of determining the efficiency of gas separation of vortex type of gas separator with 50 % free gas content at the inlet at different tilt angles

Таблица 2. Результаты определения деградации эффективности сепарации газа при увеличении вязкости жидкости до 20 мПа·с газосепаратором вихревого типа

Table 2. The results of determining the degradation of the efficiency gas separation with vortex type of gas separator with an increase in the viscosity of the liquid up to 20 mPa·s

Пеногаситель серии AFEP производства одной из крупнейших энергетических компаний мира, в конце мая т. г. в ходе ребрендинга сменившей название Total на TotalEnergies, обеспечивает контроль и уменьшение пенообразования за счет снижения поверхностного натяжения на границе «газ – жидкость».

Основные функции пеногасителей серии AFEP:

• уменьшает образование пены – снижается высота пены и ее стойкость;

• повышает производительность сепаратора – время, требуемое на резорбцию пены, существенно сокращается;

• предотвращает потерю контроля уровня в сепараторе, обусловленную пенообразованием;

• предотвращает перенос жидкостей по газопроводу – устраняет унос жидкости в факелы, предохраняет скрубберы и компрессоры от повреждений;

• предотвращает унос газа по нефтепроводу – устраняет риск последующей дегазации, кавитацию и, как следствие, повреждение насосов.

Пеногасители серии AFEP производятся на основе двух химических составов:

1) органомодифицированных полидиметилсилоксанов (ПДМС);

2) полидиметилсилоксанов.

Оба состава не содержат галогены, характеризуются высокой эффективностью в плане гашения пены в различных условиях при обработке различных типов сырой нефти. При этом характеристики пеногасителей серии AFEP производства TotalEnergies сохраняются без изменений на протяжении длительного времени (табл.).

Исследования эффективности применения пеногасителя AFEP 6031 в процессе обработки сырой нефти A (рис. 1) показали, что дозировка 10 млн^–1 является достаточной для значительного уменьшения количества образующейся пены, причем AFEP 6031 продемонстрировал минимальное время, необходимое для полного прекращения пенообразования, – в испытательной пробирке пена не наблюдалась уже через 20 с после применения AFEP 6031, тогда как после применения других химических веществ такой же результат был получен лишь спустя 120 с (рис. 2).

AFEP 6031 показал высокую эффективность при переработке широкого диапазона сырой нефти. TotalEnergies предлагает также пеногасители, действие которых основано на других технологиях, в т. ч. предназначенные для различных областей применения сырой нефти.

Характеристики линейки пеногасителей производства TotalEnergies

Активное внедрение современных систем вычисления и автоматизации в нефтегазовую отрасль вынуждает крупные компании строить объекты для хранения и обработки электронной информации. Требования к средствам защиты таких объектов от пожаров несколько отличаются от привычных для этой отрасли.

В настоящее время большинство объектов с электронным оборудованием (чаще всего серверные) оборудуется газовыми системами пожаротушения, использующими углекислый газ и хладоны. Увеличение хранимой электронной информации ведет к росту площадей серверных.

Традиционные газовые системы хорошо себя показывали при тушении объектов небольшой площади, однако с увеличением размеров защищаемой площади эффективность таких систем сильно снижается по ряду причин:

• заполнение помещения до пожаротушащей концентрации начинается с нижних объемов, т. к. хладоны и углекислота в 2–4 раза тяжелее воздуха;

• время подачи тушащего вещества с учетом высокой плотности и требуемой массы для заполнения больших объемов достигает нескольких минут, в верхних объемах – 10–15 мин. К примеру, полная защита объекта с электронным оборудованием объемом 10 тыс. м³ потребует 6–7 т углекислоты и 10–15 мин.

Решить проблему защиты крупных объектов с электронным оборудованием могут разработанные в России системы аэрозольного пожаротушения [1, 2]. Из числа всех разработок можно выделить генераторы холодного огнетушащего аэрозоля АГАТ-2А (ТУ АГАТ 4854‑001‑02070464‑94 с изм. 12).

Конструкция АГАТ-2А позволяет заполнить помещения практически любого объема, при этом не требуется трубная разводка. Тушащим веществом является газообразный аэрозоль, имеющий низкую плотность (легче воздуха), эффективную пожаротушащую концентрацию 50–70 г / м³, что в 6–10 раз меньше, чем у хладонов и углекислоты. Кроме того, он неопасен для человека и после проветривания не оставляет никаких следов.

