Территория Нефтегаз № 9-10 2021

ВВЕДЕНИЕ

Управление подавляющим большинством процессов нефтепереработки и нефтехимии обычно осуществляется путем поддержания технологических параметров в соответствии с заданиями (уставками), формируемыми вручную операторами либо системами усовершенствованного управления (СУУТП, APC-системами (от англ. Advanced Process Control – усовершенствованное управление процессом)) [1–6]. При этом задачи оперативной оптимизации режимов по технико-экономическим показателям (ТЭП) часто не ставятся и не решаются, поскольку в литературе отсутствуют методические материалы обобщающего характера при разнообразии задач и методов их решения [7].

Трудности решения задачи оперативной оптимизации технологических процессов по ТЭП связаны со следующими обстоятельствами. Во-первых, существует техническая проблема оценки ТЭП для отдельных аппаратов и процессов на коротких интервалах времени, поскольку модели расчета ТЭП используются обычно в составе MES-систем (от англ. Manufacturing Execution System – система управления производством) для достаточно крупных технологических блоков, горизонт планирования которых начинается от нескольких часов. Кроме того, принципиальным моментом является невозможность точной оценки ТЭП из‑за наличия неопределенности или отсутствия информации о характеристиках сырья, получаемых продуктов, производственных затрат, носящих случайный характер. Во-вторых, процедура оптимизации для технологического блока должна учитывать не только ТЭП, но и требования к технологическим параметрам и показателям качества (ПК) продуктов производства, что в целом делает задачу многокритериальной. Типичный подход к решению оптимизационной задачи – это использование методов линейного и нелинейного программирования (поисковых процедур) [7, 8], зачастую не позволяющих в условиях наличия большого количества параметров и показателей, на которые накладываются ограничения, обеспечить оперативность решения как с точки зрения отыскания глобального оптимума, так и с точки зрения времени решения, что обусловливает невозможность использования данных методов в системах оперативной оптимизации. В-третьих, реализация переходных (от текущих к оптимальным) состояний для динамических объектов управления должна учитывать многосвязность объекта и требования к качеству переходных процессов, в частности обеспечивать устойчивость, слабую колебательность и минимальное время длительности процессов, чтобы они завершались в пределах периодов оптимизации.

В статье рассматриваются методологические и математические основы построения автоматических и автоматизированных систем управления по ТЭП, которые иллюстрируются на примере процессов висбрекинга, каталитического риформинга бензинов и процессов разделения смесей на сложных ректификационных колоннах (СРК).

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ОПЕРАТИВНОЙ ОПТИМИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

В общем виде задача оперативной оптимизации по ТЭП при производстве нескольких продуктов ставится как

F opt (1)

с учетом следующих ограничений по технологическим параметрам, управлению и ПК:

Tci = , i = ;       (2)

Ti , i = , r = 1, 2, …;    (3)

Bi , i = , v = 1, 2, …;    (4)

Uj , j = , k = 1, 2, …;    (5)

где F = {fi, i = } – векторный критерий показателей технико-экономической эффективности производства продуктов; T = {Ti, i = } – множество технологических параметров; Tгр = {Tiгр, i = } – множество граничных (допустимых) значений технологических параметров; Tc = {Tci, i = } – множество стабилизируемых (регулируемых) технологических параметров (Tc T); = {, i = } – множество заданных значений технологических параметров; B = {bi, i = } – множество нормируемых показателей качества; Bзд = {biv, i = , v = 1, 2, …} – множество граничных значений нормируемых показателей качества; U = {Uj, j = } – множество управляющих воздействий; Uгр = {Ujгр, j = } – множество граничных значений управляющих воздействий.

Заметим, что ограничения (2) – (5) на практике должны выполняться с некоторой заданной точностью, но здесь это обстоятельство рассматривать не будем.

Если дискретизировать переменные в (2) – (5), то для допустимых режимов в соответствии с (2) и (3) получим конечное множество состояний технологического процесса P. С учетом ограничений (4) на ПК получим множество состояний технологического процесса P’ и, наконец, для оптимальных по критерию (1) с точностью до состояний получим множество P’’, которые обеспечиваются системой управления с учетом (5). При этом

P’’ P’ P.          (6)

Значения множества параметров управления U определяют затраты на производство продукции и характеризуют технологическую себестоимость продукции C, которая может являться критерием F оперативной оптимизации процесса по ТЭП [6]. Под технологической себестоимостью понимается сумма затрат на сырье, полуфабрикаты, материалы, энергию, отнесенных к единице продукции, определяющих ТЭП и непосредственно зависящих от характера протекания процесса.

РЕШЕНИЕ ОПТИМИЗАЦИОННОЙ ЗАДАЧИ ПОИСКОВЫМИ МЕТОДАМИ

Известные подходы к решению оптимизационных задач отыскания оптимума некоторого скалярного критерия, полученного сворачиванием векторного критерия (1), предполагают использование поисковых методов [7, 8]. При этом решается последовательность нескольких подзадач [6]:

1) определение конечного множества альтернатив управлений, обеспечивающих заданные ПК множества B получаемых продуктов:

U’ = [u1, u2, …, ui, …, un]T,   (7)

ui U, ui = {ui1, ui2, …, uik | B(ui) Bзд}.      (8)

Размерность матрицы U’ при этом (n × k), где n – количество альтернатив управлений при заданном шаге дискретизации допустимого множества U при определении ui; k – количество управлений (размерность вектора ui); Bзд – заданные значения ПК;

2) расчет удельной (на единицу продукции) технологической себестоимости продукта как характеристики множества альтернатив управления и выбор вектора ui с минимальной стоимостью реализации:

Cui = ∆uij∙,      (9)

rопт = arg{(Cui)},      (10)

где Cui – стоимостная оценка i-й альтернативы, i = 1… n; – удельная стоимость j-го управляющего воздействия (себестоимость, отнесенная к единице продукции); ∆uij – относительное изменение j-го управления в i-й альтернативе при обеспечении заданного ПК; rопт – номер строки матрицы U’.

Первая задача решается с применением «формальных» моделей технологического процесса для расчета ПК получаемых продуктов через технологические параметры и модели связи технологических параметров с параметрами вектора U [2, 4, 9]. При необходимости обеспечения качества нескольких продуктов итоговое множество альтернатив управлений U’ определяется пересечением множеств альтернатив управлений, обеспечивающих заданное качество каждого продукта. Однако возможны ситуации, когда пересечение полученных альтернатив для разных ПК отсутствует. В этом случае задача определения итогового U’ может решаться с применением процедур поиска компромиссных вариантов, например выстраиванием шкалы полезности ПК продуктов и т. п. Для упрощения изложения последовательности оптимизации будем считать, что выбор управлений ведется при обеспечении одного ПК (B).

Задачей моделирования процесса для расчета ПК является определение функциональных зависимостей между множествами U, P и B. Ее решение связано с применением известных методов анализа данных [4, 9] в целях определения структуры модели, а также методов параметрического синтеза для определения коэффициентов моделей.

Модели M расчета ПК продуктов вида M(U)B, позволяют оценить чувствительность ПК множества B к множеству P и рассчитать на их основе стоимость реализации управлений множества U при переводе технологического режима из наблюдаемого состояния Pi0 в состояние Pi’, при котором обеспечивается расчетное значение ПК продуктов.

Пусть имеются модели вида B = M1(,P) и P = M2(,U).

В соответствии с M1 изменение ПК на величину ∆B обеспечивается изменением любого из параметров состояния на ∆P пропорционально коэффициенту : = [1, 2, …, k]T, где k – количество параметров состояния в модели M1. Модели М1 позволяют сформировать матрицу альтернатив изменения параметров P как ∆P = [∆B / 1, ∆B / 2, …, ∆B / k]T.

Допустим, что в соответствии с M2 изменение параметров состояния на величину ∆P обеспечивается изменением любого из параметров управления на U пропорционально коэффициентам :

,

где k – количество параметров состояния в модели M1; n – количество управлений при определении параметра состояния Pk в модели M2.

Произведение T × определяет чувствительность () показателя B к изменению параметров управления U, = [1, 2, …, n]T, которые позволяют получить ∆U’ как ∆U’ = [∆B / 1, ∆B / 2, …, ∆B / n]T.

Решение второй задачи (оценка технологической себестоимости продукта как характеристики множества альтернатив управления) связано с определением удельной стоимости управляющих воздействий для независимых параметров моделей расчета ПК. Учитывая нелинейный характер связей между расходом энергоресурсов, стоимость которых оценивается в абсолютных значениях, и режимными параметрами состояния множества P, решение данной задачи на полных диапазонах варьирования управлений требует применения достаточно сложных, в частности ситуационных, моделей [4]. При относительно небольших отклонениях режимов от базовых нелинейностью связей между и элементами P можно пренебречь, и в этом случае задача моделирования существенно облегчается.

Итак, решение поставленной задачи оптимизации управления технологическими процессами по ТЭП осуществляется путем выполнения следующей последовательности шагов:

1) определяют приращения конечного множества альтернатив управлений U’, обеспечивающих заданные ПК, решением обратной задачи моделирования с использованием моделей M1, M2 и формируют вектор, элементами которого являются альтернативы изменения управлений

,           (11)

∆U’ = [∆u1, ∆u2, …, ∆uk]T,   (12)

где – чувствительность ПК к изменению параметров управления U; ∆B = Bзд – B0, причем Bзд, B0 – заданные и наблюдаемые значения ПК продуктов соответственно;

2) рассчитывают стоимость реализации изменения технологического режима

С = [Cu1, Cu2, …, Cuk)]T

для всех элементов матрицы альтернатив U’, определенных на шаге 1 по (9);

3) определяют номер вектора управления ∆U’ с минимальной стоимостью реализации из условия (10) и применяют данное управление. Если ресурс управления по результатам его вычисления исчерпан, т. е. его значение достигло ограничения, на этапе следующей итерации данное управление не рассматривают в качестве возможной альтернативы.

Иллюстрация изложенного подхода приведена на примере оптимизации режимов установки висбрекинга [6] и установки подготовки нефти [10].

АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ ПОДХОДЫ К РЕШЕНИЮ ЗАДАЧИ ОПЕРАТИВНОЙ ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЦЕССОВ

Очевидны трудности реализации изложенной классической схемы оптимизации для достаточно больших технологических блоков (с числом продуктов производства больше 2, нормируемых показателей – больше 2–4, технологических параметров – больше 8–10 и управлений – больше 2–4). Во-первых, трудности возникают при получении комплекса обратных моделей связи ТЭП с управлениями

U = M–1{P, B(P)}       (13)

через модели связи управлений с технологическими параметрами, с одной стороны, и определение стоимости вариантов управления – с другой:

C = Mc(U).      (14)

Во-вторых, отметим еще одно обстоятельство, существенно осложняющее возможности классической оптимизации: оптимальное решение, как правило, оказывается на границе допустимых по технологическому регламенту параметров, а это требует учета рисков реализации оптимальных режимов [6].

Поэтому плодотворным для решения оптимизационных по ТЭП задач представляется использование следующих принципов.

Декомпозиция исходной задачи на иерархию подзадач управления

При этом подзадачи решаются в разных масштабах времени и на трех уровнях:

• на нижнем оптимизируется работа автоматических систем регулирования (АСР) поддержания технологических параметров на заданных значениях (уставках) отдельных аппаратов по критериям качества динамических процессов. При этом могут использоваться хорошо разработанные методы построения многосвязных АСР [4];

• на втором для квазистатических режимов решается задача оптимизации вида (1) – (5) для i-го аппарата (процесса) по частным ТЭП fi, i = ;

• на третьем решается задача координации и оптимизации режимов совокупности аппаратов (процессов) по интегральному критерию, оценивающему эффективность работы технологического блока по векторному критерию (1) и включающему назначение компромиссных значений ПК продуктов Bзд и формирование уставок АСР технологических параметров.

Использование индикаторов технико-экономической эффективности

При этом индикаторы представляют собой совокупность требований к значениям технологических параметров и характеристик технологических аппаратов вместо самих ТЭП, в частности расходов потоков, затрат энергии, активности катализаторов и т. п. Основное требование к индикаторам – иметь одинаковое с ТЭП направление шкалы полезности в пространстве технологических параметров.

Использование семантических технологий при организации решения задачи оптимизации

Это означает, что для отыскания оптимальных решений задачи вида (1) – (5) используются не только математические (в т. ч. численные) методы отыскания оптимума ТЭП [7, 8], но и эвристические (когнитивные) процедуры [4, 11] изменения технологических режимов в направлении предполагаемого оптимума, использующие закономерности связи ТЭП с индикаторами. Формализация таких процедур приводит к моделям принятия решений, базирующимся на методах искусственного интеллекта, в частности на сетях Петри и нечеткой логике. Заметим, что описанные выше математические методы решения оптимизационных задач носят универсальный характер, и это является их сильной стороной. В то же время их недостатками являются сложность и невозможность учета эвристических знаний об особенностях конкретных задач и объектов. Семантические технологии позволяют использовать для построения процедур оптимизации знания о связи технологических параметров с ПК и ТЭП для конкретных объектов, что облегчает поиск оптимума и повышает вероятность его локализации в многомерном пространстве технологических параметров и управлений при наличии множества ограничений.

Общая идея семантических технологий применительно к решению задачи оперативной оптимизации сводится к следующему:

1) выявляются закономерности связи ПК с технологическими параметрами и строятся модели так называемых виртуальных анализаторов (ВА). Это достаточно известная задача, для решения которой предложено много методов [2–4, 12, 13];

2) выявляются закономерности связи технологических режимов (под режимом здесь понимается сочетание технологических параметров и характеристик технологических агентов, например активности катализаторов, состава реагентов, свойств абсорбента и т. д.) с ТЭП, т. е. определяется коррелируемость некоторой совокупности (агрегатов) технологических параметров с изменением ТЭП, которая формализуется в виде семантической модели (СМ), например продукционных правил, нечетких логических выражений;

3) поскольку и в моделях ВА, и в СМ параметры технологических режимов используются как входная информация, на основе СМ в пространстве технологических режимов строится логический алгоритм (процедура принятия решений) отыскания последовательности таких режимов, для которых индикаторы изменяются в направлении оптимальных ТЭП при условии выполнения ограничений на ПК. Если закономерности связи индикаторов и ТЭП выявлены правильно, это обеспечит оптимальность (квазиоптимальность) ТЭП.

Как будет далее показано на примерах, достаточно часто в этом случае задача оптимизации может решаться иерархически организованным сообществом нечетких автоматов [4, 11, 14, 15].

ПРИМЕРЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ АЛЬТЕРНАТИВНЫХ ПОДХОДОВ К ОПТИМИЗАЦИИ

Управление сложной ректификационной колонной (СРК)

Для процесса разделения нефтепродуктов на фракции используются сложные ректификационные колонны [16, 17]. Количество продуктовых потоков (отборов) обычно составляет 3–5, число ПК продуктов – 5–10, управлений – 3–6. Индикатором технико-экономической эффективности может быть величина отбора либо наиболее ценной фракции (ТЭП экономического типа), либо любой другой фракции, для которой определен приоритет по другим соображениям (ТЭП конъюнктурного типа). Решение задачи включает следующие этапы:

1) формируются логические переменные, отражающие факт нарушения ограничений по технологическим параметрам, например по расходам:

            (15)

где – номер фракции; Fimin и Fimax – минимальный и максимальный пределы значений i-го отбора Fi; Fi – величина окрестности границы расхода (значение запаса по параметру относительно ограничения), которая назначается с учетом точности вычисления параметров и коэффициента, масштабирующего интенсивность изменения управляющих воздействий (уставок) на регуляторы и ПК, в качестве которых используются характерная температура кипения фракций tiN и ее предельные значения (, N = 10 %, 90 %) – объемная доля выкипания фракции:

            (16)

Кроме того, формируются переменные, отражающие величину отклонения ПК от заданных значений:

            (17)

2) в соответствии с принципами когнитивного моделирования [11] строится СМ принятия решений на формирование управлений, а также информационных сообщений, например, в виде сети Петри [14] (рис.);

3) на основе модели процесса управления в виде сети Петри (рис.) с использованием индикаторов ТЭП, а также с учетом величин отклонений технологических параметров и ПК от допустимых значений (11) путем декомпозиции сети Петри [4] на подсети и последовательного преобразования подсетей в модели конечных и далее нечетких автоматов [15, 18] формируются логические выражения для расчета заданий на приращение управляющих воздействий, реализуемых регуляторами АСР нижнего уровня.

В данном примере управления – это изменение значений отбора фракций ∆Fi(i = 1, 2, 3):

(18)

где черта сверху над логическими переменными , , , , , означает операцию «отрицание» («не»); k – коэффициент, масштабирующий интенсивность изменения управляющих воздействий, который назначается опытным путем (эвристически) с учетом частоты изменения уставок таким образом, чтобы не возникали интенсивные переходные процессы.

Экспериментальная проверка рассмотренного подхода на имитационной модели показала [16], что отбор наиболее ценных фракций увеличивается на несколько процентов по сравнению с системой управления, в которой ПК получают лабораторным путем и управление осуществляется вручную.

Управление процессом каталитического риформинга бензинов

Рассматривается управление установкой каталитического риформинга бензинов полурегенеративного типа [1, 17, 19–21].

Процесс риформинга (облагораживания бензинов для повышения октанового числа (ОЧ)) обычно проводится на последовательности трех реакторов. Целью оптимизации режимов является снижение стоимости производства бензинов с заданным значением ПК, т. е. ОЧ, на выходе установки. Управляющими параметрами являются температуры сырья на входах реакторов, которые определяют вклад каждого реактора в суммарное значение ОЧ продукта на выходе установки. Первым и основным ТЭП являются энергозатраты Э на производство риформата заданного качества, поскольку высокотемпературный нагрев продуктов проводится печами. Индикатором данного ТЭП является удельная стоимость единицы приращения ОЧ на каждом реакторе, которая рассчитывается по соотношению:

i = ∆Ci / ∆Si (i = 1, 2, 3),         (19)

где ∆Ci – приращения стоимости, руб., топлива на обеспечение приращений ОЧ ∆Si на единицу, определяемые изменением расхода топлива ∆GTi, кг, и его внутризаводской ценой Ц, руб. / кг, ∆Ci = ∆GTi.Ц, i = 1, 2, 3 – порядковый номер реакторов на установке риформинга; ∆Si – необходимое приращение ОЧ на i-м реакторе для обеспечения заданного значения октанового числа риформата Sзад.

Вторым индикатором ТЭП процесса является скорость дезактивации катализатора в каждом реакторе ДAi(i = 1, 2, 3), которая, во‑первых, влияет на ПК, во‑вторых, определяет затраты на регенерацию катализатора после завершения цикла работы установки. Заметим, что учет двух упомянутых ТЭП и построение алгоритма их оперативной оптимизации встречают практически непреодолимые трудности, в частности, из‑за нечеткости формирования ДAi(i = 1, 2, 3).

Было определено [20], что модели виртуальных анализаторов для расчета приращений ОЧ на каждом из реакторов ∆Si имеют вид:

∆Si = ai + bi.∆Pi + ci.(∆Ti / Ti).i + di.Ti,        (20)

где ∆Si – приращение ОЧ риформата при прохождении i-го реактора; ai, bi, ci, di – параметры модели i-го реактора; ∆Pi – перепад давления на i-м реакторе; ∆Ti – перепад температуры на i-м реакторе; Ti – температура продукта на входе в i-й реактор; i = Vi / Q – удельная скорость подачи сырья в реактор, определяющая время контакта продукта с катализатором (далее – время пребывания сырья в реакторе), причем Vi – объем катализатора, загруженного в i-й реактор, м3; Q – расход сырья (гидрогенизата) на установку, м3 / ч.

