Территория Нефтегаз № 9-10 2020

Вязкость сырой нефти является важным параметром, характеризующим течение флюида как в пористой среде, так и в трубопроводах, и определяется как внутреннее сопротивление потоку жидкости. Особую значимость данный параметр приобретает при расчетах, обусловливающих выбор метода извлечения нефти, в т. ч. при истощении месторождения – как естественном, так и вследствие использования таких методов добычи, как заводнение или закачка газа, а также при моделировании течения нефти в целях проектирования трубопроводов.

Сырая нефть представляет собой смесь углеводородов, обладающих различными термодинамическими свойствами, следовательно, ее вязкость в основном зависит от трех физических параметров, а именно от давления, температуры и состава, а также от количества газа, растворенного в нефти [1–4]. Изменения давления и температуры могут привести к высвобождению низкомолекулярных компонентов газа из жидкой фазы в равновесном состоянии. Давление, при котором появляется первый пузырь газа, называется давлением насыщения Pнас, МПа. При снижении давления ниже Pнас газ начинает выделяться из нефти. Нефть, из которой выделился растворенный в ней газ, называется дегазированной.

Поскольку вязкость пластового флюида зависит не только от свойств жидкости, но и от количества газа в растворе, вязкость сырой нефти можно условно разделить на вязкость при давлении выше давления насыщения и вязкость при давлении ниже давления насыщения [5].

Сырая нефть, находящаяся под давлением выше давления насыщения, называется недонасыщенной, ее вязкость увеличивается с ростом давления, что обусловлено повышением плотности нефти при ее сжатии. Нефть под давлением ниже давления насыщения называется насыщенной: для таких образцов свойственно увеличение вязкости с уменьшением давления. Это обусловлено потерей более легких компонентов, что приводит к увеличению плотности нефти при снижении давления [5].

Как правило, вязкость измеряют в лаборатории, исследуя забойный образец при пластовом давлении и температурных условиях. Экспериментальное определение вязкости при всех вариантах температуры иногда экономически невыгодно ввиду того, что это требует значительных материальных и временных затрат. В таких случаях проводится моделирование, по результатам которого можно определить вязкость нефти без проведения экспериментального исследования.

К числу основных методов моделирования в целях определения вязкости нефти относятся:

• эмпирическое корреляционное моделирование;

• метод уравнений состояния;

• методы искусственного интеллекта.

Особенностям прогностического определения вязкости сырой нефти посвящено множество работ, к примеру [6–22]. Рассмотренные в данных работах можно разделить на две категории: модели, разработанные для тяжелой и сверхтяжелой нефти (плотность по шкале Американского института нефти API < 20) и для средней и легкой нефти (API ≥ 20). К примеру, корреляции [16] и [20] были проведены для первой группы нефтей: в 1998 г. автор работы [16] использовал значения вязкости для создания корреляции вязкости дегазированной нефти, а автор работы [20] в 2005 г. предложил эмпирическую корреляцию для дегазированной нефти, применимую для тяжелых нефтей с плотностью 10–22,3 API. Примерами корреляций, предложенных для прогнозирования вязкости средних и легких нефтей, являются работы [7, 8, 12, 13, 15, 17, 21, 22]. В табл. 1 приведены исходные сведения о диапазонах, использованные авторами перечисленных работ для проведения корреляционного моделирования.

Однако большинство опубликованных работ было основано на данных конкретных месторождений, а потому полученные результаты не могут быть экстраполированы для прогнозирования вязкости, поскольку свойства образцов в каждом исследовании индивидуальны. Кроме того, большая часть корреляций базировалась на ограниченном количестве параметров и их значений.

ЦЕЛИ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Основными целями исследования, результаты которого представлены в данной статье, являлись:

1) формирование и анализ большой базы данных о вязкости нефти с различных месторождений;

2) разработка надежной и точной универсальной модели для прогнозирования вязкости нефти в ситуации с наличием ограниченного числа данных;

3) сравнение результатов, полученных с помощью двух методов машинного обучения.

В рамках исследования для моделирования вязкости нефти был использован новый метод мягких вычислений, использующий, в частности, методы искусственной нейронной сети (англ. artificial neural networks – ANN) и опорных векторов (англ. support vector machine – SVM).

Для достижения первой из обозначенных целей были собраны данные PVT-отчетов (от англ. pressure – давление, volume – объем, temperature – температура), полученных в ходе термодинамических исследований, проводившихся в разное время на различных месторождениях [6–14]. Собранная база включает в себя более 300 данных (точек для моделирования), в т. ч. такие параметры, как:

• температура T, °C;

• давление насыщения Pнас, МПа;

• плотность нефти н, кг / м3;

• вязкость нефти – насыщенной µн, ненасыщенной, µна, дегазированной µнд, Па.с;

• газонасыщенность Go, м3 / м3.

В табл. 2 приведены результаты статистического анализа данных, использованных в рамках настоящего исследования. Стоит отметить, что для тестирования предложенных моделей было использовано 75 % собранных экспериментальных данных.

В соответствии с существующими корреляциями для определения вязкости нефти данные были разбиты на три группы: 1‑я группа – ненасыщенная нефть, 2‑я группа – насыщенная нефть и 3‑я группа – дегазированная
нефть.

Для 1‑й группы вязкость рассчитывалась как функция следующих параметров:

                (1)

или

.               (2)

Вязкость для 2‑й группы определялась как функция

,               (3)

                (4)

или

.               (5)

Наконец, для 3‑й группы вязкость рассчитывалась по формулам:

,               (6)

                (7)

или

.               (8)

Основываясь на данных, приведенных в табл. 2, с использованием методов ANN и SVM были построены модели для прогнозирования вязкости нефти для всех групп. При этом для расчета вязкости ненасыщенной нефти было собрано достаточное количество данных, тогда как база для прогнозирования вязкости нефти двух других групп в дальнейшем нуждается в расширении за счет сбора большего объема данных.

Данные, использованные в рамках исследования, были нормированы с помощью следующего уравнения:

,               (9)

где d0 – исходные первоначальные данные; dn – нормализованные данные.