Расчеты, проведенные согласно [3], показали что для тушения помещения объемом 10 тыс. м³ необходимо 600 кг аэрозоля. В одном ГОА АГАТ-2А-180 (стоит отметить, что существуют АГАТ-2А-100, АГАТ-2А-50 с меньшей массой аэрозоля) содержится 10 кг аэрозольобразующего состава (АОС), следовательно, для защиты помещения площадью 10 тыс. м³ потребуется 60 таких изделий. Время работы одного АГАТ-2А-180 – 12 с. Проверочный расчет по формуле, представленной в [3, приложение Л], показал, что даже при одновременном срабатывании всех изделий максимальное избыточное давление при быстром заполнении аэрозолем замкнутого пространства не превысит допустимых значений. Следовательно, общее время заполнения и создания пожаротушащей концентрации во всем объеме не будет превышать 12 с. Этот показатель в десятки раз превосходит газовые системы.

Охлажденный аэрозоль, выбрасываемый из АГАТ-2А, согласно руководству по эксплуатации позволяет устанавливать оборудование достаточно близко к несущим конструкциям. Это позволяет использовать установку для тушения пожаров в фальшполе и фальшпотолке, сводя к минимуму вероятность сохранения очага возгорания на труднодоступных объектах.

Совместные испытания ОАО «ВымпелКом» и ООО «ИВЦ Техномаш» доказали возможность применения аэрозольного способа пожаротушения с помощью установок АГАТ-2А на объектах с электронным и электротехническим оборудованием.

Пример защиты объектов с электронным оборудованием и схема установки приведены на рис. 1–4.

В белорусской энергосистеме Минская ТЭЦ-3 (филиал РУП «Минскэнерго») работает с 1951 г. На тот момент это был первый в Белоруссии опыт пуска энергооборудования высокого давления. МТЭЦ-3 входит в единый производственно-технологический комплекс по производству, передаче и распределению тепловой и электрической энергии. Ее установленная мощность сегодня составляет 442 МВт по электричеству и 1632 Гкал / ч по теплу.

Станция работает по тепловому графику нагрузок, обеспечивая теплоснабжение промышленного района г. Минска и его социальной сферы, включая часть центра города. Энергообъект имеет сложную тепловую схему, оборудование с различными параметрами пара и поперечными связями. Постоянная плановая модернизация и реконструкция оборудования поддерживают надежную и экономичную работу ТЭЦ.

ПАРОГАЗОВАЯ УСТАНОВКА ПГУ-230

В 2009 г. в производственной жизни МТЭЦ-3 начался новый этап – в рамках реконструкции введена в эксплуатацию парогазовая установка (фото 1).

ПГУ-230 оснащена эффективным оборудованием с высокими техническими показателями. Здесь действует газотурбинная установка (ГТУ) производства Alstom – газовая турбина типа GT13E2 (рис. 1) с генератором 50WY21Z-095 номинальной мощностью 168 МВт. Примечательно, что на МТЭЦ-3 данная ГТУ обрела собственное имя – Гертруда.

Кстати, это первая турбина GT13E2, установленная на территории СНГ. В России аналогичные агрегаты впервые ввели в эксплуатацию в 2014 г. на Новогорьковской ТЭЦ.

Из турбины отработавшие горячие газы (продукты сгорания топлива) попадают в двухконтурный котел-утилизатор типа HRSG / DP01.1 (SES ENERGY), вырабатывающий пар для вторичной генерации электроэнергии.

Полученный пар направляется в турбоустановку номинальной мощностью 65 МВт на базе паровой турбины Т-53 / 67-8,0 (АО «Уральский турбинный завод») и генератора ТФ-80-2УЗ (ПАО «НПО «ЭЛСИБ»).

Таким образом, применяемые на парогазовой установке технологии обеспечивают комбинированную выработку энергии, высокую отдачу от использования топлива и общую эффективность объекта. Электрическая мощность ПГУ-230 составляет 222 МВт, тепловая – 136 Гкал / ч, коэффициент полезного действия (КПД) энергоблока – 52,5 %.

