Территория Нефтегаз № 7-8 2021

Подобная проблема возникает и при создании новых представительств, офисов, производственных или складских площадок. В идеальном варианте во всех IT-подразделениях компании применяется оборудование однотипное или одного бренда.

При построении IT-инфраструктуры приходится решать задачу выделения помещения для IT-стоек, в которых устанавливается серверное и коммутирующее оборудование. Конечно, можно арендовать инфраструктуру, но это не решит проблему первоначальной обработки данных на местах.

Задачу организации локальных IT-инфраструктур решает мини-центр обработки данных (мини-ЦОД) NetOne от «ДКС».

Что нужно для размещения IT-оборудования?

Во-первых, это, конечно, юнитовое пространство в 19‑дюймовой стойке или шкафу. Шкаф надо разместить в отдельном помещении, имеющем ограниченный доступ.

Во-вторых, установленное в IT-шкафу оборудование нужно охлаждать, т. е. необходима система кондиционирования воздуха именно для IT-нужд.

В-третьих, для бесперебойной работы требуется постоянное электропитание и обеспечение автономной работы IT-оборудования центра сети.

В-четвертых, построенной инфраструктурой необходимо управлять, поэтому нужна система мониторинга и удаленного администрирования.

Наконец, в‑пятых, необходимо обеспечить защиту от возгораний и распространения пожара.

Мини-ЦОД NetOne объединил в себе все пять инженерных систем. Это 42‑юнитовый шкаф шириной 800 и глубиной 1000 мм. Встроенный кондиционер, не занимающий полезные юниты, направляет воздушный поток горизонтально в переднюю зону 19‑дюймового пространства шкафа. В состав NetOne включены источники бесперебойного питания мощностью 5, 10 или 12 кВА, работающие по технологии двойного преобразования и обеспечивающие до 10 мин автономной работы. Система мониторинга и удаленного администрирования контролирует и управляет работой всех инженерных инфраструктурных систем мини-ЦОД. Встроенная система пожаротушения R-Line российского производства использует газовое огнетушащее вещество NovecTM 1230 фирмы 3M. Это вещество совершенно безопасно для человека и электронного оборудования, обладает исключительными свойствами ингибирования пламени, предназначено для тушения пожаров классов А, В и С.

Компактные размеры (2100 1100 1000 мм) позволяют разместить мини-ЦОД в любом помещении, оснащенном вентиляцией или с возможностью подключения кондиционеров мини-ЦОД к вентиляционной системе.

Подобные решения используются для размещения в них аппаратуры управления технологическим оборудованием. Степень защиты IP54 / IP55 позволяет установить мини-ЦОД непосредственно вблизи станков или технологических линий, что востребовано на многих предприятиях России.

Компания «ДКС», как производитель мини-ЦОД NetOne, постоянно совершенствует и развивает это решение.

ВВЕДЕНИЕ

Астраханское газоконденсатное месторождение относится к категории уникальных по количеству запасов и характеризуется высоким содержанием в сырье агрессивных неуглеводородных газов (до 40 % H2S и CO2). Несмотря на огромные запасы, современные темпы разработки месторождения сдерживаются жесткими экологическими ограничениями, связанными с необходимостью переработки и / или утилизации сероводородсодержащих продуктов переработки. Один из вариантов увеличения рентабельности связан с введением в работу слабо изученного надсолевого комплекса, в водоносных горизонтах которого потенциально возможно захоронение кислых газов сепарации. В данном комплексе также ожидается открытие мелких ловушек бессернистых углеводородов, образовавшихся в результате соляного тектогенеза. Высокие перспективы надсолевого комплекса подтверждаются его региональной нефтегазоносностью (Бешкульское, Верблюжье, Шаджинское и ряд других месторождений Астраханской обл.), а также практикой длительной эксплуатации Астраханского хранилища промышленных водных стоков. Помимо этого, детальное изучение надсолевых отложений может помочь в снижении издержек при проектировании, строительстве и эксплуатации скважин.

В последние годы в рамках программы доразведки на Астраханском месторождении впервые начат целенаправленный отбор кернового материала из надсолевого комплекса, что делает возможным проведение комплексных лабораторных исследований на отложениях из перспективных интервалов.

В статье проанализированы данные о средне-верхнеюрских терригенных отложениях, образцы которых были отобраны из потенциальных коллекторских толщ из нескольких скважин в пределах Сеитовской мульды Астраханского газоконденсатного месторождения.

РЕЗУЛЬТАТЫ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Исследования керна проводились в лабораторных условиях на современном оборудовании с помощью комплекса физико-химических методов анализа. Комплекс исследований включал, в частности, определение фильтрационно-емкостных и литолого-минералогических свойств 127 образцов, отобранных из наиболее представительных литотипов. Возраст пород и обстановки осадконакопления уточнены с помощью микропалеонтологического и палинологического анализа в Московском государственном университете им. М.В. Ломоносова и датируются в широком стратиграфическом интервале: средняя юра (келловей) – верхняя юра.

Рассматриваемые отложения представлены цикличным чередованием песчаников и глинистых алевролитов и по результатам исследования были разделены на три группы, отличающиеся структурными особенностями, минеральным составом и условиями осадконакопления.

Первая группа представлена разнозернистыми, местами гравийными песчаниками полевошпат-кварц-грауваккового состава, массивной микротекстуры, средней и плохой сортировки и окатанности, с цементом смешанного состава (15–45 %). По данным микроописания шлифов и рентгеновской дифракции (XRD), первичный цемент (до 10 % общей массы цемента) глинистый, преимущественно каолинитового состава, реже смешаннослойный иллит-смектитовый с преобладанием иллитовых пакетов в кристаллической структуре. Вторичный цемент – кальцитового, доломитового, ангидритового и анкеритового составов, разнокристаллический, нескольких генераций. Пустотное пространство сложено хорошо сообщающимися по широким каналам межзерновыми порами различной формы и в большей степени определяется интенсивностью вторичной цементации. По данным стандартных исследований, средний коэффициент пористости Кп_ср = 12,4 %, средний коэффициент проницаемости Кпр_ср = 430·10–3 мкм2.

Вторая группа представлена песчаниками средне-мелкозернистыми и алевритовыми с крупными глинистыми интракластами. Песчаники полевошпат-кварц-грауваккового состава, средней сортировки и окатанности, с массивными микротекстурами. Интракласты глин плохой сортировки и окатанности, со слабослоистой и массивной текстурой внутри, ориентированные в различном направлении, неравномерно окатанные. Цемент песчаников (5 %) неравномерный: пойкилитовый доломитовый, поровый каолинитовый и иллит-хлоритовый. По данным XRD, глинистая часть цемента по составу аналогична составу интракластов. Пустотное про-странство сложено хорошо сообщающимися по широким каналам межзерновыми порами различной формы, Кп_ср = 23,3 %, Кпр_ср =578·10–3 мкм2.

Третья группа представлена неравномерным линзовидно-слоистым чередованием алевролитов глинистых полевошпат-кварц-граувакковых и глин алевритистых иллит-смешаннослойного состава. Алевролиты разнозернистые, средней сортировки и окатанности, слабоориентированные, преимущественно с цементом иллит-смешаннослойного и реже доломитового состава. По результатам XRD, смешаннослойные минералы в цементе алевролитов и глинистых прослоях представлены неупорядоченными иллит-смектитовыми разностями, имеющими склонность к набуханию кристаллической структуры. Пустотное пространство представлено мелкими межзерновыми и внутрицементовыми порами различной степени сообщаемости, Кп_ср = 14,6 %, Кпр_ср = 20·10–3 мкм2.

РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ КЕРНА

В целях изучения совместного влияния структурно-текстурных особенностей и вторичных изменений на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород был построен график зависимости значений пористости от проницаемости и выделены основные классы коллекторов согласно классификации А.А. Ханина [1] (рис. 1). Дополнительно результаты стандартных петрофизических исследований на цилиндрических образцах соотносились с данными рентгеновской томографии полноразмерных образцов (рис. 2).

Согласно графику зависимости Кпр / Кп среди песчаников с глинистыми интракластами четко выделяются I–II и III–IV классы коллекторов (рис. 1).

Очевидно, что наилучшими ФЕС характеризуются чистые прослои песчаников без глинистых интракластов I–II классов, поскольку с появлением последних проницаемость резко падает (рис. 2а).

Фильтрационно-емкостные свойства песчаников с вторичным цементом варьируют в широком диапазоне и отнесены преимущественно к I–II и III–V классам коллекторов (рис. 1). Коллекторы I–II класса представлены песчаниками разнозернистыми с отсутствующим или незначительным (до 1–3 %) содержанием вторичного сульфатно-карбонатного цемента. Коллекторы III–V групп демонстрируют сильный разброс значений коэффициента проницаемости при небольших вариациях коэффициента пористости (в основном 5–15 %). Данный факт можно объяснить различной интенсивностью вторичных изменений, обусловленной не только количеством, но и конфигурацией стяжений: послойной, пятнистой, местами соединяющейся в группы и препятствующей миграции флюида (рис. 2б). Единичные образцы в левом нижнем углу графика относятся к непроницаемым за счет практически полной доломитизации и ангидритизации пустотного пространства.

Неравномерность распределения эпигенетического цемента в песчаниках второй группы может быть связана с избирательным поступлением высокоминерализованных сульфатных и гидрокарбонатных вод в залежь со сравнительно высокой проницаемостью, к которой относятся отложения песчаников без глинистых интракластов.

ФЕС алевролитов глинистых варьируют в широком диапазоне (рис. 1). Большой разброс значений пористости при относительно невысокой проницаемости обусловлен неоднородным распределением алевритовой и глинистой примесей, создающих пористые и сообщающиеся зоны разуплотнения (алевритовые линзы в глине и т. д.) (рис. 2в).

Большинство рассмотренных образцов песчаников характеризуется высокими значениями пористости и проницаемости, причем наиболее хорошие емкостные свойства имеют образцы песчаников без вторичных стяжений и глинистых интракластов. В то же время ожидается, что глинисто-алевритовые толщи не будут значительно препятствовать миграции между выше- и нижележащими песчаными пластами за счет неоднородности и трещиноватости отложений, приводящей к образованию многочисленных каналов миграции.

РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА ОБСТАНОВОК ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ

Условия формирования качественной залежи в пористых пластах предопределяются не только ФЕС, но и степенью неоднородности отложений и анизотропностью их свойств. В связи с ограниченным количеством фактического материала распределение отложений в разрезе прогнозировалось на основе палео- и частично литофациального анализа [2], а также результатов интерпретации динамогенетических циклограмм К.К. Гостинцева и Р. Пассега [3, 4]. Комбинация этих методов дает возможность оценить динамику среды и разграничить обстановки осадконакопления в пределах бассейна, а также сделать первичный прогноз пространственного размещения осадочных пород по вертикали и латерали.

Установлено, что песчаные отложения двух изученных групп формировались преимущественно в схожих обстановках. Текстуры песчаников однонаправленно косослоистые, массивные, псевдоконгломератовые, реже слабовыраженные, полого-слоистые, изредка с мелкими косыми разнонаправленными сериями. Отдельные прослои содержат плохо окатанные пудинговые алевро-глинистые интракласты длиной до 7 см (подмыв литифицированных отложений), реже – аллювиальные гальки смешанного состава диаметром 1–3 см и углефицированные растительные обломки. Вверх по слою в песчаниках часто фиксируется постепенное заиливание, обусловленное снижением гидродинамики потока. Подошва песчаных слоев часто резкая, четко выраженная.

По результатам интерпретации динамогенетических диаграмм рассмотренные песчаники обеих групп накапливались в промежуточной зоне: на побережье вдоль береговой линии, на пляжах вдоль размываемых берегов, заливов крупных озер и равнинных рек, в русловых обстановках с сильным течением (для обломков характерны эксцесс от 0,5 до 1,5 и преимущественно отрицательная асимметрия). Также в одной из скважин выделены единичные образцы, характер распределения обломков в которых соответствует эолово-морским, эолово-пляжным и эоловым осадкам (эксцесс 2,5–7,3, отрицательная асимметрия). Накопление песчаников происходило в областях с активной гидродинамикой (поля PQR – поле градационной суспензии, образующейся в нижних частях быстрых речных потоков, непосредственно у дна, и PO – поле смешанного переноса, в суспензии и качением по дну), а преобладающими способами переноса являлись качение и в меньшей степени перемещение суспензии по дну [3, 4].

Глинисто-алевритовые отложения третьей группы представлены тонкозернистыми илами и алевролитами с пологой, косой, волнистой слоистостью, конволютной складчатостью, следами смятия и оползания неконсолидированного осадка, линзовидными фрагментами внедрения песчаного и алевролитового материала. Подошва глинисто-алевролитовых пачек проходит через крупное, резкое переслаивание деформированных оползанием прослоев с песчаниками.

По результатам интерпретации динамогенетических диаграмм алевро-глинистые отложения накапливались на мелководье, в широких участках русел рек и их поймах (эксцесс 0,5–2,5, положительная асимметрия). Осадконакопление происходило в областях со слабой гидродинамикой (поле SR – поле однородной суспензии, наиболее характерной для морских течений и некоторых рек с медленным течением), преобладающим способом переноса являлось перемещение суспензии в верхней части водных потоков [3, 4].

По палинологическим данным, полученным из отдельных образцов алевритистых глин, условия формирования глинисто-алевритовых отложений диагностируются как марши / дельта или марши / лагуна (наличие пыльцы хейролепидиевых Classopollis spp. и т. д.). Помимо этого в алевролитах глинистых присутствуют следы субаэральной экспозиции, выраженные в неравномерном ожелезнении мелких фрагментов корневой системы.

Ассоциация глинистых минералов в песчаниках и алевролитах косвенно свидетельствует о переходных условиях осадконакопления, приближенных к континентальным, – диагностируется преобладание каолинита при наличии значительного количества хлорита и смешаннослойных глинистых образований.

Представленные характеристики позволяют выделить в изученной части разреза три типа циклично чередующихся фаций, соответствующих переходной прибрежной области (рис. 3) [2].

Во вскрытом разрезе преобладает фация гравийно-песчаных осадков конусов выноса рек (БДП). Для нее характерны крупнозернистые, однонаправленно косослоистые и реже массивные песчаники средней и плохой сортировки с алевро-глинистыми пудинговыми интракластами, крупными растительными остатками и фрагментами аллювия приустьевых частей равнинных рек (парагенез с фацией АР).

Фации гравийно-песчаных осадков центральных частей конусов выноса рек (БДЦ) соответствуют песчаники средне-крупнозернистые, мелкогравийные, плохой и средней сортировки, однонаправленно косослоистые и слоеватые.

Реже встречаемой в разрезе фации глинисто-алевритовых осадков полуизолированных частей заливов и лагун (БЗП) соответствуют алевролиты глинистые темно-серые, средней сортировки, с горизонтальной, пологой и линзовидной слоистостью, тонкими линзами песчаника, фрагментами корневой системы и неравномерным ожелезнением.

По данным геофизических исследований, помимо представленных керном интервалов рассмотренными скважинами вскрыто еще несколько песчаных пластов с высокими значениями пористости (суммарная мощность пористых пластов в каждой скважине – более 60 м, коэффициент пористости Кп_АК, по данным акустического каротажа, достигает 25 %). Эти пласты чередуются с алевро-глинистыми толщами. Вероятно, при слабом меандрировании в изучаемой области накапливались цикличные линзовидные осадочные тела, сформировавшие слабо поддающуюся прогнозу многоярусную систему коллекторов. Это соотносится с данными геологического развития региона, согласно которым в среднеюрскую эпоху на территории Прикаспийской впадины началось общее прогибание ложа бассейна с чередованием мелких трансгрессий, перерывов в осадконакоплении и кратковременных погружений, что привело к накоплению цикличных юрских толщ прибрежного, а затем (в поздней юре) мелководно-морского генезиса [5].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Изначально высокие значения параметров ФЕС всех рассмотренных песчаников определялись структурно-текстурными особенностями, унаследованными от обстановок осадконакопления. Дельтовый генезис способствовал формированию массивных и хаотичных текстур, а также равномерному распределению глинистых интракластов, что в целом улучшало изотропию ФЕС. Последующее влияние эпигенеза разбило песчаные коллекторы на несколько классов, в каждом из которых интенсивность вторичных процессов пропорционально ухудшала и пористость, и проницаемость. В то же время предполагается, что небольшие по мощности глинисто-алевритовые межрусловые толщи не оказывают значительного препятствия миграции между выше- и нижележащими песчаными пластами за счет небольшой мощности, а также неоднородности и трещиноватости отложений, приводящих к образованию многочисленных каналов миграции.

Изученные отложения по обстановкам осадконакопления близки к региональным продуктивным толщам юго-западной части Прикаспийской впадины (Верблюжье нефтяное, Совхозное газовое месторождения и др.). Исходя из этого обоснованными представляются предположения об относительной выдержанности переходных прибрежно-морских обстановок в средне-позднеюрское время, а также о наличии цикличных, хаотично выдержанных коллекторов в пределах надсолевого комплекса Астраханского месторождения. Дополнительные исследования [6] свидетельствуют о наличии над рассматриваемым коллектором потенциального трансгрессивного флюидоупора верхнеюрского возраста. С учетом закрытого гидрогеологического режима в мульдах надсолевого комплекса [7] это дает основания рассматривать средне-верхнеюрские резервуары Астраханского газоконденсатного месторождения как герметичную систему, требующую тщательного дальнейшего изучения.

К бассейну Бохайвань, расположенному на юго-востоке Китая, приурочено шесть крупных впадин с доказанной нефтегазоносностью. Из их числа одной из самых богатых углеводородами является Цзиян – мезозой-кайнозойская рифтовая впадина с палеозойским фундаментом с крутым северным и пологим южным бортами. Во впадине широко развиты эоценовые формации: в период нижнего эоцена, на ранней стадии формирования впадины, здесь в окислительных условиях образовалось большое количество базальных красноцветных терригенных пород, которые в настоящее время распространены преимущественно на юго-востоке района. Основными коллекторскими пластами являются свиты Кундян-1 и Нижняя Шахэцзе – 4, площадь распространения которых превышает 10 тыс. км². Данные свиты образовались в период смещения пля тектонических напряжений бассейна, когда впадина контролировалась северо-восточными и северо-западными разломами [1].

По результатам разведки во многих скважинах впадины Цзиян обнаружены притоки нефти и газа, однако из‑за сложной системы разломов систематический и глубокий анализ нефтегазоносности базальных красноцветных отложений отсутствовал.

В статье представлены результаты анализа имеющихся данных о свойствах нефтегазоматеринских пород, пород-коллекторов и флюидоупоров, а также о миграционных потоках нефти и газа в районе впадины Цзиян. На основании результатов проведенной работы авторами статьи сделано предположение об основных типах залежей нефти и газа и дана оценка перспектив нефтегазоносности базальных красноцветных отложений в районе исследований.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕМАТЕРИНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

На ранней стадии рифтогенеза в исследуемой области над базальными красноцветными отложениями сформировались мощные нефтематеринские толщи, распространенные главным образом в свитах Верхняя Шахэцзе – 4 и Шахэцзе-3. Мощность темноцветных глинистых пород и горючих сланцев, обладающих высоким углеводородным потенциалом, меняется в диапазоне 600–1300 м, глубина залегания достигает 4650 м [2].

Значения концентрации органического вещества в исследуемом районе могут быть охарактеризованы как средние и высокие. Основная нефтематеринская толща приурочена к отложениям формации Дунин депрессии Чэньбэй – тектонического элемента впадины Цзиян [3]. Среднее содержание органического углерода Сорг в горючих сланцах достигает 4,12 %, в глинах – 1,86 %. Тип керогена – гумусово-сапропелевый. Геохимические исследования образцов нефтематеринских пород свит Верхняя Шахэцзе – 4 и Шахэцзе-3 показали, что накопление отложений происходило в восстановительной обстановке озер, причем образование глинистых пород шло в основном за счет биомассы зоо- и фитопланктона, а также, в меньшей степени, высших растений [4]. Стадия мезокатагенеза в главных зонах нефте- и газоконденсатообразования на глубинах более 2700 м – МК3–МК4, показатель отражения витринита варьирует в пределах 0,99–1,25 %.

ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

Коллекторскими породами в базальных красноцветных отложениях являются песчаники, алевролиты и гравийные песчаники, получившие развитие в палеообстановках пролювиальных конусов выноса, дельт и песчаных баров на мелководье. Однако основным видом коллекторов служат песчаники в отложениях пролювиальных конусов выноса и дельт. Песчаники в основном аркозовые, реже кварц-полевошпатовые и полевошпат-кварцевые граувакковые.

Мощность песчаных тел в базальных красноцветных отложениях может достигать 300 м, кровля и подошва отдельных песчаных пластов граничат с глинистыми породами. Размер зерен составляет преимущественно 0,1–2,0 мм. Содержание кварца варьирует в пределах 10–78 %, содержание полевых шпатов – в диапазоне 14–65 %. Встречаются различные виды цемента, такие как базальный, контактово-поровый и поровый с точечными и точечно-линейными контактами между зернами [5, 1].

Песчаные коллекторы разных фаций обладают разными фильтрационно-емкостными свойствами. Пористость в отложениях конусов выноса в основном колеблется от 4 до 30 % (в среднем 16,7 %), проницаемость – от 0,01 до 80010–3 мкм² (в среднем 44,310–3 мкм²) (рис. 1). Средняя часть конуса выноса характеризуется лучшими значениями пористости и проницаемости. Так, пористость составляет в среднем 19,2 %, проницаемость – в среднем 56,510–3 мкм². Для песчаников дельтовых отложений пористость главным образом варьирует в пределах 10–28 % (в среднем 20,6 %), проницаемость составляет 0,005…120010–3 мкм² (в среднем 77,610–3 мкм²) (рис. 2). Наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами обладают песчаники фронтальной части дельты, где среднее значение коэффициента пористости составляет 23,6 % при средней проницаемости 98,010–3 мкм². Коэффициент пористости песчаных коллекторов в отложениях мелководных песчаных баров составляет 2–10 % при проницаемости не более 1310–3 мкм².

МИГРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА

Поскольку непосредственно в комплексе базальных красноцветных отложений нефтегазоматеринские толщи отсутствуют, миграция нефти и газа в коллекторские прослои данного комплекса возможна лишь из вышележащих отложений при непосредственном контакте с нефтематеринской породой или через разрывные нарушения. Как правило, каналом связи между нефтематеринской породой и коллектором служат крупные разломы, смещение по которым превышает 150 м, тогда как второстепенные нарушения зачастую играют роль горизонтальных проводящих каналов.

Таким образом, существует два основных сценария миграции нефти и газа в базальные красноцветные отложения:

1) крупные разрывные нарушения с большим смещением напрямую соединяют нефтематеринские породы с коллекторами, и флюиды попадают в ловушки непосредственно из материнских пород;

2) флюиды поступают в коллекторы из нефтематеринских пород через крупные разрывные нарушения, а затем мигрируют по латерали через второстепенные нарушения и проницаемые коллекторы, попадая в ловушки после длительного периода вторичной миграции.

ФЛЮИДОУПОРЫ

По литологическому составу свита Верхняя Шахэцзе – 4, получившая развитие на всей изучаемой территории, сложена преимущественно глинистыми породами и эвапоритами, что позволяет рассматривать данную толщу в качестве хорошего флюидоупора [6]. Кроме того, глинистые флюидоупорные прослои широко представлены в песчаных коллекторах свит Кундян-1 и Нижняя Шахэцзе – 4. Стоит также отметить, что экранировать нефть и газ, предотвращая их миграцию, могут разломы и несогласия.

ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Согласно анализу структурных характеристик, нефтематеринских пород, флюидоупоров, распределения коллекторских свойств и условий миграции в базальных красноцветных отложениях юго-восточной части впадины Цзиян широкое распространение получили следующие четыре типа нефтегазовых залежей (рис. 3).

Тектонически экранированные залежи

В период раннего эоцена впадина Цзиян последовательно испытала две фазы тектонической активности, в результате которых образовались разломы с северо-восточным и северо-западным простиранием. Образование трещин изменило исходные структуры, усложнив тектоническое строение впадины и способствуя образованию большего количества углеводородных ловушек.

Разломы могут служить каналами миграции нефтегазовых потоков, однако не менее важна их роль в образовании ловушек посредством экранирования проводящих пластов [7]. Тектонически экранированные залежи главным образом распространены в районе Чуньхуа, где разломы северо-восточного простирания разделяют коллекторы, находящиеся в пределах структурного носа, на несколько блоков, что обеспечивает хорошие условия для формирования залежей углеводородов. Масштаб каждой отдельной залежи невелик, однако их обширное и почти непрерывное распространение обеспечивает образование масштабного комплекса, перспективного с точки зрения нефтегазодобычи.

Стратиграфически экранированные залежи

Стратиграфически экранированные залежи широко распространены в зоне пологих склонов, что обусловлено денудацией свит Кундян-1 и Нижняя Шахэцзе – 4 за счет периодически возникающих паводков. В результате паводковых процессов свита Верхняя Шахэцзе – 4 непосредственно перекрывает денудационную поверхность свиты Нижняя Шахэцзе – 4, а в некоторых областях и свиты Кундян-1. На пологом склоне впадины Цзиян встречаются залежи нефти, стратиграфически экранированные поверхностями трансгрессивных и денудационных несогласий.

Тектонически и литологически ограниченные залежи

Тектонически и литологически ограниченные залежи находятся под двойным контролем: их образование происходит при срезании литологически экранированного коллектора вверх по восстанию пласта разрывным нарушением.

Литологически ограниченные залежи

Данный тип залежей образуется в пористых породах, ограниченных с трех или со всех сторон слабопроницаемыми породами. Характеристики озерных отложений обусловлены близкими и множественными источниками сноса. По вертикали отложения переслаиваются глинистыми породами и гипсами, по горизонтали литофации также часто меняются, что оказывает значимое влияние на накопление углеводородов. Поиск литологически ограниченных залежей затруднен, в настоящее время они в основном выявлены в скважине Ван46.

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

Как уже было отмечено, на сегодняшний день базальные красноцветные отложения во впадине Цзиян сравнительно мало изучены. Однако в последние годы было проведено несколько исследований отложений свит Кундян-1 и Шахэцзе – 4 в формациях Дунин и Бонань впадины Цзиян, что позволило получить ряд важных результатов [8, 9].

Так, было установлено, что площадь простирания коллекторов базальных красноцветных отложений во впадине Дунин достигает 3000 км². Прогнозные запасы нефти составляют около 35 млн т, что свидетельствует о хорошем разведочном потенциале. В то же время в впадине Бонань в красноцветных отложениях было обнаружено несколько залежей, прогнозные запасы нефти в которых достигают 15 млн т. По предварительным прогнозам, площадь распространения коллекторов базальных красноцветных отложений в юго-восточной части впадины Цзиян превышает 6000 км², что также свидетельствует о наличии хороших перспектив при проведении разведки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Наилучшими коллекторами среди красноцветных отложений свит Кундян-1 и Нижняя Шахэцзе – 4 во впадине Цзиян являются песчаные отложения средней части конуса выноса и фронтальной части дельты. В комплексе красноцветных отложений отсутствуют нефтематеринские породы, нефть и газ в основном поступают из нефтематеринских толщ свит Верхняя Шахэцзе – 4 и Шахэцзе-3, залегающих на базальном комплексе.

2. Крупные разрывные нарушения, смещение по которым превышает 150 м, могут служить каналом связи между нефтематеринской породой и коллектором, а более мелкие нарушения часто играют роль горизонтальных проводящих каналов.

3. На формирование залежей нефти и газа в красноцветных отложениях впадины Цзиян существенное влияние оказали разломная тектоника, обусловившая наличие значительного количества тектонических экранов, и особенности осадконакопления отложений, выразившиеся в большом количестве литологических замещений, способствующих образованию литологических экранов. В основном в исследуемом районе развиваются тектонически, стратиграфически, литологически, а также тектонически и литологически ограниченные залежи. Благоприятная площадь разведки красноцветных отложений во впадине Цзиян превышает 6000 км², что указывает на перспективность данной области с точки зрения нефтегазодобычи.

По состоянию на 01.01.2020 г. в мире за 150 лет ведения поисково-разведочных работ (ПРР) обнаружено около 77 тыс. месторождений углеводородов (УВ), объем запасов которых варьирует в пределах 0,01–35 млрд у. т, а также до 500 тыс. единичных скоплений – залежей УВ. Из указанного числа месторождений на территории Российской Федерации находится 3700 (±20), а из числа залежей – около 25 тыс. (точное число неизвестно), в т. ч. в Западно-Сибирской мегапровинции (ЗСМП), которая, если судить по огибающим рекам, может носить название Обь-Енисейской, – 925 месторождений (6 тыс. залежей, включая сушу и шельф), в Восточно-Сибирской (Енисей-Ленской) мегапровинции (ЕЛМП) – 95 месторождений (360 залежей).

В числе 550 осадочных бассейнов Земли, 240 из которых являются промышленно нефтегазоносными, обе мегапровинции, расположенные в Северной Евразии, занимают особое место. Они входят в семь самых крупных в мире мегапровинций по площади, запасам и предполагаемым ресурсам УВ, причем ЕЛМП – крупнейшая в мире по площади, составляющей, по разным данным, 3,3–3,5 млн км2 на суше, а ЗСМП – по начальным потенциальным ресурсам с площадью осадочного мегабассейна, равной 2,5 млн км2, включая сушу и шельф южной части Карского моря.

Необходимо отметить, что в пределах Северной Евразии (суша и шельф) выделяется до 30 осадочных бассейнов, мегабассейнов и суббассейнов, различных по площади, млн км2, и объемам неметаморфизованного осадочного чехла, млн км3, к которым приурочены нефтегазоносные и газоносные провинции, мегапровинции и субпровинции, в пределах которых выделяются регионы, области и районы нефте- и газонакопления. Особый интерес с точки зрения нефтегазодобычи вызывают мегабассейны / мегапровинции площадью более 2 млн км2 каждый / ая. К ним относятся: на суше – Восточно-Европейская МП, объединяющая три нефтегазоносные провинции и одну область, Енисей-Ленская, Западно-Сибирская (ряд областей на суше и одна на шельфе), на шельфе – Баренцево-Карская (одна провинция плюс Северо-Карская область) и Тихоокеанская, включающая две провинции и одну область.

Что касается проблем нефтегазовой геологии, то многие из них (хотя, безусловно, не все) в мире в той или иной степени решены для бассейнов, провинций и областей, успешно прошедших все этапы разведки и добычи УВ. Однако, как было отмечено в XX в., все тайны нефти не будут раскрыты даже тогда, когда из недр будет добыт ее последний баррель.

Работ, посвященных нерешенным проблемам нефтегазовой геологии России и ее крупных регионов, очень мало [1–3]. Исследования же мировых проблем отрасли последние три десятилетия отсутствуют вовсе, по крайней мере после публикации обобщающих работ Дж. Ханта, Б. Тиссо и Д. Вельте и др. [4, 5].

В то же время есть проблемы по ряду геологических объектов, перенасыщенные исследованиями и публикациями, так же как некоторые регионы и области перенасыщены глубоким бурением, уже долгие годы мало- или нерезультативным.

Пример первых – проблема баженовской свиты (БС) Западной Сибири, решению которой посвящены сотни публикаций разнообразных авторов, от студентов до академиков, зачастую с «братскими могилами» по 8–12 фамилий и более на одну публикацию, посвященную малозначимой теме, в то время как не найден ответ на главные вопросы, а именно где искать скопления нормальной традиционной нефти в пределах ЗСМП (в трещиноватом коллекторе), каковы ее реальные извлекаемые ресурсы и как осваивать огромные массы битумонефти в объеме свиты. Даже последние публикации, в т. ч. авторов настоящей работы [6–12], не дают окончательного общепринятого ответа на эти важнейшие вопросы нефтегазовой геологии ЗСМП. Впрочем, БС – суперсложный объект в суперпростой по мировым меркам мегапровинции. Таких на суше не осталось, и неизвестно, будут ли они на шельфах Северной Евразии. И кстати, для решения проблемы зачастую действительно требуется большое число ответов на ряд вопросов, поставленных в рамках данной проблемы.

Впрочем, нерешенными даже в хорошо изученных бассейнах остаются отдельные проблемы нефтегазовой геологии, которые и не стоит решать – слишком долго, неоправданно дорого, неопределенно по конечным результатам. Да и получит ли практика поисков и разведки углеводородных скоплений (УВС) новые конкретные рекомендации в результате теоретизирования, не вполне ясно. А теория должна работать на практику. Прежде всего это относится к проблемам БС, число публикаций по которой в последнее десятилетие просто зашкаливает.

Существует правило: чем больше по всем параметрам и сложнее геологически конкретная нефтегазовая провинция и чем ниже ее изученность на текущий момент, тем больше проблем, решенных и нерешенных, явных и скрытых, сопровождает освоение углеводородного потенциала ее недр. Яркий пример – ЕЛМП, по отдельным автономным генерационно-аккумуляционным комплексам – юрский литолого-стратиграфический комплекс Западной Сибири, рифей Восточной Сибири, триас молодых плит Северной Евразии и др.

Среди большого числа проблем нефтегазовой геологии России необходимо различать:

• практически решенные (на 90–95 %);

• решаемые в настоящее время;

• нерешенные несмотря на десятилетия комплексных всесторонних исследований.

Теоретические и практические аспекты развития нефтегазовой геологии России тесно связаны.

Нефтегазовая геология – наука, безусловно, сложная, комплексная, многоплановая (многоаспектная). Она занимается изучением ряда вопросов, которые можно условно разделить на следующие группы:

• чисто геологические (I);

• онтогенетические проблемы нефтегазоносности (II);

• ресурсно-поисковые (III);

• промыслово-геологические и геофизические (разведка, подсчет запасов, моделирование) (IV).

В рамках первой группы изучению подлежат вопросы тектоники (макростроения литологических тел в объеме осадочного чехла седиментационных (осадочных) бассейнов), литологии (вещества, внутреннего строения и неоднородности осадочных толщ), геохимии органофлюидоминеральных комплексов пород, геотермии (современные и палеогеотемпературы, катагенез органического вещества и пород), гидрогеологии, тектонодинамики.

Вторая группа охватывает проблемы онтогенеза углеводородов с изучением всех звеньев генетической цепи процессов и явлений:

• генерацию (Г) органических подвижных соединений;

• их первичную миграцию (эмиграцию – Эм) из пород-генераторов – материнских, обычно глинистых, в породы (пласты) – коллекторы;

• первичную аккумуляцию (АКI) на поверхности коллекторских горизонтов (в терригенных толщах, в карбонатах сложнее), в результате которой и появляются собственно свободный газ и нефть – наиболее легкая часть нефтебитумоидов, выжатая из материнских непроницаемых пород, словно масло (кстати, как в жмыхе остается некоторая часть масла, так и рассеянные битумоиды остаются в пластах-генераторах);

• коллекторскую (вторичную) миграцию (М);

• аккумуляцию газа и нефти в объеме ловушек (АКII);

• консервацию (К) УВС;

• их длительную эволюцию (Эв) внутри ловушек с постоянной динамикой геофлюидов: приход / уход углеводородов, разрушение, частичное (Рч) или полное (Рп), с постоянно фиксируемыми многочисленными нефте- и газопроявлениями в скважинах и на поверхности Земли;

• ремиграцию (Рм) – межкомплексные перетоки углеводородов как частный случай разрушения первичных залежей с формированием вторичных, а также, что наблюдается чаще, с рассеиванием газа и нефти и общей дегазацией недр, часто длительной и весьма масштабной, особенно в кайнозойских бассейнах (новейшая неогеновая дегазация).

В рамках онтогенетической цепи событий и явлений Г – Эм – АКI – М – АКII – – К = Эв – Рч / Рп (Рм) необходимо решать целый комплекс проблем, даже внутри любого из ее звеньев.

Очень важной и практически значимой является третья группа, в рамках которой проводятся:

• качественный прогноз нефте- и газоносности недр осадочных бассейнов;

• количественная оценка величины и структуры начальных потенциальных и неоткрытых (на момент изучения) перспективных и прогнозных ресурсов раздельно газа и нефти (конденсата), в т. ч. частично- и полнодифференциальный количественный прогноз нефтегазоносности с определением важнейших либо всех параметров, характеризующих углеводородный потенциал недр изучаемых геологических объектов – провинций и мегапровинций, областей и районов или автономных генерационно-аккумуляционных комплексов пород, ограниченных региональными покрышками (флюидоупорами);

• прогнозирование числа и фазового состояния месторождений УВ и залежей, мест их локализации с обоснованием направлений ПРР и рекомендациями по поискам УВС на основе ранжирования предполагаемых месторождений;

• прогнозирование динамики открытий и приростов новых разведанных (доказанных) запасов свободного газа и нефти.

Очень важное значение имеют проблемы IV группы (промысловые), однако большинство из них понятны и решены, хотя, конечно, не все и не в полной мере.

Даже этот достаточно подробный перечень проблем и вопросов является далеко не полным в рамках развития нефтегазовой геологии стран, регионов, провинций и областей нефтегазонакопления, для освоения углеводородного потенциала недр которых и должны решаться проблемы теоретической и практической (прикладной) геологии нефти и газа. Решения первых двух групп проблем должны работать на решение ресурсно-поисковых задач (III группу проблем) и проблем разведки, освоения и разработки месторождений УВ.

Геологами «Газпрома» установлено еще в 1988–1990 гг., что процесс освоения углеводородного потенциала разномасштабных объектов разбивается на ряд следующих этапов:

• нулевой (до глубокого бурения) – теоретико-прогностический;

• первый – рекогносцировочно-параметрический (бурение опорных, параметрических и первых поисковых скважин, первые открытия УВС), с подэтапами:

– I(а) – до открытия первого промышленного по запасам и добывным возможностям месторождения УВ (бурение производится, а открытий нет);

– I(б) – подэтап массовых открытий мелких и отдельных средних по предполагаемым конечным запасам УВ (к завершению их полномасштабной разведки);

• второй – поисковый, этап наиболее крупных открытий (крупнейших, гигантских и уникальных по суммарным запасам УВ месторождений) и максимальных приростов разведанных запасов (кат. A + B1 + C1), относимых, кстати, к году открытия месторождения УВ, хотя их разведка может продолжаться еще не один десяток лет. Этот этап обычно кратковременный – 10–15 лет;

• третий – разведочный, с открытием различных по величине запасов месторождений УВ, более длительный, чем второй (с разведкой всех крупных месторождений УВ). Стоит отметить, что наибольшие ежегодные приросты происходят именно на этом этапе;

• четвертый – завершающий, доразведочно-поисковый, с разведкой практически всех сколь-нибудь значительных месторождений УВ и массовыми поисками и открытием уже мелких и мельчайших месторождений и залежей (пропущенных ранее в интервалах продуктивности и в неопоискованных глубоких горизонтах и приуроченных к мелким по размерам и экзотическим объектам).

На разных этапах ставятся и решаются разные задачи, важнейшими из которых являются следующие:

I(а) – будет ли данный осадочный бассейн промышленно нефте- и / или газоносным или все ограничится нефтегазопроявлениями (если они вообще есть или будут);

I(б) – какие по фазовому состоянию месторождения и залежи будут открыты в данной провинции / области, какими будут вероятные соотношения между свободным газом и нефтью в структуре запасов и ресурсов;

II – как правильно и корректно провести нефтегазовое районирование перспективных территорий (и акваторий); сколько и где можно открыть гигантских и уникальных месторождений УВ с единичными запасами более 300 млн у. т; каковы могут быть конечные запасы месторождений-лидеров, определяющих довольно точно величину нефтяного и газового потенциалов недр бассейнов и провинций (с соотношением начальные потенциальные ресурсы / запасы лидера = 10 / 1); к завершению этапа II – где и как искать оставшиеся неоткрытыми нефтяные и газовые гиганты;

III – каковы истинные (реально существующие) ресурсы УВ, как они распределяются в объеме осадочного чехла (по областям и комплексам пород);

IV – сколько всего месторождений УВ в диапазоне 0,1–10 млрд у. т может разместиться в пределах провинции / области к полному завершению ПРР, а также когда, вероятно, будет открыто последнее месторождение с традиционными запасами УВ.

Безусловно, в любой провинции и области нет одновременно одинаково изученных областей / районов: какие‑то находятся уже в конце IV этапа, а какие‑то – в начале II и даже I. Например, в ЗСМП Приуральская нефтегазоносная область сейчас находится в середине / завершении IV этапа, Южно-Карская область шельфа – в самом начале II этапа, восточные районы Енисей-Хатангской области – на подэтапе I(б). То же относится и к разновозрастным автономным генерационно-аккумуляционным комплексам (по разрезу осадочного чехла тех или иных областей). Тем не менее в первом приближении (экспертно) можно оценивать этап освоения углеводородного потенциала, на котором находится данная территория.

Так, Северо-Кавказская и Волго-Уральская нефтегазовые провинции в целом находятся явно на IV этапе ресурсного изучения (ближе к завершению ПРР), регионы и области суши ЗСМП – на III этапе, ЕЛМП (Восточно-Сибирская), вероятно, в конце II этапа и т. д.

В отдельных областях в зависимости от площадной и глубинной изученности бурением разновозрастные нефтегазовые комплексы могут находиться на разных этапах освоения углеводородного потенциала их недр. К примеру, в Ямальской газонефтеносной области (газа на порядок больше, чем нефти) на суше одноименного полуострова (арктическая часть ЗСМП) альб-сеноманский комплекс находится в конце IV этапа, неоком-аптский (песчано-глинистый неоком и опесчаненный апт) – на III этапе, юрский (песчано-глинистая часть юры) – в конце II этапа, доюрский комплекс пород – в конце I (начале II) этапа, однако, поскольку основные запасы (и ресурсы) УВ связаны с коллекторскими толщами апта-сеномана, ресурсную изученность всей области можно отнести к III этапу.

РЕШЕННЫЕ И НЕРЕШЕННЫЕ ПРОБЛЕМЫ

Традиционные ресурсы газа и нефти (с конденсатом) Западной Сибири (около 180 млрд у. т, по официальным оценкам) сопоставимы с ресурсами Арабо-Персидского мегабассейна, а по начальным прогнозным ресурсам газа и прогнозным ресурсам нефти превосходят последний, как и по величине углеводородного потенциала недр (традиционные и нетрадиционные извлекаемые ресурсы, включая сланцевую нефть баженовской свиты верхней юры), примерно в 1,5 раза.

Добавим, что суммарно в двух сибирских мегапровинциях сосредоточено 80 % всего углеводородного потенциала бассейнов России и арктического шельфа Северной Евразии.

Отметим, что по всем параметрам ЗСМП и ВСМП совершенно различны (своеобразные антиподы), хотя изучение их начиналось практически одновременно – в 1953 г. и 1956 г. (табл. 1). С ЗСМП ясно многое (на суше – почти все), с ВСМП мало ясности начиная с геологического строения в северной половине и заканчивая ресурсами УВ: неясно даже, много их или мало. Официально – много, реально – почти ничего в плане открытой части ресурсов, даже в лучшей по всем параметрам южной половине мегапровинции.

ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ МЕГАПРОВИНЦИЯ

Период 1961–1990 гг. авторы считают золотым тридцатилетием развития нефтегазовой геологии России, ее теории и практики с наиболее благоприятным для развития науки десятилетием 1971–1980 гг.