В результате исследования взаимосвязи температур на входах реакторов с приращениями ОЧ на каждом реакторе, изменениями скорости дезактивации катализаторов, стоимостью топлива на нагрев была выявлена следующая закономерность. При условии, что активность катализатора во всех реакторах не достигла критически низких значений, наименее затратным для повышения ОЧ является повышение температуры на входах реакторов с меньшим номером. В результате была получена СМ оптимизирующих управлений в виде набора правил:

1) предварительно по моделям [20] рассчитывают скорость дезактивации катализатора и определяют прогнозное время работы реакторов до предельно допустимого снижения активности катализатора;

2) по модели ВА для каждого реактора рассчитывают приращения ОЧ и проверяют выполнение одного из трех условий:

а) если суммарное приращение ОЧ (S) на всех реакторах с точностью равно заданию, то изменение температуры нагрева сырья на входах реакторов не производят;

б) если суммарное ОЧ (S) катализата больше заданного (Sзад), уменьшают температуру ввода сырья в реактор с номером r, для которого удельная стоимость управления i (19) на единицу приращения ОЧ максимальна и выполняется ограничение по скорости дезактивации катализатора. Если условие не выполняется, переходят к уменьшению температуры для следующего по удельной стоимости управления реактора;

в) если суммарное ОЧ (S) катализата меньше заданного (Sзад), увеличивают температуру ввода сырья в реактор, для которого стоимость управления (19) на единицу приращения ОЧ минимальна и выполняется ограничение по скорости дезактивации катализатора. В противном случае выполняется правило 3;

3) если при попытке повысить температуру сырья на всех реакторах в соответствии с п. 2б ограничения по заданному значению ОЧ или скорости дезактивации катализатора не выполняются, считается, что ресурс управления исчерпан при заданных параметрах ограничений и необходимо либо останавливать установку, либо изменять параметры ограничений.

Приведенные правила управления можно реализовать в виде моделей сообщества нечетких автоматов управления каждым реактором аналогично тому, как это сделано в примере управления СРК.

Экспериментальная проверка рассмотренного подхода на имитационной модели показала [20], что ОЧ на выходе установки поддерживается с заданной точностью, скорости дезактивации катализатора во всех реакторах не превышают допустимых значений в течение всего периода эксплуатации (что гарантирует хорошие значения второго ТЭП), а экономия энергоресурсов составляет около 1,5 %.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Рассмотренные подходы к решению задачи оперативной оптимизации показали, что для большинства технологических процессов преимуществом обладает подход, основанный на использовании процедур декомпозиции исходной оптимизационной задачи, использовании индикаторов эффективности вместо показателей технико-экономической эффективности и семантических моделей для осуществления процедур оптимизации с использованием индикаторов вместо ТЭП.

2. Наиболее трудоемкими этапами реализации данного подхода являются получение, формализация и использование семантических моделей. Однако для сложных процессов альтернатива такому подходу отсутствует.

3. В качестве семантических моделей могут использоваться семантические сети, системы нечетких продукционных правил, сообщества нечетких логических автоматов и другие методы использования искусственного интеллекта.

Есть множество способов планирования технического обслуживания предприятия, но на практике в большинстве случаев все планирование происходит на бумаге или в неудобных таблицах. При этом чем больше производство, тем больше бумаг будет для главного механика и тем выше вероятность того, что обслуживание будет выполняться не по графику, а значит, увеличатся риски выхода оборудования из строя.

Компания TOTAL предлагает альтернативный способ планирования технического обслуживания, призванный заменить тонны бумажных папок и позволяющий экономить время и ресурсы людей, ответственных за техническое состояние оборудования. Этим решением является программное обеспечение TOTAL TIG6.

TOTAL TIG6 объединяет в себе многолетний опыт технических специалистов, работающих с предприятиями в различных областях, от цементной и металлургической промышленности до сельского хозяйства.

Функционал TOTAL TIG6 включает большое количество возможностей как для руководящего звена (менеджеров, главных инженеров предприятий), так и для персонала, занимающегося непосредственно обслуживанием техники. Руководящий состав в любое время может распечатать отчет о проделанной работе и сверить информацию об остатках материалов на складе с фактическим состоянием складских запасов, а также проверить, когда и кем была выполнена та или иная операция.

Инженерный состав всегда может получить подробное техническое задание и за пару минут получить всю информацию о любой машине, занесенной в базу данных предприятия TIG6, начиная от состава узлов и заканчивая маркой и типом смазочного материала, который необходимо использовать во время обслуживания.

Программное обеспечение позволяет составить полную базу данных по предприятию, включая информацию обо всех расходных материалах и запасных частях для оборудования, а также легко осуществлять контроль за расходом материалов. Функционал программы предоставляет возможность контролировать не только обслуживание техники, но и остатки необходимых товаров на складе, благодаря чему возможно минимизировать возникновение дефицита расходных материалов и выполнять работы точно в соответствии с регламентом.

Стоит также отметить возможность планировать обслуживание, подробно описывая необходимый набор операций, и устанавливать операторов или лица, ответственные за проведение работ. Руководителю доступна возможность непосредственно из программы распечатать подробный заказ-наряд и передать персоналу для выполнения работ.

Планировать техническое обслуживание столь же важно, как планировать бюджет компании. Такой рациональный подход может уберечь вас и ваш бизнес от незапланированных расходов и позволит свести к минимуму количество внештатных ситуаций, связанных с выходом из строя оборудования.

Более подробная информация о программном обеспечении TOTAL TIG6 представлена на официальном сайте www.services.totalenergies.ru в разделе «Услуги TotalEnergies, TIG6».

Удобный интерфейс и логичная, интуитивно понятная структура

Функционал TOTAL TIG6 построен на создании общей схемы предприятия, в которой могут быть отображены вся техника и все узлы, нуждающиеся в систематическом обслуживании. Программа позволяет построить максимально удобную для пользователя структуру предприятия

Для кого?

Возможности программного обеспечения TOTAL TIG6 уникальны. Благодаря гибкости настроек программное обеспечение может использоваться в различных областях промышленности, от крупных предприятий, занимающихся производством цемента, нефтепродуктов, бумаги до небольших станций техобслуживания и сервисных компаний

• Цементная промышленность

• Бумажная промышленность

• Химическая промышленность

• Пищевая промышленность

• Нефтеперерабатывающие заводы

• Обслуживающие компании

• Внедорожный транспорт

• Автомобильное производство

• Горнодобывающие предприятия

• Грузовые автомобили и станции техобслуживания

ВВЕДЕНИЕ

Основным источником информации для прогнозирования латерального распределения литофаций являются данные, полученные с помощью сейсморазведки. По сравнению с прошлым веком, когда основной целью проведения сейсморазведочных мероприятий было построение структурного каркаса, возможности данного метода исследований значительно расширились. На сегодняшний день основной задачей, стоящей перед геологоразведкой, является прогноз литологического строения и нефтегазонасыщенности залежей.

Основным инструментом, применяющимся для прогнозирования свойств коллектора, является в значительной степени автоматизированный метод сейсмической инверсии, получающий в последнее время все более широкое распространение. Впрочем, несмотря на все преимущества сейсмической инверсии, ряд задач, связанных с детализацией строения залежей, стандартные технологии сейсмической инверсии все же не решают, что обусловило рост популярности стохастической сейсмической инверсии, позволяющей провести оценку неопределенностей для автоматического построения геологических моделей.

Необходимо также отметить, что в настоящее время в разработку вовлекается все большее число залежей, характеризующихся сложным геологическим строением, что ставит перед геофизиками более сложные задачи. Для их решения в рамках исследования, результаты которого представлены в данной статье, авторами был применен метод стохастической сейсмической инверсии с геологическими ограничениями. Кроме того, было проведено сравнение результатов применения стандартного и предлагаемого авторами подходов.

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ИНФОРМАЦИЯ И ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Изучаемая территория находится в центральной части Западной Сибири и состоит из одного лицензионного участка. На рис. 1 представлены относительное местоположение скважин и часть данных сейсмического куба.

В отложениях Западно-Сибирской плиты выделяются три мегацикла [1] – триас-аптский, апт-олигоценовый и олигоцен-четвертичный, – каждый из которых характеризуется изменением осадконакопления с континентальных к преимущественно морским или прибрежно-морским отложениям.

В пределах лицензионного блока имеется несколько продуктивных залежей в меловом комплексе и одна залежь в среднеюрских отложениях – тюменская свита, которая достаточно хорошо развита в пределах изучаемой территории и является на сегодняшний день основным поисковым объектом. Свита сложена главным образом переслаиванием песчаника, алевролита и глины с достаточно маломощными, но выдержанными по мощности пачками бурых углей. Песчаник мелового возраста был сформирован в мелководно-морских обстановках.

Тюменские отложения сравнительно хорошо изучены в пределах рассматриваемого лицензионного блока, однако характеризуются достаточно сложным строением со значительной вертикальной и латеральной неоднородностями. Исходя из скважинной информации, вскрывшей тюменские отложения, можно утверждать, что среднеюрские отложения представлены в основном пятью литофациальными комплексами. На рис. 2 представлено распределение литоклассов на тернарной диаграмме.

Юрские отложения были вскрыты тремя скважинами с необходимым комплексом геофизических исследований для интерпретации. Общий объем данных сейсморазведочных работ составил чуть более 500 км2 с удовлетворительным качеством.

По результатам проведенного анализа был построен кроссплот петрофизических параметров по литофациальным комплексам (рис. 3). С учетом данных, полученных в ходе исследования зависимостей акустического импеданса и отношения продольных и поперечных скоростей, достаточно уверенно можно выделить значительные по мощности плотный песчаник и уголь. Остальные литофациальные комплексы обладают достаточно существенным перекрытием, что не позволяет использовать стандартные методы синхронной сейсмической инверсии для прогнозирования литологического строения [2–4]. Это и послужило причиной тестирования модифицированного метода стохастической инверсии с использованием геологических ограничений.

ПОВТОРНАЯ ОБРАБОТКА ДАННЫХ СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ

По результатам анализа скважинной информации было принято решение выполнить повторную обработку имеющегося объема сейсмической информации в целях решения поставленной задачи. В ходе повторной обработки данных удалось значительно повысить качество сходимости скважинной и сейсмической информации, что, в свою очередь, повысило достоверность прогноза литофациальных комплексов.

Благодаря применению интерпретационного сопровождения удалось оперативно принимать решения об эффективности тех или иных алгоритмов обработки данных. В итоге помимо стандартного алгоритма были использованы дополнительные процедуры, позволившие повысить качество результатов исследования. На рис. 4 представлены основные процедуры, применявшиеся в процессе обработки, и их влияние на коэффициент корреляции между сейсмическими и скважинными данными.

НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ ЛИТОФАЦИАЛЬНЫХ КОМПЛЕКСОВ

По результатам анализа всей совокупности геолого-геофизической и региональной информации был сформирован диапазон неопределенностей литофациальных комплексов для интеграции в финальную геологическую модель. Рассмотрим более детально основные неопределенности, полученные по результатам данного анализа.

Неопределенность структурного каркаса

Структурный каркас является основным фактором, влияющим на ресурсную базу структурных залежей. Залежи в тюменской свите относятся в значительной степени к категории структурно-литологических ловушек, что также зависит от структурного каркаса. Неопределенность структурного каркаса зависит в первую очередь от следующих факторов (рис. 5):

• качества финальных сейсмических данных – в местах низкой кратности (пропусков) зачастую невозможно однозначно выполнить корреляцию отражающих горизонтов и наблюдаются скоростные аномалии, что может в значительной степени повлиять на структурный каркас. Наибольшей информативностью для определения качества сейсмической информации является карта отношения «сигнал / шум», полученная по результатам обработки;

• достоверности трассирования отражающих горизонтов – многие отражения тюменской свиты характеризуются сложной интерференционной картиной, что в значительной степени влияет на структурный каркас. Поэтому достоверность трассирования отражающих горизонтов также учитывалась при построении структурного каркаса.

Неопределенность значения мощностей литофаций

Дополнительным геологическим ограничением является распределение общих толщин литофациальных комплексов, которые были получены по результатам анализа региональной информации, анализа скважинной информации и т. д. Данное условие позволило ликвидировать не геологичные результаты в плане распределения общих толщин литологических тел. На рис. 6 представлено распределение четырех основных литофациальных комплексов.

По результатам интерпретации данных сейсморазведочных работ достаточно отчетливо выделяются сейсмические аномалии, приуроченные к континентальным обстановкам осадконакопления. Однако, несмотря на достаточно выдержанную амплитудную характеристику аномалий, сделать однозначное заключение о литологическом составе пород не представляется возможным. На рис. 7 представлен пример подобной сейсмической аномалии.

ОСОБЕННОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ СЕЙСМИЧЕСКОЙ ИНВЕРСИИ С ГЕОЛОГИЧЕСКИМИ ОГРАНИЧЕНИЯМИ

Сейсмическая инверсия с геологическими ограничениями состоит из трех основных этапов (рис. 8), включающих:

• построение исходной вероятностной модели с использованием исходного структурного каркаса и распределения литофаций;

• трансформирование исходной вероятностной модели с использованием неопределенностей структурного построения и распределения мощностей литофаций;

• построение вероятностной модели и согласование геологических моделей с исходными сейсмическими данными.

Использование геологических ограничений позволяет минимизировать объем построения моделей и исключить некорректные модели из последующего анализа. На рис. 9 представлен вариант исключения некорректных моделей на примере одной трассы. Все кривые упругих параметров на трех геологических разрезах имеют схожий сейсмический отклик с учетом неопределенностей в амплитудном разрезе.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В рамках проведенного исследования была рассчитана ресурсная база по трем возможным реализациям (рис. 10) с применением как стандартного подхода к проведению сейсмической инверсии, так и подхода с использованием геологических ограничений. Из рисунка видно, что исключение некорректных геологических моделей позволило получить более узкое распределение.

Таким образом, при наличии четкого разделения литофациальных комплексов стандартный подход к проведению сейсмической инверсии показывает хороший результат, однако в отсутствие явного разделения между литологическими объектами данный подход может привести к некорректным результатам.

Результаты исследования позволяют сделать выводы о явных преимуществах подхода с использованием геологических ограничений по сравнению со стандартным. К основным преимуществам подхода с использованием геологических ограничений можно, в частности, отнести включение неопределенностей исходных данных в процесс сейсмической инверсии в целях максимального учета всех неопределенностей в финальных моделях.

ВВЕДЕНИЕ

Около десяти лет Россия удерживала позиции крупнейшего производителя нефти, пока в 2018 г., несмотря на рост добычи до 555,9 млн т, не уступила мировое лидерство в области нефтедобычи США и Саудовской Аравии. В числе прочих факторов этому способствовало то, что бльшая часть крупных месторождений РФ истощена, активные извлекаемые запасы выработаны, а новые месторождения находятся в удаленных провинциях с неразвитой инфраструктурой. В результате на сегодняшний день коэффициент извлечения нефти в РФ составляет около 0,3, что обусловлено в первую очередь сложной структурой запасов.

Свою лепту в существенное отставание в выработке запасов внесло также ограниченное применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН) на месторождениях, содержащих трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ). Очевидно, что проблема разработки таких месторождений существует давно. Разработка месторождений, содержащих ТРИЗ, требует индивидуального подхода и больших затрат, поэтому в целях обеспечения рентабельности этой деятельности вводятся дополнительные льготы. При этом, по мнению автора [1], к ТРИЗ правомерно относить и остаточные запасы нефти месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, на которых достижению достаточно высоких значений коэффициента нефтеотдачи и необходимых уровней добычи способствовало, в частности, применение заводнения. Оговоримся, что обобщение опыта разработки месторождений показывает, что наиболее рационально приступать к решению проблемы повышения нефтеотдачи пластов задолго до наступления поздней стадии разработки [2].

Таким образом, на сегодняшний день вопрос применения МУН встает как никогда остро, что нашло свое отражение в утвержденном в 2019 г. Правительством РФ плане мероприятий («дорожной карте») по реализации мер по освоению нефтяных месторождений и увеличению объемов добычи нефти в Российской Федерации, в котором особо было оговорено «стимулирование добычи нефти на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти путем внедрения третичных методов увеличения нефтеотдачи пластов, а также стимулирования добычи на малых месторождениях».

СТАТИСТИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ПО ПРИМЕНЕНИЮ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

На сегодняшний день в мире наиболее широко применяются тепловые и газовые МУН, тогда как на долю физико-химических методов приходится сравнительно небольшое количество проектов. Согласно данным, приведенным в [3, 4], химические технологии составляют около 8 % всех МУН, применяемых в мире.

Наибольшее количество проектов с применением химических МУН пластов пришлось на 1970–1980‑е гг., когда как в России, так и в США были проведены широкомасштабные работы по внедрению в нефтегазовую промышленность МУН, главным образом в терригенных коллекторах [5].

В целом из числа МУН достаточно простым с точки зрения технологии и, пожалуй, наиболее широко применяемым методом является полимерное заводнение, в ходе которого реагенты закачивают в пласт через нагнетательные скважины оторочками разного объема, добавляя их в воду системы поддержания пластового давления.

Однако мировая статистика применения данного метода отражает существенные различия. К примеру, в США, где государственная система налоговых льгот в течение многих лет стимулировала проведение опытно-промышленных работ по третичным МУН пластов, интерес к применению полимеров стал угасать начиная с середины 1980‑х гг. [6]. В то же время в СССР к началу 1980‑х гг. степень изученности технологий полимерного заводнения оценивалась на уровне 0,57 при том, что комплексный параметр изученности, например, циклической закачки воды достигал 0,78 [6].

Все реализованные в СССР проекты характеризуются следующими показателями: вязкость нефти – 3÷10 мПа·с, температура пласта – 40 °C, концентрация полиакриламида – 0,03÷0,15 %, объем закачки (Vпор) – 5÷50 %.

В настоящее время специфика проектов геолого-технических мероприятий в российских компаниях такова, что в основном проводятся обработки призабойной зоны пласта закачкой химических реагентов в малых объемах.

ОСОБЕННОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ И МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЕГО ПАРАМЕТРОВ

Основной принцип полимерного заводнения заключается в закачке оптимальной оторочки раствора полимера. В результате за счет увеличения вязкости вытесняющего агента и отношения подвижности между водой и нефтью увеличивается коэффициент охвата пласта:

в / н = (kв / µв) / (kн / µн),     (1)

где в, н – подвижность воды и нефти соответственно; kв, kн – проницаемость пористой среды для воды и нефти соответственно, мД; µв, µн – вязкость воды и нефти соответственно, Па·с.

Полимерное заводнение может быть эффективным при большой разнице между подвижностью воды и нефти. В таких условиях возможно предотвратить прорывы воды к добывающим скважинам, так называемые языки обводнения. Воду загущают полимером, вязкость ее увеличивается, и тем самым выравнивается фронт вытеснения. Также при большой неоднородности пласта с помощью полимерного заводнения фронт вытеснения выравнивается за счет создания дополнительного фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых пропластках, куда в основном и проникает полимерный раствор. В результате низкопроницаемые пропластки могут включиться в процесс вытеснения.

Повышение фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых промытых зонах определяется как отношение подвижности воды к подвижности закачиваемого химического раствора (раствора полимера) и определяется величиной фактора сопротивления:

R = (kв / µв) / (kп.р. / µп.р.), (2)

где kп.р. – проницаемость пористой среды для полимерного раствора, мД; µп.р. – вязкость полимерного раствора, Па·с.

После закачки определенного объема оторочки полимерного раствора продолжают закачивать воду. Для понимания процессов, происходящих в пласте на этом этапе, вводят такой параметр, как остаточный фактор сопротивления, который определяется как отношение подвижностей воды, закачиваемой до оторочки полимерного раствора и после:

Rост = (kв / µв) / (k’в / µ’в), (2)

где kв, k’в – проницаемость пористой среды для воды, закачиваемой до и после оторочки полимерного раствора соответственно, мД; µв, µ’в – вязкость воды, закачиваемой до и после оторочки полимерного раствора соответственно, Па·с.

Наиболее важной особенностью растворов полимеров является тот факт, что их подвижность в пористой среде значительно ниже подвижности, рассчитанной по вязкости, измеренной стандартными методами. Это явление связано с неньютоновским характером течения растворов полимеров, а также с адсорбцией и механическим удерживанием полимеров в пористой среде.

ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ

В качестве полимера для проведения заводнения используется полиакриламид (ПАА), представляющий собой вещество с высокой молекулярной массой порядка 104–35·106 Да (рис. 1). В зависимости от условий возможно применение катионного, анионного и неионогенного полиакриламида. Катионные полиакриламиды в большинстве своем применяются в качестве флокулянтов при очистке сточных вод (рис. 1а). Анионные и неионогенные полиакриламиды (рис. 1б и 1в) также применяются как флокулянты и широко используются при полимерном заводнении.