Основное и резервное топливо – природный газ.

ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ПОДГОТОВКИ ТОПЛИВНОГО ГАЗА

Снабжение ПГУ топливным газом с установленными параметрами по чистоте, давлению, температуре и расходу обеспечивает система газоподготовки, основу которой до недавнего времени составляла дожимная компрессорная станция (ДКС-1) производства VPT Kompressoren GmbH.

Проблема заключалась в работе ДКС-1 без резервирования, что вынуждало совмещать периоды обслуживания и ремонта генерирующего и технологического оборудования, а главное – создавало риск незапланированных остановов парогазового энергоблока. Поэтому на МТЭЦ-3 было принято решение модернизировать (расширить) систему газоподготовки.

22 марта с. г. на площадке ПГУ введена в эксплуатацию ДКС (фото 2), поставленная компанией «ЭНЕРГАЗ». Новая ДКС-2 выполнена на базе винтового маслозаполненного компрессора с электродвигателем в качестве привода (фото 3) и представляет собой блочно-модульную технологическую установку с максимальной интеграцией элементов на единой раме.

Станция размещается в собственном шумопоглощающем укрытии, оснащенном системами жизнеобеспечения (обогрев, вентиляция, освещение). Согласно требованиям к безопасности модуль оборудован системами пожарообнаружения, газодетекции, сигнализации, пожаротушения.

Установка номинальной производительностью 38 160 кг / ч компримирует топливо до необходимых расчетных значений (2,75 МПа) и подает его в газовую турбину ПГУ. Расход газа зависит от динамики изменения нагрузки турбины и контролируется при помощи специальной двухконтурной системы регулирования.

Первый контур (управление золотниковым клапаном компрессора (рис. 2)) обеспечивает плавное, бесступенчатое регулирование расхода газа в диапазоне 15–100 %. Для контроля производительности в диапазоне 0–15 % первый контур комбинируется с системой рециркуляции газа (второй контур), что позволяет максимально быстро и корректно реагировать на резкое изменение нагрузки при переходных режимах работы сопряженной турбины.

Многоступенчатая система фильтрации топливного газа состоит из входного стрейнера, газо-масляного сепаратора 1‑й ступени очистки (фото 4а) и дуплексных коалесцирующих фильтров 2‑й ступени (фото 4б). Остаточное содержание примесей в газе на выходе из ДКС-2 составляет не более 1 ppmw (мг / кг).

Технологической схемой предусмотрено устойчивое поддержание расчетной температуры топлива. Линия нагнетания компрессорной станции оснащена кожухотрубным теплообменным аппаратом (фото 4в), который охлаждает рабочую среду и обеспечивает оптимальную температуру подачи газа (50 °C), установленную производителем турбины и проектными требованиями.

В состав нового оборудования также входит воздушная компрессорная станция (ВКС). Модульная ВКС собственных нужд, расположенная в отдельном блок-боксе, обеспечивает сжатым, сухим и чистым воздухом пневматические компоненты ДКС-2.

КОМПЛЕКСНЫЕ ИСПЫТАНИЯ ДКС-2

Пуску газокомпрессорной станции № 2 предшествовали комплексные испытания под нагрузкой – в сопряжении с ГТУ Alstom. 72‑часовое тестирование проводилось ступенчато при различных режимах мощности турбины, в ходе испытаний ДКС-2 отработала штатно, без нареканий. Станция подтвердила основные проектные характеристики и достигла следующих гарантированных функциональных показателей:

• расход газа – 10,6 кг / с;

• номинальное давление нагнетания – 2,75 МПа;

• температура газового топлива на выходе ДКС – до 50 °C;

• диапазон регулирования объемной производительности – 0…100 %;

• вибросостояние газового компрессора – в соответствии с технической документацией изготовителя;

• уровень звукового давления на расстоянии 1 м от ДКС-2 – не более 80 дБА.

МОДЕРНИЗАЦИЯ СХЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ПГУ

Помимо расширения технологических возможностей системы подготовки топливного газа модернизирована схема газоснабжения ПГУ.