Важнейшие проблемы, подлежавшие решению и решенные частично или полностью в различные периоды развития нефтяной и газовой отраслей ЗСМП и теоретического обеспечения прогноза, поисков, разведки и освоения месторождений и залежей УВ, согласно публикациям и результирующим выводам, представлены в табл. 2 [2, 8, 13–15].

Подчеркнем, что большинство онтогенетических проблем было успешно решено еще до 1990 г. Их уточнение продолжается и до настоящего времени [4, 15, 16–18]. Но и к 2020 г. остается много онтогенетических «частных» проблем, малопонятных и труднообъяснимых, в частности проблема угольного газа тюменской свиты и неокома центральных областей мегабассейна (Фроловской, Среднеобской, Каймысовской). При высокой угленасыщенности нижне-среднеюрской и готерив-аптской толщ были образованы большие объемы углеводородных газов, и в коллекторах «бродило» много свободных газовых струй (фазообособленных скоплений) в течение позднемеловой – раннекайнозойской эпох (до неогеновой инверсии). Но куда он делся, если все ловушки юры и неокома заполнены исключительно нефтью и свободный газ есть только в апте (немного)?

На севере ЗСМП (суша) не все понятно, объяснимо и объяснено достаточно логично.

Помимо нерешенных проблем Западная Сибирь изобилует геологическими и онтогенетическими парадоксами, в числе которых, к примеру, следующие:

1) почему в континентальных толщах, в т. ч. с углями, нефти больше, чем газа, а в прибрежно-морских есть свободный газ в скоплениях и практически отсутствует нефть? Сравните Среднеобскую и Ямальскую области. Парадокс!

2) почему при малом содержании рассеянного органического вещества (РОВ) гумусово-сапропелевого типа и малой мощности заведомо битумогенерирующей БС (10 м и менее) образовались уникальные нефтяные скопления на востоке Среднего Приобья – в Нижневартовском и Варьеганском районах? Труднообъяснимый феномен;

3) почему отсутствуют крупные и даже средние по запасам УВС в мощной нижнесреднеюрской толще (0,8–1,5 км) в северо-восточных областях ЗСМП? Ведь здесь прошла мощная генерация углеводородов.

Проблема нефтегазогеологического районирования

Рассматриваемое районирование суши и шельфа ЗСМП переусложнено, в ряде случаев нелогично и некорректно, например, Гыданская нефтегазоносная область наезжает на сушу Ямальской и наоборот, Пур-Тазовская область продолжается до р. Енисей, а в единой, по сути, Южно-Карской области произвольно и нелогично выделены три отдельные области и т. д.

Вообще говоря, границы между нефтегазоносными областями и районами, хотя и проводятся, остаются в некоторой степени условными, то или иное месторождение можно отнести к одной или другой из соседствующих областей / районов, но их центральные зоны (эпицентры накопления УВ) различаются существенно практически по всем параметрам нефте- и газоносности. Достаточно сравнить Бованенковское и Утреннее месторождения соседних Ямальской и Гыданской областей, Первомайское нефтяное месторождение в Каймысовской области и Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение в Васюганской области и др.

Геологические материалы, полученные после 2002 г., позволяют провести более корректное уточнение районирования, с выделением новых разномасштабных категорий земель, при этом главные принципы заключаются в учете следующих параметров (условий, критериев):

• географического положения и разграничения (традиционно в основном по «речкам» и губам);

• особенностей геологического строения;

• нефтегазоносности (стратиграфический диапазон и фазовые состояния месторождений УВ, доминантные продуктивные комплексы и др.).

Новое районирование ЗСМП, выполненное авторами статьи, основано на выделении внутри мегапровинции провинций, регионов, субрегионов, областей, а также малоперспективных и самостоятельных районов по периферии мегабассейна в соответствии с приведенными принципами.

В результате были выделены (рис. 1):

• Центрально-Южный регион, преимущественно нефтеносный, включающий Среднеобскую, Каймысовскую, Фроловскую области (скоплений свободного газа практически нет в неокоме и юре);

• Приуральский регион – юрский (свободный газ и нефть), включающий Приуральскую область и малоперспективные районы на крайнем западе;

• Юго-Восточный – юрский, газонефтеносный (континентальные нефти и свободный газ угольного генезиса), включающий Васюганскую, Пайдугинскую и Вахскую области;

• Обь-Енисейский – северный, нефтегазоносный, включающий три области и один субрегион – Надым-Пур-Тазовский, в т. ч. одну новую область – Таз-Енисейскую (на востоке региона), а также три новых района – Обь-Надымский на западе и Сузунский и Верхне-Тазовский на востоке;

• Арктическая газоносная провинция (АГП), объединяющая Ямало-Карский (с Обской губой, суша и шельф) и Гыдано-Енисейский регионы (четыре отдельные газонефтеносные области), в т. ч. новая Усть-Енисейская нефтегазоносная провинция (левобережье р. Енисей), выделена М.А. Лобусевым.

Отмечены также отдельные районы:

• Таз-Мессояхский – пограничный, разломный (в ареале Тазовской губы и Нижне-Мессояхской зоны), нефтегазоносный, резко отличается от всех соседних областей;

• Хатангский газоносный район (открыто лишь одно мелкое газовое месторождение), наименее изученный на суше;

• Западно-Таймырский (Гыдано-Карский) шельфовый (малоперспективный).

Кстати, подобно АГП, рациональным представляется выделение Северной нефтегазоносной провинции (СНГП).

По мнению авторов, подобное разделение перспективных территорий снимает бльшую часть противоречий в районировании ЗСМП.

Одной из главных не вполне решенных проблем нефтегазовой геологии Западной Сибири является проблема оценки начальных потенциальных ресурсов (НПР) газа и нефти как в целом по мегапровинции, так и по отдельным областям и комплексам пород. Эта проблема обсуждается в ряде работ. Величины НПР мегапровинции (запасы газа – 134 трлн м3 и извлекаемые запасы нефти почти 60 млрд т) завышены против реально существующих по крайней мере в 1,5, а по отдельным областям в 2–2,5 раза. Корпоративные оценки (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2015–2016 гг.) ресурсов таковы: свободного газа – 100–105 трлн м3, нефти – 42–44 млрд т, и, хотя авторам данной статьи такая оценка также представляется преувеличенной, все же эти значения ближе к геологической истине и с вероятностью 75–80 % будут подтверждены в начальных запасах УВ к 2040–2045 гг. А пока полемика продолжается. Проблема ресурсов УВ не решена даже по изученному на 85–90 % альб-сеноманскому комплексу: неоткрытые ресурсы газа комплекса (официальные) по суше превышают 12 трлн м3. За счет пересчетов и некоторого увеличения запасов по доразведке еще можно к 30 трлн м3 начальных запасов прибавить 1,5–2,0 трлн м3, но где искать еще 10 трлн м3? Во впадинах? Нет ответа.

По-видимому, не скоро станет однозначной оценка НПР газа недр шельфа Карского моря. Пока, по официальным оценкам, этот показатель составляет 36–54 трлн м3, тогда как по корпоративным оценкам, он вряд ли превышает 18–22 трлн м3. По мнению геологов ПАО «Газпром», в результате тотальной разведки недр открытого шельфа Карского моря (Южно-Карская область) где‑нибудь к 2046–2048 гг. конечные подтвержденные ресурсы (они же начальные разведанные запасы, которые действительно можно найти и разведать) составят 17–18 трлн м3, т. е. более чем в два раза меньше современных официальных, а с полной гарантией – 15–16 трлн м3, и подтверждение этих величин будет большой удачей, поскольку создаст эффективную минерально-сырьевую базу для производства газа в Арктике до 2050 г. и далее, сопоставимую с Ямальской (суша).

Проблема оценки, разведки и освоения нетрадиционных ресурсов нефти и газа (в центре и на севере мегапровинции)

Не изучена должным образом и, естественно, не решена, особенно в отношении сланцевого газа, без оценки ресурсов которого она и не может быть решена, проблема определения полного газового потенциала в породах мела и юры (в сумме традиционные ресурсы газа + газ в плотных коллекторах + сланцевый газ) [4, 6, 19, 20]. Сразу же отметим, что столь же сложная проблема сланцевой нефти находится уже на пути к решению и все меньше остается непримиримых противоречий между специалистами по юрскому комплексу пород ЗСМП [3, 11, 18, 21, 22]. Вообще же проблемы оценки ресурсов осадочных бассейнов не только России, но и мира в целом – наиболее трудно решаемые вопросы нефтегазовой геологии, ответы на которые часто бывают неоднозначными и дискуссионными [7, 15, 20].

Итак, несмотря на строительство 20 500 опорных, параметрических, поисковых и разведочных скважин в пределах ЗСМП на 1300 перспективных площадях, не все проблемы нефтегазовой геологии решены однозначно и в полном объеме. Западная Сибирь была и еще много лет будет природной мегалабораторией для изучения буквально всех вопросов, связанных с нефтью и газом. Она останется главным регионом национальной добычи УВ еще ряд десятилетий после 2020 г., а проблемы генезиса газа и особенно нефти (с нефтью всегда и все сложнее, в т. ч. с прогнозами) не будут решены окончательно даже к 2050 г., когда наступят «ранние сумерки» газовой промышленности Западной Сибири перед «долгим закатом».

Еще остаются проблемы с юрским нефтегазовым комплексом в северных и особенно арктических областях мегапровинции, а проблемы ресурсов и поисков УВ останутся как вечные проблемы нефтегазовой геологии не только Западной Сибири и большинства бассейнов Северной Евразии, но и мира в целом.

ЕНИСЕЙ-ЛЕНСКАЯ (ВОСТОЧНО-СИБИРСКАЯ) МЕГАПРОВИНЦИЯ

ЕЛМП остается наименее изученной территорией России, с резко различной изученностью отдельных областей – южных, центральных, восточных и северных (почти не изучены, с нулевой промышленной нефтегазоносностью, зато с богатой рудоносностью – полиметаллы, золото, алмазы и др.). При этом во всем мире наблюдается закономерность: чем больше запасы и ресурсы неуглеводородных полезных ископаемых, тем меньше углеводородных. Но в целом ЕЛМП до настоящего времени остается еще терра инкогнита нефтегазовой геологии России, вследствие чего многие проблемы остаются нерешенными (по возможности в полном объеме, которого требует практика поисков, разведки и освоения УВС).

В пределах мегабассейна ПРР проведены на 450 перспективных площадях преимущественно в южной половине древней Сибирской платформы (рис. 2). Пробурено около 2,5 тыс. поисковых и разведочных скважин. Открыто 95 месторождений УВ, из них разведано в той или иной степени только 85. Десять из них нельзя считать промышленными: на них числятся запасы только по категории C2, которые могут быть списаны по итогам разведки (частично, иногда полностью). Кстати, самой характерной особенностью новых провинций, а часто и областей является то, что первыми открывают самые нехарактерные для них месторождения. Яркий пример – первое из открытых месторождений, Усть-Вилюйское в Предверхоянском прогибе (в 1956 г.), реально самое нехарактерное для Восточной Сибири. Начальные запасы свободного газа Усть-Вилюя предполагались в объеме 20–22 млрд м3, в конечном итоге осталось менее 3 млрд м3, большое число разведочных скважин оказались непродуктивными, запасы – списанными (очень характерное явление в целом для мегапровинции).

Диапазон промышленной нефтегазоносности: рифей – венд – нижний кембрий (подсолевой) на большей части мегапровинции и пермь – нижняя юра с нефтегазостратиграфическим провалом в объеме почти всего палеозоя (средний кембрий – низы перми). Безусловно, это обусловлено генетическими причинами.

По оценке авторов данной статьи, ЕЛМП находится в целом в конце II – начале III этапа освоения углеводородного потенциала при изменении по отдельным областям с разной степенью изученности от этапа I(а) (северо-запад мегапровинции) до III в центре и на юго-востоке, в пределах Байкитской и Непско-Ботуобинской нефтегазоносных областей и до этапа IV(а) – в Лено-Вилюйской субпровинции (восток). В такой же степени находится и изученность проблем мегапровинции в целом и ее отдельных регионов.

Геологические проблемы

В значительной степени изучены и в то же время до крайности запутаны вопросы стратиграфии и литологии, одни и те же литологические толщи имеют совершенно разные названия (свит и горизонтов) не только в пределах разных административных единиц, но и внутри единых регионов и областей, чего не должно быть по определению. Обратный пример по Западной Сибири: покурская и тюменская свиты (средний мел и нижняя-средняя юра) прослеживаются на огромной территории в пределах центральных и северных областей мегапровинции (1,6–1,8 млн км2). То же относится к баженовской и васюганской свитам верхней юры и др. Зачем все переусложнено в Восточной Сибири? Возможно, для защиты лишнего десятка кандидатских и нескольких докторских диссертаций (застолбил новую свиту – получил степень). Однако это крайне запутывает сопоставление одновозрастных толщ и горизонтов подсолевого разреза, вносит негатив в решение всех проблем мегапровинции.

Хорошо еще, что выделение и обозначение тектонических структур I порядка (сводов, впадин, мегавалов и др.) как‑то устоялось, но вот с надпорядковыми единицами (антеклизами и синеклизами) единой общепринятой системы нет. Спорными остаются и границы многих структур, надпорядковых и первого порядка. Все это указывает на неудовлетворительное научное обеспечение многих геологических проблем даже в сравнительно хорошо изученных областях и районах на первых этапах изучения платформы [2, 3, 10]. Кстати, геологические исследования в Восточной Сибири начались значительно раньше, чем в Западной, еще в 1930–1940‑х гг., в связи с лучшей обнаженностью разрезов.

Не решены общегеологические проблемы стратиграфии, литологии и тектоники для 35–40 % территории платформы в северной ее части, несмотря на проводку ряда параметрических и поисковых скважин: в той или иной степени разбурено уже пять площадей (в Северо-Тунгусской области).

Слабо, неудовлетворительно решена проблема влияния девонского и особенно триасового магматизма на все аспекты геологических процессов и на онтогенез УВ (распределение нефтегазоносности в объеме осадочного чехла). Как повлияла активная тектонодинамика на эти процессы, прежде всего многочисленные перестройки структурных планов и размывов в раннем фанерозое, в начале мезозойской эры, в течение кайнозоя и др.? То же относится и к вопросам дизъюнктивной тектоники и нарушенности недр не только магматическими телами, но и разломами различных генезиса, направленности, протяженности, эпох активизации и современной амплитуды. Не следует забывать, что вся территория платформы в течение более 100 млн лет является мегаобластью медленного подъема и размыва, тектонических перестроек и др. (поздний мел – кайнозой).

Не изучено влияние тектонических надвигов в окраинных районах платформы (на юго-востоке и в Предверхоянском прогибе), не определено даже, какое оно – положительное, отрицательное либо усложняющее.

Не исследованы в полной мере процессы засолонения пород, залегающих много ниже подошвы кембрийских солей, а также пластовых вод подсолевых толщ.

При этом в и без того геологически сложном мегабассейне Сибирской платформы многое явно переусложнено, часто искусственно, что противоречит главному принципу нефтегазовой геологии: чем проще, тем лучше, всегда, во всем, что касается геологических проблем. В геологии именно научно обоснованная трансформация очень сложного в относительно простое помогает решать многие проблемы нефтегазоносности, ресурсов и поисков месторождений и залежей УВ.

Проблемы нефтегазоносности, формирования и современного размещения месторождений и залежей углеводородов

До настоящего времени остается не столько необъяснимым, сколько необъясненным феномен низкой газо- и особенно нефтепродуктивности осадочных толщ ЕЛМП. Каковы его причины – природные или геолого-разведочные (не так прогнозировали, не там и не так искали и разведывали)? Начнем с первоосновы – с онтогенеза УВ.

По широкому спектру вопросов и проблем общей и нефтегазовой геологии Восточной Сибири за 60 лет научных исследований опубликовано около 900 статей и монографий (т. е. всего раза в три меньше, чем по Западной Сибири, при совершенно разной их значимости), причем ежегодно появляются десятки новых публикаций, но вот результатов исследований формирования УВС публикуется немного, и, как следствие, все вопросы онтогенеза нефти и газа решены недостаточно, по многим аспектам просто плохо.

Итак, на сегодняшний день имеются следующие вопросы.

1. Когда и как, в каких толщах происходила генерация органических подвижных соединений, где генетические корни нефти и газа современных залежей? Каковы были масштабы генерации? Частично эти вопросы решены только для Вилюйской впадины. Почему при сапропелевом типе органического вещества (гумусового просто не было) в докембрийских толщах газа генерировано больше, чем битумоидов, судя по современному отношению открытых запасов свободного газа? Почему при минимальных содержаниях РОВ в подсолевых толщах (менее 1,0–0,8, а в карбонатах менее 0,5 на средних современных стадиях катагенеза) были генерированы все же очень значительные массы и объемы органических подвижных соединений, судя по многочисленным нефтегазопроявлениям и окраинным битумным полям? Нет ответа, да и будет ли он?

2. О первичной миграции УВ говорить не приходится (по причинам ее нулевой изученности), но каковы были направления, масштабы, расстояния и время вторичной миграции по коллекторам? Как и когда происходили процессы переформирования УВС?

3. Совершенно не освещены вопросы вторичной аккумуляции в ловушках, эволюции УВС, да и разрушения. Когда были сформированы первично-генетические залежи? Как они дожили до наших дней? Сколько составили потери свободного газа и нефти, общие и на конкретных месторождениях? Сплошные вопросы без ответов.

4. Не решены проблемы локализации УВ. Почему в карбонатных породах венда – кембрия прямо под солевой покрышкой локализованы скопления нефти, а почти весь свободный газ находится ниже, в терригенном венде, под покрышками плотных доломитов, но не глин или солей? Должно быть наоборот, как и во всех осадочных бассейнах мира.

Трудно объяснимы узкий диапазон и невысокое содержание конденсата (17–28 г / м3) во многих залежах южных областей мегапровинции, даже с нефтяными оторочками, типа газоконденсатонефтяных и нефтегазоконденсатных в Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, чего, вообще говоря, не должно быть при сочетании нормального (свободного) газа и обычных (не тяжелых и не легких) нефтей. Еще один парадокс Восточной Сибири.

В условиях ЕЛМП невозможно рассчитать коэффициенты аккумуляции и сохранности и в конечном итоге оценить общие потенциалы промышленной газо- и нефтеносности как отдельных областей, так и мегапровинции в целом. Возможны экспертные оценки, но чего они стоят? Какова их точность и достоверность? Много, очень много вопросов и нерешенных проблем, и главная из них – неустановлено, как же сформировались и почему сохранились УВС в древних толщах мегапровинции.

Ресурсные проблемы

По проблеме количественной оценки начальных потенциальных ресурсов газа и нефти древних толщ докембрия и палеозоя Сибирской платформы существует множество диаметрально противоположных мнений. Официальные оценки величины ресурсов чрезмерно велики – 38–40 трлн м3 свободного газа и 10–12 млрд т извлекаемой нефти при уровне изученности южных областей мегапровинции от 35–40 до 50–60 % и более и открытых запасах 9,1 трлн м3 газа и 1,0 млрд т нефти (очень мало по отношению к предполагаемым ресурсам, с учетом достигнутой структурно-буровой изученности).

При заведомо невысоких, по общему мнению, перспективах неизученных северных областей и относительно хорошей разбуренности осадочного чехла на юге (до подошвы осадочного чехла – венда, рифей же – переходный комплекс) напрашивается вопрос: а где искать неоткрытые ресурсы свободного газа в объеме не менее 25 трлн м3 и нефти в объеме до 10 млрд т? В рифее изученных областей их быть просто не может в силу фрагментарности распространения и его высокой преобразованности. На севере? Вряд ли, весьма проблематично, хотя в малоизученных областях возможны любые ситуации, как со знаком плюс, так и со знаком минус. Правда, двух вариантов точно быть не может: нулевых ресурсов (их отсутствие внутри границы нефтегазоносной провинции) и очень значительных ресурсов, поскольку высокоперспективных земель на суше Северной Евразии уже не осталось (на шельфе есть, но в Западной Арктике).

Корпоративные оценки традиционных ресурсов мегапровинции (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2015 г.) составляют: свободного газа – 26 / 20 трлн м3 (геол. / извлек.), нефти – 10 / 3,5 млрд т (геол. / извлек.).

По состоянию на 01.01.2020 г. с учетом неизбежных списаний ресурсов категорий D2 и C2 как неподтверждающихся ресурсы газа оцениваются уже в диапазоне 18–20 / 15–16 трлн м3.

Хорошо бы больше, но вряд ли. Таким образом, ресурсные проблемы Восточной Сибири будут решены не ранее 2030 г., после масштабного опоискования всех недостаточно изученных территорий, прежде всего Тунгусского региона, после снятия противоречий и корректной переоценки ресурсов свободного газа и жидких УВ по состоянию материалов на 01.01.2029 г. Дополнительным осложняющим фактором является то, что неизвестно, выйдут ли крупные компании с ПРР на север мегапровинции до 2030 г. Мелкие и даже средние не пойдут туда однозначно.

До настоящего времени непонятен генезис нефтебитумов (сверхтяжелых нефтей) по окраинам Сибирской платформы. Где их генетические корни? В каких материнских (битумогенерирующих) толщах они были рождены? Какой путь прошли до мест современной локализации? Сколько может сохраняться нефть в приповерхностных условиях на глубине первых десятков, сотен метров от современной поверхности Земли – десятки тысяч или миллионы лет? Уголь может, но нефть? Газ, безусловно, не может на малых глубинах локализации скопления. Большой газ?..

Не решена проблема промышленной газоносности (о нефти речь не идет) малых межгорных впадин – суббассейнов Дальнего Востока: Момо-Зырянского, Буреинского и др., в которых открыто только одно, причем мельчайшее газовое месторождение – Адниканское (0,2 млрд м3). На них официально «накинули» ресурсы в объеме около 1 трлн м3 газа, но сколько будет на самом деле? Реальные оценки ресурсов необходимы, чтобы реально планировать направления, объекты и объемы будущих ПРР. В небольших материковых впадинах типа Удского и Торомского прогибов на побережье Охотского моря УВС может вообще не оказаться вследствие неблагоприятных консервационных условий.