Этап нормализации позволил упростить и ускорить обучение модели с использованием линейного преобразо-
вания.

Была выбрана оптимальная структура предлагаемой модели ANN для различных кластеров наборов данных (вязкость ненасыщенной, насыщенной и дегазированной нефти). Во всех моделях было установлено одинаковое количество скрытых слоев.

Модель ANN показала наивысшую точность со следующими показателями: 7 нейронов для вязкости ненасыщенной нефти, 6 нейронов для вязкости насыщенной нефти и 8 нейронов для вязкости дегазированной нефти.

При оценке производительности моделей использовались разные критерии. Каждый коэффициент детерминации R2 варьировался от 0 до 1: 1 означает совершенную статистическую корреляцию, т. е. практически полное совпадение между прогнозируемыми и фактическими значениями вязкости нефти, 0 означает, что показатели вовсе не коррелируют.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Результаты оценивались по тестовой выборке, включающей 25 % собранных исходных данных, во избежание влияния переобучения моделей на итоговый результат.

На рис. 2 представлена графическая интерпретация сравнительного анализа прогнозируемых показателей и данных, полученных в результате применения алгоритмов, описанных в статье, к исходным данным.

В табл. 3 приведены параметры, на основе которых осуществлялось моделирование, а также результаты определения вязкости с применением методов ANN и SVM. Из таблицы видно, что методы ANN показали наибольшую точность для всех функций прогнозирования вязкости. Это объясняется тем, что метод ANN больше подходит для проведения регрессионных исследований.

Следует отметить, что предлагаемый алгоритм моделирования позволяет оценить вязкость всех типов нефти, причем для этого потребуется минимум исходных данных, а расчет производится с использованием простейшей функции, что расширяет возможности применения предложенной методики.

В табл. 3 представлены данные, отражающие точность прогнозирования вязкости нефти согласно опубликованным работам в сравнении с данной статьей. Очевидно, что метод, предложенный авторами статьи, позволяет с помощью искусственной нейронной сети c достаточно высокой точностью осуществить моделирование на основе минимума вводных данных.

ВЫВОДЫ

1. Предложенный метод позволяет с достаточной точностью и на основе минимального объема данных спрогнозировать вязкость легкой, средней и тяжелой сырой нефти.

2. Данный метод, при применении которого используются ANN и SVM, позволил сократить количество ошибок при прогнозировании вязкости нефти по сравнению с эмпирическими корреляциями, описанными в литературе.

3. В исследовании было показано, что плотность API и температура негативно влияют на вязкость дегазированной нефти. Это значит, что увеличение плотности API / температуры вызывает снижение вязкости.

4. В рамках исследования установлено, что наибольшее влияние на вязкость дегазированной нефти имеет плотность API.

Кризис COVID-19 привел к беспрецедентной ситуации в нефтяной промышленности, обусловленной резким снижением цен на нефть из‑за внезапного сокращения спроса, а также провалом соглашений о сокращении добычи. Нефтяные компании были вынуждены урезать свои бюджеты и свернуть разведку новых месторождений. Однако когда спрос вернется к уровню, наблюдавшемуся до пандемии, потребуется увеличить добычу нефти и резервировать запасы с существующих скважин. В таком контексте первостепенное значение приобретает простая и оперативная максимизация добычи и доказанных запасов существующих нефтяных активов экономически эффективным способом.

Полимерное заводнение по сравнению с обычным заводнением нефтяного пласта может увеличить коэффициент извлечения до 20 % начальных запасов нефти всего за 3–6 долл. США за баррель.

В то же время общественное давление в области экологии неуклонно возрастает и требует немедленных действий по достижению нулевого объема производственных выбросов к 2050 г. Полимерное заводнение может способствовать решению этой задачи за счет сокращения выбросов CO2 на баррель в 3–6 раз. Это снижение достигается за счет более эффективной добычи нефти, что приводит к сокращению обводненности и в конечном счете к уменьшению энергетических затрат на перекачку, а также затрат на оборудование и процесс отделения воды от нефти. Сокращение объема вырабатываемой воды будет способствовать снижению объема выбросов парниковых газов [1].

Нефтедобывающие компании сообщают о значительном снижении обводненности нефти на фоне применения полимерного метода увеличения нефтеотдачи, а уменьшение объема воды, которую впоследствии необходимо будет отделять от нефти, в конечном итоге приводит к увеличению объемов добычи нефти. Нередко в давно освоенных месторождениях уровень обводненности достигает 6 [2, 3]. В то же время для новых или не так давно освоенных месторождений полимерное заводнение более эффективно с точки зрения коэффициента полезности [4], который определяется как килограмм полимера на баррель дополнительной нефти. Это приводит к увеличению как нефтеотдачи, так и экономической эффективности процесса третичной нефтедобычи. Ускорение нефтедобычи позволит на несколько лет сократить объемы потребления воды и энергии для нужд производственного объекта [5], включая все эксплуатационные факторы (к примеру, топливо, транспортные и коммунальные услуги, снабжение и т. д.). Таким образом, углеродоемкость сырой нефти может быть дополнительно снижена.

В настоящее время 60 % мировой нефтедобычи на ранее освоенных месторождениях производится за счет закачки воды в целях поддержания требуемого уровня давления либо в ходе операций по заводнению, что обеспечивает коэффициент извлечения нефти на уровне 20–40 % геологических (начальных) запасов. Полимерное заводнение – проверенная технология, применяемая на сегодняшний день более чем в 300 проектах по всему миру. На этих месторождениях добывают больше нефти в более короткие сроки и при меньшем воздействии на окружающую среду по сравнению с проектами, в рамках которых используется традиционное заводнение. Полимерное заводнение как метод увеличения нефтеотдачи оказалось экономически и технически успешным на таких крупных месторождениях, как Mangala (Индия), Pelican Lake, Suffield и Medicine Hat (Канада), Diadema и Grimbeek (Аргентина), Daqing, Shengli, Dagang и др. (Китай), Marmul (Оман), а также Patos Marinza (Албания) и казахстанские месторождения.