Макромолекулы полимера могут находиться в различных конформационных состояниях: глобулы, статические клубки, ориентированные структуры. Растворение полимеров в воде занимает определенное время, поскольку при взаимодействии высокомолекулярного соединения с растворителем происходит набухание, в процессе которого увеличивается объем макромолекулы полимера. Время растворения зависит от качества воды и физико-химических свойств полимера. В случае применения ПАА для улучшения его растворимости в воде используют частично гидролизованный ПАА (рис. 1б). Впрочем, многолетний опыт применения и исследований показал, что, несмотря на уменьшение времени растворения, гидролизованный ПАА наиболее склонен к деструкции и деградации [7]. Высокая ионизация макромолекулы приводит к взаимному отталкиванию отдельных фрагментов, а при наличии в растворе ионов двухвалентных металлов вызывает уплотнение или сшивку данных фрагментов. Реакция сшивки двухвалентными ионами, предшествующая деградации гидролизованного ПАА в присутствии катионов кальция, представлена на рис. 2.

Неионогенный ПАА также может быть подвержен деградации двухвалентными ионами в присутствии двухвалентных катионов, так как даже при невысокой температуре в водном растворе происходит гидролиз амидных групп с образованием карбоксильных (рис. 3), и дальнейший процесс деградации двухвалентными ионами макромолекулы происходит аналогично гидролизованному ПАА.

Деструкция ПАА также может происходить вследствие взаимодействия с кислородом воздуха и солями металлов переменной валентности (в частности, железа), приводящего к развитию радикальных окислительно-восстановительных реакций, способствующих разрушению (деструкции) полимера с уменьшением молекулярной массы. Скорость окислительно-восстановительных реакций будет увеличивать наличие примесей, содержащихся в ПАА из‑за недостаточной очистки при производстве. Механизм подобной деструкции показан на рис. 4.

Существенная проблема при полимерном заводнении связана не только с составом используемой воды и температурой пласта, но и со стоимостью проекта. Использование пресной воды, привозимой на промысел, очень сильно удорожает процесс, а применение технической воды может привести к образованию осадков и снижению эффективности химического состава, особенно если вода содержит железо и кислород.

На успешность реализации проекта применения химических МУН влияет и совместимость реагентов с насыщающими пласт флюидами (нефть, пластовая вода и газ) и породами коллектора. Если фактор совместимости не будет учтен, полимерные растворы могут потерять вязкость в пластовых условиях. Это может быть связано как с непосредственным уменьшением молекулярной массы полимера за счет деструкции (разрыва) макромолекулы, так и с изменением конформации макромолекул, уплотнением макромолекулярных клубков, т. е. деградацией и адсорбцией полимера на породе.

ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ПОЛИМЕРОВ

Перечисленные сложности и неконтролируемость процессов в пласте, а также дороговизна проектов обусловили снижение интереса к технологии полимерного заводнения. Однако в последнее время ситуация изменилась: появляется все больше публикаций о применении полимеров как в комплексных (ASP-заводнение), так и в чисто полимерных технологиях. Особенность этих проектов заключается в том, что закачка полимера осуществляется при высокой температуре, высоком уровне минерализации и в пластах с тяжелой нефтью, что ранее было невозможно. Это связано как с разработкой новых марок полиакриламида, так и с усовершенствованием технологий закачки полимерных растворов. Так, к примеру, для ликвидации деструкции в настоящее время применяются азотная подушка, качественная водоподготовка и полимеры с использованием акриламидо-трет-бутилсульфоната (АТБС).

Недавние разработки помогли расширить границы применения полимеров для различных пластовых условий (табл. 1) [7].

Стандартные сополимеры акриламида и акрилата натрия (гидролизованный ПАА) стабильны до 75 °C и более при отсутствии двухвалентных катионов. При температурах пласта до 95 °C широко используются ПАА с сульфонированными мономерами (АТБС) (рис. 5), поскольку такие полимеры устойчивы в высокоминерализованных средах, содержащих ионы кальция и магния.

Технологии применения ПАА с сульфонированными мономерами успешно реализованы на Москудьинском месторождении (ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь») и месторождении Algy (MOL), имеющих температуру пласта 27 и 98 °C и минерализацию 240 и 0,15 г / л соответственно [8, 9].

Интересной разработкой являются так называемые термотропные полимеры, к числу которых относится ПАА с мономером N-изопропилакриламида (рис. 6), способный создавать трехмерные структуры в водных растворах. За счет варьирования количества мономеров можно изменять температуру гелеобразования полимерных растворов [10], что является актуальным направлением в создании полимеров с улучшенными свойствами.

В табл. 2 представлены данные о наиболее значимых проектах, демонстрирующих возможности использования ПАА с различными мономерами на месторождениях с высокими уровнями вязкости нефти, минерализации, высокой температурой пласта и низкой проницаемостью [8–12].

На данный момент все реализованные проекты характеризуются следующими показателями: концентрация ПАА – 0,01÷0,5 %, объем закачки Vпор – 30÷100 %, молекулярная масса ПАА – 3·106÷35·106 Да. Минимальная дополнительная добыча нефти для всех этих проектов составляет около 10 % от изначального коэффициента извлечения нефти. Ярким примером высокой эффективности полимерного заводнения является закачка раствора полиакриламида на шельфовом месторождении Captain (Chevron), где прирост добычи нефти составил 16 % и было сэкономлено 25 млн баррелей воды по сравнению с базовым сценарием закачки [11].

В целом представленные данные свидетельствуют о наличии тенденции к увеличению интереса к применению полиакриламидов с новыми свойствами, позволяющими осуществлять полимерное заводнение в месторождениях с ТРИЗ нефти.

Таблица 1. Диапазон параметров для применения полимерного заводнения

Table 1. Parameter range for polymer flooding applications

Таблица 2. Примеры характеристик месторождений, на которых осуществлялось полимерное заводнение

Table 2. Examples of field characteristics where polymer flooding has been carried out

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

Основные функции пеногасителей серии AFEP:

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

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

• предотвращает потерю контроля уровня в сепараторе, обусловленную пенообразованием;

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

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

Пеногасители серии AFEP производятся на основе двух химических составов:

1) органомодифицированных полидиметилсилоксанов (ПДМС);

2) полидиметилсилоксанов.

Оба состава не содержат галогены, характеризуются высокой эффективностью в плане гашения пены в различных условиях при обработке различных типов сырой нефти. При этом характеристики пеногасителей серии AFEP производства TotalEnergies сохраняются без изменений на протяжении длительного времени (табл., рис. 1).

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

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

Характеристики линейки пеногасителей производства TotalEnergies

Встречи с Александром КРАМСКИМ, генеральным директором компании «СервисЭНЕРГАЗ» (Группа «ЭНЕРГАЗ»), стали традицией. Крамской – интересный собеседник, вдумчивый инженер и умелый организатор, готовый к разговору о применении специальных решений, разработанных инженерами «ЭНЕРГАЗа» для полноценной реализации проектов газоподготовки.

– С момента нашей предыдущей беседы прошло более года. Поэтому первый вопрос: как дела у коллектива «СервисЭНЕРГАЗа» в этот непростой период?

– Организационные особенности и санитарные ограничения, введенные в связи с пандемией, наложили свой отпечаток. Но отмечу главное: сложности пандемии мобилизовали нас. Мы смогли оперативно организовать работу в этих условиях и сконцентрировались на качественном исполнении обязательств перед заказчиками. Сегодня наш сервисно-технический дивизион сосредоточен на плановых и оперативных работах, которые ведутся своевременно и качественно, под строгим организационным и техническим контролем.

Пандемия испытала нас на профессиональную и человеческую прочность. В этом году мы уже осуществили порядка 250 выездов для проведения монтажных, пусковых, регламентных и ремонтных работ в различные регионы страны и за рубеж. Значительный объем работы «ЭНЕРГАЗа» связан с проектами подготовки и компримирования попутного нефтяного газа (ПНГ). И особое внимание мы уделяем технологиям работы с низконапорным ПНГ.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НИЗКОНАПОРНОГО ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА ДОСТУПНО

– Какое практическое значение имеют технологии «ЭНЕРГАЗа» в работе с низконапорным ПНГ?

– Низконапорным нефтяники называют попутный газ концевых ступеней сепарации нефти. Его собственное давление не превышает 0,45 МПа, что не позволяет транспортировать ПНГ между объектами нефтегазодобывающего комплекса или подавать на головную компрессорную станцию для доставки стороннему потребителю.

Для решения технологической задачи компримирования низконапорного ПНГ в «ЭНЕРГАЗе» внедрен комплексный подход. Месторождения оснащаются малыми компрессорными станциями или компрессорными станциями низких ступеней сепарации (СКНС), основа которых – газодожимные установки низкого давления.

В ситуациях, когда давление попутного газа близко к вакууму (то есть его значение составляет –0,05…0,01 МПа), на СКНС применяют вакуумные компрессорные установки. Несколько лет назад мы реализовали первый такой проект, когда на Вынгапуровском месторождении ПАО «Газпром нефть» пустили два агрегата (фото 1). Сейчас уже 35 наших вакуумных машин действуют на различных объектах нефтегаза.

Так вот надежная работа подобных компрессорных установок низкого давления обеспечивается специальными инженерными решениями с учетом состава и качества исходного газа, условий эксплуатации, индивидуальных проектных требований.

СПЕЦИАЛЬНЫЕ ИНЖЕНЕРНЫЕ РЕШЕНИЯ УСТРАНЯЮТ ПРОБЛЕМЫ

– Мы подошли к конкретному опыту внедрения решений, уже опробованных «ЭНЕРГАЗом».

– Да, с 2007 г. накоплен уникальный опыт, ведь наша группа компаний специализируется и развивается именно на проектах комплексной газоподготовки. Инженеры «ЭНЕРГАЗа» учитывают все особенности компримирования низконапорного ПНГ, используя, как правило, установки на базе винтовых маслонаполненных компрессоров. Скажу об основных факторах, осложняющих этот процесс, и соответствующих инженерных решениях.

Во-первых, необходима доочистка ПНГ. Несмотря на то что в компрессорную установку поступает уже подготовленный газ, содержание в нем механических примесей и капельной влаги не соответствует условиям нормальной эксплуатации эффективного агрегата и не позволяет достичь на выходе установленных проектных показателей по чистоте.

Поэтому возможности основных элементов системы фильтрации – газомасляного сепаратора и коалесцирующего фильтра, расположенных на линии нагнетания, – расширяются за счет дополнительной комплектации. На входе в компрессор устанавливается двухступенчатый фильтр-скруббер (фото 2). На его первой ступени из газа устраняются твердые частицы, а на второй отделяется жидкая фракция. Скруббер оснащен автоматическим дренажем, специальной емкостью для отвода конденсата и системой сигнализации о загрязнении фильтрующих элементов. Также на выходе из установки мы ставим фильтры тонкой очистки газа.

В рамках реализации некоторых проектов наши машины оснащаются узлом осушки газа, действующим в режиме рекуперации температуры. В линию нагнетания интегрируются охладитель и подогреватель, которые образуют промежуточный контур и обеспечивают охлаждение газа, отбой и удаление жидких фракций, подогрев газа. В итоге за счет применения метода рекуперативного теплообмена мы получаем осушенный газ с температурой, существенно превышающей температуру точки росы, что исключает выпадение конденсата в ходе транспортировки.

В особых случаях вместе с компрессором поставляем в отдельных укрытиях компактные адсорбционные или рефрижераторные осушители газа для дополнительной очистки и осушки (фото 3).

Во-вторых, при работе компрессорных установок на тяжелом газе процесс компримирования всегда сопровождается риском конденсатообразования.

При этом в масле растворяется большое количество углеводородов, ведущих к перенасыщению масла газоконденсатом, снижению кинематической вязкости и увеличению уровня масла в маслобаке, а это, конечно, приводит к преждевременному износу агрегата. Еще одно негативное следствие – образование конденсата в рабочих ячейках винтового компрессора и, как результат, увеличение потребления мощности на сжатие газа.

В целом, если идет избыточное конденсатообразование, могут происходить гидроудары и разрушение агрегата. Для решения этой проблемы мы также применяем несколько способов.

Еще на стадии проектирования оборудования проводится анализ компонентного состава исходного газа. При помощи специализированного программного обеспечения создается модель поведения газов при определенных условиях температуры и давления в самом компрессоре. Это дает возможность рассчитать оптимальные параметры рабочих температур масла и газа, которые обеспечат возможность осуществления рабочих процессов в газовом контуре компрессорной установки вне зоны конденсатообразования.

Дополнительно мы используем в маслосистемах более вязкие масла марки ESTSYN, имеющие повышенную устойчивость к насыщению тяжелыми углеводородами. Каждый раз проводим подбор типа масла исключительно для проектных условий эксплуатации конкретной установки.

В-третьих, при компримировании газа с давлением, близким к вакууму, создается большая разница давлений на входе и выходе из компрессорной установки. Вследствие этого давление сбрасывается не только на факельную систему или сбросовую свечу, но и через входной трубопровод, то есть происходит так называемая обратная тяга, ведущая к уносу масла из маслосистемы во входной фильтр-скруббер.

Чтобы избежать этого, мы оснащаем установки входными клапанами – модернизированными, быстродействующими, с электромеханическими приводами и пружинными отсекателями, что позволяет своевременно отсекать входной трубопровод от основной магистрали. Срабатывание и закрытие происходит не более чем за три секунды. Если представить, что это все‑таки шаровые краны, достигающие DN 300, то это очень быстрое закрытие. Таким образом, практически исключаем риск обратной тяги.

В-четвертых, и это очень важная проблема, под действием вакуума, когда давление на всасывании установки ниже, чем атмосферное, в систему может подсасываться воздух и, значит, поступать кислород. Естественно, что кислород, смешиваясь с газом, может создавать взрывоопасную смесь.

Для обеспечения безопасности технологического процесса компрессорные установки комплектуются системой обнаружения кислорода в компримируемом газе. Здесь мы можем говорить о ноу-хау, разработанном нашей компанией. В данной технологической схеме установлен настолько чувствительный датчик, что отбираемая для него проба предварительно проходит обязательную осушку и очистку, и лишь после основательной подготовки проба газа подается на чувствительный элемент датчика. Если при этом фиксируются предельные значения содержания кислорода, оборудование отключается.

НЕСТАБИЛЬНЫЙ СОСТАВ ПОПУТНОГО ГАЗА – МОТИВ К ИНЖЕНЕРНОМУ ТВОРЧЕСТВУ

– Инженерные решения, предлагаемые специалистами Группы «ЭНЕРГАЗ», подсказаны условиями эксплуатации на конкретных месторождениях?

– Именно так. Например, проблема, которой мы занимались очень плотно, – нестабильность состава и характеристик ПНГ. По условиям некоторых проектов установки компримируют смешанный попутный газ, поступающий от разных объектов добывающего комплекса (фото 4). И соответственно, основные его параметры – состав, плотность, влажность, давление, температура точки росы, теплотворная способность – варьируются, причем эти колебания могут наблюдаться даже в течение суток.

Также нестабильны параметры исходного газа, поступающего с одного и того же объекта. Причины могут быть разными, например истощение месторождения, рост обводненности скважин, климатические аномалии и т. д.

Чтобы контролировать вызванные этими факторами изменения, мы дополнительно комплектуем компрессорные установки потоковыми хроматографами для определения состава и теплотворной способности газа. Наши машины оснащаются системами измерения температуры точки росы по воде и углеводородам с устройствами отбора проб. При необходимости включаем в комплектацию замерные устройства расхода компримированного газа. Таким образом, мы получаем возможность своевременно модернизировать оборудование, перенастроить его рабочие параметры, добавить или поменять уставки.

Сталкиваемся и с проблемой условий эксплуатации. Компримирование низконапорного ПНГ зачастую проходит в климатических условиях, когда температура может опускаться до –60 °C, а средняя температура наиболее холодной пятидневки доходит до –50 °C, а это экстремально низкие температуры. Возможны и специфические особенности газа, например высокое содержание сероводорода.

Замечу, что зачастую оборудование работает удаленно, и труднодоступность производственного объекта осложняет техническое обслуживание и контроль за эксплуатацией. Опыт определяет способы решения таких проблем. Так, если говорить о климатических условиях, мы применяем установки внутрицехового исполнения – для размещения в капитальном строении.

Часто используем вариант арктического исполнения компрессорных установок. Агрегаты находятся в собственных укрытиях, оборудованных системами жизнеобеспечения и безопасности. И что важно, в них есть пространство, предусмотренное для обслуживания и ремонта (фото 5).

Нередко мы реализуем индивидуальные, штучные решения – при выявлении конкретной проблемы. Так, в шкатулке нашего опыта внедрение специальных сплавов и антикоррозийных материалов при производстве оборудования, усовершенствование маслосистемы, системы управления или самого компрессора (фото 6).

Оснащаем установки системами плавного пуска, основанными на применении специальных силовых ключей-симисторов или встречно-параллельно включенных тиристоров. В итоге решаем две технические задачи: во‑первых, нивелируем пиковую токовую нагрузку, а это особо значимо для других потребителей на объекте со слабой по напряжению питающей сетью; во‑вторых, обеспечиваем комфортный, мягкий запуск главного электродвигателя (привода компрессора), что особенно важно при отрицательных температурах окружающей среды.

В условиях удаленной эксплуатации мы резервируем некоторые элементы и узлы. К примеру, используем сдвоенные фильтры маслосистемы и сдвоенные насосы систем смазки и охлаждения. Таким образом создаем необходимые условия для надежной и безаварийной работы оборудо-
вания.

ВЫСШЕЕ УДОВЛЕТВОРЕНИЕ НЕСУТ РЕЗУЛЬТАТЫ ТРУДА

– Спасибо за подробный рассказ. 24 сентября головная компания Группы «ЭНЕРГАЗ» отметила 14‑летие. Какие чувства эта дата вызывает у вас и ваших коллег?

– Прежде всего это удовлетворение результатами труда. Замечу, что с 2007 г. «ЭНЕРГАЗ» поставил уже 315 технологических установок подготовки и компримирования газа.

В электроэнергетике мы обеспечиваем топливом более 200 газовых турбин и газопоршневых агрегатов суммарной мощностью более 6,6 ГВт. В нефтегазовой отрасли наше технологическое оборудование осуществляет газоподготовку в составе 62 объектов на 47 месторождениях.

Мы наработали уникальный опыт реализации проектов компримирования низконапорного ПНГ. На сегодняшний день в этом сегменте задействовано 126 компрессорных установок, перекачивающих газ с диапазоном входного давления от –0,2 до 0,4 МПа. Из них 57 машин функционируют на объектах по сбору и транспортировке газа, а 69 установок подготавливают ПНГ в качестве топлива для энергоцентров месторождений.

География нашего труда обширна. У нас есть проекты, реализованные в Беларуси, Казахстане, Узбекистане, а в России наше оборудование для подготовки различных типов газа вы встретите буквально повсюду, от Сахалина до Калининградской области, включая, безусловно, традиционные нефтегазодобывающие регионы – Тюменскую область, Республику Саха – Якутия, Крайний Север (фото 7), все и не перечислить.

Так что чувства наши в связи с 14-летием родного коллектива едины: мы все нацелены на то, чтобы качественно вершить инженерное дело, чтобы профессиональная марка Группы «ЭНЕРГАЗ» говорила сама за себя и отвечала самым высоким требованиям наших заказчиков.

Статья подготовлена пресс-службой Группы компаний «ЭНЕРГАЗ».

ВВЕДЕНИЕ

Глушение газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, как правило, приводит к снижению фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, а именно проницаемости, вследствие поглощения рабочей жидкости при низком пластовом давлении.

Первоочередной задачей операции глушения скважин является обеспечение безопасных условий работы буровых и ремонтных бригад в стволе скважины за счет предотвращения выброса нефти или газа из пласта. Основное условие решения данной задачи – это применение специальных механических отсекателей пластов, противовыбросового оборудования, а также жидкостей глушения различного состава, позволяющих создать на забое скважин давление выше пластового, т. е. противодавление на пласт [1].

Традиционно жидкости глушения условно подразделяются на две группы:

• на водной основе, в т. ч. пены, пресные и пластовые воды, растворы минеральных солей, глинистые растворы, гидрогели, прямые эмульсии;

• на углеводородной основе, в т. ч. известково-битумные растворы, товарная нефть, обратные эмульсии.

В особую группу выделяют жидкости глушения на основе полимеров, образующих гели со стабильными структурно-реологическими свойствами [2].

