Issuu on Google+

4

аналитический научно-технический журнал

(16)

зима 2012

Неудобный попутчик С. 8

в номере:

Сланцевый газ — новый нетрадиционный источник углеводородов

Изменение коллекторских свойств залежей углеводородов под влиянием техногенной трещиноватости

Междисциплинарные подходы и возможность их применения при решении задач прогнозирования затруднений при добыче нефти

Две стратегии управления устойчивостью горных пород при эксплуатационном и поисково-разведочном бурении

Измеритель постоянной времени релаксации объемного заряда углеводородов

c. 16

с. 36

с. 44

c. 52

c. 86


Уважаемые авторы! Редакция журнала «ГеоИнжиниринг» принимает оригинальные статьи по широкому кругу вопросов инженерных изысканий (геодезическим, геологическим, гидрологическим, геофизическим, коррозионной активности грунтов, экологическим), комплексному проектированию, строительству объектов добычи, транспорта, хранения нефти и газа, объектов производственного и жилищно-гражданского назначения. Кроме того, принимаются статьи по оте­чественной и зарубежной практике, истории и методологии изысканий и проектирования, совершенствованию нормативно-правовой базы. 1. Статьи принимаются в электронном виде по электронной почте, объемом до 40 000 знаков с пробелами текста, набранного на компьютере 12-м кеглем с одиночным интервалом. 2. Название статьи, фамилия и инициалы автора (заполнить бланк). 3. Фото автора в электронном виде принимается в формате jpg, tiff с разрешением не менее 300 пиксел на дюйм (300 dpi) с минимальным размером 1000х1500. 4. В случае указания автором списка использованной литературы последний должен быть составлен в алфавитном порядке и оформлен в соответствии с требованиями. 5. Ссылки на литературу в статье следует давать по номерам алфавитного списка в квадратных скобках, например [7] или [1—3] и т. д. 6. Рисунки (цветные или черно-белые фотографии, диаграммы, штриховые рисунки, графики и т. п.) принимаются в электронном виде в формате jpg, tiff, eps с разрешением не менее 300 пиксел на дюйм (300 dpi), минимальный размер изображения 1200х2000. 7. Рисунки сопровождаются подписями под рисунками и нумерацией. 8. Таблицы должны сопровождаться названиями и нумерацией. 9. Размерность физических величин и параметров дается в системе СИ. В том случае, если редакционный совет допускает статью к публикации, материал верстается и после отправляется автору для проверки и окончательного утверждения. После выхода в свет номера с его публикацией автор бесплатно получает экземпляр журнала по почте. За размещение на страницах журнала «ГеоИнжиниринг» научных статей и работ, имеющих практическую ценность, плата с авторов не взимается. Статьи принимаются до 31 января. «ГеоИнжиниринг» — профессиональный научно-технический журнал, предназначенный для специалистов нефтяной и газовой промышленности. Миссия журнала «ГеоИнжиниринг» — содействие развитию отечественной науки, процессам разработки, совершенствования и распространения новых технологий, материалов и оборудования, применяемых в нефтегазовой отрасли. Главным критерием отбора материала для публикации служат не только актуальность и профессиональный интерес темы, свежесть представленных идей, но и, прежде всего, научная достоверность. Мы стремимся к тому, чтобы все статьи базировались на фактах и четко сформулированных исходных предпосылках.