В 1990‑х гг. SNF сотрудничала с китайской национальной нефтегазовой корпорацией CNPC в рамках полномасштабного проекта Daqing EOR (вторичный метод повышения нефтеотдачи на месторождении Daqing). SNF построила и ввела в эксплуатацию первый крупнейший в мире завод по каптивному производству полимеров для последующего применения полимерного метода заводнения. С тех пор было реализовано множество проектов по повышению нефтедобычи, показавших, что полимерное заводнение увеличивает коэффициент извлечения нефти на 15–20 % начальных геологических запасов [6–13] по сравнению с обычным заводнением. Кроме того, в среднем на баррель дополнительно извлеченной нефти требуется 1,7 кг полимера, т. е. 1 т введенного полимера обеспечит дополнительную добычу 80 т нефти. Этот коэффициент является экономически выгодным при нынешней стоимости полимеров. Таким образом, полимерное заводнение может обеспечить значительную краткосрочную нефтедобычу с низкими добавочными затратами по сравнению с разведкой новых нефтяных месторождений.

Специалистами SNF были разработаны наземные установки, интегрированные в контейнеры, полностью укомплектованные перед транспортировкой на морскую платформу или береговую площадку и подключаемые к уже существующим водопроводам [14]. Используемый при этом принцип plug & pump позволяет ускорить введение полимера. Такой модульный подход дает нефтедобывающим компаниям гибкость для постепенного расширения проекта от тестового запуска до полномасштабной разработки месторождения методом полимерного заводнения. Кроме того, при необходимости модуль можно переместить на другую скважину или даже на другое месторождение. Таким образом, реализация проекта не требует одномоментного расходования значительных объемов финансовых средств, позволяя компании осуществлять капитальные вложения поэтапно, что способствует максимизации эффективности и окупаемости инвестиций. Возможны также варианты аренды оборудования.

Поддержание комбинированных операционных и капитальных затрат на уровне 3–6 долл. США за баррель делает полимерное заводнение финансово привлекательным даже в условиях низких цен на нефть, одновременно увеличивая доказанные запасы нефти и ускоряя добычу.

Дополнительную экономию дает также эффект снижения сопротивления полимера в отношении перемещенной жидкости. Такой эффект наблюдается при массовой концентрации полимера более 50 млн–1, когда коэффициент трения транспортируемого флюида о внутреннюю поверхность труб уменьшается более чем на 70 %. Новые методы отделения воды от нефти также позволяют сократить потребление свежего полимера до 35 % после прорыва за счет повторного введения использованного полимера. Таким образом, полимер становится высокоэффективным экологически чистым материалом, пригодным для вторичной переработки. Кроме того, может быть сокращено общее потребление нефтепромысловых химикатов, что будет способствовать пропорциональной экономии затрат и снижению выбросов парниковых газов, связанных с нефтедобычей.

Изготовление полимеров само по себе подразумевает выброс определенного количества парниковых газов, однако производственный процесс в SNF организован таким образом, чтобы минимизировать воздействие на окружающую среду. Наш основной мономер производится путем ферментации при комнатной температуре и нормальном атмосферном давлении. Учитывая большие объемы используемых веществ, этот непрерывный биологический каталитический процесс делает SNF пионером в сфере мягкой химии. Производство полиакриламидов в целом относится к области углеродоэффективной химии, поскольку лишь три атома углерода на структурное звено макромолекулы полимера обеспечивают преимущество макромолекулярной структуры вводимой жидкости (в отличие от 10 атомов углерода в случае полиэтилентерефталата и 8 атомов в случае полистирола).

Сложные времена дают возможность для продвижения инноваций. Внедрение полимерного заводнения – это экономически эффективный подход к максимизации производительности ваших текущих активов с заботой об окружающей среде за счет сокращения водопотребления и выбросов парниковых газов.

SNF является лидером в производстве полимеров для увеличения нефтеотдачи с мировым оборотом около 4 млрд долл. США, из которых 1 млрд долл. – в области нефтяной промышленности, и более чем 20 заводами, расположенными вблизи районов добычи нефти, в сочетании с уникальным логистическим и инженерным сервисом, позволяющим поставлять полимер с завода в резервуар с максимальной оперативностью. SNF обладает непревзойденными возможностями для поддержки технологии полимерного увеличения нефтеотдачи от этапа предварительного проектирования до производства, включая обслуживание на местах.

Наши химики, инженеры и эксперты по строительству резервуаров готовы ответить на ваши вопросы и помочь вам на каждом этапе реализации проекта.

Линейка поглотителей сероводорода ASB предлагает решения, которые были специально разработаны для обработки сырой нефти, содержащей сероводород. 

Поглощение H₂S является одновременно критически важным как для безопасности, так и с экономической точки зрения для обеспечения бесперебойной добычи и первичной переработки сырья.

Наиболее часто используемой и нерегенерируемой является химия на основе триазина. Триазин предлагает очень быструю кинетику удаления H₂S в газовой фазе, однако при взаимодействии триазина с H₂S образуется промежуточное звено реакции – дитиазин, который полимеризуется. Пары этих химикатов смертельно опасны при вдыхании.

Оператор месторождения может столкнуться с большим количеством отложений (полимеров) в системе утилизации H₂S, особенно в газовой системе.

ASB 1292 на основе оксазолидина (табл.) не допускает образования нерастворимых веществ и осадков в отличие от других веществ, например триозина, образующего отложения. Применение ASB 1292 позволяет:

• снизить содержание сероводорода, что, в свою очередь, приводит к повышению безопасности, снижению скорости коррозии и соблюдению ограничений по контрактам на продажу в отношении содержания H₂S;

• обеспечить целостность объекта и сократить необходимость замены оборудования;

• уменьшить дозировку в сравнении с традиционными поглотителями H₂S на основе триазинов.

Химический состав линейки ASB позволяет использовать ее для обработки нефтепродуктов в условиях низких температур без подогрева, что делает этот продукт уникальным решением в условиях рабочих температур ниже 200 °F (93 °C).