Наиболее широко в качестве жидкости глушения применяются водные составы с добавлением загустителей или минеральных солей, к примеру водные растворы хлористого натрия (NaCl) и хлористого кальция (CaCl2).

У каждой из приведенных групп есть свои преимущества и недостатки. Так, к примеру, глинистые растворы характеризуются относительной дешевизной и доступностью, однако при этом к числу их недостатков при капитальном и текущем ремонтах скважин относится высокая плотность растворов, что обусловливает набухание глинистых частиц и, как следствие, загрязнение призабойной зоны пласта (ПЗП).

Что касается жидкостей глушения на нефтяной основе и обратных эмульсий, то они позволяют снизить влияние на ПЗП в сравнении с глинистыми растворами на водной основе и в наибольшей степени соответствуют требованиям к применению жидкостей противодавления в условиях низких пластовых давлений. В то же время растворы на нефтяной основе и обращенные эмульсии обладают высокими закупоривающими свойствами, препятствующими проникновению воды и твердой фазы бурового раствора в пласт в процессе его вскрытия или глушения. Отметим, что в растворах на углеводородной основе в качестве дисперсионной среды применяют нефть и нефтепродукты, а в качестве дисперсной фазы – окисленный битум, т. е. если сравнить данные растворы с жидкостями глушения на основе глинистых растворов, то роль глины выполняет битум, а роль воды – нефтепродукты [3]. Однако если в глинистом растворе созданию структуры способствуют частицы глины, то в растворы на углеводородной основе добавляют значительные объемы структурообразователя, а именно мыла жирных кислот или окись кальция.

При этом фильтрат растворов на водной основе оказывает более сильное отрицательное влияние на проницаемость пласта, нежели основа углеводородного раствора.

Необходимо отметить, что широко распространенные жидкости глушения на водной основе могут (с учетом характеристик пород коллектора) оказывать отрицательное влияние на ФЕС призабойной зоны пласта (ПЗП). К примеру, опыт разработки Уренгойского и Вынгапуровского месторождений показал, что глушение скважин растворами на водной основе в большинстве случаев способствовало загрязнению ПЗП, что, в свою очередь, привело к снижению продуктивности скважин и отрицательно сказалось на их освоении после ремонта: выход на режим (ВНР) достигал 218 сут при снижении дебита газа на 20 % от доремонтного (рис. 1).

В то же время практика свидетельствует о том, что для объектов с пластовым давлением ниже гидростатического эффективной альтернативой жидкостям глушения на водной основе является технология глушения скважин пенными составами, такими, к примеру, как описанный в [4] и состоящий из пенообразователя на основе водного раствора лигносульфонатного реагента, стабилизатора пены – углеводородной жидкости, твердой фазы – наполнителя растительного происхождения и водной фазы – водного раствора хлорида кальция.

В целом по составу пены можно разделить на двух- и трехфазные. Двухфазные состоят из жидкости, газа и поверхностно-активных веществ (ПАВ). В состав трехфазных пен входят помимо перечисленных компонентов твердые частицы, в качестве которых могут выступать глина, резиновая крошка, гипс, графит, полиэтилен и т. п. На месторождениях двухфазные пены чаще всего используют для освоения скважин, а трехфазные – для глушения скважин при проведении текущего и капитального ремонтов.

Применение технологии глушения пенными составами на Уренгойском и Вынгапуровском нефтегазоконденсатных месторождениях показало, что ВНР при использовании пенных составов составил до 2 сут при снижении дебита до 3–4 % от доремонтного уровня. Стоит также отметить, что коэффициент восстановления проницаемости, составивший после глушения скважин соляными и глинистыми растворами 78–81 %, после глушения пенными составами достиг 98 %.

По опыту успешного использования технологии выделены следующие критерии применимости трехфазных пен в качестве жидкостей глушения:

• пластовое давление ниже гидростатического;

• широкий диапазон пластовых давлений: 1,9 ÷ 50,5 МПа;

• широкий диапазон температур: –40 ÷ 120 °C.

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН НА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Проанализируем промысловые данные, полученные в результате применения различных технологий глушения скважин на двух газовых месторождениях.

Глушение соляным раствором

На исследуемых объектах в качестве жидкости глушения применялись соли хлористого натрия (NaCl) по причине их относительно низкой стоимости и высокой доступности в сравнении с другими солями. NaCl, как правило, применяется для приготовления жидкости глушения с плотностью до 1,18 г / см3.

На первой залежи было проведено два капитальных ремонта скважин (КРС) в целях оценки технического состояния эксплуатационных колонн, смены насосно-компрессорной трубы (НКТ) на скв. 2-1, реперфорации на скв. 1-1, а также очистки скважин от солеотложений. Для глушения скважин использовались жидкости на основе солей хлористого натрия. Анализ эффективности данных КРС, результаты которых представлены на рис. 1-2, показал:

• по скв. 1-1 – увеличение продуктивности на ~10 % (рис. 3а);

• по скв. 2-1 – снижение продуктивности на ~20 %.

Отметим, что увеличение продуктивности скв. 1-1 обусловлено главным образом проведением дополнительной перфорации скважины.

При этом основным фактором снижения продуктивности скв. 2-1 является ухудшение состояния ее ПЗП (кольматация). Данный факт был подтвержден увеличением значения скин-фактора, по данным гидродинамических исследований скважин после капитального ремонта, а также снижением абсолютно свободного дебита газа примерно на 16 % по сравнению с результатами предыдущих исследований. В целом снижение годовой добычи газа скв. 2-1 в 2018–2019 гг. составило порядка 6,2 млн м3, или около 17 % (рис. 3б).

КРС на второй залежи привел к снижению добычи газа на 9–23 % при одинаковых устьевых давлениях. Суммарное снижение годовой добычи газа по скважинам за год работы составило 72 млн м3, конденсата – 19,7 тыс. т, или 14 и 21 % соответственно. Основным фактором снижения продуктивности скважины явилась кольматация призабойной зоны (рис. 4).

Глушение пенными составами и алгоритм расчета необходимой степени аэрации пены

В целях уменьшения влияния буровых растворов на ПЗП предлагается применение трехфазных пен в качестве замены распространенных жидкостей.

Необходимо отметить, что для месторождений с разными геологическими условиями необходимо корректировать состав пен. К примеру, на разрабатываемых ООО «Газпром добыча Краснодар» месторождениях с аномально низкими пластовыми давлениями накоплен положительный опыт применения гидрофобно-эмульсионных растворов, в которых содержание водной фазы составляет 80–85 %, углеводородной фазы – 15–20 % и эмульгатора-стабилизатора – 0,3–0,7 % (катионное ПАВ сложного состава). Так, при очистке ПЗП, промывке песчаных пробок, перфорации эксплуатационных колонн в целях приобщения к разработке новых газонасыщенных объектов, проведении ремонтно-профилактических и ловильно-аварийных работ в скважинах, эксплуатирующих объекты на глубинах 2620–2660 м (Сердюковское газоконденсатное месторождение) и 3320–3370 м (Некрасовское газоконденсатное месторождение), гидрофобно-эмульсионные растворы обеспечили успешное проведение ремонтных работ. Однако данные эмульсии показали низкую эффективность в ходе применения в коллекторах с высокой проницаемостью месторождений Западной Сибири [5], в результате чего потребовалось изменение состава пены.

В целом отметим, что глушение скважин трехфазной пеной обычно осуществляется с использованием цементировочного агрегата, компрессора и эжектора в следующей последовательности (рис. 5):

1) в остановленную скважину через межтрубное или трубное пространство закачивается пена;

2) скважина закрывается, пена прогревается до температуры окружающих пород при постоянном устьевом давлении, причем создается дополнительное давление за счет ее температурного расширения;

3) проявляется эффект «зависания» пены, связанный с ее структурными свойствами, в результате структурообразования забойное давление уменьшается;

4) для создания необходимого давления в трубное и затрубное пространство доливается жидкость, препятствующая переливу пены, вследствие чего происходит зависание раствора на пенной «подушке» и не все гидростатическое давление бурового раствора передается на забой;

5) после проведения ремонтных работ и спуска НКТ производится освоение скважины двухфазной пеной, причем перед освоением в межтрубное пространство подается газовый конденсат для разрушения пены, попавшей в пласт;

6) скважину отрабатывают на факел.

Схема обвязки скважины с последовательностью технологических операций при глушении газовой скважины трехфазными пенами представлена на рис. 6.

На примере среднестатистической газовой скважины сеноманской залежи произведены расчеты необходимой степени аэрации пены. Исходные данные приведены в табл. 1. Расчет технологических показателей жидкости глушения производится по следующим формулам [3, 4].

,           (1)

где Vпж – необходимый объем пенообразующей жидкости, м3; Pпл – пластовое давление, МПа; пж – плотность пенообразующей жидкости, кг / м3; g – ускорение свободного падения, м / с2; q – объем одного метра скважины, м3.

Необходимый объем продавочной жидкости, закачиваемой в трубное и затрубное пространство в целях предотвращения перелива пены, рассчитывается аналогично [6].

Плотность пены п в скважине с учетом ее заполнения рассчитывается по формуле

.           (2)

Степень аэрации пены в забойных условиях 0 определяется по формуле

.           (3)

Далее рассчитывается необходимая степень аэрации пены в нормальных условиях (рис. 7):

,           (4)

где Z и Z0 – коэффициенты сверхсжимаемости газовой фазы пены в забойных и нормальных условиях соответственно; Т и Т0 – забойная и нормальная температура, K; Кп – коэффициент, учитывающий свойства пены и составляющий 0,002–0,005 д. ед.; P0 – давление при нормальных условиях, МПа.

Результаты расчетов для состава плотностью 1180 кг / м3 и различных пластовых давлений представлены в табл. 2.

Данная технология нашла применение на ряде месторождений Краснодарского края (Майкопское, Некрасовское, Сердюковское) и Крайнего Севера (Ямбургское нефтегазоконденсатное). В табл. 3–4 представлены показатели работы скважин до и после КРС [4].

Как видно из опыта применения метода глушения скважин трехфазными пенами, все скважины после проведения КРС вводились в эксплуатацию с дебитами не ниже значений, зафиксированных до проведения ремонтных работ.

В целях оценки эффективности применения технологии был рассчитан возможный объем дополнительной добычи газа в результате применения пен при глушении скважин (табл. 5).

ВЫВОДЫ

Технология глушения скважин пенами позволяет предотвратить значительное поглощение рабочей жидкости при низких пластовых давлениях, а следовательно, и снижение проницаемости коллектора в ПЗП. По этой причине после КРС дебиты скважин, глушившихся пенными составами, как правило, не снижались по сравнению с доремонтными значениями.

Эффективность технологии глушения скважин трехфазными пенами подтверждена в ходе опытно-промысловых испытаний на месторождениях Краснодарского края и Ямало-Ненецкого автономного округа, что говорит о целесообразности ее применения на других месторождениях ПАО «НК «Роснефть», обладающих сходными характеристиками.

Таблица 1. Данные для расчета необходимой аэрации пены на примере среднестатистической газовой скважины сеноманской залежи

Table 1. Data for calculating the required aeration of foam using an example of an average gas well in a Cenomanian reservoir

Таблица 2. Результаты расчетов параметров для состава плотностью 1180 кг/м3 и различных пластовых давлений

Table 2. Calculation results for a composition with a density of 1180 kg/m3 and different reservoir pressures

Таблица 3. Показатели работы скважин ряда месторождений Краснодарского края до и после капитального ремонта

Table 3. Performance of wells in a number of fields in the Krasnodar Territory before and after workovers

Таблица 4. Показатели работы скважин ряда месторождений Крайнего Севера до и после капитального ремонта

Table 4. Performance of wells in a number of fields in the Far North before and after workovers

Таблица 5. Результаты расчета возможной дополнительной добычи газа от применения пен при глушении скважин

Table 5. Results of calculation of possible additional gas production from the use of well killing foams

Одним из негативных факторов, учитываемых при проектировании и осложняющих возведение и эксплуатацию кабеленесущих трасс, является агрессивная среда. Применение стандартных технических решений, таких как горячеоцинкованная сталь или защитные покрытия, для защиты кабельных трасс от воздействия агрессивной среды требует больших затрат на обслуживание, обусловленных необходимостью проведения регулярной подкраски, зачистки очагов коррозии, обработки цинковым спреем и т. д.

Кроме того, зачастую требуются высокие показатели по безопасной рабочей нагрузке. При этом металлические лотки с высокими показателями по нагрузкам имеют большой вес, что при текущей конъюнктуре цен на металл сильно увеличивает стоимость строительства кабельных трасс и может требовать привлечения большого числа людей и спецтехники для подъема лотков и обеспечения работы трассы в дальнейшем.

На объектах нефтегазовой инфраструктуры ключевыми характеристиками кабеленесущих систем (КНС) являются:

• несущая способность;

• коррозионная стойкость;

• диапазон температур эксплуатации.

Лотки из стеклопластика G5 Combitech производства DKC обладают всеми конструктивными особенностями, необходимыми для качественной и надежной прокладки кабеля, а также учитывающими перечисленные характеристики КНС.

G5 Combitech – система стеклопластиковых перфорированных и неперфорированных лотов листового и лестничного типов, а также опорных конструкций для прокладки кабелей в агрессивных средах, включая эксплуатационные среды промышленного производства, в т. ч. химического и кораблестроения, прибрежных зон и шельфа и др.

АССОРТИМЕНТ СЕРИИ

В состав линейки G5 Combitech входят перфорированные и неперфорированные лотки длиной 3 м, шириной 50–600 мм, с высотой борта 50 и 80 мм и толщиной материала 3–5 мм в зависимости от типоразмера лотка. Также в ассортименте имеются лестничные лотки длиной 3 м, шириной 100–900 мм, с высотой борта 100 и 150 мм и толщиной 4 мм (есть возможность выпуска изделий с толщиной борта 5 и 6 мм по запросу).

В ассортимент также включены листовые и лестничные аксессуары различных типов: горизонтальные и вертикальные углы, Т- и Х-ответвители и редукции, кронштейны и консоли. Многообразие ассортимента позволяет прокладывать кабеленесущие трассы любой конфигурации под требования любого объекта.

Сборка КНС из стеклопластика осуществляется из прямых секций стеклопластиковых лотков листового и лестничного типов, соединяющихся между собой и аксессуарами с помощью соединительных пластин.

ИЗ ЧЕГО СОСТОИТ СТЕКЛОПЛАСТИК?

В состав стеклопластика входит полиэфирная или эпоксидная смола, которой придают нужную форму особым способом и армируют стеклотканью или стекловолокном, как в случае с системой G5 Combitech. За неимением этих материалов для армирования можно использовать любую синтетическую ткань (искусственный шелк, нейлон и т. д.), однако изделия не будут иметь такой прочности, как при использовании стекловолокна или стеклоткани.

По процентному содержанию изделие линейки G5 Combitech на 70 % состоит из армирующего стекловолокна и на 30 % из связующей полиэфирной смолы.

Лотки G5 изготавливаются методом пултрузии (от англ. pull – тянуть и through – сквозь / через). Название технологии говорит само за себя: в процессе производства исходный материал протягивается сквозь нагретую до температуры полимеризации фильеру. Рабочий пултрузионный процесс можно разделить на следующие этапы:

• пропитка связующим;

• предварительное придание формы;

• отверждение и механическая обработка;

• протягивание;

• разрезание.

Специальный состав стеклопластика в отличие от обычного поливинилхлорида позволяет использовать лотки даже при низких температурах, поскольку в диапазоне от –80 до 100 °C материал не теряет свои прочностные характеристики.

СТЕКЛОПЛАСТИК vs МЕТАЛЛ

По своим свойствам стеклопластик превосходит нержавеющую сталь. Кроме того, при одинаковых типоразмерах стеклопластиковые лотки по сравнению с аналогичными изделиями из металла обладают более высокими нагрузочными характеристиками при более низкой стоимости. Высокая несущая способность лотков позволяет оптимизировать спецификацию, например сократить количество опор, увеличив пролеты.

Химическая стойкость материала стеклопластиковых изделий позволяет эксплуатировать трассы без технического обслуживания даже в условиях повышенной коррозионности окружающей среды.

Необходимо также подчеркнуть, что стеклопластик не поддерживает горение и имеет класс огнестойкости ПВ-0, что является важной характеристикой, обусловливающей выбор изделий для эксплуатации на опасных производственных объектах нефтегазовой отрасли.

***

В 2020 г. компания DKC локализовала производство изделий из стеклопластика в России, что позволило существенно сократить сроки поставки и обеспечить постоянное наличие готовой продукции на складе.

СТЕКЛОПЛАСТИКОВЫЕ ЛОТКИ G5 COMBITECH:

• в 3,5 раза легче стали;

• температура эксплуатации – от –80 до 100 °С;

• минимальный срок производства – 21 день;

• на 15 % спецификация на стеклопластике ниже, чем на нержавеющей стали марки AISI 316L в стандартной толщине;

• более пяти лет на рынке;

• количество SKU (англ. stock keeping unit – единица складского учета) превышает 600.

ПРИМЕРЫ РЕАЛИЗОВАННЫХ ПРОЕКТОВ:

• радиохимический завод (АО «Сибирский химический комбинат»);

• отделение по производству очищенного бикарбоната натрия АО «Березниковский содовый завод» (дочерняя компания АО «БСЗ»);

• Олимпиадинский горно-обогатительный комбинат (ПАО «Полюс»);

• оснащение кольцевой автодороги Санкт-Петербурга средствами транспортной безопасности;

• проекты ПАО «ФосАгро»;

• цех электроэкстракции никеля Кольской горно-металлургической компании (дочернее предприятие ПАО «ГМК «Норильский никель»);

• очистные сооружения р-на Некрасовка (г. Москва);

• прокладка КНС на АО «Челябинский цинковый завод»;

• техперевооружение южного реагентного хозяйства ПАО «АНК «Башнефть» (дочернее общество ПАО «НК «Роснефть»);

• 1‑й этап строительства Свободненской теплоэлектростанции (ООО «Газпром энергохолдинг») для нужд электроснабжения Амурского газоперерабатывающего завода.

«ОМК Трубодеталь» предлагает предприятиям топливно-энергетического комплекса уникальное оборудование, которое еще несколько лет назад можно было заказать только у зарубежных производителей. Технические специалисты завода ОМК в Челябинске готовы разработать сложные конструкции по индивидуальным проектам и требованиям заказчиков. Некоторые из таких разработок «ОМК Трубодетали» уже успешно действуют на объектах топливно-энергетического комплекса.

Автоматическая газораспределительная станция нового поколения «Прогресс» (АГРС НП)

Завод ОМК в Челябинске входит в число первых предприятий, занимающихся производством блочно-модульного оборудования, которым удалось реализовать проект АГРС НП.

Сегодня заказчики предъявляют строгие требования к станциям нового поколения. Это расширение срока безопасной эксплуатации до 50 лет, гарантийные обязательства на пять лет, а также обеспечение технического обслуживания и ремонта один раз в год. Кроме того, система управления АГРС НП должна содержать специальные алгоритмы, которые позволяют не только управлять газовой станцией, но делать прогнозы по техническому обслуживанию и ремонтам.

Предприятию ОМК в Челябинске удалось разработать сценарий процесса капитального ремонта малозагруженных ГРС, используя базовые принципы построения АГРС НП.

Одним из основных критериев в проектировании автоматических газораспределительных станций нового поколения является применение модульной конструкции. Данная возможность позволяет регулировать производительность станции в зависимости от потребительских нужд, за счет чего становится возможной реализация поэтапного расширения производительности станции согласно плану потребления газа, что существенно снижает затраты. Аналогичный способ может быть применен и при проведении реконструкции существующих станций. Применение блочно-модульной концепции при полном переоборудовании ГРС под фактическую производительность позволит добиться минимальных габаритов блоков.

Экономический анализ реконструкции с применением модульной концепции показал сокращение затрат на оборудование на 50 %, а в части затрат на все сопутствующие работы – до 70 % (расчеты произведены относительно реконструкции стандартным способом).

Блок отбензинивания газа (БлОГ)

Специалисты завода ОМК в Челябинске совместно с сотрудниками Московского государственного технического университета (МГТУ) им. Н.Э. Баумана разработали и изготовили блочно-модульную установку по разделению попутного нефтяного газа (ПНГ).