Контак ты д ля дополните льной информации

geoinj@bk.ru, 1.inna.magala@gmail.com +7 988 954-07-08, +7 918 332-90-93

www.geoengineering.su


Содержание

Главный редактор Ольга Дроздецкая

Корректор Сабина Бабаева

Заместитель главного редактора Вячеслав Гущин

Допечатная подготовка Препресс-бюро TwinPix

Дизайн и верстка Галина Артюхина

Координатор проекта Ольга Свистак

Фото Николай Ерохин Редколлегия «Геоинжиниринг» Председатель редакционного совета Берлин Марк Абрамович, доктор технических наук, профессор, ученый секретарь, ЗАО «НИПИ «ИнжГео», Краснодар Редакционный совет Шауро Андрей Николаевич, кандидат технических наук, генеральный директор ЗАО «ИнжГео» Овсюченко Николай Иванович, кандидат геолого-минералогических наук, начальник тематической партии ЗАО «НИПИ «ИнжГео» Джемалинский Владимир Константинович, кандидат технических наук, главный специалист ЗАО «НИПИ «ИнжГео» Кошелев Владимир Николаевич, доктор технических наук, научный сотрудник, директор НИИЦ ЗАО «Ресурс Комплект», Краснодар Каневец Георгий Евдокимович, доктор технических наук, профессор, академик, президент академии технологической кибернетики Украинской ССР (с 1992 г. Украины), Харьков, с 1991 г. по н. вр.; президент Международной академии наук, технологий и инжиниринга с 1993 г. по н. вр.; профессор национального технического университета ХПИ (стратегическое управление, теплотехнологии) с 2001 г.

Учредитель

ЗАО «НИПИ «ИНЖГЕО» Юридический адрес: 350038, г. Краснодар, ул. Головатого, 585 тел.: + 7 (861) 279-23-06, 279-81-59 e-mail: Drozdetskaya.oa@injgeo.ru

Певнев Анатолий Кузьмич, доктор технических наук, профессор РАЕН, Институт физики Земли РАН, Москва Имаев Валерий Сулейманович, доктор геолого-минералогических наук, профессор, Институт земной коры, Иркутск Вартумян Георгий Тигранович, доктор технических наук, профессор, Кубанский государственный технологический университет, кафедра нефтегазового промысла, Краснодар Кошелев Алексей Тимофеевич, доктор технических наук, профессор, Кубанский государственный технологический университет, кафедра нефтегазового промысла, Краснодар Запорожец Евгений Петрович, доктор технических наук, профессор, Кубанский государственный технологический университет, кафедра нефтегазового промысла, Краснодар Гуленко Владимир Иванович, доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный университет», завкафедрой геофизических методов поиска и разведки направления «инженерная и морская геофизика», Краснодар Попков Василий Иванович, доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик РАЕН, ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный университет», декан геологического факультета, Краснодар

Новости

6

Аналитика

8 16

к. г-м. н., у ч ен ы й с ек р е та р ь н а у ч н о г о со в е та

сот р уд н ик И н с т и т у та г ео л о гии УН Ц РА Н, Уфа

Сланцевый газ — новый нетрадиционный источник углеводородов

Тираж: 2000

Цена свободная

Промо

20

Три кита NIEDAX GROUP

Персона

Печать:

2

Исмагилов Р. А. Р ес п у б л ики Ба ш ко р то с та н, с та р ш и й н а у ч н ы й

№4 (16) 2012

Типография «Омега-принт» 344082, г. Ростов-на-Дону, ул. М. Горького, 3 Тел. (863) 244-44-42 Любое воспроизведение материалов или их фрагментов возможно только с письменного разрешения редакции. Точка зрения авторов может не совпадать с мнением редакции. Электронную версию журнала и анонсы следующего номера можно посмотреть на сайте: www.geoengineering.su

д. т. н., п р о ф ессо р, З АО « Н И П И « И н ж Г ео », К рас н о д а р

« Г ео л о ги я н ефт и и газа » А ка д ем ии н а у к

ООО «МАГАЛА» Адрес издателя и редакции Краснодар, проезд Репина, 42, оф. 76 тел. 8 988 954 07 08 e-mail: geoinj@bk.ru; 1.inna.magala@gmail.com

ПИ № ФС77-24555 от 31 мая 2006 года. Выдано Федеральной службой по надзору за соблюдением законодательства в сфере массовых коммуникаций и охране культурного наследия.

Берлин М. А. Неудобный попутчик

Издатель

Свидетельство о регистрации

Факты. События. Комментарии

24

Сергеева Н. Евгений Булкин: Человек должен постоянно развиваться


28

Автоматизация и связь

Сергеева Н. Роман Борин: Eсть вещи, которые, кроме меня, никто не сделает

66

ко н с т р у к то р З АО « НПП « РОДН И К », Москва

EM-DATAPROCESSOR 3D: программный комплекс обработки, интерпретации и визуализации данных индуктивной электроразведки

Современные гетерогенные технологические радиосети обмена данными для топливной и электроэнергетики

Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

36

за м ес т и т е л ь г ен ера л ь н о г о д и р ек то ра п о И Т и с п ециа л ь н ы м п р о ек та м, гл а в н ы й

Промо

32

Маргарян С. А.