Кроме того, данный продукт может использоваться для устранения неприятного запаха при разработке и освоении нефтегазовых месторождений.

Проиллюстрировать преимущества практического применения ASB 1292 можно с помощью следующего примера.

При поставках экспортного газа с крупного нефтяного месторождения в Северном море на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) по подводному трубопроводу было необходимо снизить содержание H₂S до уровня 15 мг / см³. Экспортный лимит H₂S был определен в коммерческом соглашении, поскольку НПЗ несет дополнительные расходы за очистку поступившего сероводорода.

До использования ASB 1292 удаление H₂S на этом месторождении происходило путем ввода чистого MEA-триазина.

ASB 1292 впрыскивался в газовой фазе в ходе нескольких полевых испытаний, проводившихся в целях оценки производительности и регулировки скорости обработки.

ASB 1292 показал очень быструю кинетику при удалении H₂S, причем на фоне применения ASB 1292 была достигнута стабильность во всем процессе обработки и разделения газа. Во время полевых испытаний осаждений в системе утилизации не наблюдалось. Результаты ввода поглотителя сероводорода представлены на рисунке.

 
Экспорт газа H₂S, переход с действующего МЕА-триазина на ASB 1292

Основные физико-химические характеристики ASB 1292

«ЭНЕРГАЗ» – испытанный партнер и надежный подрядчик в проектировании, производстве и поставке технологических установок газоподготовки для различных объектов электроэнергетики, нефтегазовой отрасли и газоиспользующих предприятий промышленности.

 
Рис. 1. Рабочая среда (тип газа) и области применения модульных технологических установок «ЭНЕРГАЗ»

ОПЫТ – ФУНДАМЕНТ РАЗВИТИЯ

«ЭНЕРГАЗ» – это головное предприятие группы компаний, имеющих согласованные цели, задачи, профессиональную специализацию и взаимную ответственность за качество своей работы в сфере газоподготовки. Начиная с 2007 г. нами реализовано 170 проектов.

Деятельность Группы развернута от Калининграда до Сахалина. Наши технологические установки функционируют на Дальнем Востоке, в Сибири и на Крайнем Севере, в южных и центральных регионах страны, в Москве и Санкт-Петербурге, а также за пределами страны – в республиках Беларусь, Казахстан и Узбекистан.

С учетом реализуемых в 2020 г. проектов «ЭНЕРГАЗ» достиг отметки 300 фактически поставленных модульных установок для подготовки и компримирования газа (рис. 1). Диапазон их единичной производительности – от 270 до 185 тыс. м³/ч. Суммарная производительность этого оборудования превысила 4 млн м³/ч.

Рис. 2. Энергоагрегаты, сопряженные с установками газоподготовки «ЭНЕРГАЗ»

Пункты подготовки газа и дожимные компрессорные станции (ДКС) «ЭНЕРГАЗ» эксплуатируются на площадках крупных электростанций, объектов малой энергетики, автономных центров энергоснабжения промышленных предприятий, объектов сбора и транспортировки газа, энергоцентров собственных нужд месторождений, предприятий нефте- и газопереработки, а также на испытательных стендах газовых турбин и технических учебных центрах.

Фото 1. Высокоэффективная система фильтрации отходящего газа

В качестве рабочей среды выступают различные типы газа: природный, попутный, низконапорный нефтяной, отходящий, отпарной, газ из сеноманской воды, воздух, газ деэтанизации конденсата.

Фото 2. Установка подготовки топливного газа для объектов установки комплексной подготовки газа и конденсата на Восточном Уренгое

В нефтегазовой отрасли наши установки действуют на 47 месторождениях в составе 62 объектов, в числе которых электростанции, установки подготовки нефти, цеха подготовки и перекачки нефти, контрольной проверки нефти, дожимные насосные станции, центральные перекачивающие станции, установки предварительного сброса воды, центральные пункты сбора нефти, нефтегазосборные пункты, концевые сепарационные установки, установки деэтанизации конденсата, стабилизации конденсата, приемо-сдаточные пункты, транспортные системы жидких углеводородов, установки комплексной подготовки газа и конденсата (УКПГиК).

В электроэнергетике на 76 генерирующих объектах оборудование «ЭНЕРГАЗ» обеспечивает качественным топливом газотурбинные и газопоршневые агрегаты ведущих отечественных и мировых производителей. Число таких энергоагрегатов достигло 200. Диапазон их единичной мощности составляет 1,2–187 МВт, суммарная электрическая мощность превысила 6,5 ГВт (рис. 2). В эту статистику не входят агрегаты, проходящие заводское тестирование на испытательных стендах ПАО «Протон – Пермские моторы», АО «ОДК – Газовые турбины», ЗАО «Невский завод» и ПАО «ОДК – Уфимское моторостроительное производственное объединение», которые также получают топливный газ от наших установок.

Фото 3. Газорегуляторный пункт обеспечит топливом печи прямого нагрева нефти на установке подготовки нефти «Уса – Тяжелая нефть»  

ДУМАЕМ ГЛОБАЛЬНО, ДЕЙСТВУЕМ ЛОКАЛЬНО

Установки газоподготовки изготавливаются с учетом области применения, условий эксплуатации, состава исходного газа, типа и характеристик сопряженных агрегатов, особых проектных требований заказчиков. Группа «ЭНЕРГАЗ» осуществляет полный цикл реализации проектов – инжиниринг, производство, доставку, монтаж, пусконаладку, испытания, обучение персонала заказчика. Обратимся к наиболее интересным проектам 2020 г.

Фото 4. Установка рекуперации отпарного газа для комплекса по сжижению природного газа «Тобольск» на этапе заводских испытаний

Модернизация установки регенерации пропилена на площадке «СИБУР Тобольск»

Основные элементы установки регенерации пропилена (УРП) – винтовые компрессоры (1‑й и 2‑й ступеней сжатия), модуль осушки и мембранный блок. Рабочей средой здесь является отходящий газ – смесь пропилена и азота. УРП осуществляет возврат в производственный цикл более 95 % пропилена и около 80 % азота, которые остаются в отходящем газе после основного производства.