Их собственные системы автоматизированного управления (САУ):

• осуществляют подготовку к пуску, пуск, останов и поддержание оптимального режима эксплуатации;

• контролируют рабочие характеристики и загазованность в технологических отсеках ДКС;

• обеспечивают автоматические защиты и сигнализацию;

• обрабатывают параметры основных процессов и аварийных событий с выдачей информации на панель оператора по стандартному протоколу обмена.

Чтобы качественно решить и эту задачу, «ЭНЕРГАЗ» оснастил компрессорные станции двухуровневой системой автоматизированного управления и регулирования (САУиР), которая объединила локальные САУ обеих ДКС и интегрировала их в АСУ технологическими процессами объекта. Пульт дистанционного управления (автоматизированное рабочее место оператора – АРМ) размещен в диспетчерской ПГУ (фото 5).

САУиР выполнена на базе микропроцессорной техники с использованием современного программного обеспечения, коммутационного оборудования, каналов и протоколов связи. Управление с верхнего уровня осуществляется в полном объеме аналогично управлению «по месту».

Комплексный ввод ДКС-2, воздушной КС и САУиР (шефмонтаж, пусконаладку, индивидуальные и интегрированные испытания), а также обучение оперативного персонала выполнили специалисты компании «СервисЭНЕРГАЗ» (Группа «ЭНЕРГАЗ») (фото 6).

Реализация проекта на основе современных газокомпрессорных технологий повышает надежность топливоснабжения высокоэффективного парогазового энергоблока и обеспечивает бесперебойную эксплуатацию ПГУ-230 во всех режимах и при любых климатических условиях.

ВВЕДЕНИЕ

В многоплановом курсе на декарбонизацию мировой энергетики, т. е. на исключение из производства продуктов, связанных с выбросами в атмосферу парниковых газов – окиси и двуокиси углерода, одним из основных направлений считается переход на водородное топливо [1]. Этой теме посвящается все большее число публикаций как в нашей стране, так и за рубежом. Однако для перехода на водородное топливо необходимо решить несколько существенных проблем: во‑первых, выбрать наиболее выгодный способ производства водорода в промышленных объемах; во‑вторых, разработать технологию его краткосрочного и долгосрочного хранения; в‑третьих, определиться с тем, как транспортировать водород – по трубопроводам, в сжиженном виде или каким‑либо иным способом. Наконец, нужно создать экономичные двигатели, использующие водород как топливо [2]. Остановимся на транспортном аспекте этого курса.

Использование уже существующей системы газопроводов является наиболее привлекательным направлением, поскольку по газопроводам можно транспортировать водород как в чистом виде, например методом последовательной перекачки с природным газом [3], так и в виде гомогенной метановодородной смеси (МВС), содержащей определенное количество водорода [4]. При этом не исключено, что действующие газопроводы нуждаются в некоторой предварительной подготовке, в частности в покрытии внутренней поверхности каким‑либо непроницаемым для водорода материалом, например эпоксидной смолой, а вновь проектируемые газопроводы – в использовании легированных сталей специального состава.

В работах [4, 5] рассматривалась технология транспортирования водорода в виде протяженных партий между партиями природного газа. Согласно этой технологии каждая партия водорода вытесняет природный газ, находящийся впереди нее, и, в свою очередь, вытесняется природным газом, следующим за ней. Такая технология, называемая последовательной перекачкой (англ. batch technology), хорошо разработана и широко используется для транспорта светлых нефтепродуктов. Как известно, моторные топлива транспортируют не по отдельным трубопроводам, а партиями по одному и тому же трубопроводу.

Для использования последовательной перекачки водорода совместно с природным газом необходимо иметь своего рода резервуары, в которых можно было бы безопасно аккумулировать водород высокого давления, вырабатываемый установками по его производству. Наиболее подходящим видом таких резервуаров являются подземные хранилища газа (ПХГ), создаваемые в пластах, расположенных глубоко под землей, в том числе в водоносных пластах с купольными ловушками. Поровое пространство таких пластов, первоначально заполненное водой, способно освободить место для достаточного объема водорода, сжатого до высоких (порядка 15 МПа) давлений. Однако для использования подземного хранилища водорода (ПХВ) как аккумулятора газовая полость хранилища должна иметь весьма компактную форму и умещаться целиком в окрестности скважинной области купольной ловушки. Тогда наполняющий ее водород можно быстро извлекать из пласта в так называемом безводном режиме.