Проблематика утилизации ПНГ остается актуальной и сегодня. Экологические штрафы за сжигание попутного газа и создание углеродного следа в добыче полезных ископаемых снижают рентабельность. Сотрудники МГТУ им. Н.Э. Баумана экономически обосновали базовую технологию и способ разделения попутных нефтяных газов, а «ОМК Трубодеталь» выступила в роли реализатора инновационного подхода.

Способ заключается в предварительной очистке ПНГ с последующим низкотемпературным разделением в сепараторе (процесс низкотемпературной сепарации). Полученный конденсат в дальнейшем стабилизируется в отпарной колонне для достижения требуемых значений давления насыщенных паров, удовлетворяющих нормам подготовки товарной нефти, и поступает на смешение с потоком подготовленной нефти. Осушенный отбензиненный газ направляется в качестве моторного топлива на энергоцентр установки подготовки нефти. Таким образом, БлОГ позволяет вернуть в нефть целевые компоненты, которые выветрились на этапах подготовки, при этом повышая массовый поток товарного продукта на сдачу в нефтепровод.

Основным отличием является применение холодильной машины на смесевом хладагенте, по свойствам аналогичном тому, что применяется в холодильных машинах сжижения природного газа (СПГ). Данное решение позволило на 10 % повысить энергоэффективность, уменьшить габариты холодильного агрегата, а также обеспечить минимальное гидравлическое сопротивление потока через БлОГ.

Узел учета газа

Специалисты инженерно-технического центра завода ОМК в Челябинске разработали узел учета газа первой категории по СТО Газпром 5.37-2011 «Единые технические требования на оборудование узлов измерения расхода и количества природного газа, применяемых в ОАО «Газпром». Новое оборудование уже начали производить на предприятии.

Конструкции входного и выходного распределительного коллекторов будут выполнены из собственных трубопроводных узлов. Высокая точность измерения количества и качества природного газа обеспечивается специальными конструкторскими решениями и особым подбором высокоточного метрологического оборудования. Данный узел учета будет обеспечивать выполнение учетно-расчетных операций по сдаче газа в магистральный газопровод.

Оборудование для очистки природного газа от гидратных пробок и примесей грунта (пробкоуловитель)

«ОМК Трубодеталь» поставляет оборудование для очистки природного газа от гидратных пробок и примесей грунта по требованиям заказчика. Первый пробкоуловитель, рассчитанный на рабочее давление 7,9 МПа, предприятие ОМК в Челябинске поставило в 2016 г. на строящийся в арктических широтах завод по производству сжиженного природного газа. Все пять лет эксплуатации оборудование работает в штатном режиме.

Сейчас предприятие изготовило еще один пробкоуловитель для нового СПГ-проекта. Изделие рассчитано на высокое давление 11,7 МПа и работу при низких температурах, до –52 °C. Новый пробкоуловитель представляет собой сложную конструкцию, состоящую из 14 монтажных узлов и труб общим весом 560 т и размером 20 6 30 м (Ш В Д).

При изготовлении использовалось более 130 различных соединительных деталей (тройники, отводы, днища, переходы, затворы, фланцы, фланцевые заглушки, пробки, шаровые краны, уровнемеры и т. д.) и 18 труб.

До конца 2021 г. завод ОМК изготовит еще два пробкоуловителя, которые установят в 2023 г.

Завод ОМК в Челябинске обладает широкими производственными возможностями, включая лабораторию неразрушающего контроля, метрологическую службу, собственный железнодорожный терминал, погрузочное оборудование и др. Комплексный подход позволяет обеспечить исполнение заказов любой сложности и удовлетворить потребности компаний нефтегазовой отрасли.

ВВЕДЕНИЕ

Использование противотурбулентных присадок (ПТП) для уменьшения гидравлического сопротивления течения нефти в трубопроводе стало в России штатной технологией трубопроводного транспорта нефти [1–3]. Во многом этому способствует начало производства отечественных присадок, стоимость которых существенно меньше стоимости зарубежных аналогов.

Основное преимущество противотурбулентных присадок состоит в том, что малые концентрации ПТП, измеряемые в миллионных долях (ppm) объема транспортируемой нефти, уменьшают коэффициент гидравлического сопротивления на 50–60 %, что позволяет поддерживать объем перекачки при меньших напорах нефтеперекачивающих станций (НПС) или увеличивать этот объем при сохранении напоров на прежнем уровне.

В то же время для транспортировки весьма значительных количеств нефти, а это десятки миллионов тонн в год, требуются существенные объемы присадки, цена которой на сегодняшний день составляет примерно 500 тыс. руб. за тонну. Причем из‑за так называемой деструкции присадки (т. е. разрушения ПТП, происходящего главным образом в насосах промежуточных станций) в большинстве случаев требуется вводить свежую присадку либо на каждой НПС, либо на части из них. И поскольку различные перегоны технологического участка магистрального нефтепровода отличаются друг друга протяженностью и, возможно, диаметром, правомерен вопрос, какими должны быть концентрации присадки на отдельных перегонах, для того чтобы увеличение пропускной способности технологического участка в целом на заданную величину требовало минимального объема используемой присадки.

На рис. 1 изображен технологический участок магистрального нефтепровода (ТУ МН) с несколькими промежуточными НПС (НПС1, …, НПСN).

Предполагая, что технологический участок трубопровода на всем протяжении заполнен жидкостью полностью, т. е. в нем отсутствуют самотечные участки, составим уравнения баланса напоров для каждого перегона. Имеем:

      (1)

где zs – высотные отметки НПС, м; Fs(Q) = ∆Hs – дифференциальный напор s-й НПС, м, зависящий от расхода перекачки Q, м3 / ч, т. е. (Q – ∆H) – характеристика НПС; hпs – подпор этой станции, м; ls, ds – протяженность и внутренний диаметр трубопровода на s-м перегоне, м, соответственно;
(Q, ds, s) = s(Q, ds).(s) – коэффициент гидравлического сопротивления; (s) – коэффициент, учитывающий использование на s-м перегоне ПТП с концентрацией s, млн–1, и составляющий (s) s, 0 ≤ s ≤ 1; g – ускорение силы тяжести, м / с2.

В работах [3–5] было показано, что в общем случае
= (Re, , ), однако в первом приближении можно допустить, что коэффициент гидравлического сопротивления представляется как произведение (Re, , ) (Re, ).(s). Здесь число Рейнольдса Re и относительная эквивалентная шероховатость рассчитываются по некоторому среднему значению dср диаметра трубопровода, вычисляемому с помощью уравнения

,

где L – протяженность всего технологического участка магистрального нефтепровода, м. Коэффициент () выражается через так называемую гидравлическую эффективность Э() = (0 – ()) / 0 используемой присадки формулой
() = 1 – Э(). График () представлен на рис. 2.

Если для всех перегонов s = 0, т. е. присадка не используется, то s(0) = 1. Тогда решение системы уравнений (1) позволяет определить расход Q0 перекачки, который назовем номинальным, а также подпоры hпs (s = 2, 3, …, N) промежуточных станций.

Пусть требуется увеличить расход перекачки до некоторого значения Q, большего или равного Q0, путем использования противотурбулентной присадки на одном или нескольких перегонах технологического участка. В этом случае уравнения (1) можно рассматривать как систему (2N – 1) уравнений с таким же числом неизвестных: N концентрациями s присадки и (N – 1) подпорами hпs (s = 2, 3, …, N) промежуточных НПС, которые заранее неизвестны и подлежат определению [6, 7].

Сложив правые и левые части уравнений системы (1), получим уравнение баланса напоров для технологического участка

или

,

где = ls / L, = ds / dср – безразмерные протяженности и внутренние диаметры отдельных перегонов. Если ввести безразмерный параметр a(Q), рассчитываемый как

,           (2)

и зависящий от того, насколько требуется увеличить расход перекачки, то уравнение баланса напоров для технологического участка нефтепровода можно упростить. Имеем:

,           (3)

где 0 < a(Q) ≤ 1.

Однако для работы нефтепровода выполнения одного уравнения (3) недостаточно. Необходимо также, чтобы подпоры hпs на промежуточных НПС удовлетворяли неравенствам hпs ≥ pу / g + hкавs(Q) = hп, min, где pу – упругость насыщенных паров нефти, Па; – плотность нефти, кг / м3. Эти неравенства требуют, чтобы подпоры всех промежуточных НПС были не меньше некоторого значения hп,min, обеспечивающего так называемый кавитационный запас hкав. Сложив почленно первые s уравнений системы (1), получим уравнение

Отсюда ограничительные неравенства можно записать в виде условий

Таким образом, приходим к системе, состоящей из одного уравнения и N – 1 неравенств:

            (4)

ФОРМУЛИРОВКА ОПТИМИЗАЦИОННОЙ ЗАДАЧИ

Оптимизационная задача ставится следующим образом. Пусть заданы все параметры технологического участка магистрального нефтепровода, так что известен номинальный расход Q0 перекачки в отсутствие противотурбулентной присадки, тогда

.

Ставится задача увеличить расход перекачки до некоторого значения Q > Q0 (при этом a будет меньше 1) путем использования ПТП. Если учесть, что суммарный расход ПТП, т. е. объем присадки, вводимой в единицу времени на всем технологическом участке магистрального нефтепровода, равен
Q.(1 + 2 + … + N), то оптимизационную задачу можно сформулировать следующим образом: найти такие концентрации 1 ≥ 0, 2 ≥ 0, …, N ≥ 0 ПТП на отдельных перегонах технологического участка магистрального нефтепровода, чтобы выполнялись условия (4) и при этом сумма 1 + 2 + … + N концентраций была минимальной:

.           (5)

РЕШЕНИЕ

Сформулированная задача относится к классу задач динамического программирования. В данном случае ситуация несколько облегчается тем, что целевая функция (5) линейна, а уравнение в системе (4) образовано монотонно убывающей выпуклой функцией ().

Задачу будем решать в следующем порядке. Сначала найдем решение первого уравнения системы (4), для которого выполняется критерий

,

а затем проверим выполнение ограничений на подпоры.

Обозначим левую часть уравнения в системе (4) посредством (1,2,…,N) так, что

.

В N-мерном пространстве переменных 1, 2, …, N функция
(1, 2, …, N) определяет выпуклую поверхность, часть которой расположена в первом квадранте 1 ≥ 0, 2 ≥ 0, …, N ≥ 0,
а целевая функция C = m = const – гиперплоскость, перпендикулярную вектору С{1,1,…,1} ее градиента (рис. 3).

При изменении константы C гиперплоскость перемещается параллельно самой себе, оставаясь перпендикулярной вектору {1,1,…,1}, причем условие m min означает, что наименьшее значение суммы концентраций ПТП достигается либо внутри первого квадранта, когда рассматриваемая гиперплоскость касается поверхности (1,2,…,N) = a(Q), либо в точках пересечения поверхности (1,2,…,N) = a(Q) с координатными плоскостями, когда одно или несколько значений s равно 0.

Если наименьшее значение суммы s достигается во внутренней области первого квадранта, то векторы и С колинеарны друг другу, поэтому имеют место условия

,           (6)

где k > 0 – коэффициент пропорциональности (рис. 3).

Выбрав за основу концентрацию ПТП, например, 1 на первом перегоне, из условия (6) пропорциональности получаем
(N – 1) уравнение, выражающее концентрацию s ПТП на s-м перегоне через концентрацию 1 на первом перегоне. Имеем:

.           (7)

Чтобы найти значения s концентраций, опять используем уравнение в системе (4). Выразив посредством (7) концентрации 2, 3, …, N на перегонах технологического участка через концентрацию 1 на первом перегоне, получим уравнение

,           (8)

в котором 2 = 2(1), 3 = 3(1), …, N = N(1); 0 < a < 1. Разрешив это уравнение относительно 1, найдем значения s концентраций ПТП на всех остальных перегонах с помощью равенств (7).

Если же значение 1 или какой‑либо концентрации s окажется меньше 0, то следует положить это значение равным 0 и повторить процесс оптимизации с меньшим числом неизвестных.

ИЛЛЮСТРАТИВНЫЙ ПРИМЕР

Проиллюстрируем изложенный алгоритм на примере конкретной функции (). С этой целью примем для гидравлической эффективности Э() ПТП аналитическую аппроксимацию

,

хотя и не относящуюся к какой‑либо известной ПТП, однако отражающую характерные особенности всех присадок. В частности, Э(0) = 0 и Э Эmax при . Здесь Эmax и – коэффициенты аппроксимации экспериментальной зависимости гидравлической эффективности ПТП от концентрации присадки. Функция () 1 – Э(), график которой изображен на рис. 2, представляется в виде:

.

Например, если Эmax = 0,6 (т. е. максимальная гидравлическая эффективность присадки составляет 60 %) и = 10 млн–1, то

.           (9)

Это означает, что (0 млн–1) = 1,0; (10 млн–1) = 0,7;
(30 млн–1) = 0,55 и т. д. (рис. 2).

Первое уравнение системы (4) имеет вид:

.

Далее составляем соотношения (6) пропорциональности. В данном случае они имеют вид:

.           (10)

Отсюда следует, что оптимальные концентрации ПТП, увеличенные на 10 млн–1, на отдельных перегонах технологического участка должны быть пропорциональны корню квадратному из протяженности участка и обратно пропорциональны его диаметру в степени 2,5.

Если 1 – концентрация ПТП на первом перегоне, то

или

.           (11)

Чтобы найти значения оптимальных концентраций, обратимся к уравнению в системе (4). Имеем:

Исключив из него концентрации s, s = 2, 3, …, N, с помощью равенств (11), получим уравнение для определения неизвестной концентрации 1:

            (12)

Вычислив 1, найдем концентрации s ПТП на всех остальных перегонах технологического участка магистрального нефтепровода с помощью (11). Если же значение 1 или какой‑либо концентрации s окажется меньше 0, то следует положить это значение равным 0 и повторить процесс оптимизации с меньшим числом неизвестных.

ПРИМЕР РАСЧЕТА

Рассмотрим технологический участок магистрального нефтепровода, состоящий из трех перегонов, обладающих одним и тем же внутренним диаметром ds = d = 0,7 м, но различной протяженностью: l1 = 100, l2 = 150, l3 = 200 км, так что L = 450 км. Уравнение в системе (4) приобретает
вид:

Из этого уравнения находим концентрацию 1. Имеем:

.

Отсюда следует, что в случае 0,4 < a(Q) < 0,885 наименьшее значение суммы концентраций достигается внутри области определения (рис. 3).

Например, если расход Q > Q0 таков, что a(Q) = 0,6 < a(Q0) = 1, то

= 14,25 млн–1;

2 = 1,225(14,24 + 10) – 10 ≈ 19,71 млн–1;

3 = 1,414(14,25 + 10) – 10 ≈ 24,29 млн–1 ( s)min ≈

≈ 58,25 млн–1.

При a(Q) ≤ 0,4 решений нет, т. е. нельзя увеличить расход перекачки до выбранного значения Q.

Если 0,885 ≤ a(Q) < 1, то 1 = 0 и экстремум задачи следует искать в области с меньшим числом неизвестных концентраций, в данном случае со второй и третьей. В рассматриваемом случае 2 = 1,225(1 + 10) – 10 и 3 = 1,414(1 + 10) – 10. Уравнение (4) баланса напоров в этом случае имеет вид:

.

Из этого уравнения находим концентрацию 2. Имеем:

.

Отсюда следует, что наименьшее значение суммы 2 + 3 концентраций достигается на плоскости (2, 3) внутри области определения, если 0,885 ≤ a(Q) < 0,964 (рис. 4).

Например, если расход Q > Q0 такой, что a(Q) = 0,9, то

1 = 0 млн–1; 2 = ≈ 2 млн–1;

3 = 1,155(2 + 10) – 10 ≈ 4 млн–1.

Если 0,964 ≤ a(Q) < 1, то 1 = 0 и 2 = 0, поэтому уравнение баланса напоров приобретает вид 100 + 150 + 200(0,4 +
+ 6/(3 + 10)) = 450a(Q) и имеет неотрицательное решение

при всех 0,964 ≤ a(Q) < 1 (рис. 5).

Например, если расход Q > Q0 таков, что a(Q) = 0,98, то

1 = 0 млн–1; 2 = 0 млн–1; 3 = ≈ 1 млн–1.

ВЫВОДЫ

Для увеличения пропускной способности участка магистрального нефтепровода с помощью противотурбулентных присадок концентрации присадки на отдельных перегонах могут быть различными, однако существует такое сочетание концентраций, при котором их сумма минимальна. При этом соотношение концентраций в оптимальном сочетании определяется длинами и диаметрами перегонов.

В зависимости от того, насколько необходимо увеличить расход Q перекачки по отношению к номинальному значению Q0, возможны различные случаи оптимальных концентраций, в т. ч. случаи, когда концентрации s на всех перегонах технологического участка магистрального нефтепровода отличны от 0, и случаи, когда на некоторых перегонах s = 0, т. е. ПТП можно не вводить.

Численные расчеты показали, что оптимальное количество используемой присадки не сильно (до 10 %) отличается от варианта, в котором концентрации ПТП на всех перегонах принимаются одинаковыми.

Социально-экономические перспективы регионов и страны в целом во многом зависят от сбалансированного развития топливно-энергетического комплекса (ТЭК), в т. ч. газовой отрасли. Нормальная работа отрасли и стабильность ее развития могут быть обеспечены при условии правильного прогнозирования условий будущего функционирования, что не в последнюю очередь зависит от обоснованного прогноза потребностей в газе. Однако на сегодняшний день адекватному прогнозированию газопотребления мешает несоответствие нормативных документов, регламентирующих процедуры прогноза, факторам, определяющим объемы потребления газа, а также тенденциям к их изменению.

ДЛЯ ЧЕГО НУЖЕН ПРОГНОЗ ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ

Федеральный уровень

На уровне макроэкономики оценка перспективной потребности в газе используется для формирования топливно-энергетических балансов (ТЭБ) – основы планирования отраслей ТЭК и экономики в целом. Для решения этой задачи требуется оценка годовой перспективной потребности в газе на внутреннем и внешних рынках, согласованная с возможностями добычи и производственными мощностями транспортных и распределительных систем, доводящих газ до потребителей. В зависимости от целей и задач развития экономики оценивается потребность в газе по стране, по федеральным округам или субъектам РФ. На сегодняшний день данные оценки используются в таких действующих нормативных документах, как Энергетическая стратегия России на период до 2035 г. [1], генеральная схема газоснабжения газовой отрасли, генеральные схемы газоснабжения и газификации регионов. Оценки потребностей в газе, как правило, привязываются к различным априорно заданным сценариям развития экономики. Сценарий определяет реперные точки по ожидаемым условиям развития экономики.

Отраслевой уровень

Требования к объемам и динамике подачи газа агрегированным и конкретным потребителям1 диктуются их технологическими и энергетическими особенностями. Для принятия технических решений по развитию распределительных систем газоснабжения годовых прогнозных значений недостаточно. На этом уровне необходимо иметь оценки пиковых потребностей, чтобы при проектировании развития системы газоснабжения обеспечить техническую возможность поставок газа в условиях, согласованных поставщиком и потребителем2. Для большинства потребителей характерна сезонная (в течение года) неравномерность спроса на газ. Для прогнозирования графиков газопотребления в годовом разрезе помимо информации о суммарном спросе за год необходимо определить его сезонную динамику. Иногда достаточно дать распределение по кварталам, а иногда требуется уточненный прогноз по месяцам. Такая ситуация имеет место в случае, когда на территории производственного подразделения поставщика расположены подземные хранилища газа (ПХГ). Поставщик должен оптимизировать режимы системы транспорта газа, согласовать их с работой ПХГ, определив при этом периоды и объемы закачки и отбора газа по месяцам или даже по неделям или суткам.

Определение перспективных годовых потребностей в газе необходимо для того, чтобы оценить объемы ожидаемых продаж газа на внутренних и внешних рынках, сбалансировать их с возможностями добычи, рассчитать показатели рентабельности газовой отрасли в зависимости от действующих и ожидаемых цен на природный газ. Информация о неравномерности потребления, пиковых потребностях необходима для подготовки и принятия технических решений по объектам газоснабжения и, следовательно, для оценки затрат на развитие и реконструкцию объектов Единой системы газоснабжения (ЕСГ) РФ.