На первом этапе модернизации питающий трубопровод УРП оснастили высокоэффективной системой фильтрации «ЭНЕРГАЗ» (фото 1). Степень очистки газа составляет 99,9 % для частиц величиной более 1 мкм и капельной жидкости. Затем были проведены ремонтно-восстановительные работы и комплекс мероприятий по приведению оборудования к современным стандартам производства и эксплуатации газокомпрессорной техники. Финальный этап состоял из пусконаладки и цикла испытаний.

Восстановление схемы рациональной утилизации отходящего газа осуществили ведущие инженеры Группы «ЭНЕРГАЗ» совместно со специалистами ООО «СИБУР Тобольск». В итоге наряду с экономичностью повышена экологичность производства – теперь отходящий газ не сжигается на факеле.

Фото 5. Демонтаж оборудования газоподготовки в ходе ремонтных работ на ПГУ-225 Сызранской теплоэлектроцентрали  

Установка подготовки топливного газа для объектов установки комплексной подготовки газа и конденсата Восточно-Уренгойского участка

Нынешним летом в состав УКПГиК АО «Роспан Интернешнл» (ПАО «НК «Роснефть») интегрирована установка подготовки топливного газа (УПТГ) «ЭНЕРГАЗ», предназначенная для фильтрации, учета, подогрева, редуцирования газа и параллельного снабжения им основных и вспомогательных объектов УКПГиК. К их числу относятся газотурбинная электростанция (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 «ЭНЕРГАЗ» включает два модуля (МПТГ) – основной и резервный. Они представляют собой отдельные здания, составленные из нескольких технологических блок-боксов (фото 2). МПТГ-1 обеспечит нужды 100 % потребителей УКПГиК. МПТГ-2 включается в работу при останове основного модуля и осуществляет подачу газового топлива на ГТЭС и котельную.

Производительность модулей по газу составляет 90 400 и 32 612 нм³/ч соответственно. Оборудование спроектировано и изготовлено с учетом климатических условий и рассчитано на интенсивный режим эксплуатации.

ЭКЗАМЕНУЕТ КОРОНАВИРУС

В сложных условиях, связанных с эпидемией коронавируса и новыми требованиями к организации труда на объектах, «ЭНЕРГАЗ» сумел увеличить портфель заказов, включая зарубежные поставки для проектов в Беларуси и Казахстане.

Фото 6. Сервисные специалисты обладают уникальным опытом выполнения работ на особо опасных и технически сложных объектах  

Система газоподготовки для газотурбинной установки на теплоэлектроцентрали Актобе в Казахстане

В Республике Казахстан реализуется проект расширения теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) Актобе с применением газотурбинных технологий. Здесь будет установлена турбина Siemens SGT-800 мощностью 57 МВт с котлом-утилизатором паропроизводительностью 70 т/ч.

Снабжение нового энергоблока топливом будут осуществлять блочный пункт подготовки газа (БППГ) и ДКС из двух установок. БППГ предназначен для фильтрации, редуцирования и технологического учета газа перед его подачей в ДКС, которая обеспечит проектные параметры топлива для турбины по давлению (3,1 МПа), температуре (60 °C) и расходу (12 т / ч).

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

В рамках технического перевооружения установки подготовки нефти (УПН) Усинского месторождения (ООО «ЛУКОЙЛ-Коми») оснащаются газорегуляторным пунктом (ГРП) (фото 3). ГРП «ЭНЕРГАЗ» – это модульная технологическая установка 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 газорегуляторный пункт готовится к монтажу на объекте.

Газоприемные станции для турбин пиково-резервных газотурбинной электростанции в Беларуси

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 6 ГТУ, на Березовской теплоэлектростанции – ГТЭС-254 МВт (5 турбин), на Лукомльской теплоэлектростанции – ГТЭС-150 МВт (3 турбины), на Новополоцкой ТЭЦ – ГТЭС-100 МВт (2 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.

Модернизация схемы газоснабжения парогазовых энергоблоков на ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 в Минске

В 2020 г. в Беларуси Группа «ЭНЕРГАЗ» реализует еще два проекта. Это модернизация схемы газоснабжения парогазовых установок ПГУ-65 на Минской ТЭЦ-2 и ПГУ-230 на Минской ТЭЦ-3. Суть задачи – расширение действующих систем газоподготовки за счет дополнительных компрессорных станций топливного газа.

На ТЭЦ-3 помимо ДКС мы поставили воздушную КС и двухуровневую систему автоматизированного управления и регулирования. Пульт дистанционного управления будет размещен в операторском центре ПГУ.

На ТЭЦ-2 особенностью проекта являются жесткие требования к шумоизоляции оборудования, обусловленные расположением электростанции в центральной части города. ДКС «ЭНЕРГАЗ» обладает уникальными характеристиками по звуковому давлению за счет применения специальных материалов в конструкции укрытия, использования тихоходных электродвигателей и ограждения аппарата воздушного охлаждения.

Модернизация повысит надежность топливоснабжения ПГУ и обеспечит бесперебойную эксплуатацию парогазовых энергоблоков на всех режимах и при любых климатических условиях.

Оборудование для комплекса по сжижению природного газа «Тобольск»

В структуру комплекса по сжижению природного газа интегрируются установки «ЭНЕРГАЗ» (фото 4) для рекуперации отпарного газа. Это оборудование предназначено для возврата паров метана, образовавшихся в процессе хранения, в производственный цикл сжижения газа.

Установки выполнены на базе современных компрессорных технологий. Давление отпарного газа нагнетается с 0,27 до 1,28 МПа. Производительность каждого агрегата – 889 нм³ / ч (650 кг / ч). Остаточное содержание примесей на выходе – не более 1 ppmw (мг / кг).

В маслосистеме используется сложноэфирное синтетическое масло нового поколения, специально созданное для установок с винтовыми компрессорами. Масло марки ESTSYN обеспечивает эффективную эксплуатацию, увеличивает надежность и срок службы оборудования.