Гладков Е. А. к. г.-м. н., до ц ен т Ф Г БОУ ВПО « Н И ТПУ », То м с к

Защита от коррозии

74

Притула В. В. д. т. н., п р о ф ессо р, ака д ем ик РА ЕН, со в е т н ик п р е зи д ен та ОАО « ВН И И СТ», М о с к в а

Изменение коллекторских свойств залежей углеводородов под влиянием техногенной трещиноватости

44

Антониади Г. Д. д. т. н., п р о ф ессо р, за в каф е д р о й н ефт егаз о в о г о п р о м ы с л а К у б Г ТУ, К рас н о д а р

АКСАИТ — будущее энергосберегающих установок электрохимзащиты

Материалы и оборудование

78

Карелин А. Н. к. т. н., до ц ен т, Са н к т-П е т ер б у р г с ки й г о с уд а р с т в ен н ы й м о р с ко й т е х н ич ес ки й

52

Савенок О. В.

у н и в ер с и т е т,

к. т. н., до ц ен т, К у б Г ТУ, К рас н о д а р

Са н к т-П е т ер б у р г

Междисциплинарные подходы и возможность их применения при решении задач прогнозирования затруднений при добыче нефти

Исследование особенностей функционирования индикаторных приборов систем радиационной безопасности

Филиппов Е. Ф. к. т. н., до ц ен т А ка д ем ии И МС И Т,

Авербух Г. И. в е д у щ и й и н ж ен ер ОАО « Ви б рато р »,

К рас н о д а р

Са н к т-П е т ер б у р г

Мойса Ю. Н.

Бурдуков А. В.

к. х. н., д и р ек то р ООО « НПО « Хи м б у р н ефт ь »,

и н ж ен ер-с х ем от е х н ик, ОАО « Ви б рато р »,

К рас н о д а р

Са н к т-П е т ер б у р г

Две стратегии управления устойчивостью горных пород при эксплуатационном и поисково-разведочном бурении

Измеритель постоянной времени релаксации объемного заряда углеводородов

Инновации, технологии и тренды

56

86

Кузниченков Ю. Н. Со в е т н ик г ен ера л ь н о г о д и р ек то ра

92

Амосова Е. В. и н ж ен ер ОАО « НПП « Эта л о н », Омск

З АО « НЕОЛ А НТ З а п а д », Са н к т-П е т ер б у р г

СПГ на мировом газовом рынке

Информационные системы и технологии

62

Кощеев В. И. З а м ес т и т е л ь н ач а л ь н ика ко м п л екс н о г о отд е л а

Кропачев Д. Ю. в е д у щ и й и н ж ен ер ОАО « НПП « Эта л о н », Омск

Паздерин Д. С. и н ж ен ер ООО « НПО « Фу н д а м ен тС т р о й А р ко с », Т ю м ен ь

п ер ера б от ки н ефт и и газа, к рас н о д а р

«Инжгео»: семь лет опыта трехмерного проектирования

4

Система мониторинга температур протяженных объектов в вечномерзлых грунтах


ООО «НИДАКС» 125190 Москва, Ленинградский пр., 80, корп. 16, офис 607 тел.: +7 (499) 654-02-32 факс: +7 (499) 654-02-33 e-mail: russia@ctssas.com