В работах [6–10], а также в трудах некоторых других исследователей рассматривались различные аспекты эксплуатации подземных хранилищ, предназначенных для аккумулирования и хранения водорода в поровом пространстве пластов, в частности водоносных. Обсуждались преимущества и недостатки этого способа хранения, а также некоторые специфические явления, происходящие на границах газоводяного контакта, связанные с активностью бактерий. Однако в большинстве этих работ речь идет о долгосрочном хранении водорода, в котором ПХВ рассматривается как стратегический элемент системы снабжения перспективным, однако весьма непростым энергоносителем. В данной статье речь идет о ПХВ, необходимых для обеспечения технологического режима транспортирования водорода по конкретному газопроводу и потому имеющих относительно небольшую вместимость, определяемую 3–4 минимально необходимыми объемами партии водорода для транспортирования методом последовательной перекачки с природным газом.

СТАНДАРТНЫЙ РЕЖИМ ФОРМИРОВАНИЯ ГАЗОВОЙ ПОЛОСТИ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА

Известен и многократно апробирован стандартный режим формирования газовой полости ПХГ в водоносном пласте с купольной ловушкой. Он заключается в том, что в весенне-летний сезон в купольную часть водоносного пласта через систему эксплуатационных скважин закачивают природный газ, вытесняющий из него воду, а затем в осенне-зимний период через ту же систему эксплуатационных скважин, но уже перенастроенных с закачки на отбор, отбирают газ из пласта до предельно допустимого содержания в газе пластовой воды. Данный циклический процесс начинают осуществлять непосредственно с первого цикла эксплуатации ПХГ. Однако объем газа, извлекаемого из пласта в каждом цикле, оказывается меньше объема газа, закачанного в пласт в том же цикле, поскольку часть закачанного газа застревает в порах пласта или имеет меньшую подвижность из‑за наличия в них воды. Остаточная часть газа постепенно образует в продуктивном пласте так называемый буферный газ, необходимый для штатной эксплуатации ПХГ [11–16]. И только начиная с седьмого или восьмого цикла (обычно это происходит через 7–8 лет) ПХГ выходит на штатный режим эксплуатации, в котором объем газа, закачиваемого в пласт, примерно равен объему активного газа, отбираемого из пласта. В нормально функционирующем ПХГ соотношение активного и буферного газа обычно составляет 1:1.

Недостатком стандартно используемого режима формирования ПХГ в водоносном пласте с купольной ловушкой является то, что в процессе его вывода на циклическую эксплуатацию газовая полость пласта значительно увеличивается в размерах в плане – газ существенно растекается, «размазывается» по площади ПХГ. Растекание газа происходит вследствие двух одновременно происходящих явлений. Под действием архимедовой силы газ всплывает вверх от подошвы пласта к его кровле, причем интенсивность такого всплывания (сегрегации) зависит от соотношения газа и воды в данной точке порового пространства, т. е. от величины архимедовой силы. Как правило, чем больше в порах воды, тем больше скорость всплывания газа. В нижней части пласта воды больше, поэтому там скорость всплывания газа выше, а в верхней части – меньше, поэтому скорость всплывания газа ниже. Вот почему вблизи кровли пласта формируются длинные газовые языки с насыщением газа примерно 70–80 %, в которых газ как при закачках, так и при отборах движется в основном в латеральных (боковых) направлениях. Латеральное перемещение газа происходит в основном параллельно поверхности кровли пласта в данном месте ПХГ. Интенсивность такого перемещения определяется главным образом продольными градиентами давления, создаваемыми при закачках газа в пласт и отборах из пласта, т. е. разностью давлений в газовой полости и удаленной от нее части водоносного пласта [16].