Существуют две парадигмы формирования планов развития газовой отрасли – от добычи к потребителю и, наоборот, от спроса к планируемым дебитам газовых и газоконденсатных месторождений. В период становления газовой отрасли безусловно превалировала первая парадигма, идеально вписывающаяся в административно-плановое управление экономикой. Изменения, произошедшие с того времени в экономическом укладе страны, предопределяют переход к альтернативному подходу, когда освоение новых месторождений неразрывно связывается с прогнозным спросом на газ и перспективами развития других отраслей энергетики, в т. ч. так называемой зеленой, т. е. возобновляемых источников энергии (ВИЭ).

Качество прогнозных оценок спроса значительно влияет на эффективность решений по развитию систем газоснабжения, тем более что из‑за инерционности энергетики решения следует принимать, значительно упреждая предстоящие изменения. Сроки реализации технических решений по развитию объектов энергетики, как правило, весьма значительны: строительству и вводу объекта в эксплуатацию предшествуют затяжные процедуры проектирования, согласования и экспертизы проектных решений.

АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ

Возникает вопрос, не поздно ли обсуждать прогнозирование спроса, когда экстенсивное развитие газовой отрасли заканчивается, да и действительно ли заканчивается развитие отрасли.

В 2020 г. перед ПАО «Газпром», ответственными ведомствами и регионами руководством страны была поставлена задача: обеспечить завершение газификации субъектов РФ в два этапа – к 2024 г. и к 2030 г., после чего уровень газификации3 российских регионов должен достичь 83 % (в настоящее время, по данным Минэнерго России, уровень газификации в стране составляет 71,4 %). Считается, что при этом будет завершена на 100 % технически возможная газификация в Российской Федерации [2]. Оставшиеся 17 % территорий должны быть обеспечены другими видами энергоносителей или источников энергии. В качестве примера приводится Чукотка, где в мае 2020 г. была запущена первая в мире плавучая АЭС.

Пути решения задачи завершения газификации во многом оставались нераскрытыми. Ситуация значительно прояснилась после принятия 1 июня 2021 г. Государственной думой изменений в закон о газоснабжении в Российской Федерации [3], в соответствии с которыми газ до границ участка домовладения будут подводить без привлечения средств граждан. Рекомендации закона еще предстоит проверить на практике, однако условия, в которых будет осуществляться технически возможная газификация страны, прорисовываются с большей четкостью.

Итак, экстенсивное развитие газификации остановится, достигнув уровня насыщения, но проблема обоснованного прогноза потребления не будет снята с повестки дня. Даже при полной газификации территории придется развивать систему транспорта и распределения природного газа в связи с новым жилищным и промышленным строительством. Потребуется реконструкция объектов систем газоснабжения (СГ), исчерпавших технический ресурс, что может проявляться в снижении пропускной способности. От юридических и физических лиц поступят новые предложения по обеспечению газом объектов на газифицированных территориях и т. д.

Это далеко не полный перечень ситуаций, при решении которых невозможно обойти вопрос о прогнозе потребления газа. Нельзя отождествлять технически возможные объемы поставок газифицированным потребителям и фактическое потребление. Хорошо известны факты снижения спроса агрегированных потребителей при установке приборов учета в индивидуальных хозяйствах. Потребление также падает из‑за совершенствования (увеличения коэффициента полезного действия) газопотребляющего оборудования.

Развитие энергетики неизбежно вызовет сдвиги в балансе энергоносителей. Насколько существенны будут эти сдвиги, можно представить, анализируя процессы в таких странах, как Дания, где производство ветровой энергии перекрывает в отдельные периоды времени энергетические потребности страны, или Германия, поставившая целью остановить действующие АЭС на своей территории и отказаться от строительства новых. Доля ВИЭ увеличивается во многих странах, расположенных на разных континентах. Пока наибольшее распространение получили источники ветровой и солнечной энергии, но не исключено (при совершенствовании соответствующих технологий) и развитие таких источников, как биогаз, гидротермальные и приливные станции и др. На будущее развитие энергетики могут оказать сильное влияние нетрадиционные формы энергии и способы ее хранения. Здесь уместно упомянуть о водородной энергетике, которой сейчас во всем мире уделяется большое внимание. В нашей стране также широко обсуждаются различные аспекты этой проблемы, в т. ч. возможности использования природного газа для производства водорода. Таким образом, энергетика – не тихая заводь экономики, а интенсивно развивающаяся отрасль, темпы изменения которой возрастают.

Отметим также, что на объемы потребления газа оказывают влияние психологические факторы. Увеличение энергопотребления вызывается стремлением людей сделать жизнь более комфортабельной. С одной стороны, собственники приобретают приборы и устройства, выполняющие новые функции, направленные на улучшение условий жизни, с другой – одновременно проводится замена устаревших образцов энергопотребляющего оборудования на более экономичные.

У Китая можно позаимствовать опыт проведения кампаний, нацеленных на побуждение населения к проведению в личном хозяйстве энергетических мероприятий, способствующих тому, чтобы общее развитие энергетики было направлено в нужное с точки зрения общества (государства) русло.

Таким образом, прогнозирование газопотребления независимо от уровня газификации регионов является важной задачей, существенно влияющей на сбалансированное развитие газовой отрасли и энергетики страны. Подходы и методы решения этой задачи надо модернизировать, адаптируя их к меняющимся условиям.

ПРИНЯТИЕ РЕШЕНИЙ О РАЗВИТИИ РЕГИОНАЛЬНЫХ И ТЕРРИТОРИАЛЬНЫХ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ4. РАСШИРЕННАЯ ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ

Для принятия технических решений о развитии систем газоснабжения необходим не только прогноз годовой потребности в газе по региону в целом, но и прогноз распределения по потребителям, динамика режимов потребления газа в годовом, а также в суточном разрезе на период максимального спроса. Только такой прогноз в расширенном понимании этого термина позволяет обосновать технические решения по структуре и параметрам трубопроводной сети при ее развитии и реконструкции. В ходе решения задач прогнозирования в расширенном понимании оцениваются перспективный спрос каждого потребителя и графики требуемых поставок в период максимального потребления. В зависимости от уровня принятия технических решений необходимо учитывать либо прогнозные потребности в газе каждого потребителя в отдельности (к примеру, в [4, 5] поставлена задача прогноза газопотребления одного здания и приведены результаты ее решения, в [5] также представлена библиография по этой тематике), либо их совокупности с учетом или без учета особенностей режимов пикового потребления в суточном цикле.

В отличие от рассмотренных ранее крупномасштабных задач прогноза годовых потребностей регионов и страны в целом процедуры расширенного прогноза регламентируются рядом законодательных, нормативных и методических документов федерального и отраслевого уровней [6–16]. Те из них, которые относятся к прогнозированию потребностей в газе (нормы потребления) [6, 7], являются перелицовкой документов, относящихся к периоду становления газовой отрасли в Советском Союзе. Они отражают особенности промышленного и бытового использования газа и технологии газового оборудования 1950–1960‑х гг. Приведем несколько положений, обосновывающих необходимость их пересмотра:

• процедуры расчета потребностей в газе, регламентированные [6, 7], по сути, противоречат ст. 13 Федерального закона «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности…» [8];

• адекватность этих процедур не подтверждается фактическими данными о газопотреблении (далее в статье приведена информация, из которой следует, что проверку согласованности нормативов со статистическими данными следовало бы провести в различных регионах страны для различных секторов потребления);

• документы [6, 7] допускают использование различных, дающих противоречивые результаты принципов учета расхода газа на отопление;

• процедуры, регламентированные документами [6, 7], ориентированы на определение мощностей объектов СГ, а не реальных потребностей в газе и не учитывают сложившихся режимов использования газа потребителями, климатических и других специфических условий регионов.

Не учитываются, в частности, факторы, стимулирующие эффективное использование газа в быту, к числу которых относятся наличие у потребителей приборов учета газа, возрастающие возможности энергосбережения и рост цен на газ, побуждающий бытовых потребителей к использованию этих возможностей. Эти факторы возникли в последние десятилетия и, конечно, отсутствовали 60–70 лет назад, когда плата за газ осуществлялась в соответствии с нормами, а не по фактическому потреблению. Сейчас же нормативы потребления газа населением сохранились только для абонентов, не имеющих приборов учета газа [16], причем доля таких абонентов в общем потреблении незначительна и продолжает снижаться.

В рамках обсуждения влияния прогнозных оценок потребления газа на технические решения по структуре и параметрам распределительных сетей рассмотрим еще один документ, играющий не последнюю роль во взаимоотношениях поставщика газа и потребителей из числа частных домовладельцев. Речь идет о Правилах подключения объектов капитального строительства к сетям газораспределения [17], допускающих отсутствие расчетов, обосновывающих объемы потребления, в заявках на подключение к сетям газораспределения домовладений, если часовая потребность домовладения не превышает 7 м3 (в предыдущей редакции постановления (№ 1314 от 30.12.2003) был предусмотрен объем 5 м3). Это приводит к тому, что для упрощения расчетных процедур в большинстве газораспределяющих организаций (ГРО) потребность каждого домовладения принимают равной 7 м3 (как уже было указано, согласно предыдущей редакции постановления часовая потребность не превышала 5 м3) в час и именно эту величину используют при оценке прогнозного потребления газа. Такая оценка существенно превосходит среднестатистическую, полученную в результате обработки фактических данных по потреблению. Завышение перспективных потребностей приводит к необоснованному росту резерва производственных мощностей СГ. Тем самым снижаются расчетные свободные мощности и как бы сокращаются технические возможности подключения новых потребителей.

ИНФОРМАЦИОННОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ РАСЧЕТОВ ПО ПЕРСПЕКТИВНОМУ СПРОСУ НА ГАЗ

Этот вопрос рассмотрим дифференцированно по трем секторам потребления.

Промышленность

При прогнозировании надо учитывать как действующих, так и перспективных потребителей, применяя индивидуальный подход к каждой из этих двух категорий. Информацию о существующих потребителях можно почерпнуть из их договоров с поставщиком газа и отчетов по выполнению договоров. В этих документах содержится информация о предполагаемых поставках на предстоящий период (обычно на год) и о фактически поставленных объемах газа. Условия договоров индивидуализированы и могут значительно отличаться для разных потребителей. Прогноз для существующих потребителей не должен состоять в автоматическом продлении условий действующего соглашения, он должен базироваться на экспертном анализе факторов, определяющих спрос на газ в предстоящий период. При анализе, в частности, следует принимать во внимание:

• планы развития каждого предприятия, тенденции изменения производственных мощностей, объемов и сортамента продукции;

• влияние модернизации технологий, способствующей снижению энергетических затрат;

• ресурсо- и энергосберегающие мероприятия;

• динамику соотношения стоимостей различных энергоресурсов, потенциально влияющую на смену технологий и объемы выпуска продукции;

• изменения спроса на продукцию газопотребляющих производств на внутреннем и мировых рынках;

• изменение стоимости газа, потенциально влияющее на перспективы производственной деятельности потребителей, а следовательно, на объемы спроса на газ.

Приведенный перечень факторов показывает, что долгосрочные и среднесрочные прогнозы не могут быть достоверными и степень их неопределенности довольно высока. Тем не менее ретроспективная информация позволяет получить представление не только об объемах потребления, но и о тенденциях их изменения.

Перейдем ко второй категории промышленных потребителей – к субъектам экономической деятельности, заявившим о намерениях использовать газ в будущем. Неопределенность прогноза объемов их потребления еще больше, чем для первой категории. В период эскизной проработки проектов большинство заказчиков имеет расплывчатое представление о деталях их реализации. Зачастую им неизвестны параметры будущих объектов и средства, требующиеся для их сооружения. Еще более расплывчаты представления о сроках начала производства, когда фактически понадобится газ и как будут нарастать потребности при выходе объекта на проектные показатели. Встречаются также ситуации, когда не определено окончательно место дислокации проектируемого объекта, а иногда и регион, где он будет сооружаться. Опыт показывает, что предварительная оценка потенциальных потребностей возможна даже в ситуациях, кажущихся на первый взгляд безнадежными. Ориентируясь на объекты-аналоги, можно экстраполировать данные по затратам энергии на единицу продукции. Допустм также сценарный подход, при котором формируется несколько возможных сценариев, где ввод в действие технологических линий синхронизируется со сроками строительства и энергетические потребности оцениваются по этапам реализации проекта. При формировании сценариев учитывается потребность рынка в продукции новых производств. Комплексный энергетический анализ планов индустриального развития регионов позволяет выявить просчеты нескоординированного планирования на федеральном уровне. Например, реализация всех рассматриваемых в настоящее время проектов производства метанола приведет к тому, что их производительность в несколько раз превысит текущее производство в стране. Это окажет существенное влияние на мировую цену продукта и может сделать большинство рассматриваемых проектов неэффективными.

Население

Обеспечение газом жилого фонда относится к числу важных социальных проблем и поэтому приковывает пристальное внимание законодательных и исполнительных органов власти РФ. Приведем сначала некоторые данные, характеризующие ситуацию. В 1992 г. объемы потребления газа по этому сектору составляли всего 19 млрд м3, а к 2020 г. возросли до 48,25 млрд м3. Максимум – 53,24 млрд м3 – был достигнут в 2011 г. при 48,98 млрд м3 в 2006 г. Сопоставим объемы потребления с числом абонентов сектора «Население». В 2006 г. насчитывалось 30,5 млн абонентов системы газоснабжения, в 2011 г. их число составляло уже 33,4 млн, а в 2020 г. превысило 38 млн, по данным технических паспортов газового хозяйства РФ за рассматриваемые годы. Таким образом, объемы потребления газа населением снижались при увеличении числа абонентов. К числу причин, обусловивших эту ситуацию, относятся следующие:

• увеличение количества установленных приборов учета газа, что предопределило более строгий контроль потребления абонентами;

• рост цены на газ;

• реализация энергосберегающих мероприятий в жилом секторе, снизивших расход газа на отопление;

• более низкие теплопотери жилых домов, построенных и газифицированных в последние годы;

• повышение средней температуры отопительного периода в большинстве регионов РФ за рассматриваемые годы.

Более полное представление о ситуации позволяют получить следующие данные. С 2010 по 2019 г. объем потребления на одного абонента (домовладение) снизился на 15 % (с 1,5 тыс. до 1,28 тыс. м3), при этом для городских потребителей данный показатель снизился с 1,23 тыс. до 1,08 тыс. м3, а для сельских потребителей – с 2,23 тыс. до 1,86 тыс. м3. Различие показателей для городских и сельских абонентов объясняется многими причинами, главными из них являются следующие: в городах высока доля жилого фонда с централизованным снабжением горячей водой и теплом, а на селе абоненты преимущественно используют газ на нужды отопления и горячего водоснабжения (более 80 % общего потребления).

Эта информация, во‑первых, убедительно свидетельствует о недопустимости использования устаревших нормативов, регламентирующих процедуры прогноза газопотребления, во‑вторых, демонстрирует тенденции изменения газопотребления по сектору «Население» и позволяет получить их количественные характеристики. Игнорировать факты, вытекающие из элементарного статистического анализа, недопустимо.

Не ставя целью создать исчерпывающую методику прогноза по сектору «Население», приведем примеры ситуаций, когда оценка потребностей находится без труда, естественным образом. Примеры указывают направления, на которых может быть достигнут прогресс в предстоящей работе по совершенствованию нормативных документов:

1) при газификации существующего жилого фонда5 естественно предположить, что удельные показатели потребления газа абонентами сохранятся по крайней мере в ближайшее время. Значит, хороший прогноз получится, если текущий объем потребления увеличить пропорционально увеличению жилого фонда;

2) подразделение потребителей на категории «Город» и «Село» дает возможность уточнить прогноз потребностей в газе, учитывая, что сложившаяся в регионе пропорция потребления по этим категориям мало меняется с течением времени;

3) более точные показатели по стране в целом можно получить подготовкой и суммированием данных по регионам;

4) по ситуации допустимо предположить, что на период прогнозирования темпы прироста жилого фонда (количество абонентов в процентном выражении) сохраняются и в той же пропорции увеличивается количество потребляемого газа.

Темпы жилищного строительства являются одним из важнейших индикаторов для оценки потенциальной потребности в газе по сектору «Население», однако не единственным – немалую роль играют прогресс в энергосбережении, технологиях производства и использования энергии и некоторые другие факторы.

При прогнозе газопотребления наряду с максимальным следует оценивать ожидаемый спрос, учитывая, что не все потенциально возможные потребители подключатся к сетям газораспределения. Определяя необходимость строительства новых объектов газоснабжения и их производственные мощности, не следует сбрасывать со счетов выявленные в процессе эксплуатации резервы действующих объектов. Для адекватности оценок надо учитывать влияние инфляционных процессов и рост удельных затрат на подключение потенциальных потребителей из‑за их удаленности от источников газоснабжения. Отметим, что в процессе развития систем газоснабжения в первую очередь газифицировались наиболее эффективные, близко расположенные к газотранспортным объектам агрегированные потребители. По мере увеличения процента газификации для подключения к ЕСГ новых потребителей требуются все большие удельные затраты.

Электроэнергетика

При прогнозировании по ретроспективе газопотребления объектами электроэнергетики допускается обычно гораздо большая ошибка, чем при прогнозировании для сектора «Население». Приведем некоторые статистические данные по России в целом. В 1992 г. на выработку электроэнергии затрачено 174 млрд м3 газа, в 2000 г. – 136,2 млрд м3. В ходе восстановления народного хозяйства страны в 2011 г. был достигнут максимум потребления – 169,9 млрд м3, при этом в 2019 г. данный показатель составил 153 млрд м3, а 2020 г. – 139,3 млрд м3 при плановых поставках 158,6 млрд м3. Чем объясняется такая нестабильность потребления газа на производство электроэнергии? Назовем главные, на наш взгляд, факторы, к числу которых относятся:

• кризисные явления в экономике страны;

• перевод объектов генерации с угля и мазута на газ для снижения остроты экологических проблем;

• ввод новых и реконструкция действующих объектов электроэнергетики с использованием современных эффективных технологий;

• отказ от принципа централизованного теплоснабжения в населенных пунктах;

• ввод в эксплуатацию АЭС и гидроэлектростанций (АЭС и ГЭС работают в базовом режиме, а электростанции на газе являются замыкающими и обеспечивают пиковый спрос);

• различные погодные условия в рассматриваемые годы.

Оптимизацию расходов газа для производства электроэнергии, а значит, и прогноз потребления по рассматриваемому сектору следует считать общеэнергетической проблемой. Ее решение надо искать при оптимизации топливно-энергетического баланса (ТЭБ) страны на перспективу и реализовывать в рамках Схемы и программы развития ЕЭС России и других программ федерального уровня, затрагивающих энергетическую сферу. Использование природного газа в электроэнергетике имеет много плюсов из‑за его технологических и экологических свойств. Однако вопрос о целесообразности перевода электростанций с угля на газ требует детальной системной проработки, поскольку структурные изменения в энергетике имеют далекоидущие последствия, в т. ч. социального характера. Многократно надо все продумать и взвесить, прежде чем принимать окончательные решения по развитию газоснабжения в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока, где можно рассчитывать на более широкое использование гидроэнергии, других ВИЭ, а значительную долю в ТЭБ составляют местные энергоресурсы (уголь). Не следует забывать, что угольная отрасль обеспечивает наполнение региональных бюджетов, а снизить экологическую нагрузку можно не только за счет перевода генерирующего оборудования на газ, но и путем проведения на ТЭЦ и котельных хорошо зарекомендовавших себя технических мероприятий, таких как дополнительные фильтры, экологичные технологии сжигания угля и т. п.

Системный анализ ситуации целесообразно выполнять также в рамках прогноза газопотребления и по другим отраслям промышленности. При формировании сценариев развития ситуации следует рассматривать вероятные изменения в технологиях, оказывающих влияние на сортамент продукции, спрос на нее и на эффективность альтернативных вариантов использования газа.

Конечный результат любого прогностического исследования не может быть абсолютно точным, но он должен улавливать складывающиеся тенденции в развитии. В полной мере это относится и к прогнозу газопотребления: его качество зависит от того, какие приняты допущения, насколько обоснованы сроки реализации новых проектов в секторах «Промышленность» и «Электроэнергетика», как будут выполняться планы жилищного строительства, от других макроэкономических, внутри- и внешнеполитических факторов. Нельзя сбрасывать со счетов и экстремальные климатические явления, кризисы в мировой и отечественной экономике, другие форс-мажорные обстоятельства, увеличивающие недостоверность прогноза.