кабельные лотки кабель-каналы

полимерные кабельные лотки профили

подвесные системы аксессуары

от немецких и французских производителей5 № 4 (16) 2012


Новости

Россия и Сербия заключили соглашение о поставках газа до 2021 года

3 ноября 2012 года известный российский ученыйнеф­тяник, доктор технических наук, профессор Алексей Тимофеевич Кошелев отметил свое семидесяти­ пятилетие. Алексей Тимофеевич заслуженно считается одним из основателей отечественной школы научных исследований в области ремонтно-изоляционных работ при бурении, освоении и эксплуатации нефтяных скважин. Его вклад в науку невозможно переоценить: на счету Кошелева более 200 патентов, авторских свидетельств на изобретения, брошюр, научных статей, монографий. Помимо этого, Алексей Тимофеевич — талантливый педагог. Как научный руководитель и консультант он подготовил десятки кандидатов и докторов наук. Редакция журнала «ГеоИнжиниринг» поздравляет Алексея Тимофеевича Кошелева с юбилеем и желает крепкого здоровья, творческого долголетия и новых научных достижений.

Президент потребовал ускорить обустройство Чаяндинского месторождения Президент России Владимир Путин поручил главе Газпрома Алексею Миллеру в сжатые сроки начать работы по обустройству Чаяндинского месторождения в Якутии, — сообщил журналистам пресс-секретарь президента Дмитрий Песков по итогам рабочей встречи Путина с Миллером. На встрече с президентом А. Миллер сообщил, что переобу­стройство Чаяндинского месторождения обойдется в 430 млрд рублей, строительство газопровода до Владивостока — в 770 млрд рублей. По словам руководителя Газпрома, этот газопровод может быть введен в строй в 2017 году. Также Миллер отметил, что протяженность магистрального газопровода составит около 3200 км. Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение — базовое месторождение Якутского центра газодобычи. Запасы месторождения по категории С1+С2 составляют 1,24 трлн м3 газа и 68,4 млн тонн нефти и конденсата. 6

pravdaurfo.ru

75 лет Алексею Тимофеевичу Кошелеву

Министры энергетики России и Сербии Александр Новак и Зорана Михайлович заключили в Белграде межгосударственное соглашение о поставках российского природного газа до 2021 года включительно. Договор предусматривает экспорт голубого топлива в Сербию в объеме 5 млрд м3 в год. Министры подписали также протокол, по которому экспорт будет осуществляться при условии погашения Сербией задолженности в сумме около $ 30 млн за газ, поставленный с ноября 2000 года по январь 2001 года, а также около $ 10 млн за период с 1995-го по 2000 год. Задолженность должна быть погашена до конца 2014 года в несколько этапов. На церемонии подписания присутствовал премьер-министр Сербии Ивица Дачич. Комментируя это событие, он заявил следующее: «Вскоре также будет подписано соглашение о стратегическом партнерстве между РФ и Сербией, чему способствует и заключенное сегодня межправительственное соглашение по поставкам природного газа».

Роснефть стала «Компанией года» ОАО «НК «Роснефть» стало «Компанией года» («Бизнес-итоги 2012 года») в номинации «Международные проекты на шельфе Арктических морей». В рамках награждения было отмечено, что, приступив к геологоразведочным работам на арктическом шельфе, Роснефть дала старт практической реализации беспрецедентной по своим масштабам программы освоения Арктики — главного ресурса мировой энергобезопасности на десятилетия вперед. Роснефть для освоения ресурсов российского шельфа объединяет усилия с зарубежными грандами — компаниями ExxonMobil, Eni и Statoil. В частности, совместно с ExxonMobil Роснефть создает Арктический научно-проектный центр шельфовых разработок, который вместе с ведущими исследовательскими институтами и конструкторскими бюро будет заниматься разработкой и внедрением новых технологий для безопасного освоения углеводородных ресурсов Арктики.


gazprom.ru

Новости

Дума поддержала законопроект о способах исчисления экспортных пошлин на нефть

novostink.ru

«Южный поток» начнут строить в декабре Россия и Словения приняли окончательное инвестиционное решение по словенскому участку газопровода «Южный поток». Соответствующее соглашение было подписано в подмосковных Горках во время рабочего визита в РФ премьер-министра Словении Янеза Янши. Со стороны РФ присутствовал глава Газпрома Алексей Миллер, со словенской — представители компании «Плиноводы». Одновременно Газпром и словенская компания «Комита» согласовали учредительные документы совместного предприятия «Южный поток телеком АГ». Проект предполагает прокладку оптоволоконных кабелей вдоль сухопутной части нового газопровода. Напомним, что в целях диверсификации путей экспорта природного газа Газпром реализует проект строительства газопровода через Черное море в страны Южной и Центральной Европы — «Южный поток». Ожидаемая производительность морского участка газопровода составит 63 млрд м3 в год. По словам А. Миллера, строительство морского участка «Южного потока» начнется 7 декабря 2012 года.