Итак, чем меньше изученность, тем больше нерешенных проблем нефтегазовой геологии остается в том или ином регионе, провинции, области, что хорошо иллюстрирует пример ЕЛМП.

К завершению периода большой разведки недр Восточной Сибири (к 1990–1991 гг.) эмпирически все же была решена главная проблема нефтегазоносности, а именно было установлено, где расположены главные центры накопления углеводородов, была решена проблема зональности размещения месторождений – лидеров по запасам УВ. Главный центр (полюс) газоносности (газонакопления) установлен на юге, им является Ковыктинское газовое месторождение (совершенно без нефти) с гарантированными запасами свободного газа 1,6–1,7 трлн м3. Полюс газонефтеносности расположен в ареале Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (вместе с Талаканским месторождением), где извлекаемые запасы свободного газа (1,1 трлн м3) превышают извлекаемые запасы нефти (0,3 млрд т). Центр преимущественного нефтенакопления – Юрубчено-Тохомская зона (запасов нефти больше, чем газа) – обозначился также вполне очевидно в присводовой части Байкитской антеклизы (на западе).

Нельзя считать решенной и проблему районирования ЕЛМП ввиду нелогичности и некорректности выделения и обозначения ряда областей и самостоятельных районов газо- и нефтенакопления (интересно все же, кто так неграмотно нарезал границы нефтегазовых областей и районов). В частности, выделены совершенно эфемерные области – Сюгджерская и Западно-Вилюйская (ни одного открытого месторождения, несмотря на разбуривание десятков «перспективных» площадей), Катангская область, на которой открыто одно (!) месторождение, Анабарская – в ареале выступа фундамента, где нет и не может быть месторождений УВ (только проявления – ареалы разрушения на дальних склонах Анабара), Северо-Алданская (кстати, почему «Северо-»?) и ряд других.

Авторы данной статьи предлагают иную схему нефтегазового районирования с выделением регионов, субпровинций и самостоятельных областей (рис. 2).

Принципиальным является выделение Тунгусского региона, Алдано-Ленской субпровинции (четыре области), Алданской, Анабаро-Ленской областей и др., ликвидация некоторых надуманных областей вроде Сюгджерской, а также появление двух нефтегазовых районов.

В качестве резюме отметим, что по прошествии 70 лет (1951–2020 г.) ведения ПРР Восточная Сибирь не оправдывает возлагавшихся на нее в первые десятилетия изучения (до 1990 г.) надежд и не ясно, оправдает ли их в дальнейшем.

ВЫВОДЫ

1. Разная изученность недр Западно-Сибирской и Восточно-Сибирской мегапровинций, разная успешность геолого-разведочных работ выразились в существенно разном уровне разрешения всего спектра проблем нефтегазовой геологии. Безусловно, повлияла и разная сложность строения и онтогенеза УВ молодой плиты и древней платформы. Золотая середина проявилась и здесь: мезозой (ЗСМП) в плане газо- и нефтеносности лучше, чем палеозой (и тем более докембрий) и кайнозой (в плане осадконакопления, тектонодинамики, формирования и сохранности УВС и др.). Давняя завершенность всех процессов в первом и незаконченность онтогенеза во втором случае играют ведущую роль.

2. Одной из главных нерешенных мегазадач нефтегазовой геологии России и ее восточных регионов остается комплекс ресурсных и поисковых проблем. Авторы прекрасно осознают некоторую незавершенность настоящей работы, поскольку заявленная тема достойна монографического изложения, однако рамки исследований и объем статьи не позволяют по‑настоящему разгуляться на обширном поле проблем нефтегазовой геологии России. Остается продолжать работу в попытках приблизиться к познанию многогранной геологической истины.

Таблица 1. Периодизация изучения и освоения углеводородного потенциала недр Западно-Сибирского мегабассейна

Table 1. Periods of study and development of the hydrocarbon potential of the West Siberian megabasin

Таблица 2. Важнейшие проблемы освоения нефтегазовых ресурсов Западно-Сибирского мегабассейна

Table 2. Critical problems in the development of oil and gas resources in the West Siberian megabasin

ВВЕДЕНИЕ

Линейная часть является наиболее емкой составляющей системы газоснабжения, и на ней происходит наибольшее число инцидентов и отказов. Диагностика объектов линейной части газопроводов упрощается за счет пропусков внутритрубных снарядов, или так называемой внутритрубной диагностики (ВТД), позволяющей выявлять практически весь спектр дефектов в трубах.

Рассмотрим, какие типы и размеры дефектов и с какой долей вероятности позволяет выявить ВТД. При этом будем отталкиваться, с одной стороны, от того, какие дефекты реально имеются на газопроводах и могут стать причиной разрыва, а с другой – от технических возможностей имеющихся средств для выявления подобных дефектов.

При этом, анализируя данные о наиболее опасных дефектах в виде трещин, отметим, что глубина трещин в основном находится в диапазоне 0,7–1,5 мм, что составляет менее 10 % толщины стенки труб, и эта картина отражает ситуацию после 25–30 лет эксплуатации газопроводов. Типичная картина распределения количества дефектов в виде трещин в зависимости от их глубины представлена на рисунке.

В то же время опыт расследования аварий, обусловленных коррозионным растрескиванием под напряжением (КРН), на газопроводах, построенных из труб класса Х60–Х70 диаметром 1420 мм и с толщиной стенки 15,7 мм, показал, что глубина трещин, вызвавших разрушение труб при рабочем давлении, в большинстве случаев составляет 7–12 мм при длине дефектов 600–1700 мм. В целом результаты анализа теоретических и экспериментальных данных указывают на то, что дефекты глубиной до 20 % толщины стенки трубы не представляют на текущий момент опасности с точки зрения безопасной эксплуатации производственных объектов.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ, ОБУСЛОВЛЕННАЯ ТЕХНИЧЕСКИМИ ВОЗМОЖНОСТЯМИ ДЕФЕКТОСКОПОВ

Рассмотрим возможности дефектоскопов.

Стоит отметить, что снаряды российского производства позволяют выявлять трещины глубиной от 20 % толщины стенки трубы, правда, при этом не уточняется ширина зоны дефектов. Поэтому, несмотря на то что стресс-коррозия в основном проявляется на наших газопроводах, трещины глубиной от 0,5 мм вот уже более девяти лет выявляют с помощью импортных дефектоскопов.

Сравнение внутритрубных дефектоскопов, используемых в ПАО «Газпром» и ПАО «Транснефть», показывает, что для ВТД нефте- и газопроводов необходимы устройства с различными принципами работы. На нефтепроводах система фиксации аномалий основана на классическом ультразвуке, позволяющем выявлять мельчайшие дефекты глубиной от 0,3 мм, тогда как в условиях газопроводов используется либо электромагнитно-акустическая технология (ЭМАТ), либо комплекс последовательных пропусков снарядов с поперечной и продольной намагничивающей системами. Результаты применения обоих способов дефектоскопии на газопроводах примерно одинаковы и не позволяют с достаточной степенью вероятности фиксировать дефекты глубиной менее 20 % толщины стенки, однако у ЭМАТ пока есть проблема с привязкой дефектов к местности. Что же касается дефектов коррозионного характера, а также вмятин и гофров, тут картина несколько иная. Так, по коррозионным очагам дефекты фиксируются фактически начиная с повреждений глубиной 10 % толщины стенки. Понятно, что с повышением глубины дефекта вероятность его выявления возрастает: если при глубине коррозии до 20 % подтверждаемость наличия дефектов составляет 25–35 %, то при глубине дефекта, достигающей 30 % толщины стенки, этот показатель находится уже в диапазоне 30–70 %. По вмятинам, гофрам, задирам и царапинам однозначные статистические данные привести вообще практически невозможно – слишком уж велик разброс показаний.

Очевидно, что наиболее важной задачей ВТД является выявление коррозионных и стресс-коррозионных дефектов с нормативной вероятностью, установленной в [1]. Анализ результатов ВТД и отбраковки при капитальном ремонте показал, что при выявлении коррозионных дефектов требования, содержащиеся в [1], в целом выполняются, однако вероятность обнаружения стресс-коррозионных дефектов данным требованиям не соответствует. К примеру, по данным ВТД на 31 участке, на котором был проведен капитальный ремонт в 2015–2016 гг., на 24 участках с дефектами КРН при наличии 38 476 стресс-коррозионных дефектов глубиной до 10 % толщины стенки трубы было выявлено лишь четыре дефекта, и то с формулировкой о возможном наличии аномалий типа продольной канавки. Стресс-коррозионные дефекты глубиной 10–20 % толщины стенки трубы на 14 участках при ВТД вовсе не были обнаружены, тогда как в процессе отбраковки их было выявлено 2966. Стресс-коррозионные дефекты глубиной 20–30 % толщины стенки трубы по результатам ВТД также не были выявлены, зато при отбраковке их было зафиксировано 1802. И только ситуация с выявленными в ходе ВТД стресс-коррозионными дефектами глубиной более 30 % толщины стенки трубы отличалась в лучшую сторону: по результатам ВТД было зафиксировано 24 дефекта стресс-коррозии, а при отбраковке – 32. Таким образом, вероятность обнаружения стресс-коррозионных дефектов глубиной более 30 % толщины стенки трубы при доверительной вероятности 90 % будет равна 0,626, хотя по требованиям [1] она должна составлять не менее 0,9 даже для сетки стресс-коррозионных дефектов глубиной 15 % толщины стенки трубы.

Из этих данных можно сделать очевидный вывод о неэффективности в настоящее время применения отечественных снарядов для ВТД в части обнаружения стресс-коррозионных дефектов глубиной менее 20 % толщины стенки трубы.

Столь же малоэффективна ВТД и для выявления и идентификации аномалий в сварных соединениях. При этом следует отметить, что при использовании ручной дуговой сварки уже через 15–16 лет эксплуатации разрывы по причине дефектов в сварных стыках случаются не чаще 1–2 раз в год, а многочисленные проверки при вскрытии зон стыков по информации ВТД, как правило, давали неоднозначный результат.

Некоторое повышение эффективности выявления дефектов может быть достигнуто при обеспечении снижения скорости и повышения равномерности движения снарядов. Кроме того, значимую роль в вопросе обеспечения качества диагностики трубопроводов играет наличие информации о пространственном положении участков. В частности, как показал анализ, на ряде криволинейных участков значительно (вдвое, а на некоторых участках – в четыре раза) нарушено условие выдержки упругой линии изгиба в 1000Dу (Dу – условный диаметр трубопровода, мм). Понятно, что наложение этих данных на данные о дефектах позволяет сделать вывод о повышении уровня потенциальной опасности в этих зонах в сравнении с первоначальной оценкой.

АНАЛИЗ НОРМАТИВНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ, РЕГЛАМЕНТИРУЮЩЕЙ ПЕРИОДИЧНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ

В целях повышения безопасности эксплуатации газопроводов до международного уровня, при котором частота аварий не должна превышать 0,1 на 1 тыс. км, необходимо было усовершенствовать систему целостности газопроводов, представляющую при эксплуатации по техническому состоянию (безопасному повреждению) повторяющийся производственно-аналитический цикл, состоящий из работ по диагностике, анализу результатов, формированию комплекса восстановительных мероприятий и ремонта. Об основополагающей роли диагностики в производственно-аналитическом цикле свидетельствуют объемы ВТД, достигшие в последнее время примерно 23 тыс. км в год. В середине 1990-х гг., в начальный период развития ВТД, было важно организовать эксплуатацию газопроводов с диагностикой, преимущественно основанной на ВТД, и набрать статистику о наличии и развитии дефектов на газопроводах.

К настоящему времени накоплен большой опыт по применению стандартов ПАО «Газпром» [1–2] для определения периодичности ВТД – неотъемлемой части производственного цикла при эксплуатации с выборочным ремонтом по техническому состоянию. Этот опыт позволил выявить принципиальные ошибки, заложенные в математические модели стандарта [1] при расчете интервала между ВТД. Эта проблема была подробно рассмотрена в [3], где, в частности, было показано, что используемая математическая модель определения интервала между ВТД имеет весьма ограниченную область применения, о чем свидетельствовали результаты анализа данных внутритрубной диагностики 115 участков газопроводов, из числа которых на 26 были выявлены стресс-коррозионные и на 89 – коррозионные дефекты. Оказалось, что в соответствии с [2] интервал между ВТД по двум последним обследованиям можно было установить только для восьми коррозионных участков (для 81 участка данные ВТД неинформативны и не подлежат обработке). То есть строго по стандарту можно было рассчитать интервал примерно для 9 % коррозионных участков. Поэтому было предложено определять интервал между ВТД из условия, что за время до отказа, исчисляемого с момента проведения ВТД, должно быть проведено (в соответствии с международным подходом) не менее двух обследований. Было установлено, что в результате применения этого подхода к участкам газопроводов, не подверженных КРН, интервал между ВТД может составлять не менее восьми лет, при этом наработка до отказа может достигать 16 лет. Для участков газопроводов, подверженных КРН, интервал между ВТД в большинстве случаев может составлять четыре года. При этом интервал между ВТД для трубопроводов по коррозионному состоянию согласно [4] не должен превышать пяти, а для трубопроводов с дефектами стресс-коррозии согласно [5] – двух лет.

Экономический эффект применения предлагаемой модели дал следующие результаты. Суммарный интервал между ВТД, определенный по стандартам ПАО «Газпром», составил 479 лет, а по методологии [4] – 816 лет. Из этого следует, что количество обследований может быть сокращено минимум в 1,7 раза, что даст за 25 лет экономический эффект порядка 9 млрд руб. (в среднем 360 млн руб. в год). В ведущих зарубежных компаниях к аналогичным выводам пришли еще два десятка лет назад. Например, в British Gas периодичность пропусков снарядов составляет 6–16 лет в зависимости от технического состояния участков.

ОСОБЕННОСТИ РОССИЙСКОЙ ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ, ОСЛОЖНЯЮЩИЕ ДИАГНОСТИКУ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ

Следует отметить, что специфика национальной газотранспортной системы заключается в т. ч. в значительной протяженности трубопроводов, существенная доля которых проложена в труднодоступных местах, а также в большом перепаде высот. Участки с большими и частыми перепадами высот создают определенные проблемы для обеспечения равномерной скорости прохождения снарядов. При наборе высоты снаряд сначала разгоняется, затем начинается торможение, а при спуске временами наблюдается так называемая парусность. При значительных перепадах в нижних точках нередки случаи скопления конденсата, что также создает трудности для равномерного движения снаряда. К тому же подготовка участков для ВТД далеко не всегда отвечает требованиям к прохождению снарядов. Все это негативно сказывается на процессе равномерного намагничивания и фиксации аномалий в металле. К тому же труднодоступность и сложные климатические условия определяют большую трудоемкость и дороговизну любых ремонтно-восстановительных работ, прежде всего по замене участков. В итоге концепция обслуживания отечественных газопроводов основана на продлении срока их службы (до 50–70 лет и более) с условием обеспечения необходимого уровня надежности и безопасности.

Данная цель может быть достигнута за счет проведения своевременных диагностических работ с использованием аппаратуры с высоким уровнем разрешения и с оценкой технического состояния трубопроводов, ранжированием по приоритетности восстановления и реализацией компенсирующих мероприятий на объектах, в наибольшей степени угрожающих целостности трубопроводной системы.

Эффективная реализация этой концепции осложняется двумя аспектами.

Во-первых, это отсутствие информации о текущем состоянии металла труб. Опыт показывает, что уже на стадии поставки наблюдается значительный разброс свойств металла труб, который только увеличивается под воздействием негативных факторов в ходе дальнейшей эксплуатации. В итоге разрушения зачастую происходят при нагрузках ниже расчетных, что связано в т. ч. с ухудшением свойств металла в зоне разрушения.

Во-вторых, это трудность прогнозирования фактической несущей способности и ресурса трубопровода с учетом его конструктивных и масштабных особенностей, схемы напряженно-деформированного состояния, в т. ч. в зонах развития разнообразных дефектов, действия эксплуатационных факторов и т. д. Аналитические решения указанной задачи слишком сложны и трудоемки, а оценить их достоверность зачастую проблематично. При этом существующие экспериментальные методики проведения испытаний не отражают специфики эксплуатируемых трубопроводов, что также ограничивает спектр задач, решаемых с помощью данных методик. Поэтому при проведении расчетов прочности и долговечности участков трубопровода используются коэффициенты запаса по надежности, отражающие как отсутствие информации о фактических свойствах металла труб, так и невозможность учета влияния некоторых условий эксплуатации. Этот подход сильно снижает эффективность диагностики – в целом по системе наблюдается перебраковка из‑за применения консервативного подхода, при этом уровень аварийности остается значительным, поскольку отсутствует возможность своевременного выявления участков, где состояние металла или условия эксплуатации ухудшились вплоть до критического уровня.

ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДИКИ, ОСНОВАННОЙ НА ИСПОЛЬЗОВАНИИ ДИФФЕРЕНЦИРОВАННЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ ЗАПАСА ПО НЕСУЩЕЙ СПОСОБНОСТИ И ДОЛГОВЕЧНОСТИ ТРУБ

Для решения указанной проблемы может быть предложена методика, основанная на использовании дифференцированных коэффициентов запаса по несущей способности и долговечности труб. Выбор коэффициентов производится исходя из данных о состоянии металла труб и влиянии эксплуатационных особенностей на сопротивляемость разрушению трубопровода: чем полнее и достовернее информация, тем ниже назначаемые коэффициенты запаса.

Для успешной реализации предложенной методики следует сделать акцент на развитии и внедрении в практику обслуживания трубопроводов таких методических и технологических решений, как:

• технологии неразрушающей оценки структурного состояния металла труб, целью применения которых является получение оперативной информации на этапе эксплуатации трубопроводов. Одной из наиболее перспективных подобных технологий является технология, основанная на поверхностном микроиндентировании [6, 7];

• специальные экспериментальные исследования металла труб и их сварных соединений, позволяющие оценить влияние на несущую способность и долговечность различных типов дефектов, видов нагрузок, структурных особенностей металла, конструктивных, температурных, коррозионных и других факторов;

• технологии определения фактического пространственного положения трубопровода и обусловленного этим напряженно-деформированного состояния (с использованием внутритрубных снарядов, оснащенных навигационными системами, специальных радиометок и т. д.);

• регулярные лабораторные исследования и испытания металла труб, кольцевых и продольных сварных соединений различных участков эксплуатируемых трубопроводов.

Полученная информация позволит создать базу данных по состоянию металла различных участков трубопроводов (в зависимости от использованных марок сталей, технологий сварки, характеристик трубопровода и т. д.) и его эволюции по мере увеличения сроков эксплуатации. Такая база данных должна использоваться как для стратегического планирования управленческих решений, связанных с развитием трубопроводной системы, так и для выявления потенциально опасных участков, требующих приоритетного проведения более глубокого мониторинга.

Реализация указанных мероприятий позволит выйти на новый научно-технологический уровень в области диагностики и обслуживания магистральных трубопроводов, значительно повысив достоверность оценки их фактического технического состояния и эффективность назначения управляющих воздействий для поддержания требуемого уровня надежности и безопасности системы магистральных газопроводов.

МЕТОДЫ ОБСЛЕДОВАНИЯ И ВОЗМОЖНОСТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМ МОНИТОРИНГА СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

Метод акустической эмиссии

В последние годы получил развитие и новое звучание метод акустической эмиссии, требующий вскрытия локальных шурфов для установки датчиков. Метод хорошо зарекомендовал себя на таких категорийных участках, как переходы газопроводов под различными инженерными сооружениями (автомобильными, железными дорогами), по дну рек, озер, а также на газопроводах обвязки газораспределительных и головных компрессорных станций (ГКС), на шлейфах ГКС. В то же время остаются открытыми вопросы теории процесса, установления корреляции параметров акустической эмиссии и дефектов. Недостаточно изучено влияние внешних возмущающих факторов на сигналы акустической эмиссии. Требуется разработка методов и средств селекции полезных сигналов для контроля сварных соединений, сосудов высокого давления.

Ультразвуковая и вихретоковая диагностика

Методы и аппаратура высокоточной ультразвуковой и вихретоковой поверхностной диагностики требуют прежде всего обустройства полнопрофильных шурфов, т. е. прямого доступа ко всей поверхности контроля. То же относится и к аппаратуре оценки напряженно-деформированного состояния труб (например, измерение шумов Баркгаузена). В большинстве случаев для получения точных параметров дефектов и их картографирования необходимы снятие изоляции и специальная подготовка поверхности.

Все эти методы в комплексе являются надежным средством оценки состояния труб на ранее обнаруженных дефектных участках в шурфах в случаях, если дефектный участок локализован по результатам, например, внутритрубной дефектоскопии или акустической эмиссии.

Шурфование потенциально опасных участков

Существенным дополнением к данным ВТД для подтверждения мест локализации дефектов и измерения их параметров является шурфование потенциально опасных участков трубопроводов. Очевидно, что, поскольку экскавацию грунта приходится проводить на действующих объектах, работы относятся к опасным и принятие решения о шурфовании должно быть продуманным и взвешенным. Существует несколько подходов к планированию этих работ, но очевидно, что количество и места шурфовок должны определяться на основе результатов ВТД и с учетом всей возможной информации о предыдущих ремонтах, данных о дефектах изоляции, а также сведений, полученных в результате облетов и пеших обходов. С учетом того что дефекты КРН выявляются пока недостаточно надежно, на участках с такими дефектами количество шурфов, естественно, должно быть больше.