Из общей теории двухфазной фильтрации известно, что подвижности uг = V.f(s) и uв = V.[1 – f(s)] соответственно газа и воды, где f(s) – безразмерная функция Бакли – Леверетта; V – скорость фильтрации смеси «газ + вода», м / с, определяемая латеральным градиентом давления, существенно зависят от насыщенности s порового пространства газом. Если, например, s ≥ 0,4, то f(s) ≈ 0,97. Это означает, что в порах пласта движется в основном газ, в то время как вода практически неподвижна. Отсюда следует, что в области пласта, насыщенного газом более чем на 40–50 %, проницаемость пор пласта для газа во много раз выше, чем для воды, поэтому новые порции газа, подаваемые в пласт в ходе последующих закачек, не будут вытеснять воду, расположенную ниже газоводяного контакта, а будут распространяться по каналам, уже занятым газом [16]. Иными словами, прирост порового пространства пласта, занятого газом, будет идти не за счет осушения купольной части пласта, а главным образом за счет увеличения длины газовых языков, находящихся вблизи кровли пласта. Образно говоря, газ идет по ранее проторенным путям. В математической терминологии такая особенность движения газа в водоносном пласте означает сильнейшую нелинейность этого процесса – уже первые закачки газа изменяют проницаемость пласта так, что результаты последующих закачек газа существенно определяются изменениями, произошедшими в пласте в результате предшествующих закачек. Этот факт свидетельствует о важной особенности формирования газовой полости ПХВ в водоносном пласте, заключающейся в значимости истории вывода ПХВ на штатный режим эксплуатации.

СКОРОСТЬ ВСПЛЫВАНИЯ ВОДОРОДА

Считая газ (водород) и воду в пластовых условиях практически несжимаемыми средами, можно получить выражение для вертикальной скорости г всплывания газа в водоносном пласте:

,           (1)

где в, г – плотности воды и газа (в пластовых условиях), кг / м3; k – абсолютная проницаемость пласта, м2; µв – коэффициент динамической вязкости воды, составляющий около 10–3.кг / м.с, g = 9,81 м / с2 – ускорение силы тяжести, а входящая в (1) функция (s) зависит от насыщенности s газом порового пространства:

,           (2)

причем в(s) = в/k и г(s) = г/k – относительные фазовые проницаемости воды и газа соответственно [11, 16]. Согласно [17]

            (3)

            (4)

График функции (s) приведен на рис. 1.

Скорость Wг, м / с, всплывания газа в водоносном пласте определяется как истинная скорость частиц газа:

,           (5)

где m – пористость пласта (Wг > г). Отсюда следует, что

.           (6)

Из формулы (6) и графика на рис. 1 видно, что скорость Wг(s) всплывания газа в процессе его сегрегации с водой не является постоянной по всей мощности пласта, а зависит от значения насыщенности s порового пространства пласта газом. Там, где насыщенность порового пространства газом мала (s < 0,1), газ защемлен и не всплывает вовсе. Не всплывает газ и там, где насыщенность порового пространства газом велика (s > 0,8), поскольку в данном случае крайне мала выталкивающая сила Архимеда. Однако газ почти не всплывает уже при насыщенностях порового пространства более 50–60 %, (s ≤ 0,02). Для примера приведем значения размерной скорости Wг(s) всплывания газа в поровом пространстве пласта с данными: k = 0,2.10–12 м2, m = 0,25, в – г = 1000 кг / м3: при s = 0,10 Wг ≈ 0 м / с; при s = 0,15 Wг ≈ 0,7.10–6 м / с; при s = 0,20 Wг ≈ 4,3.10–6 м / с; при s = 0,25 Wг ≈ 5,9.10–6 м / с; при s = 0,30 Wг ≈ 4,4.10–6 м / с; при s = 0,40 Wг ≈ 1,8.10–6 м / с; при s = 0,50 Wг ≈ 0,7.10–6 м / с; при s = 0,60 Wг ≈ 0,1.10–6 м / с; при s = 0,70 Wг ≈ 0,008.10–6 м / с; при s > 0,70 Wг ≈ 0 м / с.

Из приведенных данных следует, что наибольшая скорость всплывания газа в водонасыщенном поровом пространстве пласта, во‑первых, крайне мала (≈0,0059 мм / с), а во‑вторых, достигается при насыщенностях газа ≈ 25 %. В условиях приведенного примера газ всплывает при максимальной скорости за 1 ч на 20 см, т. е. почти на 5 м за сутки. Однако с такой скоростью газ может всплывать чуть больше половины мощности пласта, после чего скорость его всплывания существенно уменьшается, поскольку насыщенность порового пространства газом вблизи кровли пласта возрастает.