При решении сложных, многокритериальных проблем целесообразно пользоваться экспертным логическим анализом (ЭЛА)6, хорошо зарекомендовавшим себя при исследовании разнообразных экономических и научно-технических проблем на стадии их предварительного обсуждения. Аппарат ЭЛА еще не нашел, но, по нашему мнению, должен найти широкое применение при прогнозировании газопотребления на региональном и федеральном уровнях.

ВЛИЯНИЕ ПРОЦЕДУР ПРОГНОЗА ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ НА РАЗВИТИЕ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

Регламентированный в настоящее время порядок расчета прогнозных потребностей в газе служит причиной перекосов при проектировании и эксплуатации газораспределительных систем и приводит к таким негативным последствиям, как:

• завышенные оценки потребностей;

• неоправданно высокие капитальные вложения в строительство объектов газоснабжения;

• неполная загрузка и неэффективное использование введенных в эксплуатацию объектов газоснабжения;

• необоснованное резервирование производственных мощностей СГ.

Вследствие завышенных резервов новые потенциальные потребители получают отказы на подключение якобы из‑за отсутствия технической возможности. Возникает ситуация, когда фактически свободные мощности имеются, но по документам они отсутствуют из‑за принятых ранее, но нереализованных заявок. Это оказывает негативное влияние на финансово-экономическое положение ГРО, которые не получают возможных доходов от продажи газа потребителям. По той же причине терпят убытки субъекты экономической деятельности, принявшие участие в инвестировании в строительство объектов газораспределения. Таким образом, применение действующих, регламентированных нормативами расчетных процедур снижает возможности развития СГ путем вовлечения в процесс газификации новых территорий. Это тем более странно, что дальнейшая газификация населенных пунктов является одной из целей социальной политики государства. Применение более обоснованных прогнозных оценок позволило бы при тех же средствах, отведенных на строительство объектов газоснабжения, увеличить масштабы газификации, охватить большее количество потенциальных потребителей, убрав формальные препятствия для их технологического присоединения к газовым сетям.

ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ РАСЧЕТНЫХ ПРОЦЕДУР

Использование действующих нормативных документов по расчету перспективной потребности в газе не обеспечивает рациональных и сбалансированных решений по развитию сетей газоснабжения. Можно предложить следующие направления исследований по улучшению ситуации:

• анализ фактических режимов потребления газа в целях оценки влияния на газопотребление региональных особенностей и климатических условий и разработка рекомендаций по ликвидации выявленных перекосов;

• анализ фактических режимов потребления газа для типовых объектов жилого фонда с базовым набором газового оборудования и использование результатов при разработке нормативных документов нового поколения;

• разработка предназначенного для ГРО «калькулятора перспективной потребности в газе», позволяющего корректно оценивать потребности в газе конкретного объекта и населенного пункта в целом и обоснованно выбирать параметры СГ.

Перечисленные предложения относятся к прогнозу потребности в газе тех потребителей, для которых решение по использованию газа уже принято. Более сложно сделать удовлетворительный прогноз потребления в случаях, когда размыты сроки ввода объекта в эксплуатацию или не принято окончательно решение по переходу на газ с используемых видов топлива. К таким объектам можно отнести действующие объекты теплоэнергетики, использующие уголь, мазут, дизельное топливо и прочие нефтепродукты. Перевод на газ сулит улучшение экологической ситуации, упрощение поставок топлива, но при этом возникают новые риски – снижение занятости населения, сокращение поступлений в региональные бюджеты и др. Кроме того, перевод таких объектов на природный газ требует значительных капитальных вложений в строительство, замены горелок и другого газоиспользующего оборудования. Чтобы решиться на нововведение в энергетике, надо ответить на вопросы, откуда взять необходимые средства и как избежать негативных последствий для населения и энергетических компаний. При всех бесспорных преимуществах перед альтернативными видами топлива природный газ имеет существенный недостаток: во многих регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока он дороже традиционных источников энергии. Выход из ситуации нельзя найти в рамках системы газоснабжения, требуется системная проработка перспективного ТЭБ региона, позволяющего соблюсти компромисс между различными энергоносителями.

ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ СТЕПЕНИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СВОБОДНЫХ МОЩНОСТЕЙ В СИСТЕМАХ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

Рекомендации предыдущего пункта обходят стороной проблему ответственности потребителей за заявленные объемы потребления при получении технических условий (ТУ) и заключении договора на технологическое присоединение к газовой сети. Дело в том, что потребители в заявке часто безосновательно завышают будущие потребности, а также сдвигают в сторону уменьшения сроки ввода объекта и достижения им проектных производственных мощностей. При этом ГРО, соблюдая нормативные акты, вынуждены сохранять за потребителем забронированный им объем, тем самым омертвляя капиталы, вложенные в строительство объекта СГ. Право переуступки заявленных, но неиспользуемых объемов оговорено в Правилах подключения объектов капитального строительства к сетям газораспределения [17], однако механизмы реализации этого правового акта там не конкретизированы. При решении этой проблемы могут оказаться полезными следующие предложения:

• при выдаче ТУ и заключении договоров с потребителями сектора «Население» учитывать фактические режимы потребления газа по объектам-аналогам;

• регламентировать возможность пересмотра выданных ТУ и договоров через 2–3 года с уступкой ГРО неиспользуемых объемов газа, зарезервированных в заявке на получение ТУ и закрепленных в договоре;

• ввести практику назначения дополнительных тарифов для потребителя за сохранение резервных объемов (как аналог платы за мощность для неиспользуемых объемов газа).

По результатам рассмотрения и апробирования в регионах РФ представленных предложений следует нормативно закрепить те из них, которые наиболее точно отвечают задачам развития газификации.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Прогноз потребности в природном газе играет важную роль в формировании планов развития газовой отрасли, обосновании технических решений при проектировании объектов газоснабжения. Нормативная база, регулирующая расчеты перспективной потребности в газе, устарела, не отражает сложившихся режимов потребления газа и требует корректировки. Заявки от потребителей на поставку газа часто завышены и создают неиспользуемые резервы на объектах газоснабжения, что ведет к неэффективной загрузке действующих мощностей, прежде всего в газораспределении.

Намечен перечень исследований фактических режимов потребления газа, результаты которых должны стать информационной основой для формирования конкретных предложений по совершенствованию нормативной базы расчетов перспективной потребности потребителей. Предложены меры по повышению ответственности потребителей за заявленные объемы, реализация которых повысит эффективность деятельности ГРО.

Предполагается, что представленные в статье предложения будут проверены на пилотных проектах регионального масштаба. Результаты апробаций послужат основой для разработки новых нормативных документов в области газоснабжения.

ВВЕДЕНИЕ

Развивающиеся технологии добычи тяжелых нефтей являются драйвером создания и развития технологий их хранения и трубопроводного транспорта, основанных в первую очередь на так называемой горячей перекачке. Однако современные исследования [1, 2] показывают, что подведение энергии электромагнитного СВЧ-поля приводит не только к увеличению температуры нефтяной среды, но и к нетепловому необратимому изменению вязкости. Кроме того, электромагнитное СВЧ-поле характеризуется объемным тепловыделением [3], что обусловливает бльшую равномерность температурного поля нефтяных сред с низким коэффициентом теплопроводности. В целом большинство исследователей, к примеру [4–8], свидетельствует о перспективности СВЧ-технологий обработки нефтей, в особенности с учетом сравнительно низких энергетических затрат на нагрев.

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ СВЧ-НАГРЕВА НЕФТЕЙ

Процессы СВЧ-нагрева нефтяных сред (рис. 1) описываются системой дифференциальных уравнений [9] в частных производных, состоящей из уравнений Максвелла, нестационарной теплопроводности, дифференциального уравнения неразрывности потока для неустановившегося движения сжимаемой жидкости и уравнения движения жидкости:

где и – векторы напряженности электрического, В / м, и магнитного, А / м, полей соответственно; и – векторы электрической, Кл / м2, и магнитной, Тл, индукции соответственно; t – время, ч; – плотность тока проводимости, А / м2; – диэлектрическая проницаемость; – проводимость диэлектрика, См; q – удельная поглощенная мощность, Вт / кг; T – температура, °C; – вектор скорости перемещения среды; – оператор Гамильтона; g – ускорение свободного падения, м / с2; p – давление, Па; μ – коэффициент динамической вязкости, Па·с.

Динамика нагрева и движения нефтяной среды исходя из уравнений (8–10) определяется теплофизическими характеристиками среды, начальными и граничными условиями, а самое главное – удельной поглощенной мощностью q в уравнении (8), которая может быть определена как теоретически, с помощью уравнений (1–7), так и экспериментально. Именно экспериментальному изучению процесса поглощения СВЧ-энергии нефтяной средой и определению удельной поглощаемой мощности было посвящено исследование, результаты которого представлены в данной статье.

Стоит также отметить, что глубина проникновения электромагнитного СВЧ-поля зависит от коэффициента затухания волны , который рассчитывается по формуле:

,           (11)

где tg – тангенс угла диэлектрических потерь нагреваемого продукта; f – частота электромагнитного поля, Гц; с – скорость света, м / с.

Для битума с параметрами = 2,5; tg = 0,015 коэффициент затухания волны равен 0,608 м–1. Расстояние до поверхности, проходя через которую поток мощности падает в 2,71 раза, составляет 0,4 м.

В активе нефтегазовой отрасли имеется обширная инфраструктура емкостей для хранения нефтяных сред, поэтому наиболее перспективными являются устройства СВЧ-обработки нефтей, способные работать в существующих резервуарах. Такими устройствами являются погружные СВЧ-излучатели [10–12]. Соотношение величин мощности, создаваемой генератором СВЧ, и энергии, поглощенной нефтяной средой в единицу времени, демонстрирует эффективность процесса передачи СВЧ-энергии погружных излучателей. Особенность данного процесса заключается в том, что нефтяная среда и излучатель образуют совместную систему передачи электромагнитных волн. Часть энергии такой системы непременно отражается от границы раздела сред «излучатель – нефтяная среда» (рис. 2). Эффективность работы такой системы на практике определяется по измеряемому в эксперименте значению коэффициента стоячей волны (КСВ). По известным зависимостям эффективности передачи энергии электромагнитного поля от КСВ [13] получены значения, представленные в таблице, из которых следует, что при увеличении КСВ эффективность передачи энергии от излучателя резко снижается. При этом под коэффициентом полезного действия (КПД), представленным в таблице, понимается отношение поглощенной мощности к излучаемой. Главным фактором, влияющим на передачу СВЧ-энергии электромагнитного поля, являются электрофизические характеристики среды, окружающей излучатель. Стоит также отметить, что в целях исключения непосредственного контакта излучателя с окружающей средой целесообразно использовать разделители сред, которые также могут влиять на КПД процесса передачи энергии.

ОБЪЕКТ И ПРЕДМЕТ ИССЛЕДОВАНИЯ

Объектом исследования, результаты которого представлены в данной статье, были реологические характеристики нефтяной среды, подвергнутой электромагнитному СВЧ-облучению.

Предметом исследования был термодинамический процесс передачи СВЧ-энергии электромагнитного поля в нефтяную среду непосредственно внутри резервуаров и емкостей для хранения углеводородов, используемых в системах трубопроводного транспорта.

ПОСТАНОВКА ЭКСПЕРИМЕНТА

В исследовании использовалась нефть, а также полученные из нее перегонкой две фракции – легкая (температура испарения меньше 300 °C) и тяжелая (температура испарения больше 300 °C). В качестве излучателя электромагнитных волн использовался биконический рупорный излучатель.

В ходе эксперимента в образец нефти, помещенный в мерный стакан, опускался рупорный СВЧ-излучатель, соединенный с векторным анализатором СВЧ-цепей CABAN R54, который в режиме реального времени передавал значения КСВ на персональный компьютер. Измерения проводились на трех перечисленных образцах, для каждого из которых исследования проводились в двух вариантах: в первом эксперименте был обеспечен непосредственный контакт излучателя с нефтяной средой, во втором использовался разделитель сред из фторопласта.

Для снятия показаний использовался диапазон частот 2,0–3,0 ГГц, для наблюдения более детальных изменений диапазон был уменьшен до 2,4–2,5 ГГц.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

На рис. 3а показана зависимость КСВ излучателя, ограниченного от непосредственного контакта с нефтяной средой разделителем сред. По графику видно, что КСВ нефти и легкой фракции резко возрастает в указанном диапазоне частот, тогда как КСВ тяжелой фракции нефти значительно выше и практически не меняется в ходе эксперимента.

Кроме того, из графика следует, что зависимости КСВ от частоты должны иметь экстремумы на частотах, лежащих за пределами выбранного диапазона. Для определения величины этих экстремумов были определены значения КСВ в расширенном диапазоне частот 2,0÷3,0 ГГц (рис. 3б). Из графика очевидно, что зависимости КСВ излучателя в легкой фракции и в нефтяной среде, содержащей легкую фракцию, имеют значительную корреляцию.

На рис. 3в представлена зависимость КСВ излучателя, непосредственно контактирующего с нефтяной средой, причем согласно графику КСВ излучателя резко уменьшается для всех исследуемых образцов нефтяных сред. Кроме того, для тяжелой фракции на частоте 2,49 ГГц наблюдается область локального минимума. По аналогии с предыдущим исследованием были получены зависимости КСВ излучателя, контактирующего с нефтяной средой в расширенном диапазоне частот (рис. 3г): эксперимент показал, что все исследуемые нефтяные среды имеют три локальных минимума, причем на частоте 2,1 ГГц КСВ близок к единице.

ВЫВОДЫ

По полученным данным можно сделать вывод, что на частотах (2,4÷2,5 ГГц) работы серийных генераторов СВЧ-энергии (магнетронов) отсутствие разделителя сред положительно сказывается на эффективности передачи СВЧ-энергии электромагнитного поля от погружного излучателя в нефтяные среды. Кроме того, установлено, что спектр поглощения нефтяной среды главным образом определяется содержанием легких фракций. Для тяжелой фракции нефти с использованием разделителя сред наиболее эффективен нагрев на частотах 2,25 и 2,73 ГГц, которые характеризуются КПД 85 и 78 % соответственно. Для нефти и легкой фракции это значение составляет 2,3 ГГц (84 %). Для излучателя, передающего СВЧ-энергию электромагнитного поля и имеющего непосредственный контакт с нефтяной средой, целесообразно производить нагрев тяжелой фракции нефти на частоте 2,08 ГГц (87 %), а легкой фракции и товарной нефти – на частоте 2,1 ГГц (87 %).

Стоит отметить, что на эффективность передачи энергии влияет компонентный состав фракций, однако ввиду большого количества химических соединений, из которых они состоят, для уточнения экстремумов в дальнейшем необходимо проводить многофакторные исследования.

Соответствие коэффициентов стоячей волны и полезного действия

Correlation of standing wave and efficiency coefficients

Solar производит полнофункциональные газотурбокомпрессорные установки, готовые к работе во всех областях компримирования и транспортировки газа в любой точке планеты. При производстве применяются системы контроля качества и безопасности, признанные во всем мире стандартами наивысшего уровня.

Компания уделяет первостепенное значение сервисной поддержке заказчиков. Для содействия в обеспечении бесперебойной работы оборудования сформированы группы экспертов и создана специальная оснастка / инструменты, которые позволяют производить ремонт агрегатов на площадке заказчика. В штате компании работают несколько сотен сервисных представителей, базирующихся в 60 офисах по всему миру. Такие группы узких специалистов обеспечивают техническую поддержку по электрической и механической части, средствам управления и технологическим вопросам, связанным с турбоагрегатным оборудованием.

Типовые услуги:

• круглосуточная сервисная поддержка;

• замена двигателя / узла на площадке;

• пусконаладка и сдача в эксплуатацию;

• планово-предупредительное обслуживание;

• оценка состояния и трендов параметров на объекте;

• поддержка по вопросам, касающимся электрической и механической части, средств управления и технологических систем.

За годы работы в РФ и странах СНГ компания утвердилась в числе безусловных лидеров по поставкам газотурбинных агрегатов в нефтегазовой отрасли, транспортировке газа, энергообеспечении предприятий. В целом в РФ и страны СНГ поставлено более 362 газовых турбин, из них в Рос-сию – более 220. Значимость российского рынка для Solar Turines Incorporated подтверждается также тем, что на территории РФ в компании работают 25 высококвалифицированных инженеров.

Произведя более 6500 компрессоров в течение 50 лет, компания приобрела обширный опыт, позволяющий гарантировать наличие таких преимуществ сотрудничества, как:

• непревзойденная эффективность оборудования в широком диапазоне расхода;

• низкая стоимость владения и эксплуатации;

• высокий уровень надежности и готовности к эксплуатации.

Благодаря стандартизированному и проверенному подходу Solar может предложить высокоэффективное решение для любых газопроводов. Производительность компрессоров выше, чем у конкурентов, за счет применения инструментов трехмерного численного анализа, тестирования компонентов и проведения заводских испытаний при полной нагрузке / частоте, что позволяет предоставлять максимально простые, гибкие и эффективные решения.

Компания выпускает работающие на природном газе центробежные компрессоры для установки на морских и сухопутных сооружениях, обеспечивающие лучшую в своем классе производительность. Каждому компрессору точно соответствуют газовая турбина или электропривод Solar, что гарантирует оптимальную производительность системы.

На сегодняшний день Solar предлагает модельные серии компрессоров инновационной конструкции, разработанные специально для использования в процессе транспортировки газа. Такие компрессоры могут поставляться в альтернативных конфигурациях корпуса с различными характеристиками всасывания, нагнетания и расхода. Некоторые модели имеют два отсека в одном корпусе, что позволяет обеспечить промежуточное охлаждение для достижения высокой степени сжатия.

В ноябре отмечает 30‑летие ПАО «ЛУКОЙЛ», на долю которого приходится около 2 % мировой добычи нефти и около 1 % доказанных запасов углеводородов. На сегодняшний день деятельность компании охватывает более 30 стран и более 60 регионов РФ. 100 тыс. человек объединяют свои усилия и таланты для реализации миссии ПАО «ЛУКОЙЛ» – обратить энергию природных ресурсов во благо человека, эффективно и ответственно разрабатывать уникальные месторождения углеводородов, обеспечивая рост компании, благополучие ее работников и общества в целом.

Редакция журнала «Территория «НЕФТЕГАЗ» поздравляет всех сотрудников ПАО «ЛУКОЙЛ» с 30‑летием компании и предлагает читателям вспомнить основные вехи развития одной из крупнейших нефтегазовых компаний мира.

1991

25 ноября 1991 г. вышло Постановление Правительства РСФСР № 18 об образовании нефтяного концерна «ЛАНГЕПАСУРАЙКОГАЛЫМНЕФТЬ» («ЛУКОЙЛ»), объединившего три нефтедобывающих предприятия из Когалыма, Лангепаса и Урая, а также несколько нефтеперерабатывающих заводов, включая Пермский и Волгоградский.

Название «ЛУКОЙЛ» образовано из начальных букв названий городов, в которых расположены основные нефтедобывающие предприятия, вошедшие в состав компании. Это название предложил Равиль Маганов, в то время генеральный директор предприятия «Лангепаснефтегаз».

1992

Формирование уставного капитала образуемого акционерного общества «ЛУКОЙЛ». Компания вошла в тройку мировых лидеров нефтедобычи.

1993

Учреждение акционерного общества открытого типа «Нефтяная компания «ЛУКОЙЛ». По инициативе руководства компании создается Благотворительный фонд «ЛУКОЙЛ».

1994

Начало организованной торговли акциями на вторичном рынке. Участие в первом международном проекте в Азербайджане. Создание межрегиональной профсоюзной организации.

1995

Начало перехода на единую акцию и расширение географии деятельности. ARCO (США) становится крупным акционером и стратегическим партнером АО «ЛУКОЙЛ».

1996

Участие в международном газовом проекте Шах-Дениз. Размещение американских депозитарных расписок на акции компании.

1997

Первые проекты в Казахстане и Ираке. Первое размещение акций на ММВБ. Создание гоночной команды LUKOIL Racing Team.

1998

Приобретение первых зарубежных downstream-активов. Создание спортивного клуба «ЛУКОЙЛ».

1999

Приобретение Ухтинского и Одесского нефтеперерабатывающих заводов, нефтехимических предприятий «Саратоворгсинтез», «Ставролен» и нефтеперерабатывающего завода в Бургасе (Болгария).