Комплексные методики коррозионного мониторинга

Комплексные методики коррозионного мониторинга наряду с результатами приборного обследования газопроводов используют единый банк данных о состоянии газопровода, включающий оценку технической ситуации, грунтов, микроорганизмов, способных инициировать коррозию. Аргументированный выбор способов технической диагностики в совокупности с комплексным анализом всех факторов риска для газопровода позволяет с достаточной степенью достоверности локализовать участки повышенной коррозионной опасности (в т. ч. КРН), а системное применение средств поверхностного контроля в шурфах – дать оценку остаточного ресурса участка газопровода и провести необходимые ремонтные работы. Методически грамотное применение относительно недорогих (без вскрытия газопровода) качественных методов диагностики позволит экономически обоснованно выбрать участки привлечения средств внутритрубной дефектоскопии. К недостаткам комплексных методик можно отнести большой объем работ и недостаточное обоснование зависимостей между многими факторами воздействия внешней среды на газопровод.

Кроме того, к сожалению, со временем часть собранной информации теряется, что снижает качество проведения анализа по динамике развития коррозионных и деградационных процессов для оценки реального состояния и уровня безопасности объекта. Во избежание этого необходимо создать мониториговую систему с постоянным обновлением информационной базы.

Метод магнитометрической диагностики

Наличие дефекта в зоне может также уточняться с помощью магнитометрической диагностики, позволяющей выявить потенциально опасные участки трубопровода с дефектами металла или аномалиями общего напряженно-деформированного состояния без дополнительного подмагничивания.

Для измерения параметров магнитного поля газопроводов разработана и испытана соответствующая аппаратура – индикаторы аномалий металла. Измерения магнитных параметров проводятся в режиме реального времени путем перемещения блока датчиков вдоль образующей газопровода. Порядок проведения обследования состояния металла газопроводов подробно представлен в «Руководстве по эксплуатации и методических указаниях по работе с индикатором аномалий металла» инструкции [8], утвержденной в 2001 г. ОАО «Газпром» и согласованной Госгортехнадзором РФ. Методом бесконтактной магнитометрической диагностики (БМД) в рамках централизованных диагностических программ ПАО «Газпром» в 1999–2019 гг. обследовано более 18 000,1 км магистральных газопроводов и газопроводов-отводов.

Электрометрическое обследование

Электрометрические методы позволяют определять места нарушения сплошности изоляционного покрытия, косвенно локализуя участки развития коррозионных процессов на газопроводе. Однако они неприменимы для диагностики подпленочной коррозии, растрескиваний, участков повышенных напряжений труб.

Электрометрическое обследование газопроводов с введением ВТД можно отнести к вспомогательным методам диагностики. Основное применение должно быть направлено на участки с неравнопроходной арматурой и малых диаметров. На участках с пленочным покрытием эффективность электрометрических методов практически мизерная, поскольку, как правило, по нижней образующей, где и располагаются коррозионные дефекты, защитное покрытие уже через 10–15 лет практически отсутствует. Малоэффективно применение электрометрии и на болотистых участках в связи со сложностью прохождения трассы. На трубопроводах с покрытием, нанесенным в заводских условиях, несмотря на заявленные гарантии срока службы, составляющего 30–35 лет, в реальных условиях уже через 25 лет происходит снижение защитных свойств покрытий на 20–30 %, что приводит к повышению защитного тока на установках катодной защиты. Кроме того, основные проблемы возникают в зоне сварных стыков, когда при несоблюдении требований по установке манжет нарушается целостность конструкции защитного покрытия, – по существу, поиск дефектов следует проводить именно в этих зонах.

Стоит также отметить, что, к сожалению, в последнее десятилетие резко снизилось качество работ. В основном идет подлог данных на базе предыдущих отчетов. Одной из причин этого является низкая стоимость работ: к примеру, если в 2005 г. стоимость обследования 1 км трубопровода большого диаметра составляла около 25 тыс. руб., то в последние годы реальным исполнителям работ платили порядка 12–15 тыс. руб.

Системы электрохимзащиты

Несомненно, важным элементом является контроль работы систем электрохимзащиты и особенно режима постоянного включения станций, поскольку даже кратковременные отключения примерно на сутки-трое приводят к необратимым явлениям, создающим предпосылки для развития коррозионных процессов. В плане организации работ по опыту прошлых десятилетий считаем полезной смену циклов проведения работ на объектах разными подрядчиками.

Диагностирование пересечений трубопроводов

Техническое диагностирование пересечений трубопроводов проводится в соответствии с [9].

На сегодняшний день в ПАО «Газпром» эксплуатируется около 18,5 тыс. переходов, в т. ч. более 2 тыс. под железными и порядка 16 тыс. под автомобильными дорогами различных категорий, из которых более 3 тыс. не обустроено защитными кожухами (футлярами).

Переходы под автомобильными и железными дорогами являются элементами пересечений, требующими особого контроля. Задачами обследования таких объектов является определение:

• состояния изоляционного покрытия прилегающих участков;

• наличия и места контакта трубы с защитным футляром;

• пространственного положения трубопровода.

Протяженность и места экскавации определяются в соответствии с [10]. Если величина сопротивления менее 0,2 Ом, контакт металлический. Если же она превышает 0,1L (L – длина футляра, м), можно считать, что футляр и труба не имеют электрического контакта.

В соответствии с изложенным основным способом диагностирования состояния переходов под автомобильными и железными дорогами являются электрометрические обследования. Система контроля переходов (СКП) магистральных газопроводов через естественные и искусственные препятствия является системой мониторинга параметров технического состояния, существенно повышающей уровень безопасности при эксплуатации объектов трубопроводного транспорта. В последние годы внедряется, хотя и недостаточно широко, принципиально новая модель мониторинговой системы, работающей на оптоволоконных технологиях, использование которых позволит организовать работу системы на «беспотенциальной» основе, что значительно снизит риск возникновения искры от иных подобных систем.

Диагностика перемычек между трубопроводами

К числу непростых объектов диагностирования относятся перемычки между трубопроводами. Результаты исследований системы GUL Wavemaker G3 показали, что по стресс-коррозионным дефектам только один дефект из семи был обнаружен на удалении 4,5 м от точки установки датчиков. По коррозионным дефектам выявляемость составила порядка 60 % при глубине дефекта 5 мм. Наиболее благоприятные результаты были показаны на поперечных искусственных трещинах на удалении до 15 м от точки установки датчиков. Считаем, что проведенные испытания выявили несовершенство данного метода, поэтому рекомендовать его применение нельзя. При обследованиях перемычек наиболее эффективным можно считать использование роботов, применяемых на КС, или БМД. Вместе с тем, если срок эксплуатации перемычек составляет около 25–30 лет, когда рекомендуются переизоляция труб и их диагностика, наилучшим вариантом может быть использование сканера-дефектоскопа NDM18 TestMaster или удаление старой изоляции с последующим обследованием наружными сканерами-дефектоскопами.

Воздушное патрулирование

Немаловажным элементом системы обследования газопроводов является воздушное патрулирование, позволяющее:

• выявлять места утечек транспортируемого продукта приборными методами;

• обнаруживать непроектное положение участков газопровода;

• осуществлять проверку охранных зон и зон минимальных расстояний газопроводов в целях выявления несанкционированных действий на осматриваемых объектах;

• проводить картографирование газопроводов;

• обеспечивать оперативную локализацию аварийных ситуаций.

Приборное обследование проводится не реже двух раз в год. В обязательном порядке поиск утечек метана проводится после паводка, землетрясения, карстового провала и сдвига оползня. В остальных случаях в соответствии с [11] необходимо проводить аэровизуальное наблюдение или аэросъемку (аэрофотосъемку, видеосъемку). Для воздушного патрулирования применяются вертолеты взлетной массой от 1450 кг до 13 т и беспилотные летательные аппараты (БПЛА) с продолжительностью полета не менее 150 мин и рабочей скоростью полета не менее 70 км / ч. Расчеты экономической эффективности показали, что применение БПЛА наиболее целесообразно на газопроводах-отводах большой протяженности.

Работы по воздушному патрулированию проводятся специализированными организациями или подразделениями эксплуатирующей организации, имеющими квалифицированных специалистов и диагностическое оборудование. При этом акцент делается на преимущественном использовании специализированных организаций.

По мнению летчиков гражданской авиации, участвовавших в воздушном патрулировании газопроводов и прекрасно знающих слабые места, из‑за которых происходит перерасход выделяемых на воздушное патрулирование средств, повышение эффективности работ в этом направлении прежде всего связано с более масштабным использованием БПЛА. При этом наибольший эффект может быть получен, если обследование, включая управление БПЛА вертолетного типа, и анализ результатов будут проводиться специалистами эксплуатирующей организации. Однако для этого необходимо максимально упростить управление взлетом, полетом и посадкой БПЛА и задание полетного маршрута, а также усовершенствовать конструкцию беспилотного вертолета типа «ГОРИЗОНТ ЭЙР S-100», приспособив ее исключительно для решения специфических задач вертолетного обследования.

Мониторинг геодинамических процессов

Наряду с необходимостью решения общих задач, связанных со старением системы трубопроводов и необходимостью их ремонта и реконструкции, в России есть специфические трудности, обусловленные пролеганием трубопроводов в различных природно-климатических условиях, требующих применения специальных технологий и оборудования. К пионерным разработкам уровня hi-tech, как представляется авторам статьи, относится технология радиволнового мониторинга опасных геологических процессов на линейной части магистральных газопроводов, основанная на использовании магнитотеллурического поля.

Нарушение устойчивости опасных производственных объектов газотранспортной системы является следствием недостаточного учета проектировщиками и строителями особенностей грунтовых условий, фактических геодинамических воздействий. Эта группа ошибок выливается впоследствии в значительные объемы неучтенных работ.

Практика показывает, что именно внезапная активизация опасных геодинамических процессов (ОГП) является причиной появления серьезных дефектов нефтегазопроводов, а также таких объектов, как резервуары, нефтеналивные коллекторы и др.

Особенно опасны в этом плане активные тектонические разломы (АТР), для которых характерны неожиданные редкие, но очень интенсивные и обширные по зоне охвата колебания. Установлено, что в АТР число вертикальных движений грунтов может при амплитуде 70–100 мм и более достигать 15–25 тыс. в год. Поэтому все объекты газотранспортной системы, находящиеся на участках активного разлома, попадают в зону постоянного природного техногенного риска. Легко понять, какие нагрузки несет участок трубы, зажатой по краям. Более того, в АТР возникают мощные аномалии эманаций агрессивных газов (радиоактивные торон Tn, радон Rn, метан CH4, оксид углерода CO2, сероводород H2S и проч.), активизирующих коррозионные процессы. К сожалению, начальные периоды активности ОГП практически не представляется возможным обнаружить известными методами контроля напряженно-деформированного состояния трубы (ВТД, вставка ИВ-2, ультразвук, оптоволокно и др.). Это происходит, поскольку, например, в зонах подработок при некоторых параметрах труб (диаметр, толщина стенки) даже при образовании просадки грунта образуется так называемая мертвая зона на определенной длине, в которой изменение напряженно-деформированного состояния еще не фиксируется. Основными районами, где целесообразно применение радиоволновых методов, являются Пермский край, Ставрополье, Краснодарский край. Целесообразность применения метода должна базироваться на возможности заблаговременного предупреждения опасного возмущения в грунте примерно за 2,0–2,5 ч до наступления события и минимизации числа случаев ложных тревог.

Исключение человеческого фактора

В целях повышения качества мониторинга за счет исключения человеческого фактора и минимизации эксплуатационных затрат на трубопроводах все шире стали использовать волоконно-оптические датчики. Стоит отметить, что срок службы мониторинговой системы определяется длительностью срока службы датчиков, что требует тщательного выбора поставщиков.

ВЫВОДЫ

1. Продуманная организация и своевременное проведение работ позволят повысить достоверность выявления дефектов и обеспечить высокий уровень экономической эффективности ВТД.

2. Созданные внутритрубные снаряды для протяженных участков соответствуют требуемому уровню выявления дефектов. Проблема с пропуском отдельных дефектов связана с некачественной подготовкой участков и большим перепадом высот трасс газопроводов.

3. Создание полномасштабной системы мониторинга должно стать базой для системного анализа и диагностики объектов транспорта газа.

В последние годы производители отечественных стеклопластиковых насосно-компрессорных труб (НКТ) активно рекламируют в отраслевых научно-технических журналах существенные преимущества этих труб по сравнению со стандартизированными стальными, а также перспективы их применения на нефтяных месторождениях в нагнетательных и добывающих скважинах, эксплуатируемых установками электропогружных центробежных насосов.

Сложившейся ситуации способствует резкое повышение цен на стальные НКТ на отечественном рынке.

Производители рекламируют следующие преимущества выпускаемых ими стеклопластиковых НКТ:

• срок эксплуатации – более 25 лет;

• диапазон рабочих температур – от –50 до 110–150 °С;

• малый коэффициент теплопроводности;

• простота и высокая скорость операций многократного монтажа-демонтажа;

• стойкость к агрессивным средам – пластовым водам, щелочам, кислотам;

• уменьшение отложений минеральных солей и парафинов;

• снижение гидравлического сопротивления;

• отсутствие необходимости применения ингибиторов коррозии;

• уменьшение количества подъемов колонн НКТ;

• снижение общих затрат на обслуживание и эксплуатацию.

Приведенный перечень преимуществ рекламируемых стеклопластиковых НКТ свидетельствует в первую очередь о некомпетентности их производителей в области требуемого уровня качества трубной продукции для колонн НКТ, а также об их уверенности в профессиональной некомпетентности специалистов нефтегазовых компаний, использующих эту продукцию.

Недопустимо рекламировать преимущества стеклопластиковых НКТ только по отношению к стандартизированным стальным НКТ.

ОТСУТСТВИЕ НЕОБХОДИМОЙ РЕГУЛИРУЮЩЕЙ НОРМАТИВНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

Нефтегазовые компании в течение длительного времени успешно применяют стальные НКТ с различными видами внутренних защитных покрытий, обеспечивающих при правильном выборе материалов и конструкции защитного покрытия эффективную противокоррозионную защиту трубной стали, предотвращение образования на ней отложений асфальтосмолопарафинов и минеральных солей, снижение гидравлического сопротивления, теплоизоляцию. Разработаны отечественный стандарт и корпоративные нормативные документы нефтегазовых компаний, определяющие требуемые критерии качества внутреннего защитного покрытия стальных НКТ. Автор статьи неоднократно анализировал в своих публикациях существенные недостатки действующей в нефтегазовых компаниях нормативной документации, определяющей критерии качества внутренних защитных покрытий стальных НКТ, и недопустимость ее применения. Однако она действует и обязательна для применения, что существенно затрагивает экономическую безопасность РФ и дискредитирует одно из перспективных направлений обеспечения требуемого уровня качества колонн НКТ на нефтяных месторождениях. Аналогичная ситуация складывается и со стеклопластиковыми НКТ. В настоящее время нет стандартов или корпоративных нормативных документов нефтегазовых компаний, регламентирующих критерии качества колонн НКТ в конкретных нормативных диапазонах их применения. Недопустимо оценивать преимущества и недостатки отдельных элементов колонн НКТ различного исполнения в отрыве от колонны в целом.

Необходим сравнительный технико-экономический анализ критериев качества колонн НКТ из стеклопластиковых элементов и стальных НКТ с защитными покрытиями, определяющих их:

• энергоэффективность (гидравлические и тепловые потери);

• надежность (в первую очередь вероятность безотказной работы в течение требуемой наработки и ремонтопригодность);

• безопасность (вероятность риска);

• технологичность (затраты при монтаже-демонтаже, эксплуатации).

В рекламных материалах отечественных производителей стеклопластиковых НКТ результаты подобного сравнительного технико-экономического анализа отсутствуют. Приводится лишь традиционная реклама, не подтвержденная результатами опытно-промышленных испытаний, технико-экономическим расчетом и свидетельствующая о профессиональной некомпетентности рекламодателей в данной области.

АНАЛИЗ ДОСТОВЕРНОСТИ РЕКЛАМНЫХ ЗАЯВЛЕНИЙ ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ СТЕКЛОПЛАСТИКОВЫХ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

К числу преимуществ стеклопластиковых НКТ по сравнению со стальными относят, как уже было сказано, диапазон рабочих температур от –50 до 110–150 °С, простоту и высокую скорость операций многократного монтажа-демонтажа, уменьшение количества подъемов колонн НКТ.

С подобными утверждениями нельзя согласиться. К примеру, диапазон рабочих температур стальных НКТ с внутренними защитными покрытиями значительно шире: с эпоксидным покрытием – от –60 до 180–200 °С, с силикатно-эмалевым – от –60 до 400 °С.

Утверждение о простоте и якобы более высокой скорости операций многократного монтажа-демонтажа стеклопластиковых НКТ также не выдерживает никакой критики: при монтаже колонн НКТ применяют стандартизированное коническое резьбовое соединение, что определяет одинаковые сложность и скорость выполнения операций монтажа-демонтажа стеклопластиковых и стальных труб.

Что же касается количества подъемов колонн НКТ из стеклопластиковых и стальных труб с внутренним защитным покрытием, то оно в основном определяется наработкой до отказа их резьбовых соединений и скважинных насосов. Наработка до отказа резьбовых соединений колонн НКТ из стеклопластиковых и стальных труб с внутренним защитным покрытием в большинстве случаев определяет срок их службы. Поэтому указанный в рекламной информации срок службы стеклопластиковых НКТ более 25 лет, который, по мнению рекламодателей, определяется временем до разрушения тела стеклопластиковых труб, не соответствует реальному, определяемому наработкой до отказа их резьб.

К примеру, один из российских заводов изготавливает стеклопластиковые НКТ с конической резьбой на присоединительных концах в соответствии с полученным патентом. Однако по данным ОАО «Удмуртнефть» [1], коническая резьба, нарезанная на концевых участках тела стеклопластиковых труб, попросту скалывается или срезается в процессе монтажа колонны НКТ, что приводит к нарушению герметичности конического резьбового соединения.

Для повышения сопротивления муфтового или раструбного конического резьбового соединения стеклопластиковых труб разрушению при монтаже колонны НКТ используют стеклопластиковые трубы со стальными наконечниками различной конструкции.

Поэтому другой российский производитель изготавливает стеклопластиковые НКТ со стальными наконечниками, раструбные концы которых сопрягаются с наружной поверхностью концевых участков стеклопластиковой трубы и закрепляются на ней с помощью клеевого соединения (эта конструкция также защищена патентом). Свободные концы стальных наконечников имеют наружную коническую резьбу. При монтаже колонны НКТ для соединения свободных концов стальных наконечников с наружной конической резьбой применяют стандартные муфты НКТ. Существенными недостатками этой конструкции являются низкая надежность клеевого соединения стальных наконечников со стеклопластиковой трубой, сложность контроля качества клеевого соединения и невозможность замены приклеенных стальных наконечников при разрушении их конической резьбы в муфтовом соединении вследствие фреттинг-коррозии при эксплуатации.

Третий российский производитель изготавливает стеклопластиковые НКТ, во внутренней полости присоединительных концов которых установлены стальные законцовки с кольцевыми ступенчатыми полками в виде цилиндрических выступов с радиальными кольцевыми канавками на наружной поверхности и цилиндрической трубной резьбой на внутренней поверхности. Соединение стальных законцовок со стеклопластиковой трубой достигается в процессе изготовления стеклопластиковой трубы путем спирально-кольцевой намотки ровинга, пропитанного эпоксидным связующим, на наружную ступенчатую поверхность стальных законцовок, что обеспечивает прочные адгезионные связи между ними и образует неразъемное соединение. В стальные законцовки ввинчивают стальные наконечники с наружной цилиндрической трубной резьбой на концевом участке, соединяемом с трубой. Герметичность цилиндрического резьбового соединения обеспечивается установкой уплотняющей прокладки между соприкасающимися торцами вставки и наконечника. На свободных концах стальных наконечников нарезана наружная коническая резьба. На эту конструкцию производитель также получил патент.

При монтаже колонны НКТ стандартную стальную муфту с внутренней конической резьбой на присоединительных концах наворачивают на соединяемые концы металлических наконечников с наружной конической резьбой.

Однако и это техническое решение не лишено недостатков. Наиболее существенными недостатками стеклопластиковых труб со стальными законцовками являются, в частности, следующие:

• стальные законцовки с внутренней цилиндрической трубной резьбой во внутренней полости значительно повышают стоимость стеклопластиковых труб;

• стальные законцовки не подлежат замене при ремонте, поскольку образуют неразъемное соединение со стеклопластиковой трубой;

• работоспособность резьбового соединения стальных законцовок со стальными наконечниками будет нарушаться в процессе эксплуатации вследствие фреттинг-коррозии, обусловленной совместным действием на резьбовое соединение вибрации колонны НКТ и транспортируемой коррозионно-активной среды, проникающей в резьбовое соединение, что приводит к нарушению герметичности соединения. Указанный характер разрушения характерен для резьбовых соединений металлических элементов колонн НКТ, поскольку эти соединения не являются абсолютно непроницаемыми, даже при наличии уплотнительной смазки.

Таким образом, проблема обеспечения требуемого уровня безотказности и ремонтопригодности резьбовых соединений стеклопластиковых НКТ является актуальной.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКОРОСТИ УМЕНЬШЕНИЯ ТОЛЩИНЫ ВНУТРЕННЕГО ЗАЩИТНОГО СЛОЯ СТЕКЛОПЛАСТИКОВОЙ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНОЙ ТРУБЫ ПРИ ГИДРОАБРАЗИВНОМ ИЗНОСЕ

Необходимо также отметить, что в рекламных материалах производителей стеклопластиковых НКТ отсутствует одна из важных характеристик труб, определяющая их безотказность, – скорость уменьшения толщины стенки стеклопластиковой трубы вследствие гидроабразивного износа стеклопластика при воздействии транспортируемой абразивосодержащей жидкой среды.