Ирак доведет нефтедобычу до 12 млн баррелей в сутки Ирак намерен инвестировать $ 150 млрд в проекты, призванные увеличить мощности по добыче нефти. Согласно расчетам правительства, это позволит извлекать из недр до 12 млн баррелей черного золота в сутки. «Ирак способен нарастить добычу до уровня 9 млн баррелей к 2018 году, однако я рассчитываю, что мы преодолеем планку в 12 млн баррелей в сутки благодаря огромному потенциалу наших нефтяных месторождений, — сказал министр нефти Ирака Абдул Карем Люйаби во время прессконференции в Абу-Даби. — Если мы сумеем достигнуть такого уровня добычи, то сможем привлечь инвестиции в размере $ 130—150 млрд». «$ 100—110 за баррель — приемлемая цена для большинства стран-экспортеров при условии, что в бюджете страны заложена цена на уровне $ 90», — также заявил Люйаби. В настоящий момент Ирак производит порядка 3,25 млн баррелей в сутки и способен повысить добычу до 3,4 млн баррелей в 2013 году. К концу 2013 года эксперты прогнозируют рост добычи до 3,5 млн баррелей.

Госдума приняла в первом чтении законопроект, изменяющий способ исчисления экспортных пошлин на нефть. Изменения предлагается внести в федеральный закон «О таможенном тарифе». Проектом закона, в частности, предполагается, что установление общей ставки вывозной таможенной пошлины на нефть будет производиться на основании формулы, утверждаемой правительством РФ. По данным финансово-экономического обоснования к законопроекту, большинство новых проектов разработки месторождений характеризуется большой удаленностью от существующей инфраструктуры, а в большинстве случаев — более суровыми климатическими условиями и сложной геологией. В результате средние капитальные затраты превышают аналогичные затраты на действующих месторождениях на 25—40 %, операционные затраты — на 40—60 %, транспортные — до 50 %. При действующей налоговой системе большинство таких проектов экономически нерентабельно, — говорится в документе. Таким образом, применение пониженных ставок экспортных пошлин позволит ввести в эксплуатацию дополнительные месторождения нефти.

Иран будет искать нефть в Персидском заливе Иранская Offshore Oil Company заключила контракт на проведение поисково-разведочных работ на нефть в Персидском заливе. Сумма контракта — $ 30 млн, — сообщил управляющий директор компании Махмуд Зиракчианзаде. В рамках проекта в Персидском заливе будут проведены сейсморазведочные работы на площади 1700 км2. Также планируется пробурить 12 разведочных скважин на совместных нефтяных месторождениях в заливе. Ранее Махмуд Зиракчианзаде заявил, что Иран готов к подписанию новых нефтегазовых контрактов с различными компаниями на сумму $ 14 млрд. «Контракты практически готовы, и скоро работа над ними полностью завершится», — сказал он. Указанные контракты включают планы развития месторождений Farzad A & B, Soroush, Kharg, Esfandiar, Alfa, Tousan и некоторых других. Сейчас в сутки в Иране добывается около 600 млн м3 газа, и, по прогнозам, эта цифра увеличится до 1,2 млрд м3 в будущем. По данным Национальной газовой компании Ирана, запасы нефти в стране составляют 10 %, а газа — 16 % от общемировых. № 4 (16) 2012