2000

Открытие новой нефтегазовой провинции на Каспии. Вхождение в рейтинг крупнейших компаний мира Fortune Global 500. Выпуск моторных масел нового поколения. Выход на розничный рынок нефтепродуктов США.

2001

Сертификация по международным стандартам безопасности. Приобретение Нижегородского нефтеперерабатывающего завода и добычных активов в Большехетской впадине и Тимано-Печоре.

2002

Международная экспансия. Начало строительства терминала в Высоцке. Президент России Владимир Путин посетил плавучую буровую установку «Астра».

2003

Расширение сбытовой сети в Европе. Анаран – крупный проект в Иране. Президент России Владимир Путин посетил автозаправочную станцию «ЛУКОЙЛ» в Нью-Йорке.

2004

Стратегическое партнерство с ConocoPhillips. Расширение присутствия в Казахстане. «ЛУКОЙЛ» наращивает газовые активы в Узбекистане. Расширение сети автозаправочных станций в США.

2005

Открытие месторождения имени В. Филановского на Каспии. Выход на финский рынок сбыта нефтепродуктов. Крупномасштабное производство дизельного топлива «ЛУКОЙЛ Евро-4».

2006

Ввод в эксплуатацию отгрузочного терминала в Высоцке. Выход на африканский шельф. Приобретение сбытовых активов в Европе.

2007

Новые проекты в Западной Африке. Открытие значительной залежи углеводородов в Саудовской Аравии. Установка стационарного морского ледостойкого отгрузочного причала в Баренцевом море.

2008

Приобретение энергетических активов. Расширение присутствия в Узбекистане, Турции и Италии. Первые крупнотоннажные отгрузки нефти через Варандейский терминал. Пуск месторождения Южное Хыльчую на севере Тимано-Печоры.

2009

Приобретение доли в нефтеперерабатывающем заводе в Голландии. «ЛУКОЙЛ» стал владельцем 100 % LUKARCO B.V.

2010

Победа в тендере на месторождение Западная Курна – 2 (Ирак). Открытие запасов нефти в Гвинейском заливе на шельфе Ганы. Начало добычи на месторождении имени Ю. Корчагина на Каспии. Вхождение в проекты в Румынии.

2011

«ЛУКОЙЛ» открывает первый в России корпоративный учебный центр по подготовке персонала морских нефтяных объектов. Приобретение 50 %-ной доли участия в проекте на шельфе Вьетнама. «ЛУКОЙЛ» и «Башнефть» создают совместное предприятие. Развитие возобновляемой энергетики. Вхождение в проект в Сьерра-Леоне и открытие на шельфе Кот-д'Ивуара.

2012

«ЛУКОЙЛ» переходит на выпуск бензинов только по классу 5 (Евро-5). Расширение сети автозаправочных станций в Западной Европе. Начинается производство моторных масел нового поколения. Конкурс социальных и культурных проектов «ЛУКОЙЛ» признан лауреатом первой национальной программы «Лучшие социальные проекты России».

2013

«ЛУКОЙЛ» увеличивает свое присутствие в Западной Африке. Начало добычи на месторождениях им. Р. Требса и А. Титова в Ненецком автономном округе. «ЛУКОЙЛ» получает 100 %-ный контроль над нефтеперерабатывающим заводом ISAB. «ЛУКОЙЛ» приобретает бизнес смазочных материалов OMV в Европе и приобретает новые сети автозаправочных станций в странах Бенилюкса.

2014

Начата добыча нефти на месторождении Западная Курна – 2 в Ираке. Введен в эксплуатацию горно-обогатительный комбинат на алмазном месторождении им. В. Гриба. Участие в проекте на шельфе Камеруна. «ЛУКОЙЛ» открыл первый частный стадион в России.

2015

Интеграция в оптовый энергетический рынок России. Мировой рекорд в бурении горизонтальных скважин. «ЛУКОЙЛ» и Всемирный фонд дикой природы (WWF) подписали соглашение о сотрудничестве. Открыто крупное месторождение газа на континентальном шельфе Румынии.

2016

«ЛУКОЙЛ» отметил 25‑летие. Начата промышленная эксплуатация двух крупнейших месторождений – им. В. Филановского на Каспии и Пякяхинское в Ямало-Ненецком автономном округе, завершена программа модернизации российских нефтеперерабатывающих заводов. Утверждена новая прогрессивная дивидендная политика.

2017

«ЛУКОЙЛ» вывел на плановую мощность месторождения им. Владимира Филановского и Пякяхинское, запустил два крупномасштабных проекта в Узбекистане, подтвердил наличие крупных запасов нефти на Блоке 10 в Ираке. Стартовали продажи революционного бензина премиум-класса ЭКТО-100. Компания приняла участие в работе XVI сессии постоянного форума ООН по вопросам коренных народов, а также в инициативе Всемирного банка по нулевому сжиганию попутного нефтяного газа.

2018

«ЛУКОЙЛ» начал программу обратного выкупа акций, продолжил развитие перспективных проектов по добыче углеводородов на шельфе, запустил газоперерабатывающий комплекс в Узбекистане, завершил строительство солнечной электростанции в Волгограде, открыл храм Святой мученицы Татианы в Когалыме.

2019

«ЛУКОЙЛ» продолжил освоение авкватории Каспийского моря, ввел в эксплуатацию новое месторождение в Ямало-Ненецком АО, подписаны соглашения по развитию проектов с зарубежными партнерами, начат выпуск новой продукции нефтепереработки. Утверждена обновленная дивидендная политика, представлен долгосрочный прогноз развития мирового рынка жидких углеводородов до 2035 г. в контексте трансформации мировой энергетики.

2020

«ЛУКОЙЛ» продолжил обустройство новых месторождений на шельфе Каспия, дан старт изучению новых участков, в опытную и промышленную эксплуатацию запущены нефтяные и газоконденсатные месторождения в России, получили развитие зарубежные проекты, завершена реконструкция Белореченской ГЭС, началось строительство второй очереди Волгоградской солнечной электростанции, признан абсолютным лидером рейтингов доверия и известности среди крупнейших продавцов топлива на российском рынке. С начала пандемии COVID-19 «ЛУКОЙЛ» выделяет средства на социальную помощь и благотворительность в 24 регионах России и 14 странах присутствия для предотвращения распространения инфекции, переоборудования медучреждений, приобретения медицинского оборудования, медикаментов и помощи уязвимым категориям граждан.

ТЕРНИСТЫЙ ПУТЬ К ЗНАНИЯМ

Иван Михайлович Губкин родился 21 сентября (9 сентября по старому стилю) 1871 г. в селе Поздняково Муромского уезда Владимирской губернии (ныне Навашинский район Нижегородской области). Учился в уездном училище г. Мурома, затем окончил учительскую семинарию в г. Киржаче Владимирской губернии. В 1890–1895 гг. И.М. Губкин работал учителем в сельских школах. Иван Михайлович рассказывал: «За стипендию в учительской семинарии в 6 рублей 57 копеек я должен был 5 лет отработать народным учителем».

Путь в науку для И.М. Губкина оказался непростым. Отучительствовав положенный срок, он хотел поступить в Горный институт, однако выяснилось, что после учительской семинарии это невозможно – поступить он может только в учительский институт, да и то «своекоштно», т. е. без стипендии. В результате в 1895–1898 гг. Губкин был слушателем Петербургского учительского института, а затем работал преподавателем городского училища в Петербурге. И только в 1903 г., после внесения в законодательство поправки, согласно которой лица, сдавшие экзамен за курс гимназии, получали право на поступление в университет, Иван Михайлович смог наконец реализовать давнюю мечту: в 32 года он экстерном сдал экзамены за гимназический курс, получил аттестат зрелости Императорской Николаевской Царскосельской гимназии и, сдав на отлично вступительные экзамены, поступил на геологический факультет Горного института, который и окончил с отличием в 1910 г. По окончании института Ивана Губкина, ставшего вторым в списке выдающихся студентов, определили на службу в Геологический комитет при Министерстве государственных имуществ России.

УЧЕНЫЙ С МИРОВЫМ ИМЕНЕМ

Еще студентом Губкин работал в Майкопском нефтеносном районе под руководством видного геолога Карла Богдановича. В период работы в Майкопском, Анапско-Темрюкском и Таманском нефтеносных районах И.М. Губкин впервые предложил новый метод построения карт подземного рельефа нефтеносных пластов, получивший затем широкое распространение в СССР и других странах.

С 1913 г. Губкин занимался разведкой на Апшеронском полуострове. Им был открыт шнурковый, или рукавообразный, тип залежей. Изучая грязевые вулканы Апшерона, Губкин пришел к выводу о связи грязевых вулканов с нефтеносностью.

По результатам этих исследований в 1915 г. Иван Михайлович получил ранг надворного советника и звание геолога Геологического комитета, что представляло собой высшую геологическую квалификацию и соответствовало профессорскому званию. «Мне было 40 лет, когда началась моя научная деятельность… К этому времени у меня был большой научный багаж, и в науку я вошел хозяином», – вспоминал впоследствии Губкин.

В 1917 г. Временное правительство направило И.М. Губкина в командировку в США «для изучения положения в нефтяной промышленности». В США Губкин объехал и изучил 17 месторождений, наблюдал буровые работы и транспортировку нефти, принял участие в работе Национального съезда геологов США, был избран членом Американской ассоциации нефтяных геологов, Американского института горных инженеров и металлургов, географического общества Нью-Йорка. Именно отчет Губкина о поездке наметил основные линии, по которым впоследствии проводилась рационализация нефтяной промышленности.

На родину Иван Михайлович вернулся в мае 1918 г., уже в Советскую Россию. И его дальнейшую карьеру можно назвать в полном смысле этого слова головокружительной.

Войдя в 1918 г. по указанию В.И. Ленина в состав комиссии Главного нефтяного комитета, Губкин до конца жизни занимал руководящие посты в центральных учреждениях, ведавших нефтяной промышленностью и геологической службой СССР. Так, в анкете для Московской горной академии в середине 1920‑х гг. ее ректор И.М. Губкин сообщал, что он одновременно является членом Госплана, заместителем директора Геолкома, заместителем начальника Главного геологического управления, председателем Совета нефтяной промышленности, председателем Особой комиссии по Курской магнитной аномалии, председателем Главного сланцевого комитета и директором правления сланцевой промышленности. При этом в Московском отделении Геолкома Губкин состоял членом Совета и председателем секции прикладной геологии, а в Главном нефтяном комитете заведовал тремя отделами – заводским, геологоразведочным и статистическим. Прибавим к этому руководство созданным по инициативе Ивана Михайловича Государственным исследовательским нефтяным институтом и Московской горной академией и кропотливую редакторскую работу в научно-технических журналах «Поверхность и недра», «Нефтяное и сланцевое хозяйство» (с 1925 г. – «Нефтяное хозяйство»), «Вестник АН СССР» (1919–1938). Недаром уже в 65‑летнем возрасте И.М. Губкин писал: «Мне хочется жить, чтобы видеть краем ока воплощение в жизнь идеалов общественной справедливости, торжество труда…» Именно торжеству труда была подчинена вся его жизнь.

В 1919–1924 гг. Иван Михайлович занимался восстановлением уже существующих рудников, разведкой и освоением новых месторождений горючих сланцев, разработкой и внедрением технологий для использования сланцев в качестве сырья для химической и топливной промышленности.

В 1920 г. он возглавил Особую комиссию по изучению Курской магнитной аномалии (ОККМА), загадка которой к тому времени еще не была решена. В результате работ ОККМА была доказана связь между магнитной аномалией в российском Черноземье и залегающими здесь железными рудами. Первые образцы железной руды были добыты 7 апреля 1923 г. Комиссия определила не только состав, но и площадь распространения подземных залежей и доказала, что в районе Курской магнитной аномалии на сравнительно небольшой глубине находятся богатейшие запасы железных руд. Открытие КМА выдвинуло СССР по запасам железа на первое место в мире. Советское правительство высоко оценило трудовой подвиг Особой комиссии, 9 июля 1923 г. по предложению В.И. Ленина комиссия была награждена орденом Трудового Красного Знамени.

С 1921 г. И.М. Губкин входил в состав специальной правительственной комиссии по делам азербайджанской нефтяной промышленности, основной задачей которой стало восстановлением Бакинских нефтяных промыслов.

В 1927 г., став руководителем московского отделения Геолкома, Иван Губкин организовал комиссию по поискам уральской нефти. По его же настоянию в том же году были возобновлены поисковые работы в Небит-Даге (сейчас г. Балканабад, Туркмения), которые уже через несколько лет привели к обнаружению там больших запасов нефти.

В 1930 г. Иван Михайлович был назначен начальником Главного геологического управления и поставил перед сотрудниками управления задачу комплексного исследования регионов, от географии и геологии до сельского хозяйства и культуры. При этом Губкин сам участвовал в экспедициях в качестве полевого геолога. И в дальнейшем, в т. ч. в рамках своей преподавательской деятельности, И.М. Губкин проводил идею комплексного развития поисково-разведочных работ, применения геофизических, геохимических и других новых методов разведки.

В 1928 г. И.М. Губкин был избран действительным членом Академии наук СССР. В Академии наук он руководил Советом по изучению производительных сил СССР, являлся директором Института горючих ископаемых, в котором создал лабораторию по генезису нефти.

Удивительно, но деятельность Ивана Михайловича Губкина касалась не только нефтяной отрасли. Так, знаковым событием стало его участие в проектировании Московского метрополитена. В 1932 г. И.М. Губкин возглавлял экспертную комиссию, которая провела оценку представленных проектов Московского метрополитена и сделала ряд существенных замечаний и рекомендаций, позволивших создать проект первой очереди московского метро.

В 1936 г. Иван Михайлович стал вице-президентом Академии наук СССР, в 1937 г. – председателем Азербайджанского филиала АН СССР.

Иван Губкин неоднократно представлял СССР на международных форумах ученых. К примеру, в 1933 г. он возглавил советскую делегацию на XVI сессии Международного геологического конгресса в Вашингтоне, в 1936 г. участвовал в работе Международного Брюссельского конгресса мира, а в 1937 г. возглавил XVII сессию Международного геологического конгресса, прошедшую в Москве.

За сравнительно небольшой период своей научной деятельности (28 лет) Губкин опубликовал более 150 научных работ, в т. ч. учебников по геологии нефти, разработал теорию нефтеобразования и формирования нефтяных месторождений, обосновал перспективность Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций. В числе важнейших научных работ И.М. Губкина «Учение о нефти» (1932), «Башкирская нефть. Ее значение и перспективы» (1932), «Мировые нефтяные месторождения» (1934), «Вторая нефтяная база на Востоке СССР и Урало-Эмбенский нефтеносный район» (1936), «Урало-Волжская нефтеносная область (Второе Баку)» (1940), «Избранные сочинения» (1950–1953).

ОРГАНИЗАТОР НЕФТЕГАЗОВОГО ОБРАЗОВАНИЯ

Выдающиеся организаторские способности, научный авторитет И.М. Губкина сыграли большую роль в создании высшего нефтегазового образования.

В 1920 г. он был избран профессором Московской горной академии (МГА) и впервые в СССР начал читать общий курс геологии нефти и специальный курс геологии нефтяных месторождений.

В 1922 г. И.М. Губкин был избран ректором Московской горной академии. В этот период в вузе были созданы специальности «Поиски нефти» на геолого-разведочном факультете и «Нефтяная» для подготовки специалистов по эксплуатации месторождений и переработке нефти на горно-рудничном факультете. В дальнейшем были открыты кафедры разведки, бурения и эксплуатации, химии и технологии нефти, а в 1929 г. нефтяной факультет с отделениями «Геология и разведка», «Промысловое дело» и «Переработка нефти».

В 1924 г. по инициативе И.М. Губкина при МГА был создан Государственный исследовательский нефтяной институт (ГИНИ). И в том же году при МГА совместно с трестом «Грознефть» был организован Комитет по Грозненским разведкам, председателем которого стал Иван Губкин. В 1925 г. совместно с «Азнефтью» был создан Комитет по Бакинским разведкам. Вскоре комитеты были объединены в Комитет нефтяных разведок МГА. А в конце 1920‑х гг. было организовано проектное бюро, выполнявшее заказы по проектированию оборудования проходки рудников и т. п.

17 апреля 1930 г. МГА была расформирована, и на ее основе было создано шесть высших технических учебных заведений, в т. ч. Московский нефтяной институт (ныне Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина), который возглавил Иван Михайлович. Учитывая его огромные заслуги в деле организации высшей школы при подготовке кадров для нефтяной промышленности, институту было присвоено имя Губкина.

18 апреля 1930 г. И.М. Губкиным был подписан приказ об открытии факультетов геологии и разведки нефти, промыслово-механического и факультета по переработке нефти. В мае того же года к ним добавился промышленно-экономический факультет.

Иван Михайлович сформировал в институте высочайшего уровня преподавательский коллектив, создав инфраструктуру кафедр, учебных предметов, лабораторий для качественной подготовки специалистов нефтяного дела. Отличительной особенностью работы ученых института стала тесная связь с нефтяной промышленностью, направленность на решение ее практических задач.

При этом сам И.М. Губкин при огромной научной и административной загруженности уделял педагогической работе много сил и времени. Один из его ассистентов вспоминал: «При такой фундаментальной подготовке Иван Михайлович готовился к двухчасовой лекции студентам по 5–6 часов! И так было каждый год и по каждому читаемому им курсу лекций».

Классические труды И.М. Губкина, изданные как учебные пособия для студентов Московской горной академии, способствовали формированию новой отрасли геологических наук – науки о геологии нефти.

Теоретические исследования, проведенные под руководством И.М. Губкина, явились основой учения о происхождении нефти и условиях формирования нефтяных месторождений, позволили научно обосновать направление поисковых работ и привели к открытию крупнейших нефтяных районов в стране. Благодаря его научным прогнозам были открыты богатые нефтяные и газовые запасы Азербайджана, Средней Азии, Северного Кавказа, Урало-Поволжья, Коми, Западной Сибири.

ПРИЗНАНИЕ ЗАСЛУГ

За время своей работы И.М. Губкин неоднократно удостаивался высоких государственнных наград. Так, он был награжден Ленинской премией за научные труды по нефтяной геологии (1931), орденом Ленина за работы в области нефтяной промышленности в связи с выполнением ею первой пятилетки (1937), орденом Трудового Красного Знамени за внимательное и заботливое отношение к подготовке кадров (1939). В 1937 г. ему было присвоено звание заслуженного деятеля науки и техники РСФСР.

Говоря о своей работе, Иван Михайлович признавался: «Не желая прослыть нескромным, тем не менее я считаю себя вправе сказать, что я много, упорно и честно поработал в области своей прямой специальности нефтяного геолога и не без пользы для своей Родины и для дела социалистического строительства. Это сознание придает мне силы и бодрость и в дальнейшей работе».

И по сей день заслуги И.М. Губкина бесспорно признаются специалистами нефтегазовой отрасли. В честь выдающегося ученого названы города в Белгородской области и Ямало-Ненецком автономном округе, аэропорт в Новом Уренгое, шахта в районе Курской магнитной аномалии, нефтегазоконденсатное месторождение в Ямало-Ненецком автономном округе, научно-исследовательское судно 3D-сейсморазведки и буксировочный теплоход. Улицы, названные именем Губкина, есть в Москве, Омске, Новом Уренгое, Белгороде, Казани, Волгограде, Грозном, Екатеринбурге, Краснодаре, Муроме, Новочеркасске и др. Имя Ивана Губкина носит Научно-техническое общество нефтяников и газовиков, а в 1949 г. АН СССР установила премию им. И.М. Губкина за лучшие научные работы в области геологии нефти (с 1995 г. присуждается Российской академией наук).

Памятники Ивану Губкину установлены в сквере Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина в Москве, в г. Октябрьский, а также в других российских городах и в его родном селе Поздняково.

В рамках празднования юбилея И.М. Губкина в России проходят торжественные и научные мероприятия, в числе которых научно-практическая и региональная конференция «Российское нефтяное дело: история, настоящее, будущее», Всероссийская научная конференция с участием иностранных ученых «Новые вызовы фундаментальной и прикладной геологии нефти и газа – XXI век» и многие другие. А это значит, что наследию выдающегося русского ученого И.М. Губкина забвение не грозит.