Известно, что пластовая вода, содержащаяся в продукции, транспортируемой по колоннам НКТ в добывающих и нагнетательных скважинах, характеризуется значительным содержанием механических примесей. Механические примеси в пластовых водах, содержащих сероводород, состоят в основном из соединений сернистого железа. Другая часть взвешенных частиц в пластовых водах представляет собой полуобкатанные обломки кварца диаметром до 20 мкм. Встречаются также зерна карбонатов и доломитов диаметром до 80 мкм. Кроме того, в транспортируемом флюиде содержатся частицы глины, карбонатов, соединения железа, бария, кремнекислоты. Их максимальный размер – 130 мкм. Большинство частиц обладает довольно высокой твердостью. Например, микротвердость известняка достигает 1800 МПа, кварца – 10 800 МПа, сернистого железа – 17 000 МПа.

Высокая твердость частиц и их повышенное содержание в транспортируемой по колоннам НКТ жидкой среде обусловливают гидроабразивный износ материала НКТ.

При встрече под углом атаки к твердой частицы с внутренней поверхностью НКТ частица внедряется в поверхностный слой, проходя некоторый путь трения. Износ материала внутреннего поверхностного слоя происходит в результате срезания микростружек с поверхности (абразивный износ) или отрыва отдельных частиц материала вследствие контактной усталости, являющейся результатом многократного локального циклического деформирования твердыми частицами поверхностного слоя материала (усталостный износ).

Относительная доля каждого из указанных механизмов процесса гидроабразивного износа материала определяется физико-механическими свойствами материала и твердой частицы, углом атаки твердой частицы по отношению к поверхности материала и скоростью потока жидкости.

Угол атаки твердых частиц, содержащихся в транспортируемой продукции, может изменяться в широком диапазоне от малых до больших значений и определяется профилем колонны НКТ в конкретной скважине, которая в зависимости от расположения продуктивных пластов на нефтяном месторождении может быть вертикальной, наклонно-направленной либо горизонтальной.

Для оценки влияния угла атаки твердой частицы по отношению к внутренней поверхности стеклопластиковой трубы, скорости потока жидкости, концентрации в ней абразивных частиц на скорость уменьшения толщины внутреннего защитного слоя стеклопластиковой НКТ при гидроабразивном износе были испытаны стеклопластиковые трубы на эпоксидном связующем с внутренним защитным слоем из следующих полимерных материалов с различными физико-механическими свойствами:

• термостойкого полиэтилена РЕ-RT толщиной 3 мм;

• термоэластопласта толщиной 3 мм;

• резины типа 1 толщиной 3 мм;

• эпоксивинилэфирной смолы Dеrakane Momentum 411-350 толщиной 1,5 мм.

Допустимая температура эксплуатации всех перечисленных материалов – 95 °C.

Испытания на гидроабразивный износ проводили на образцах в виде сегментов, вырезанных из стеклопластиковых труб с внутренним защитным слоем из исследуемых материалов.

На рис. 1 представлена схема установки для испытаний различных материалов на гидроабразивный износ, позволяющей проводить испытания при разных скоростях абразивосодержащей жидкой среды, разных углах атаки этой среды по отношению к поверхности образца и различной концентрации абразивных частиц [2].

На рис. 2 представлена схема съемного стола установки с установленными на нем образцами и штифтами для базирования стойки с индикатором (рис. 3) при измерении толщины образца по длине канавки, образующейся вследствие износа.

В ходе испытаний на гидроабразивный износ в качестве модельной среды использовали водную среду с кварцевым песком. Размер частиц кварцевого песка – 100–200 мкм.

Испытания на износ проводили при скоростях потока модельной среды 6,99; 8,9; 10,31 и 12,2 м / с, концентрации кварцевого песка в модельной среде 8, 12, 15 и 20 % масс., температуре модельной среды 293, 313, 333 и 353 К и углах атаки 75 и 15°.

Скорость уменьшения толщины внутреннего защитного слоя образцов труб при гидроабразивном износе, а следовательно, скорость увеличения глубины канавки, образующейся на поверхности образца в результате износа, определяется отношением толщины изношенного слоя к интервалу времени, за который произошел этот износ.

Продолжительность испытаний на гидроабразивный износ при каждом режиме составляла 8 ч. По истечении каждого часа испытаний контролировали концентрацию и размер частиц кварцевого песка в модельной среде. Через каждые два часа испытаний заменяли модельную среду, проводили измерение толщины образца по длине канавки, образующейся вследствие износа (рис. 4).

Одновременно испытывали четыре образца стеклопластиковой НКТ с защитным слоем из одного и того же материала.

В таблице приведены результаты исследования скорости уменьшения толщины внутреннего защитного слоя стеклопластиковых НКТ из разных материалов различной твердости по Шору D в зависимости от скорости потока модельной среды, температуры и концентрации кварцевого песка. Анализ данных, представленных в таблице, показывает, что в исследованных диапазонах изменения скорости потока и температуры модельной среды, концентрации в ней абразивных частиц, угла атаки высоким сопротивлением гидроабразивному износу обладает внутренний защитный слой стеклопластиковых НКТ из термоэластопласта и резины типа 1. При продолжительности испытаний на износ 8 ч скорость уменьшения толщины защитного слоя равна нулю. Высокая скорость износа в этих условиях зафиксирована у закаленной стали 36НХТЮ, используемой для изготовления сопл установки для испытаний на гидроабразивный износ: интервал сохранения работоспособности сопл в указанных условиях не превышает 6 ч.

Из данных таблицы видно также, что скорость уменьшения толщины внутреннего защитного слоя НКТ из термостойкого полиэтилена РЕ-RT при угле атаки 15° равна нулю в исследованном диапазоне изменения скорости течения модельной среды. Однако при угле атаки 75° она достаточно высокая, что определяет малый срок службы внутреннего защитного слоя из этого материала. Значительно выше скорость уменьшения толщины внутреннего защитного слоя НКТ из эпоксивинилэфирной смолы Dеrakane Momentum 411-350.

Значения твердости по Шору D исследуемых материалов внутреннего защитного слоя стеклопластиковых труб свидетельствуют о том, что с понижением твердости материала защитного слоя, а следовательно, повышением его эластичности скорость уменьшения толщины этого слоя вследствие гидроабразивного износа снижается. Наиболее низкой твердостью обладают термоэластопласт и резина типа 1, что обусловливает их высокую износостойкость. Подобная зависимость свидетельствует об усталостном механизме гидроабразивного износа материала внутреннего защитного слоя стеклопластиковых НКТ.

Из данных таблицы также видно, что температура и концентрация абразивных частиц в исследованном диапазоне их изменения практически не влияют на скорость уменьшения толщины внутреннего защитного слоя из исследуемых материалов.

Проведенный анализ скорости потока транспортируемой жидкой среды по колоннам НКТ на нефтяных месторождениях показал, что максимальная скорость не превышает 6,0 м / c. Угол атаки абразивных частиц к внутренней поверхности НКТ в зависимости от конструкции скважины изменяется в широком диапазоне от малых до больших значений. В указанных условиях эксплуатации колонн НКТ целесообразно использовать в качестве материала внутреннего защитного слоя стеклопластиковых НКТ термоэластопласты, резины и другие эластичные материалы твердостью 12–35 по Шору D.

Результаты исследования скорости уменьшения толщины внутреннего защитного слоя стеклопластиковых насосно-компрессорных труб из материалов различной твердости по Шору D в зависимости от скорости потока модельной среды, температуры и концентрации кварцевого песка

Results of a study of the reduction rate of the inner protective layer thickness of glass reinforced plastic tubing made of materials of different Shore D hardness depending on model medium flow rate, temperature and quartz sand concentration

* Отсутствие данных в ячейке означает, что исследование при угле атаки 15° для данного параметра не проводилось.

* No data in the box means that a study at 15° angle of attack has not been carried out for this parameter.

Для скважинной добычи жидких сред (так называемой пластовой жидкости) используются погружные штанговые и электроцентробежные насосы (ЭЦН). Жидкость поднимается на поверхность по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ).

Для защиты от воздействия на насос обратного тока жидкости, способного вызвать обратное (турбинное) вращение колес насоса в случае остановки работы установки, выше насосной установки в НКТ устанавливают герметичный обратный клапан (рис. 1), который предотвращает переток жидкости в насос и облегчает последующий пуск насосной установки в работу.

Одной из основных проблем, возникающих во время эксплуатации УЭЦН для добычи нефти, является наличие в откачиваемой жидкости твердых взвешенных частиц – механических примесей, образующих вместе с продуктами коррозии металла стальных труб НКТ шлам, который может осаждаться на клапан. Шлам, оседающий на шар и седло обратного клапана, вызывает осложнения в его работе, прежде всего приводит к износу герметизирующего узла и препятствует сохранению герметичности, что приводит к отказу насосного оборудования. Анализ причин негерметичности (рис. 2) показал, что 73 % случаев выхода из строя обратных клапанов обусловлены оседанием шлама в клапанной паре «шар – седло» и 21 % – гидроабразивным износом.

После остановки УЭЦН в случае нарушенной герметичности обратного клапана напор столба жидкости в НКТ заставляет колеса насоса вращаться в обратном направлении. Это препятствует нормальному пуску электродвигателя из‑за перегрузки по току. Чтобы восстановить способность насосной установки к пуску, требуется полностью слить пластовую жидкость из колонны НКТ. Это увеличивает время непроизводительного простоя оборудования.

Данная проблема отказа обратного клапана наиболее актуальна для УЭЦН, работающих в кратковременном или периодическом режиме, а также при аварийных и плановых отключениях оборудования.

Применение способа защиты клапана, рассматриваемого в данной статье, позволяет увеличить наработку скважин на осложненном фонде с ранее установленными УЭЦН, увеличить межремонтный период УЭЦН и сократить затраты на ремонт скважинного оборудования.

На данный момент для предотвращения обратного вращения колес насоса после остановки УЭЦН применяются клапаны различных конструкций:

• обратный клапан со шламоуловителем;

• шаровый клапан;

• тарельчатый клапан либо используются два клапана.

Однако осаждение шлама из НКТ усугубляет проблемы надежности клапанов, при этом у каждого из этих конструктивных решений есть свои ограничения по режимам применения:

• применение обратного клапана со шламоуловителем возможно лишь на низкодебитных скважинах (Qж < 60 м³ / сут);

• применение шарового и тарельчатого обратных клапанов не исключает возможности обратного вращения рабочих колес центробежного насоса при потере герметичности;

• технология с применением двух клапанов характеризуется образованием так называемой мертвой зоны, что приводит к еще более быстрому засорению обратного клапана.

Все эти конструкции недостаточно эффективно обеспечивают герметичность клапана и безотказную работу оборудования при осаждении шлама на рабочие поверхности обратного клапана, нарушающего его герметичность. Замена материала, из которого выполнен обратный клапан, может уменьшить гидроабразивный износ, но не повысит его работоспособность из‑за отложений шлама в зоне клапанной пары.

Разработчики «РЕАМ-РТИ» по инициативе группы специалистов АО «Самаранефтегаз» – нефтедобывающего предприятия ПАО «НК «Роснефть» нашли инновационное конструктивное решение для защиты существующих клапанов любой конструкции от оседания шлама и сохранения герметичности. Это защитный элемент, перехватывающий осаждающийся из НКТ шлам, изготовленный из проволочного проницаемого материала (ППМ), подвижный в осевом направлении, который может быть установлен в НКТ как самостоятельный узел над клапаном (рис. 3) или встроен в клапаны существующих конструкций.

Принцип работы защитного элемента из ППМ, встроенного в обратный клапан, показан на рис. 4. Разработанная конструкция защитного элемента защищена патентом на изобретение № 2686128.

В этом случае защитный элемент устанавливается выше решетки обратного клапана. В процессе перекачки жидкость, содержащая скважинные примеси, свободно омывает защитный элемент и вымывает из него ранее осажденный из НКТ шлам, что становится возможным благодаря уникальным свойствам ППМ – проницаемости и низкому гидравлическому сопротивлению. При остановке насоса шлам из НКТ оседает на защитный элемент, благодаря чему не попадает в зону клапанной пары и не нарушает его герметичность.

При следующем пуске насоса защитный элемент приподнимается под напором среды, и осевшие механические частицы вымываются потоком и уносятся в НКТ. Происходит самоочищение защитного элемента. Специфическая форма защитного элемента способствует полному удалению шлама, состоящего из механических частиц и частиц коррозии НКТ, из зоны, которая при других конструкциях клапана оказывается «мертвой» – запененной шламом.

Образец защитного элемента обратного клапана представлен на рис. 5.

На рис. 6 представлена структура ППМ. Одним из главных достоинств защитного элемента от «РЕАМ-РТИ» является свойство восстановления его работоспособности более чем до 90 % первоначальной при промывке обратным током жидкости при запуске оборудования. Процесс самоочистки показан на рис. 7. Низкое гидравлическое сопротивление материала ППМ не создает дополнительного сопротивления току перекачиваемой жидкости, а высокая эрозионная и коррозионная стойкость материала обеспечивает длительный срок службы. Проволочный проницаемый материал может быть выполнен с разной степенью фильтрации, от 5 до 500 мкм.

Олеофобное покрытие элемента, сделанное также по авторской специальной технологии «РЕАМ-РТИ», обеспечивает свободное прохождение нефтесодержащей среды и предотвращает осаждение на поверхности защитного элемента тяжелых компонентов нефти (асфальтенов, смол и парафинов).

Использование защитного элемента из ППМ значительно снижает количество механических примесей, оседающих на обратный клапан и, главное, в зону клапанной пары. Таким образом, он повышает надежность работы клапана и сопряженного оборудования. Увеличиваются наработка скважин на осложненном фонде и межремонтный период УЭЦН.

Опытно-промысловые испытания модернизированных клапанов проводились на месторождениях ПАО «Сургутнефтегаз», ПАО «НК «Роснефть» и других ведущих нефтедобывающих компаний и подтверждают эффективность его применения.

Скважины-кандидаты подобрались по следующим критериям:

• скважина, работающая в режиме автоматического повторного включения или в условно-постоянном режиме;

• высокое содержание механических примесей;

• наличие случаев негерметичности обратного клапана.

В настоящее время большая часть модернизированных обратных клапанов продолжает работать в составе установок и их наработка превышает 700 сут. Результаты испытаний модернизированных клапанов представлены в таблице.

Целями внедрения защитного элемента обратного клапана являются повышение надежности его работы и ускорение пусконаладочных работ при плановых остановках скважинного оборудования. Достигнутые результаты позволяют сделать вывод, что разработанная «РЕАМ-РТИ» концепция и конструкции защитного элемента на ее основе решают данные задачи. Предложенный защитный элемент может быть установлен на клапан любой конструкции шарового, тарельчатого, фланцевого типа, а также в НКТ в виде самостоятельного узла, что гарантирует максимальную широту и универсальность его применения.

Сведения о работе ЭЦН с использованием клапанов обратных с защитным элементом из ППМ

ВВЕДЕНИЕ

В начале 1960‑х гг. на базе Куйбышевского авиационного института в отраслевой научно-исследовательской лаборатории был разработан проволочный проницаемый материал, получивший название металлорезина [1]. Материал был спроектирован для виброизоляторов и демпферов, работающих в условиях высоких температур и нагрузок, однако в дальнейшем область его применения значительно расширилась за счет использования при производстве систем инфракрасных излучателей, горелок, катализаторов, уплотнителей и фильтрующих элементов.

Стоит отметить, что проблема фильтрации сохраняет свою актуальность для предприятий нефтегазовой отрасли. Разработаны многочисленные способы и устройства, системы для очистки различных сред, которые обеспечивают защиту дорогостоящего оборудования, снижают его износ и увеличивают ресурс работы, позволяют эффективно бороться с загрязнением окружающей среды.

В целом фильтры можно разделить на две категории – поверхностного и объемного действия. Достоинство фильтров объемного действия – низкий перепад давления при высокой производительности и эффективности процесса очистки, обусловленных отношением тонкости фильтрации a к среднему размеру пор : a << . В конструкции объемных фильтров могут применяться нетканые материалы (текстиль, войлок, бумага), металлы (медь, нержавеющая сталь, пеноникель), а также проволочный проницаемый материал (ПММ).

ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА ФИЛЬТРУЮЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ ИЗ ПРОВОЛОЧНОГО ПРОНИЦАЕМОГО МАТЕРИАЛА

ППМ представляет собой определенно ориентированную проволочную спиралевидную структуру, которая в результате холодного деформирования (в частности, прессования) образует проницаемую во всех направлениях открыто пористую систему, обеспечивающую заданные механические, физические и гидродинамические параметры.

Способ производства и конструкция материала позволяют:

• получить матрицу, упругую во всех направлениях;

• получить лабиринтную щелевую систему каналов со значениями величины пор в объеме фильтроэлемента от 5 мкм, отсутствие закрытых (тупиковых) пор;

• обеспечить низкое гидравлическое сопротивление материала за счет использования проволоки круглого сечения;

• регулировать размер пор деформацией (сжатием / растяжением) структуры;

• использовать проволоку из различных видов нержавеющей стали, тем самым обеспечивая высокую коррозионную стойкость фильтра;

• обеспечить многократную регенерацию с практически 100 % восстановлением фильтрующих свойств.

Эксплуатационные свойства фильтрующих элементов из ППМ определяются такими взаимосвязанными параметрами, как средний размер пор, пористость, диаметр поперечного сечения проволоки, величина предварительной деформации.

Средний размер пор фильтрующей части элементов зависит от диаметра d поперечного сечения проволоки и пористости П:

,           (1)

где П – заданная пористость фильтрующей части, безразмерный коэффициент, изменяющийся от 0 (условно – полностью деформированный элемент) до 1 (условно – полностью недеформированный элемент); d – диаметр поперечного сечения проволоки, мм; – средний размер пор, мм.

При этом тонкость фильтрации для фильтрующих элементов из ППМ a << , что является отличительной особенностью данных фильтроэлементов. Для других видов фильтроэлементов характерно соотношение a ≈ . Поэтому при необходимости повышения тонкости фильтрации изготовление и эксплуатация перфорационных, решетчатых и сетчатых фильтров сопряжены с трудностями, обусловленными увеличением стоимости изготовления, ростом уровня брака из‑за несоблюдения размеров пор (щелей, отверстий), а также уменьшением времени наработки до отказа или времени до стадии регенерации фильтроэлемента.

Упругость ППМ позволяет за счет предварительной деформации, например осевого сжатия (рис. 1), изменять пористость и, соответственно, тонкость (рейтинг) фильтрации. На рис. 2 видно, что эффективность фильтрации для полностью сжатого фильтроэлемента во всем диапазоне размеров частиц механических примесей от 30 мкм достигает 100 %, а для фильтроэлемента, частично сжатого и в свободном состоянии, номинальная тонкость фильтрации (с эффективностью не менее 95 %) составляет уже 50 и 85 мкм соответственно.

Данное свойство фильтроэлементов из ППМ позволяет сократить номенклатурный ряд изделий, которые могут быть универсально использованы для разных уровней тонкости фильтрации, а также проводить эффективную регенерацию (восстановление фильтрующей способности) изделий в случае засорения фильтроэлементов. Увеличение расстояния между проволочными волокнами при снятии деформационной нагрузки облегчает удаление частиц, накопившихся в структуре фильтра.

Внешний вид фильтроэлементов из ППМ в свободном состоянии представлен на рис. 3а. Из рис. 3б видно, что при росте перепада давления происходит деформация поверхности фильтроэлемента под воздействием внешних сил, однако после снятия нагрузки упругие свойства материала возвращают его в первоначальное положение, обеспечивая сброс задержанных на поверхности в процессе фильтрации механических примесей.

Безусловно, как и иные конструкции фильтрующих элементов, фильтроэлементы из ППМ подвержены засорению механическими примесями. Это засорение приводит к перекрытию поровых пространств фильтроэлементов, снижению их пропускной способности, увеличению перепада давления на работающем фильтроэлементе, а соответственно, к снижению эффективности фильтрации. Опыт применения сетчатых фильтров поверхностного действия для защиты от механических примесей скважинного нефтегазового оборудования показал, что они засоряются намного быстрее [2]. Больший срок службы фильтров объемного действия из ППМ обусловлен высокой скважностью поверхности и собственной грязеемкостью.

Для восстановления эффективности фильтрации проводят периодическую регенерацию фильтроэлементов путем кратковременной остановки процесса фильтрации или промывки обратным током жидкости. Высокая эффективность регенерации фильтроэлементов из ППМ, обусловленная упругостью материала, подтверждена испытаниями [3]. Динамика повышения перепада давления при прохождении фильтруемой жидкости и восстановления первоначальной фильтрующей способности после краткосрочной обратной промывки представлена на рис. 4.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИННЫХ ФИЛЬТРОВ НА ОСНОВЕ ПРОВОЛОЧНОГО ПРОНИЦАЕМОГО МАТЕРИАЛА

В установках электроприводных лопастных насосов

Фильтрующие системы из ППМ широко применяются в установках электроприводных лопастных насосов (УЭЛН) для добычи нефти [2, 4]. Наиболее востребованная тонкость фильтрации в таком оборудовании составляет около 200 мкм, что позволяет защитить оборудование от засорения и эрозионного износа и увеличить общую наработку до отказа.

Практика показала, что применение фильтроэлементов из ППМ для различных условий эксплуатации обеспечило среднее увеличение наработки оборудования до отказа в 2,4 раза, причем многие случаи отказа скважинных насосных установок не были связаны с работой фильтрующего оборудования. По некоторым скважинам увеличение наработок до отказа, связанное с уменьшением негативного влияния механических примесей, составило 3,5 и более раз (табл.).

В целях повышения эффективности работы УЭЛН при наличии механических примесей в откачиваемом пластовом флюиде были разработаны также узлы фильтра – входного модуля и подвесного фильтра, в которых используются фильтроэлементы из ППМ [5].

Результаты работы скважинного оборудования, укомплектованного фильтроэлементами из ППМ, представлены на рис. 5.