7


shutterstock.com

Аналитика

НЕУДОБНЫЙ ПОПУТЧИК 8


Неудобный попутчик

Нефтяные и природные га зы, добываемы�� из не др Зем ли, пре дс тавляют собой смесь лег ких углеводородов метанового ряд а: метана, этана, пропана, бу танов, в небольших количес тва х пентанов и с ле дов г екс ана. В некоторых га за х наряду с углеводород ами мог у т содерж атьс я г е лий, а зот, диокси д у глерод а, сероводород и дру г ие не у глеводородные компоненты. В общем об ъеме добываемого га за больша я час ть приходитс я н а ме тан, который использу е тс я к ак коте льное — печное и бытовое — топ ливо. Рес у рсов этана, пропана, бу танов и более тя ж е лых у глеводородов — сырьевой основы промыш леннос ти органического синтеза — значите льно меньше. Поэтому все нефтега зодобывающие с траны большое значение прид ают рациона льному использова нию этих у глеводородов.

Берлин М. А. д. т. н., п р о ф ессо р, ЗАО « Н ИПИ « Ин ж Г ео », К рас н о д а р

К

ак относятся в США и России к ПНГ (попутный нефтяной газ) и ПГ (природный газ), основным источникам ценнейшего сырья для нефтегазохимии (этан, пропан, бутаны), можно судить по следующим фактам: 1. В России не менее 50 % ПНГ сжигается на факелах. При этом перерабатывается всего 25—26 % [1], а сгорает минимум 9 млн т ШФЛУ. В США закон не разрешает терять более 3 % ПНГ. И этот закон неукоснительно исполняется, иначе законсервируют промысел. Остальной газ, как правило, перерабатывается [2]. 2. В России перерабатывается всего 7,5 % добываемого ПГ, а в США в 2005 году переработано около 90 % ПГ. На этом Россия теряет еще порядка 19—20 млн т ШФЛУ в год. 3. В России сейчас действует всего 26 ГПЗ. А в США количество ГПЗ и газобензиновых установок на 1 января 2006 года составляло 556. При этом надо отметить, что в США преобладают небольшие установки неглубокой переработки газа непосредственно на месторождениях, готовящих газ к транспортированию на крупные ГПЗ для последующей квалифицированной переработки [3]. 4. В России в последние годы из ПГ и ПНГ извлекают 0,4 млн т этана, а в США — 9 млн т в год [4]. Об отношении в США к этану, самому ценному сырью для получения этилена, из которого производят пластические массы, оксид этилена, ПАВы и многие другие химические продукты и полупродукты, а также к другим компонентам ПГ и ПНГ красноречиво свидетельствует тот факт, что еще в 1977 году был построен трубопровод протяженностью 3000 км, предназначенный для транспортирования этана, этилена, пропана и бутанов из западных районов Канады в США. Кроме того, в США и Канаде построена сеть крупных продуктопроводных систем для транспортировки этана [5, 6]. Этан является самым эффективным сырьем для получения этилена, так как при получении из него этилена не образуется никаких побочных продуктов.

По объему производства и структуре потребления этилена определяют уровень развития промышленности органического синтеза в стране. Использование этана позволяет существенно уменьшить капитальные вложения в производство этилена и сократить сроки строительства химических и нефтехимических производств с законченным технологическим циклом (этилен — полиэтилен, этилен — этиловый спирт и т. д.), так как при пиролизе этана обеспечивается минимальный выход побочных продуктов, для утилизации которых требуются большие капитальные вложения (выход этилена из этана 70 %, из бензина 27 %, из вакуумного газойля 15 %). На ГПЗ из нефтяных и природных газов получают большое количество пропана — в США около 65 % пропана вырабатывают на газоперерабатывающих заводах. В чистом виде или в смеси с бутаном пропан используют в качестве нефтехимического (пиролизного) сырья, коммунальнобытового и моторного топлива, для огневой культивации почвы, сушки сельскохозяйственной продукции и других целей. Кроме этана и пропана, из нефтяных и природных газов извлекают н-бутан, изобутан, н-пентан и изо-пентан,

Этан является самым эффективным сырьем для получения этилена, так как при получении из него этилена не образуется никаких побочных продуктов.