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 8 газопоршневых электростанций MWM мощностью 1,2–2,0 МВт и 4 передвижные автоматизированные ГТЭС – ПАЭС-2500 мощностью по 2,5 МВт.

Топливо для энергоцентра – природный газ. Его рабочие параметры по чистоте, температуре, давлению и расходу обеспечит УПТГ «ЭНЕРГАЗ», уже доставленная на эксплуатационную площадку. Многофункциональный комплекс состоит из двух модулей, действующих по каскадной схеме. 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.

КАЧЕСТВЕННЫЙ СЕРВИС

В Группе «ЭНЕРГАЗ» за это направление отвечает компания «СервисЭНЕРГАЗ», мобильные бригады которой базируются в Москве, Белгороде и Сургуте. Сервисные специалисты обладают необходимой квалификацией и уникальным опытом выполнения работ на особо опасных и технически сложных объектах. За год наши инженеры осуществляют более 300 выездов на различные площадки, включая удаленные и труднодоступные.

Помимо планового техобслуживания и предпусковой подготовки (монтаж и шефмонтаж, наладка, собственные и интегрированные испытания, обучение персонала) проводятся технические инспекции, модернизация, текущие и капитальные ремонты, комплексная реконструкция оборудования.

В 2020 г. наиболее масштабные работы такого рода состоялись на компрессорной станции № 4 «Западный Тэбук» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», в системе газоподготовки для ПГУ-225 Сызранской ТЭЦ (фото 5), на установке регенерации пропилена нефтехимического предприятия «СИБУР Тобольск», на газокомпрессорной станции (ГКС) «Вахитовская» АО «Оренбургнефть», вакуумных компрессорных станциях Вынгапуровского месторождения АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», оборудовании топливоснабжения турбин Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, на ДКС газотурбинного энергоблока Томской ТЭЦ-1, установке рекуперации отходящего газа Куйбышевского нефтеперерабатывающего завода.

Оправдывает себя создание специального подразделения «СервисЭНЕРГАЗ-Ухта» для обслуживания систем газоподготовки на энергоцентрах ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» – ГТУ-ТЭЦ на Усинском нефтяном и Ярегском нефтетитановом месторождениях. Сотрудники этого подразделения постоянно находятся на площадках энергоцентров и обеспечивают бесперебойную работу 9 технологических установок – 2 БППГ и 7 ГКС в арктическом исполнении.

В структуре компании планируется создание других специальных подразделений, территориально привязанных к ключевым объектам сервисно-технического сегмента.

24 сентября 2020 г. «ЭНЕРГАЗ» начал отсчет 14‑го года своей производственной деятельности. И мы сознаем, что нельзя останавливаться на достигнутом, ведь дорогу осилит идущий!

ОПЫТ – ФУНДАМЕНТ РАЗВИТИЯ

«ЭНЕРГАЗ» – это головное предприятие группы компаний, имеющих согласованные цели, задачи, профессиональную специализацию и взаимную ответственность за качество своей работы в сфере газоподготовки. Начиная с 2007 г. нами реализовано 170 проектов.

Деятельность Группы развернута от Калининграда до Сахалина. Наши технологические установки функционируют на Дальнем Востоке, в Сибири и на Крайнем Севере, в южных и центральных регионах страны, в Москве и Санкт-Петербурге, а также за пределами страны – в республиках Беларусь, Казахстан и Узбекистан.

С учетом реализуемых в 2020 г. проектов «ЭНЕРГАЗ» достиг отметки 300 фактически поставленных модульных установок для подготовки и компримирования газа (рис. 1). Диапазон их единичной производительности – от 270 до 185 тыс. м3/ч. Суммарная производительность этого оборудования превысила 4 млн м3/ч.

Пункты подготовки газа и дожимные компрессорные станции (ДКС) «ЭНЕРГАЗ» эксплуатируются на площадках крупных электростанций, объектов малой энергетики, автономных центров энергоснабжения промышленных предприятий, объектов сбора и транспортировки газа, энергоцентров собственных нужд месторождений, предприятий нефте- и газопереработки, а также на испытательных стендах газовых турбин и технических учебных центрах.

В качестве рабочей среды выступают различные типы газа: природный, попутный, низконапорный нефтяной, отходящий, отпарной, газ из сеноманской воды, воздух, газ деэтанизации конденсата.

В нефтегазовой отрасли наши установки действуют на 47 месторождениях в составе 62 объектов, в числе которых электростанции, установки подготовки нефти, цеха подготовки и перекачки нефти, контрольной проверки нефти, дожимные насосные станции, центральные перекачивающие станции, установки предварительного сброса воды, центральные пункты сбора нефти, нефтегазосборные пункты, концевые сепарационные установки, установки деэтанизации конденсата, стабилизации конденсата, приемо-сдаточные пункты, транспортные системы жидких углеводородов, установки комплексной подготовки газа и конденсата (УКПГиК).

В электроэнергетике на 76 генерирующих объектах оборудование «ЭНЕРГАЗ» обеспечивает качественным топливом газотурбинные и газопоршневые агрегаты ведущих отечественных и мировых производителей. Число таких энергоагрегатов достигло 200. Диапазон их единичной мощности составляет 1,2–187 МВт, суммарная электрическая мощность превысила 6,5 ГВт (рис. 2). В эту статистику не входят агрегаты, проходящие заводское тестирование на испытательных стендах ПАО «Протон – Пермские моторы», АО «ОДК – Газовые турбины», ЗАО «Невский завод» и ПАО «ОДК – Уфимское моторостроительное производственное объединение», которые также получают топливный газ от наших установок.

ДУМАЕМ ГЛОБАЛЬНО, ДЕЙСТВУЕМ ЛОКАЛЬНО

Установки газоподготовки изготавливаются с учетом области применения, условий эксплуатации, состава исходного газа, типа и характеристик сопряженных агрегатов, особых проектных требований заказчиков. Группа «ЭНЕРГАЗ» осуществляет полный цикл реализации проектов – инжиниринг, производство, доставку, монтаж, пусконаладку, испытания, обучение персонала заказчика. Обратимся к наиболее интересным проектам 2020 г.