В системах очистки воды для поддержания пластового давления

Одним из направлений использования фильтроэлементов из ППМ является подготовка сточной или подтоварной воды в системах сбора и подготовки продукции нефтяных скважин. В такой воде много механических примесей и остаточной нефти, что делает невозможным дальнейшее ее использование для поддержания пластового давления (ППД).

Для всех продуктивных пластов по показателям воды, предназначенной для систем ППД, существуют ограничения по количеству и размерам частиц механических примесей, содержанию остаточной нефти в воде. Обычно концентрация взвешенных механических частиц в воде не должна превышать 10–50 мг / л, а размер частиц должен составлять не более 5–10 мкм; количество остаточной нефти – не более 30–50 мг / л воды.

Для достижения требуемых значений указанных параметров вода пропускается через сложную систему очистки, в которой используются многочисленные аппараты, в т. ч. громоздкие, такие как резервуары-отстойники. В целях создания малогабаритных блочных систем подготовки воды для ППД [6] были с применением компьютерного моделирования разработаны двух- и трехступенчатые фильтрующие системы [7] (рис. 6). В двухступенчатых системах первая ступень очистки предназначена для отбора 90–95 % механических примесей и остаточной нефти и защищает от быстрого загрязнения и засорения вторую ступень очистки, представленную фильтроэлементами из ППМ с тонкостью фильтрации 5–10 мкм. Для увеличения сроков использования фильтроэлементов из ППМ предусмотрена попеременная работа фильтров второй ступени очистки.

Технические решения, полученные с помощью компьютерного моделирования, были протестированы на специальных стендах (рис. 7–8). Результаты использования двухступенчатой блочной системы фильтров на основании измерения размеров частиц до и после прохождения через систему представлены на диаграммах (рис. 9), из которых видно, что на выходе из системы более 95 % всех частиц механических примесей имеют размер менее 10 мкм.

ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ АНТИАДГЕЗИОННЫХ ПОКРЫТИЙ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ПРОВОЛОЧНОГО ПРОНИЦАЕМОГО МАТЕРИАЛА

Поскольку структура ППМ обладает высокой скважностью и имеет большую площадь контакта поверхности с фильтруемой жидкостью, в целях предотвращения налипания частиц на поверхность ППМ можно наносить специальные покрытия, придающие материалу антиадгезионные свойства.

Были проведены опытные работы, в ходе которых исследовалась возможность придания фильтрующей поверхности гидрофобных свойств для снижения интенсивности солеотложения на поверхности ППМ. В качестве экспресс-метода оценки адгезии поверхности к солям традиционно применялось измерение краевого угла смачивания (КУС) (рис. 10): гидрофобные покрытия должны обеспечивать краевой угол смачивания не менее 90° [8].

С точки зрения соотношения затрат и эффективности оказались интересны гидрофобные среды на основе фтор- и кремнийорганических соединений, покрытия на основе которых в ходе стендовых испытаний (рис. 11а) продемонстрировали КУС более 95°. Технология нанесения таких покрытий относительно проста и включает подготовку поверхности детали, например, пескоструйной обработкой, нанесение покрытия окунанием, сушку и закрепление в печи. Однако фторорганические соединения в отличие от кремнийорганических обладают не очень хорошей адгезией к металлам. Поэтому усилия были направлены на получение и применение гибридных фтор- и кремнийорганических соединений. Такой гибридный продукт был получен, в результате чего КУС увеличился до 118°. Пример измерения КУС на обработанной металлической поверхности ППМ представлен на рис. 11б.

ПРИМЕНЕНИЕ ПРОВОЛОЧНОГО ПРОНИЦАЕМОГО МАТЕРИАЛА В КОНСТРУКЦИИ ГАЗОВЫХ ГОРЕЛОК

Наряду с традиционными факельными горелками в последнее время все более широкое применение находят горелки на базе пористых материалов. На сегодняшний день наиболее часто, в первую очередь в бытовой сфере, применяют прямоканальную керамику, как правило, в виде плоских пластин размером 100 150 мм, что объясняется доступностью и небольшими затратами на их производство. Несмотря на присущие данному материалу недостатки, такие как низкая температурная и механическая прочность, повышение коэффициента полезного действия и снижение вредных выбросов по сравнению с факельными горелками позволяют широко использовать пластины прямоканальной керамики.

В 2014 г. компании «Энергооборудование» и «РЕАМ-РТИ» совместно разработали конструкцию в виде пластины из ППМ (рис. 12). В дальнейшем по результатам первичных испытаний конструкция и структура ППМ были доработаны и в настоящее время применяются в горелках отопительных котлов.

До использования ППМ в качестве материала для газовых горелок компания «Энергооборудование» устанавливала пластины из высокопористого ячеистого хромаля, имеющего высокоразвитую пористую структуру и обеспечивающего инфракрасный режим горения. Однако в силу жестких технологических требований к производству данного материала не удавалось обеспечить его надежность.

При переходе к установке ППМ с необходимой пористостью удалось сохранить все энергетические и экологические характеристики горелок, в частности способность эффективно работать практически во всем диапазоне мощности, а это 20–100 % в режиме инфракрасного свечения (рис. 13), обеспечивающего наиболее эффективный механизм передачи тепла от горелки к теплоносителю. Одновременно удалось в 2–5 раз повысить надежность работы горелок.

Подавляющее большинство горелочных устройств рекомендуется максимально быстро переводить в режим голубого пламени, так называемого микрофакельного горения. Однако, хотя этот режим выше по эффективности, чем режим работы факельных горелок, режиму инфракрасного свечения он по данному показателю уступает.

Рабочая температура поверхности горелочных устройств с применением ППМ может достигать 1050 °С. Для таких горелочных устройств можно использовать газовые топлива, включая природный газ (метан), пропан / бутановые смеси, биогаз, а также бедные и богатые смеси на основе перечисленных газов.

Оценка надежности использования ППМ в горелках котлов в период отопительных сезонов 2016–2020 гг., проведенная производителем отопительных систем, подтвердила способность ППМ работать в режиме инфракрасного свечения с заданными параметрами мощности.

Стоит отметить, что применение ППМ в горелках позволяет существенно снизить наиболее агрессивные вредные выбросы, в т. ч. окислы азота. Так, исследования показали, что предельные значения выбросов NOx при использовании ППМ в горелках не превосходят 20,5 мг / м3 (10 ppm), а в значительной части рабочего диапазона мощности горелок составляют 12,3 мг / м3 (4–6 ppm), что ниже уровня фона.

ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ФИЛЬТРОЭЛЕМЕНТОВ ИЗ ПРОВОЛОЧНОГО ПРОНИЦАЕМОГО МАТЕРИАЛА

Все чаще в практике освоения нефтяных и газовых скважин применяется бурение горизонтальных стволов, которые из‑за большой протяженности и малых диаметров не оборудуются обсадными колоннами (рис. 14). По мнению исследователей, применение фильтроэлементов из ППМ при создании специальных устройств для заканчивания горизонтальных стволов нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях эксплуатации может способствовать сокращению временнх и финансовых затрат, обеспечив при этом успешность проведения операции.

Кроме того, очевидны перспективы использования ППМ в качестве фильтроэлемента фильтрующих систем для очистки сточных вод в промышленности и бытовой сфере.

Показатели наработок до отказа установок электроприводных лопастных насосов для добычи нефти при использовании фильтроэлементов из проволочного проницаемого материала на месторождениях Самарской области

Mean time between failures of electrically driven vane pump units for oil production using wire-permeable fi

lter elements in Samara region fields

АО «Теккноу» является отечественным производителем оборудования контрольно-измерительных приборов и представляет на российском рынке накладные ультразвуковые расходомеры жидкости, газа и пара «ФЛЕКСУС». Высокотехнологичные современные расходомеры «ФЛЕКСУС» являются незаменимым измерительным оборудованием в таких сферах, как добыча, переработка, хранение и транспортировка нефти, газа, химическая промышленность, металлургия, электроэнергетика и др. Основой успешного применения расходомеров «ФЛЕКСУС» являются двухпроцессорное исполнение блока электроники, высокая частота измерений, температурная компенсация датчиков и другие функции, позволяющие проводить измерения с высокой точностью.

Расходомеры жидкости

Стационарные и портативные ультразвуковые расходомеры жидкости могут быть как общепромышленного исполнения, так и для взрывоопасных зон 1 и 2. Они применяются для измерения объемного или массового расхода всех звукопроводящих жидкостей на трубопроводах DN 6–12 000 мм при температуре от –196 до 600 °C. Предусмотрена возможность погружения первичных датчиков приборов под воду с учетом наличия IP68 и погрешности не более 0,5 %.

Также прибор способен производить измерения расхода жидкостей с различными включениями и газацией до 10 % объема среды. При превышении 10 %-ного объема предусмотрен специальный автоматический переключаемый режим (зондирующий), позволяющий расходомеру продолжать измерения непрерывно.

Датчики изготовлены из нержавеющей стали, а их провода установлены в металлической оплетке, что позволяет применять их в агрессивных условиях. Диапазон измерения составляет ±0,01…25,0 м / с по скорости потока.

Расходомеры газа

Компания «Теккноу» производит также версию портативного и стационарного расходомера «ФЛЕКСУС» для измерения расхода газа. Использование накладного прибора сокращает риск утечки газа через врезные соединения, делает расходомер невосприимчивым к резким броскам давления, изменению влажности и компонентного состава газа. Широкий диапазон измерения расхода по скорости потока (±0,01…35,0 м / с) и высокая точность (до 1 %) позволили расходомерам «ФЛЕКСУС» войти в число лидеров.

Расходомеры пара

До недавнего времени портативного накладного оборудования для измерения расхода пара не существовало. Но все меняется, и на сегодняшний день специалисты АО «Теккноу» успешно провели ряд испытаний в реальных условиях по измерению расхода пара приборами «ФЛЕКСУС» с накладными датчиками. Условия были различными: температура варьировалась от 186 до 500 °C, давление – от 0,4 до 4,0 МПа. В ходе испытаний была подтверждена высокая эффективность применения расходомера «ФЛЕКСУС» для измерения расхода пара, и в ближайшее время прибор будет внесен в Госреестр средств измерения.

Средний срок службы расходомеров составляет 16 лет.

За 20 лет работы компания «ТЕККНОУ» зарекомендовала себя как надежный и стабильный партнер на территории России, в Белоруссии и Казахстане.

– Олег Викторович, в российской энергетике используется большое количество газовых и паровых турбин иностранного производства. Как вы считаете, насколько сейчас актуальна тема импортозамещения в этой отрасли?

– Безусловно, текущий год показал, что вопрос необходимости импортозамещения становится все более острым и насущным. Большую роль в таком положении дел сыграли несколько факторов: это и последствия пандемии, и напряженная политическая ситуация, и санкции против российских компаний и отдельных лиц. Все это приводит к тому, что многие западные компании либо вообще отказываются сотрудничать с российскими представителями, либо, что называется, ставят барьерные сроки и цены. То есть, к примеру, предлагают поставить оборудование года так через три и по цене, в 10 раз превышающей рыночную. Таким образом, формат сотрудничества стал сводиться к абсолютно неприемлемым для нас условиям и срокам либо же запросы о сотрудничестве попросту игнорируются. Именно поэтому сейчас как никогда остро стоит вопрос об импортозамещении, о необходимости справляться своими силами и находить решения для замещения поставок западных компаний на рынке России.

– Какой вклад вносит «Русь-Турбо» в реализацию программы импортозамещения?

– В этом отношении компания «Русь-Турбо» в текущем году получила интересный опыт работы. По запросу одного из крупных производителей энергетического оборудования мы создали чертеж необходимой детали по готовому изделию, которую можно свободно произвести в России, не обращаясь к западным импортерам. И второй заказ, примерно идентичный, но только здесь к нам обратился сам завод-изготовитель, который также имел негативный опыт взаимодействия с западными компаниями, заключающийся в том, что после полугода длительных переговоров со стороны импортеров было получено предложение абсолютно неподъемное и неадекватное рынку по срокам и ценам. Поэтому компания «Русь-Турбо» создала необходимые чертежи, и сейчас мы уже приступаем к производству деталей, которые будут установлены на импортное оборудование.

Если говорить в целом об импортозамещении, в том числе замещении кадрового резерва, то мы никогда не привлекаем западных специалистов для обслуживания и ремонта оборудования, поскольку имеем достаточно богатый опыт, чтобы выполнять работу качественно, в соответствии со всеми требованиями заказчика и, естественно, по наиболее приемлемым для него ценам. А вот выпуск запчастей к импортному оборудованию стал для нас новым качественным опытом. Это тот самый случай, когда говорят, что санкции идут нам на пользу. «Чем их больше, тем нам лучше», – звучит, с моей точки зрения, не очень патриотично, но суть в том, что такое положение вещей заставляет бизнес не только продавать нефть и лес, но и развиваться и создавать собственную технику не хуже западной.

– Можно ли сказать, что «Русь-Турбо» обладает всеми ресурсами, чтобы создать мощную конкуренцию зарубежным монополистам?

– Пока мы не говорим о мощной конкуренции, потому что мощностей еще не так много, компания молодая, но потенциал, технические возможности, знания и опыт позволяют нам надеяться на такую характеристику в скором будущем. Пока объемы компании в общем масштабе рынка небольшие, но, самое главное, есть реальные шаги, которые позволяют пробивать брешь в санкционном заслоне.

– ООО «Русь-Турбо» позиционирует себя как международная компания, поделитесь опытом работ в этой области за последнее время.

– Да, мы активно развиваемся в направлении международного сотрудничества. Так, в текущем году приняли участие в работе международной комиссии по расследованию причины аварии двух японских турбин Mitsubishi в Узбекистане. Кроме того, мы продвинулись дальше в СНГ, реализовали три успешных проекта в Белоруссии, выступили в качестве шеф-инженеров, замещая необходимость привлечения западных специалистов завода-изготовителя. И надо сказать, наши партнеры высоко оценили и качество наших работ, и приемлемую ценовую политику, о чем свидетельствуют благодарственные письма.

– Какие проекты сотрудничества с российскими заказчиками в нефтегазовой отрасли можете отметить?

– В этом году мы заключили контракт с ПАО «Газпром», работаем на ямальских месторождениях. Оказанное доверие глобального энергетического гиганта очень важно для нашей компании, в будущем надеемся укреплять и наращивать это сотрудничество. Кроме того, мы давно и активно работаем с ПАО «НК «Роснефть», в частности, можно отметить благодарность заказчика за проведенный ремонт турбины Siemens на Куйбышевском нефтеперерабатывающем заводе. Сейчас мы заключили долгосрочный контракт на сервисное обслуживание турбин и подали заявку на полную аккредитацию в ПАО «НК «Роснефть». Основные преимущества, которые привлекают наших заказчиков, – это профессионализм, глубокое знание газовых турбин разных производителей, гибкость в решении сложных и нестандартных задач, индивидуальный подход к каждому заказчику, ориентация на результат, мобильность: мы можем приступить к работе в любой точке России в течение 1–3 рабочих дней.

– В преддверии профессионального праздника – Дня работника нефтяной, газовой и топливно-энергетической промышленности что вы можете пожелать своим коллегам и партнерам?

– В сложившихся экономических условиях на отраслевом рынке хочется в первую очередь пожелать российским компаниям максимально взять курс на импортозамещение. Это, безусловно, должно быть стратегическим направлением развития. Мы живем в самодостаточной, великой, богатой ресурсами стране, имеющей громадный научно- технический потенциал. Монопольное существование иностранных компаний-производителей на рынке не может длиться долго. Обрести независимость от Запада – это вполне посильная для нас всех задача.

Установки «ЭНЕРГАЗ» делятся на комплектные и многоблочные.

Компактные комплектные установки состоят из 1–2 модулей с интеграцией оборудования на единой раме. Основные типы таких установок:

• блоки (пункты) подготовки попутного и природного газа;

• системы подготовки топливного и пускового газа;

• газоприемные станции;

• газорегуляторные пункты блочные;

• газораспределительные станции.

Многоблочные установки применяются в сложных и масштабных проектах. Они отличаются высокой пропускной способностью и состоят из нескольких обособленных блок-боксов, которые при монтаже стыкуются в единое здание (фото 1). Эти установки функционируют на генерирующих объектах с газовыми турбинами большой мощности, а также на нефтегазодобывающих площадках, где необходимо одновременно снабжать качественным газом с отличающимися параметрами сразу несколько объектов.

Комплектные и многоблочные установки в автоматическом режиме обеспечивают очистку, осушку, подогрев, редуцирование, определение состава и измерение различных параметров газа, одоризацию, технологический или коммерческий учет, контроль качества газа перед его подачей в газоиспользующее оборудование. 

Многофункциональные установки «ЭНЕРГАЗ» характеризуются максимальной степенью заводской готовности при поставке (98 %), высокой ремонтопригодностью и сроком службы не менее 25 лет. Коэффициент технического использования составляет 0,92+, подтвержденный показатель надежности в эксплуатации превышает 97 %.

КОМПЛЕКТАЦИЯ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫХ УСТАНОВОК

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

• систему фильтрации;

• узел дренажа конденсата;

• блок учета газа;

• систему управления;

• системы жизнеобеспечения и безопасности.

Установки в базовой комплектации на практике применяются редко. Как правило, для эффективного решения проектных задач в технологическую схему встраиваются дополнительные узлы и системы:

• сепаратор-пробкоуловитель;

• блок осушки;

• узел подогрева газа;

• блочно-модульная котельная;

• система редуцирования;

• узел одоризации;

• система контроля качества газа.

ПРИМЕРЫ ДЕЙСТВУЮЩИХ УСТАНОВОК

Проекты Группы «ЭНЕРГАЗ» в нефтегазовом комплексе и электроэнергетике дают представление о технологических особенностях и возможностях оборудования газоподготовки. Рассмотрим примеры практического применения установок «ЭНЕРГАЗ» для подготовки природного и попутного нефтяного газа для газоиспользующего оборудования разного типа и назначения.

Блок подготовки попутного нефтяного газа для газотурбинного энергоцентра Усинского месторождения

На Усинском месторождении (ООО «ЛУКОЙЛ-Коми») действует энергоцентр установленной электрической мощностью 100 МВт и тепловой 152,1 Гкал / ч. Генерирующее оборудование включает пять энергоблоков ГТЭС-25ПА производства АО «ОДК-Авиадвигатель».

Основное и резервное топливо для энергоцентра – попутный нефтяной газ (ПНГ). Его подготовку и подачу в турбины ГТУ-ТЭЦ выполняет система газоподготовки «ЭНЕРГАЗ» в составе трех компрессорных установок и блока подготовки попутного газа (БППГ).

БППГ (фото 2) осуществляет измерение расхода и фильтрацию газа, укомплектован двухлинейным узлом коммерческого учета, сепаратором-пробкоуловителем и системой фильтрации. Степень очистки газа составляет 100 % для жидкой фракции и 99,8 % для твердых частиц размером более 10 мкм.

Подготавливается также топливо для котельной собственных нужд месторождения: БППГ оснащен узлом подогрева газа и системой редуцирования.

Многоблочный пункт подготовки газа для парогазовых энергоблоков Прегольской теплоэлектростанции

Самый крупный объект новой калининградской генерации – Прегольская теплоэлектростанция (ТЭС) мощностью 455,2 МВт состоит из четырех парогазовых энергоблоков, каждый из которых включает газовую турбину типа 6F.03 (ООО «Русские газовые турбины»), генератор (ПАО «НПО «Элсиб»), паротурбинную установку (АО «Силовые машины»), котел-утилизатор (ПАО «ЗИО «Подольский машиностроительный завод»).

Снабжение топливом энергоблоков ТЭС обеспечивает система комплексной газоподготовки «ЭНЕРГАЗ»: пункт подготовки газа (ППГ), дожимная компрессорная станция (ДКС) и модуль управления.

Многоблочный ППГ производительностью 106 тыс. нм³ / ч изготовлен Группой «ЭНЕРГАЗ» по специальному проекту. Это технологическая установка из нескольких блок-боксов с оборудованием различного назначения, состыкованных в единое здание, за исключением блока предварительной фильтрации и узла дренажа конденсата, имеющих внешнее исполнение на открытой раме.

Помимо внешних элементов ППГ оснащен системой тонкой очистки газа, блоком коммерческого учета с ультразвуковыми расходомерами, узлом подогрева газа, системой редуцирования и блоком контроля качества газа.

Автоматизированная газораспределительная станция «Александровка»

Автоматизированная газораспределительная станция (АГРС) «Александровка» (фото 3) осуществляет отбор газа из магистрального газопровода, очистку, коммерческий учет, контроль качества, снижение давления, подогрев и одоризацию газа перед его транспортировкой на теплоэлектростанцию.

Комплектация АГРС: две линии фильтрации с фильтрами-коалесцерами, узел дренажа конденсата с резервуаром 3 м³, две измерительные линии с расходомерами ультразвукового типа, узел подогрева газа из двух кожухотрубных теплообменников, две нитки редуцирования, калориметр, анализатор влажности, узел одоризации с емкостью для хранения одоранта объемом 2,1 м³, системы автоматизированного управления, жизнеобеспечения и безопасности, резервный генератор.

Подготовку промежуточного теплоносителя для узла подогрева газа обеспечивает блочно-модульная котельная, укрытие которой пристыковано к модулю АГРС. Основа котельной – два водогрейных котлоагрегата общей (полезной) тепловой мощностью 1 МВт.

Система подготовки топливного и пускового газа для газоперекачивающих агрегатов на месторождении Алан

На месторождении Алан в Узбекистане (НХК «Узбекнефтегаз») действует ДКС для транспортировки природного газа в составе двух газоперекачивающих агрегатов ГПА-16 «Волга» (КМПО). ДКС оснащена системой подготовки топливного и пускового газа «ЭНЕРГАЗ».