Таким образом, можно сделать основной вывод: скорость вертикального всплывания газа в водоносном пласте не является постоянной по его мощности. Там, где насыщенность газа мала (s ≈ 0,15…0,50) и выталкивающая сила Архимеда больше, газ всплывает быстрее. При больших насыщенностях (s > 0,55) скорость всплывания газа существенно уменьшается, поэтому в верхней части продуктивного коллектора газ практически не всплывает. Согласно осредненным оценкам, максимальная скорость всплывания газа в водонасыщенном пространстве достигается при насыщенности газом s ≈ 0,25 и составляет примерно 0,1–0,2 м / сут.

АЛЬТЕРНАТИВНЫЙ РЕЖИМ ФОРМИРОВАНИЯ ВОДОРОДНОЙ ПОЛОСТИ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ВОДОРОДА

Учитывая сказанное об особенностях поведения газа, закачиваемого в водоносный пласт, можно предложить следующий режим формирования водородной полости ПХВ.

Закачка водорода в купольную часть ПХВ, создаваемого в водоносном пласте, происходит непрерывно в течение всего периода его создания, длящегося 4–5 лет (1500–2000 сут). Закачку газа производят с минимальной депрессией на пласт в область, расположенную вблизи его подошвы, причем в период закачки отбор водорода не предусматривается. После того как в купольной части пласта (в ловушке) аккумулируется расчетный объем водорода, ПХВ переводят в штатный режим эксплуатации. Штатный режим эксплуатации – это такой режим, в котором происходит непрерывная закачка водорода в ПХВ из установок его производства с расходом в 3–4 раза более высоким, чем в период формирования газовой полости ПХВ, а также периодические отборы водорода из ПХВ для подачи в магистральный газопровод в целях дальнейшего транспортирования. Расход штатной закачки водорода в ПХВ зависит от годовой периодичности отправки партий водорода потребителям, с тем чтобы суммарное производство водорода за период равнялось объему одной партии в газопроводе.

Поскольку закачка водорода в ПХВ предполагается с минимально возможным расходом, депрессия на пласт будет также минимальной, поэтому скорость V фильтрации воды и газа в горизонтальном направлении будет меньше скорости Wг вертикального (сегрегационного) всплывания водорода. Такое соотношение фильтрационных скоростей должно обеспечить более полный охват водородом купольной части поднятия водоносного пласта и формирование в нем более компактной газовой полости.

На рис. 2 показана схема размещения газа в купольной ловушке подземного хранилища водорода, создаваемого в водоносном пласте.

Рисунок 2а иллюстрирует положение границы газоводяного контакта в ПХВ при обычном режиме формирования газовой полости, т. е. в ходе циклических закачек и отборов газа (водорода). При закачках газа в пласт по всей его мощности газ всплывает к кровле пласта и затем под действием латеральных градиентов движется вдоль этой кровли в виде длинных, постоянно вытягивающихся газовых языков с насыщенностью газом примерно 60–80 %, в то время как значительная часть купольной ловушки по‑прежнему остается заполненной водой.

Рисунок 2б иллюстрирует положение границы газоводяного контакта в ПХВ в предлагаемом режиме формирования газовой полости, т. е. в режиме медленной накачки купольной ловушки газом (водородом) без его отбора в течение периода создания ПХВ. В этом случае в купольной ловушке водоносного пласта формируется полноценная газовая полость с насыщенностью газом 70–80 %, что существенно облегчает последующий отбор газа и его подачу в газопровод.

Так, например, если объем одной партии водорода в магистральном газопроводе составляет 20 млн ст. м3 (≈1,8 тыс. т), то при периодичности поставок водорода, составляющей шесть циклов в год, суммарная производительность водородных установок должна достигать примерно 30 т / сут, а объем закачки водорода в ПХВ в период его создания – 8–10 т / сут.

ВЫВОДЫ

Подземное хранилище водорода в водоносном пласте с купольным поднятием (ловушкой) с весьма небольшим объемом (75–80 млн ст. м3) активного газа способно обеспечить накопление достаточной партии сжатого водорода для его последующего транспортирования по магистральному газопроводу методом последовательной перекачки с природным газом.

Для формирования компактной водородной полости подземного хранилища предлагается создавать ее путем медленной накачки купольной части пласта водородом в течение весьма продолжительного периода времени, в течение которого отбор водорода из хранилища не производится.