Модернизация установки регенерации пропилена на площадке «СИБУР Тобольск»

Основные элементы установки регенерации пропилена (УРП) – винтовые компрессоры (1‑й и 2‑й ступеней сжатия), модуль осушки и мембранный блок. Рабочей средой здесь является отходящий газ – смесь пропилена и азота. УРП осуществляет возврат в производственный цикл более 95 % пропилена и около 80 % азота, которые остаются в отходящем газе после основного производства.

На первом этапе модернизации питающий трубопровод УРП оснастили высокоэффективной системой фильтрации «ЭНЕРГАЗ» (фото 1). Степень очистки газа составляет 99,9 % для частиц величиной более 1 мкм и капельной жидкости. Затем были проведены ремонтно-восстановительные работы и комплекс мероприятий по приведению оборудования к современным стандартам производства и эксплуатации газокомпрессорной техники. Финальный этап состоял из пусконаладки и цикла испытаний.

Восстановление схемы рациональной утилизации отходящего газа осуществили ведущие инженеры Группы «ЭНЕРГАЗ» совместно со специалистами ООО «СИБУР Тобольск». В итоге наряду с экономичностью повышена экологичность производства – теперь отходящий газ не сжигается на факеле.

Установка подготовки топливного газа для объектов установки комплексной подготовки газа и конденсата Восточно-Уренгойского участка

Нынешним летом в состав УКПГиК АО «Роспан Интернешнл» (ПАО «НК «Роснефть») интегрирована установка подготовки топливного газа (УПТГ) «ЭНЕРГАЗ», предназначенная для фильтрации, учета, подогрева, редуцирования газа и параллельного снабжения им основных и вспомогательных объектов УКПГиК. К их числу относятся газотурбинная электростанция (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 «ЭНЕРГАЗ» включает два модуля (МПТГ) – основной и резервный. Они представляют собой отдельные здания, составленные из нескольких технологических блок-боксов (фото 2). МПТГ-1 обеспечит нужды 100 % потребителей УКПГиК. МПТГ-2 включается в работу при останове основного модуля и осуществляет подачу газового топлива на ГТЭС и котельную.

Производительность модулей по газу составляет 90 400 и 32 612 нм3/ч соответственно. Оборудование спроектировано и изготовлено с учетом климатических условий и рассчитано на интенсивный режим эксплуатации.

ЭКЗАМЕНУЕТ КОРОНАВИРУС

В сложных условиях, связанных с эпидемией коронавируса и новыми требованиями к организации труда на объектах, «ЭНЕРГАЗ» сумел увеличить портфель заказов, включая зарубежные поставки для проектов в Беларуси и Казахстане.

Система газоподготовки для газотурбинной установки на теплоэлектроцентрали Актобе в Казахстане

В Республике Казахстан реализуется проект расширения теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) Актобе с применением газотурбинных технологий. Здесь будет установлена турбина Siemens SGT-800 мощностью 57 МВт с котлом-утилизатором паропроизводительностью 70 т/ч.

Снабжение нового энергоблока топливом будут осуществлять блочный пункт подготовки газа (БППГ) и ДКС из двух установок. БППГ предназначен для фильтрации, редуцирования и технологического учета газа перед его подачей в ДКС, которая обеспечит проектные параметры топлива для турбины по давлению (3,1 МПа), температуре (60 °C) и расходу (12 т / ч).

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

В рамках технического перевооружения установки подготовки нефти (УПН) Усинского месторождения (ООО «ЛУКОЙЛ-Коми») оснащаются газорегуляторным пунктом (ГРП) (фото 3). ГРП «ЭНЕРГАЗ» – это модульная технологическая установка 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 газорегуляторный пункт готовится к монтажу на объекте.

Газоприемные станции для турбин пиково-резервных газотурбинной электростанции в Беларуси

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 6 ГТУ, на Березовской теплоэлектростанции – ГТЭС-254 МВт (5 турбин), на Лукомльской теплоэлектростанции – ГТЭС-150 МВт (3 турбины), на Новополоцкой ТЭЦ – ГТЭС-100 МВт (2 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.

Модернизация схемы газоснабжения парогазовых энергоблоков на ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 в Минске

В 2020 г. в Беларуси Группа «ЭНЕРГАЗ» реализует еще два проекта. Это модернизация схемы газоснабжения парогазовых установок ПГУ-65 на Минской ТЭЦ-2 и ПГУ-230 на Минской ТЭЦ-3. Суть задачи – расширение действующих систем газоподготовки за счет дополнительных компрессорных станций топливного газа.

На ТЭЦ-3 помимо ДКС мы поставили воздушную КС и двухуровневую систему автоматизированного управления и регулирования. Пульт дистанционного управления будет размещен в операторском центре ПГУ.

На ТЭЦ-2 особенностью проекта являются жесткие требования к шумоизоляции оборудования, обусловленные расположением электростанции в центральной части города. ДКС «ЭНЕРГАЗ» обладает уникальными характеристиками по звуковому давлению за счет применения специальных материалов в конструкции укрытия, использования тихоходных электродвигателей и ограждения аппарата воздушного охлаждения.

Модернизация повысит надежность топливоснабжения ПГУ и обеспечит бесперебойную эксплуатацию парогазовых энергоблоков на всех режимах и при любых климатических условиях.

Оборудование для комплекса по сжижению природного газа «Тобольск»

В структуру комплекса по сжижению природного газа интегрируются установки «ЭНЕРГАЗ» (фото 4) для рекуперации отпарного газа. Это оборудование предназначено для возврата паров метана, образовавшихся в процессе хранения, в производственный цикл сжижения газа.

Установки выполнены на базе современных компрессорных технологий. Давление отпарного газа нагнетается с 0,27 до 1,28 МПа. Производительность каждого агрегата – 889 нм3 / ч (650 кг / ч). Остаточное содержание примесей на выходе – не более 1 ppmw (мг / кг).

В маслосистеме используется сложноэфирное синтетическое масло нового поколения, специально созданное для установок с винтовыми компрессорами. Масло марки ESTSYN обеспечивает эффективную эксплуатацию, увеличивает надежность и срок службы оборудования.