Система подготовки топливного и пускового газа – это многофункциональная установка для очистки, нагрева и редуцирования газа. На открытой раме размещено следующее технологическое оборудование: коалесцирующие фильтры-сепараторы (степень фильтрации газа – 99,98 %), блок автоматического дренажа конденсата, электрические подогреватели с устройством плавной регулировки и блокировки нагрева, двухлинейные узлы редуцирования пускового и топливного газа.

Проект реализован в максимально сжатые сроки: проектирование, производство, заводские испытания и поставка были завершены за два месяца.

Многоблочная установка подготовки топливного газа для объектов установки комплексной подготовки газа и конденсата Восточно-Уренгойского лицензионного участка

Установка комплексной подготовки газа и конденсата АО «Роспан Интернешнл» (ПАО «НК «Роснефть») оснащена многоблочной установкой подготовки топливного газа (УПТГ) «ЭНЕРГАЗ».

УПТГ предназначена для фильтрации, учета, подогрева, редуцирования газа и параллельного снабжения им основных и вспомогательных объектов УКПГиК, в числе которых ГТЭС, котельная, установка очистки пропан-бутана технического от метанола, узлы входных шлейфов, установка низкотемпературной сепарации, горелочное устройство для сжигания промстоков, установка регенерации метанола, факельная установка, ДКС низконапорных газов, установка стабилизации конденсата. Для каждого потребителя подаваемый газ имеет индивидуальные параметры по давлению, температуре и расходу.

УПТГ включает восемь блоков различного назначения, объединенных в два модуля (фото 4) – основной (МПТГ-1) и резервный (МПТГ-2). Максимальная производительность МПТГ-1 по газу составляет 90 400 нм³ / ч. Номинальный расход газа МПТГ-2 – 32 612 нм³ / ч.

Установка подготовки попутного нефтяного газа для газопоршневого энергокомплекса Барсуковского месторождения

На Барсуковском месторождении (ООО «РН-Пурнефтегаз») в Ямало-Ненецком автономном округе действует автономный энергоцентр из десяти газопоршневых агрегатов Cummins мощностью по 1,5 МВт. Электростанция, построенная ООО «Альянс Генерация», снабжает электрической энергией инфраструктурные и технологические объекты промысла.

Топливо – ПНГ, проектные параметры которого по чистоте, температуре, давлению и расходу обеспечивает УПТГ «ЭНЕРГАЗ» номинальной производительностью 5000 м³ / ч.

В состав этого многофункционального комплекса входят система фильтрации газа с двухступенчатыми фильтрами-коалесцерами (степень очистки составляет 100 % для жидкой фракции и 99,9 % – для твердых частиц размером свыше 2 мкм), узел дренажа конденсата с подземным резервуаром, блок коммерческого учета газа с ультразвуковыми расходомерами, узел подогрева газа на базе кожухотрубного теплообменника, двухлинейная система редуцирования, блочно-модульная котельная тепловой мощностью 0,19 МВт. 

Во всех проектах полный цикл предпусковых мероприятий (шефмонтаж, наладку, собственные и интегрированные испытания, обучение эксплуатационного персонала) выполнили специалисты компании «СервисЭНЕРГАЗ», входящей в Группу «ЭНЕРГАЗ».

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ПРОЕКТЫ

Из числа проектов, реализуемых в настоящее время, наиболее значимыми являются следующие.

Газорегуляторный пункт на установке подготовки нефти «Уса-Тяжелая нефть»

В рамках технического перевооружения установки подготовки нефти Усинского месторождения (ООО «ЛУКОЙЛ-Коми») оснащается газорегуляторным пунктом (ГРП) (фото 5) – модульной технологической установкой для очистки, подогрева и редуцирования газа до стабильных проектных показателей перед его подачей на печи прямого нагрева нефти. ГРП также осуществляет измерение расхода и контроль качества газа.

Эффективность системы фильтрации ГРП – 100 % для жидкой фракции и 99,9 % для твердых частиц крупнее 2 мкм. Система редуцирования снижает давление газа с 1,6–2,5 МПа до 0,6 МПа. Взрывозащищенные электрические подогреватели обеспечивают расчетную температуру газа на уровне 25 °C. Блочный ГРП готовится к монтажу на объекте.

Газоприемные станции для турбин пиково-резервных газотурбинных электростанций в Республике Беларусь

В Республике Беларусь создаются пиково-резервные энергетические источники на базе 16 газотурбинных установок (ГТУ) Siemens SGT-800. На Минской ТЭЦ-5 будет действовать газотурбинная электростанция (ГТЭС) мощностью 300 МВт из шести ГТУ, на Березовской газораспределительной электростанции (ГРЭС) – ГТЭС-254 МВт (пять турбин), на Лукомльской ГРЭС – ГТЭС-150 МВт (три турбины), на Новополоцкой ТЭЦ – ГТЭС-100 МВт (две турбины).

«ЭНЕРГАЗ» поставит комплект оборудования газоподготовки и топливоснабжения. Это четыре газоприемные станции (по одной на каждую пиковую ГТЭС), которые смонтируют на питающих трубопроводах для фильтрации, подогрева и коммерческого учета топливного газа, поступающего в турбины энергоблоков.

Установка подготовки топливного газа для энергоцентра Харасавэйского месторождения

При обустройстве Харасавэйского месторождения ПАО «Газпром» на Ямале создается энергоцентр для обеспечения электричеством объектов строительства. Здесь применены восемь газопоршневых электростанций MWM мощностью 1,2–2,0 МВт и четыре передвижные автоматизированные газотурбинные электростанции ПАЭС-2500 мощностью по 2,5 МВт.

Топливо для энергоцентра – добываемый здесь природный газ, рабочие параметры которого по чистоте, температуре, давлению и расходу обеспечит установка подготовки топливного газа «ЭНЕРГАЗ», которая уже монтируется на эксплуатационной площадке.

Многофункциональный комплекс состоит из двух отдельных модулей, действующих по каскадной схеме. Модуль № 1 предназначен для предварительной сепарации, фильтрации и снижения давления поступающего газа. После первого этапа подготовки топливный газ направляется в модуль № 2 (рис.), где происходит его доочистка, измерение расхода, подогрев и дополнительное редуцирование.

Максимальная производительность установки – 8000 м³ / ч, в т. ч. расход газа на газопоршневые агрегаты – 5000 м³ / ч, на турбины передвижной атомной электростанции – 3000 м³ / ч.

В заключение констатируем, что многофункциональные установки – это состоявшийся фактор в технологической сфере комплексной газоподготовки. Опираясь на мировой опыт и наращивая собственную практику, Группа «ЭНЕРГАЗ» совершенствует возможности оборудования подготовки газа для проектов различной сложности и масштаба.

ВВЕДЕНИЕ

Одним из эффективных способов повышения надежности эксплуатации подземных газопроводов является определение напряженно-деформированного состояния (НДС) элементов конструкций трубопроводов, возникающего при отклонении их положения на местности от проектного.

Данная проблема особенно актуальна на территории Российской Федерации, где основная часть трубопроводов единой системы газоснабжения (ЕСГ) ПАО «Газпром» проложена в районах с существенным перепадом температур, верхние значения которых достигают 40, а нижние –60 °C. Замороженные влажные грунты при оттаивании дают существенную осадку как за счет происходящего уплотнения, так и вследствие понижения сопротивления сдвигу [1]. Из-за неравномерной осадки грунта происходит изгиб газопровода. Созданные при этом изгибающие напряжения зачастую приводят к нарушению целостности трубопроводов, при этом разрушению подвергаются менее пластичные участки со сварными швами или околошовные зоны.

Исследования [2] по данной проблеме позволили установить, что в осенне-весенний период количество аварий увеличивается по сравнению с летним и зимним периодами, что связано с увлажнением грунтов и температурными переходами через ноль. Риски эксплуатации существенно возрастают в случаях, если участок газопровода подвержен дополнительным внешним нагрузкам на грунт, возникающим, когда трубопровод проложен в зонах воздействия грунтовых вод, паводков и половодий, оползневой, селевой и сейсмической опасности, а также в областях протекания карстовых процессов.

Таким образом, при проектировании и эксплуатации подземных трубопроводов важно выполнять их всестороннюю оценку на предмет сохранения проектного положения под воздействием внешних нагрузок [3].

Исследования влияния грунтов с применением численных методов ведутся практически с момента начала широкой эксплуатации подземных трубопроводов. Особое внимание уделяется морозному пучению, которое изучается путем совокупного применения методов теоретического анализа [4, 5], лабораторных исследований различных масштабов [6, 7], а также численного моделирования [8–10].

При этом влияние локальных зон, свойства и характеристики которых порой существенно отличаются от результатов, полученных в ходе геологических исследований, можно учесть только в конкретных ситуациях [11–13]. В большинстве случаев негативные условия выявляются уже после аварий или инцидентов. Эти исследования имеют высокую практическую и теоретическую значимость, поскольку позволяют оценить рассмотренные ситуации, спроецировать причинно-следственные связи на действующие объекты и избежать предпосылок к возникновению аварийных ситуаций.

На линейных участках газопроводов источником повышенного риска эксплуатации являются крановые узлы (КУ), в силу своих конструкционных особенностей являющиеся причиной образования повышенного напряженно-деформированного состояния (НДС).

Основным способом диагностических обследований элементов КУ является неразрушающий контроль в шурфах. Поэтому плановая диагностика и текущий ремонт КУ связаны с экскавацией и последующей обратной засыпкой существенных объемов грунта. При этом восстановление начальных характеристик грунтов под ремонтной зоной, соответствующих грунтам под магистральным трубопроводом, является сложной задачей, а различие в их свойствах неизбежно приводит к изменениям проектного положения и деформации.

Перспективным методом контроля является непрерывный геотехнический мониторинг трубопроводов, например, с помощью волоконно-оптических кабельных систем [14, 15], однако данное направление достаточно затратно и практически неприменимо к уже уложенным и эксплуатирующимся трубопроводам и к объектам сложной геометрии, таким как обвязки крановых узлов. Таким образом, на сегодняшний день наиболее эффективным инструментом анализа действующих или теоретически возможных нагрузок на всех этапах жизненного цикла объектов является численное моделирование. Доказано [16, 17], что при правильных граничных условиях оценка НДС с помощью различных программных продуктов характеризуется высоким уровнем верификации с результатами полномасштабных экспериментальных испытаний.

В статье представлены результаты исследования причин разрушения тройникового соединения обвязки кранового узла после длительной безаварийной эксплуатации. Работа, выполненная с применением анализа методом конечных элементов (МКЭ), позволила выявить комплекс взаимодействующих нагрузок, обусловивших разрушение оборудования.

МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Объектом исследования является крановый узел магистрального газопровода (МГ) классической компоновки, включающий линейный кран DN1400, два обводных и один свечной кран DN300 с пневмогидравлическими приводами (рис. 1).

Рассматриваемый участок МГ введен в эксплуатацию в 1980 г. с разрешенным давлением 7,35 МПа. В 2008 г. КУ был подвергнут полной диагностике методами неразрушающего контроля, по результатам которой была произведена замена кранов DN300 и равнопроходного тройника на свечной трубопровод.

В декабре 2020 г. персоналом линейного производственного управления магистральных газопроводов был зафиксирован выброс газа на территории крановой площадки без возгорания (рис. 2). Утечка газа, находящегося под высоким давлением, привела к выбросу значительного объема грунта на территории радиусом до 30 м. Специалистами инженерно-технического центра были определены характеристики и параметры дефекта – сквозной поперечной трещины в околошовной зоне углового сварного шва ответвления тройника на расстоянии 0–18 мм от углового шва приварки ответвления к накладке. Длина трещины составляла 400 мм, раскрытие – до 3,0 мм, ориентация – 7,2–11,8 ч (рис. 3).

Исследование включало в себя следующие этапы:

• разработку трехмерной геометрической модели участка кранового узла с имитационной моделью грунта;

• анализ факторов, влияющих на НДС обвязки кранового узла;

• численное моделирование методом конечных элементов обвязки кранового узла с учетом воздействия выявленных факторов;

• анализ результатов моделирования и оценка вклада выявленных факторов в НДС обвязки кранового узла.

Трехмерное моделирование выполнено в программном комплексе SolidWorks. При создании модели кранового узла учитывались реальные размеры трубопроводной обвязки, включая диаметры и толщины стенок труб. Учтена глубина заложения трубопроводов.

При анализе действующих нагрузок выполнен полный анализ технической документации и физического окружения объекта. Проведен анализ температурных перепадов в зоне расположения кранового узла, определены свойства грунта. Моделирование выполнено с учетом установленных по данным сертификатов и паспортов пределов прочности и текучести материала. Численные эксперименты проводились как для каждого действующего фактора по отдельности, так и при их взаимодействии. Моделирование нагрузок выполнено в системе конечно-элементного анализа ANSYS.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ

Принятые граничные условия

Геометрическая модель кранового узла представлена на рис. 1.

Моделирование НДС участка кранового узла выполнено методом конечных элементов с использованием следующих граничных условий:

• линейные размеры кранового узла – запорной арматуры труб и соединительных деталей – приняты по фактическим размерам объекта;

• пределы прочности и текучести материала приняты в соответствии с данными сертификатов. Труба DN1400 выполнена из стали класса прочности X67, предел прочности составляет 661 МПа, предел текучести – 476 МПа. Труба DN325 выполнена из стали 09Г2С, предел прочности составляет 520 МПа, предел текучести – 385 МПа;

• сегменты магистрального газопровода DN1400 до и после крана № 1 закреплены в начале и в конце по торцам труб;

• кран № 1 закреплен по основанию бетонной плиты опоры;

• сегмент свечного газопровода обвязки DN300 закреплен по торцу трубы в месте его окончания на фундаменте свечи;

• грунт, прилегающий к крановому узлу, выполнен в виде кластера гексагональных призм;

• участок грунта в области магистрального газопровода и в области окончания свечного газопровода закреплен по основанию граничного сектора призм.

В модели кранового узла учтены следующие нагрузки:

• стандартная гравитация (9,8066 м / с2) направлена вертикально вниз;

• вес всех сегментов газопровода и кранов DN1400 (25 т) и DN300 (1,13 т) взят из паспортов оборудования и учтен явным образом посредством гравитации;

• внутреннее избыточное давление 7,35 МПа на участке кранового узла приложено к внутренней поверхности сегментов труб магистрального газопровода DN1400 и газопроводов DN300 до кранов № 1.1, 1.2;

• воздействие веса газа в сегментах газопровода под давлением учтено посредством действия удаленной силы на внутреннюю поверхность труб;

• напряжения в обвязке кранового узла, обусловленные разницей температуры монтажа при ремонтных работах в летний период (июнь) и во время разрушения (декабрь), учтены посредством температурного перепада металлоконструкций свечного трубопровода и трубопровода после байпасных кранов. Суммарная величина температурного перепада с учетом промерзания грунта в зимний период составляет 30 °С;

• к внутренней поверхности сегментов труб, находящихся под давлением, приложена усредненная температура газа при транспортировке, составляющая 13 °С;

• просадка грунта в области обвязки кранового узла реализована смещением оснований граничного сектора гексагональных призм вертикально вниз на величину до 50 мм (просадка для среднепросадочных глиняных грунтов в соответствии с [18]).

Моделирование воздействий

При первом варианте численного эксперимента учитывались основные, постоянно действующие технологические факторы – избыточное внутреннее давление транспортируемого газа, составляющее 7,35 МПа, и вес конструкций. Температура среды и окружения установлена постоянной и соответствует 13 °С. Принято, что обвязка жестко установлена на опорах и не подвергается никаким дополнительным нагрузкам. Область воздействия внутреннего избыточного давления ограничена магистралью и ответвлениями до байпасных кранов.

Концентраторами напряжений являются тройниковые соединения. Максимальные напряжения, составляющие 217,79 МПа, возникают в области первого по ходу газа тройникового соединения и расположены в области шва накладки и магистрального газопровода на 0 ч (рис. 4а). Полученные напряжения составляют менее половины предела текучести материала трубы DN1400. В месте углового сварного соединения патрубка максимальные напряжения составили 163,36 МПа.

Воздействие грунтовых масс – наименее прогнозируемое явление, поскольку на подвижку грунта может влиять значительное количество факторов, обусловленных как естественными причинами, такими как усадка с течением времени, сезонное пучение, воздействие грунтовых вод, так и технологическими, такими как недостаточность или избыточная подбивка грунта под трубопроводами и фундаментами запорной арматуры. Следует учитывать факторы обустройства и засыпки кранового узла, влияющие на неравномерность плотности грунтовых масс под трубами и над ними. При строительстве магистрального газопровода состояние грунта под вновь укладываемыми металлоконструкциями, как под магистральной частью, так и под обвязкой, по плотности будет схожим, и с течением времени усадка или пучение грунта будут воздействовать на объект равномерно. При локальных ремонтах, включающих в себя замену опорных плит фундаментов, получить равномерную плотность грунта, совпадающую с исходной, достаточно сложно.

В рамках второго численного эксперимента (рис. 4б) была рассмотрена ситуация с просадкой грунта под байпасной обвязкой, включая краны DN300. Предпосылкой для такой схемы является факт замены обвязки при сохранении магистральной части кранового узла в начальном проектном положении.

Область максимума приходится на первое по ходу движения газа тройниковое соединение и совпадает с местом фактического разрушения, располагаясь от него на другой стороне. Значение напряжений составляет 390,18 МПа, что практически совпадает с пределом текучести материала патрубка, но не достигает предела прочности. При этом область максимумов локализована на сварном угловом соединении, которое обычно имеет несколько отличающиеся от основного металла механические свойства – меньшую пластичность с повышенной прочностью. В условиях отсутствия динамических нагрузок, при неизменном статическом положении и отсутствии дополнительных дефектов металла такое воздействие должно было привести к физическому отклонению геометрии конструкции от проектной (искривлению), но не к разрушению.

Третий эксперимент был реализован с учетом воздействия температуры окружающей среды, без воздействия грунта. Температурный перепад обусловлен проведением ремонтных работ в летний период, соответственно, сборка обвязки осуществлена при температуре окружающей среды, составлявшей примерно 30 °С. Участок трубопровода до свечи, установленной на железобетонном углубленном фундаменте, также за время ремонта приобрел температуру, близкую к температуре окружающей среды. Учтено, что выход свечи жестко закреплен на заглубленном железобетонном фундаменте и не подвержен перемещениям при температурных деформациях трубопровода.

В зимний период температура обвязки КУ после байпасных кранов опускается до температуры грунта, близкой к 0 °С.

Для предварительной оценки влияния максимально возможного температурного расширения (сжатия) трубопровода после ремонта проведем расчет по формуле:

∆l = L··∆t,

где L – протяженность трубы (46 400 мм); – коэффициент температурного расширения стали (11,5·10–6); ∆t – изменение температуры (~30 °С c учетом летнего времени при проведении ремонта и замены участка и ~0 °С грунта в момент аварии), т. е. ∆l = 46 400·11,5·10–6·30 = 16,008 мм.

С учетом расстояния трубопровода до врезки тройника, равного 4950 мм, вызываемый данной температурной деформацией максимальный угол отклонения будет составлять около 0,2°. Причем отклонение совпадает по направлению, но существенно меньше зафиксированного во время реза трубопровода при демонтаже дефектного участка (рис. 5).

Из результатов моделирования с учетом внутреннего давления, веса металлоконструкций и температурного перепада в 30 °С (рис. 4в) получено увеличение максимальных напряжений до 306,27 МПа. Область максимума совпадает по расположению с полученной в ходе первого эксперимента, что говорит о преобладании воздействий внутреннего давления и весовых нагрузок и свидетельствует о том, что дополнительное влияние только температурного фактора не могло привести к разрушению. В области углового сварного соединения рассматриваемого тройника максимум локальных напряжений под действием температурных деформаций сместился на другую сторону патрубка, в зону фактического разрушения.

При проведении четвертого численного эксперимента (рис. 4г) рассмотрено совокупное воздействие всех ранее рассмотренных факторов.

Область максимума расположена в месте фактического разрушения тройника, вблизи углового сварного шва приварки патрубка к накладке. Значение напряжений составляет 453,97 МПа, что превышает предел текучести материала патрубка, но не достигает предела прочности. Цикличность непроектных нагрузок, выраженных в изменении температурных режимов, циклов промораживания, оттаивания и намокания грунта в течение 12 лет с момента замены участка трубопроводов, оказывала значительное влияние на запас прочности конструкции. Сложившиеся в момент отказа неблагоприятные внешние условия оказались критическими и превысили несущую способность обвязки кранового узла в месте наибольшей концентрации напряжений.

ВЫВОДЫ

Результаты моделирования, основанные на анализе режимов и этапов эксплуатации кранового узла, позволяют сделать вывод, что в конкретном рассмотренном случае к разрушению тройникового соединения привело изменение проектного положения обвязки, вызванное комплексным воздействием температурных линейных деформаций трубы и подвижкой грунта, инициированных при проведении ремонтно-диагностических работ. Отсрочка периода разрушения связана с величиной максимальных напряжений, расположенной между пределом текучести и пределом прочности, возникающей в определенных временных промежутках при цикличных изменениях комбинированных внешних воздействий. В пользу данного вывода дополнительно свидетельствует факт разрыва, совпавший по времени с наступлением значительных заморозков без снежного покрова, что увеличило глубину промерзания и максимально усилило влияние температурных деформаций.

Результаты моделирования и анализа указывают на высокую важность совместного анализа коэффициентов температурной деформации и свойств грунтов при проведении диагностических и ремонтных работ в шурфах. Методику проведения исследования и полученные результаты рекомендуется использовать не только при установлении причин разрушения элементов КУ, но и для вероятностных оценок уровня НДС на газопроводах. Правильный анализ негативного синергического эффекта комплексного взаимодействия различных нагрузок и воздействий позволит повысить надежность и безопасность эксплуатации магистральных газопроводов.