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 8 газопоршневых электростанций MWM мощностью 1,2–2,0 МВт и 4 передвижные автоматизированные ГТЭС – ПАЭС-2500 мощностью по 2,5 МВт.

Топливо для энергоцентра – природный газ. Его рабочие параметры по чистоте, температуре, давлению и расходу обеспечит УПТГ «ЭНЕРГАЗ», уже доставленная на эксплуатационную площадку. Многофункциональный комплекс состоит из двух модулей, действующих по каскадной схеме. 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.

КАЧЕСТВЕННЫЙ СЕРВИС

В Группе «ЭНЕРГАЗ» за это направление отвечает компания «СервисЭНЕРГАЗ», мобильные бригады которой базируются в Москве, Белгороде и Сургуте. Сервисные специалисты обладают необходимой квалификацией и уникальным опытом выполнения работ на особо опасных и технически сложных объектах. За год наши инженеры осуществляют более 300 выездов на различные площадки, включая удаленные и труднодоступные.

Помимо планового техобслуживания и предпусковой подготовки (монтаж и шефмонтаж, наладка, собственные и интегрированные испытания, обучение персонала) проводятся технические инспекции, модернизация, текущие и капитальные ремонты, комплексная реконструкция оборудования.

В 2020 г. наиболее масштабные работы такого рода состоялись на компрессорной станции № 4 «Западный Тэбук» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», в системе газоподготовки для ПГУ-225 Сызранской ТЭЦ (фото 5), на установке регенерации пропилена нефтехимического предприятия «СИБУР Тобольск», на газокомпрессорной станции (ГКС) «Вахитовская» АО «Оренбургнефть», вакуумных компрессорных станциях Вынгапуровского месторождения АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», оборудовании топливоснабжения турбин Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, на ДКС газотурбинного энергоблока Томской ТЭЦ-1, установке рекуперации отходящего газа Куйбышевского нефтеперерабатывающего завода.

Оправдывает себя создание специального подразделения «СервисЭНЕРГАЗ-Ухта» для обслуживания систем газоподготовки на энергоцентрах ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» – ГТУ-ТЭЦ на Усинском нефтяном и Ярегском нефтетитановом месторождениях. Сотрудники этого подразделения постоянно находятся на площадках энергоцентров и обеспечивают бесперебойную работу 9 технологических установок – 2 БППГ и 7 ГКС в арктическом исполнении.

В структуре компании планируется создание других специальных подразделений, территориально привязанных к ключевым объектам сервисно-технического сегмента.

24 сентября 2020 г. «ЭНЕРГАЗ» начал отсчет 14‑го года своей производственной деятельности. И мы сознаем, что нельзя останавливаться на достигнутом, ведь дорогу осилит идущий!

АО «Трубодеталь» (входит в состав АО «ОМК») продолжает активно наращивать портфель проектов и расширять производственную базу предприятия, что позволяет компании не только удерживать, но и укреплять свои позиции на рынке. 

На сегодняшний день в России планируется, проектируется и строится большое количество объектов по производству сжиженного природного газа (СПГ), газоперерабатывающих заводов, газохимических комбинатов и других перерабатывающих предприятий. В подавляющем большинстве случаев на таких проектах все еще применяются иностранные проектные решения и лицензионные технологические процессы, вследствие чего многие трубопроводные системы проектируются по стандартам ASME / ANSI. При этом на российском рынке соединительных деталей трубопроводов ключевыми поставщиками продукции по этим стандартам являются иностранные организации и их представители.

Потребность на внутреннем рынке в соединительных деталях по стандарту ASME B16.9 постоянно растет. В целях удовлетворения самых разнообразных запросов и требований клиентов «Трубодеталь» расширяет номенклатуру изготавливаемой продукции за счет освоения производства соединительных деталей по этому стандарту.

Основная сфера применения продукции – строительство и модернизация мощностей в нефтегазоперерабатывающей и нефтегазохимической отраслях, а также в производстве СПГ.

На сегодняшний день на заводе «Трубодеталь» освоено производство отводов по спецификациям ASTM A420 / A420M, ASTM A403 / A403M и ASTM A234 / A234M диаметрами 1 / 2–18'' (21,3–457 мм). Для изготовления новой продукции используется технология горячей протяжки трубных заготовок мерной длины по рогообразному сердечнику и метод объемной штамповки. Компанией TÜV SÜD был проведен аудит технологии изготовления и получены все аттестаты соответствия требованиям стандарта ASME B16.9 и перечисленных спецификаций.

Развитие нового направления на заводе будет проходить в несколько этапов. Первый этап освоения продукции по стандарту ASME B16.9 касается отводов. После завершения технического перевооружения на заводе «Трубодеталь» будет проводиться освоение тройников, переходов и заглушек, а производственная мощность по отводам из нержавеющих, легированных и углеродистых сталей возрастет.

Использование соединительных деталей трубопровода по стандарту ASME В16.9 производства «Трубодеталь» позволит заказчику реализовать еще одно направление в области импортозамещения без отклонений от проектных решений лицензиара, с более высокой коммерческой надежностью, вне зависимости от курса доллара, с гарантированным качеством продукции и зачастую дешевле, чем у иностранных поставщиков.

АО «ОМК» ведет непрерывную работу по расширению линейки своей продукции для удовлетворения самых разнообразных запросов и требований потребителя. Разрабатываемые уникальные решения по повышению эксплуатационной надежности деталей и внедрению новых технологий производства позволяют сохранять репутацию сильного производителя, предлагающего комплексные и востребованные на рынке продукты с высокой степенью ответственности за их качество. 

«В России сегодня строится большое количество заводов по производству сжиженного природного газа, газоперерабатывающих и газохимических комплексов, где востребованы изделия дюймового ряда, произведенные по международным стандартам. Наше предприятие предлагает быстрорастущему рынку широкий спектр необходимой для строительства этих объектов высококачественной продукции с улучшенными потребительскими свойствами», – отметил управляющий директор завода «Трубодеталь» Евгений Баранов.