которые используют для производства синтетического каучука, коммунально-бытового и моторного топлива. Высокая эффективность использования этана, пропана и других гомологов метана длительное время стимулирует развитие добычи и производства этого сырья в США, Канаде и других странах. № 4 (16) 2012

9


Аналитика

Слюсарь Ю. Б. н ач а л ь н и к отд е л а н ефт ега з о в о г о о б о р удо в а н и я ОАО « ЗВЕЗДАЭ Н ЕРГЕТИКА »:

— Нерациональное использование попутного газа в России — проблема, давно обсуждаемая и до сих пор решаемая частично ввиду «узких» мест в нормативной базе, которая ныне не запрещает сжигание нефтяного газа в факелах; нерациональной налоговой политики; несовершенства лицензионных соглашений, в рамках которых достижение установленного уровня использования ПНГ сопряжено со значительными капитальными затратами в связи с тем, что в сложившейся экономической ситуации предприятия не могут обеспечить строительство объектов транспортировки на газоперерабатывающие заводы; недостоверного учета извлекаемых и оставляемых в недрах запасов со стороны недропользователей; отсутствия технического регламента по сжиганию ПНГ. Чтобы изменить ситуацию, можно использовать метод кнута и пряника. С одной стороны, ограничивать права на добычу нефти, вводить экономические санкции за выбросы (сжигание) ПНГ. С другой — снижать фискальные изъятия на добычу нефти при условии полезного использования ПНГ как сопутствующего полезного ископаемого, применять прямое стимулирование проектов по утилизации ПНГ.

В перспективе актуальность комплексного подхода к использованию ресурсов нефтяных и природных газов возрастет, так как увеличение производства моторных топлив и нефтехимического сырья будет обеспечиваться в основном за счет увеличения мощностей вторичных процессов переработки нефти (каталитического крекинга и др.), для строительства которых требуются большие капитальные вложения. Поэтому в США, например, где имеются крупные запасы различных минерально-сырьевых ресурсов, нефтяной и природный газ длительное время был и остается одним из основных источников производства легкого углеводородного сырья и других сырьевых продуктов. Природный и нефтяной газ — это не только топливо и сырье для производства этана, пропана и других гомологов метана. При очистке и переработке газа получают большие количества дешевой серы, гелия и других неорганических продуктов, необходимых для развития ряда отраслей народного хозяйства. Канада благодаря наличию крупных мощностей по переработке сероводородсодержащих природных газов занимает второе место в мире по производству серы. По производству гелия — одного из важнейших и перспективных продуктов — первое место занимают США. Гелий используется в ракетно-космической технике; в контролируемых атмосферах,

В последнее время довольно быстрыми темпами развивае тся процесс сжижения и транспорта спг водным пу тем, что де лае т его дост упным практически для любой страны мира

в искусственных дыхательных смесях, в атомной энергетике, научных исследованиях, сварке в атмосфере инертного газа, в криогенной технике и других областях. В последнее время довольно быстрыми темпами развивается процесс сжижения и транспорта СПГ 10

(сжиженного природного газа) водным путем, что делает его доступным практически для любой страны мира. Это вызовет рост спроса на ПГ. Аналитики предсказывают, например, что в ближайшее время рост импорта СПГ в США увеличится в 2—3 раза. Все это свидетельствует о том, что минеральносырьевые ресурсы нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений являются крупным национальным богатством, рациональное использование которых зависит, в частности, от наличия мощностей по переработке нефтяных и природных газов. В США и в других странах современные заводы работают по технологии НТК с применением этанового холодильного цикла, дроссельных и детандерных узлов. В последние годы наблюдается тенденция к увеличению единичных мощностей технологических линий и газоперерабатывающих заводов. На новых ГПЗ строят комбинированные установки, на которых совмещается несколько технологических процессов, необходимых для переработки газа (есть заводы, где все основные технологические процессы совмещены в одном блоке). При наличии высокопроизводительного и надежного компрессорного, теплообменного и другого оборудования заводы проектируют так, что каждая технологическая линия имеет один компрессор, один теплообменник, один турбодетандер и т. д. В США и Канаде мощность одной технологической линии по газу составляет 4 млрд м3 в год. При таком подходе к проектированию уменьшаются капитальные вложения, упрощается обслуживание и повышается надежность работы газоперерабатывающих заводов. Можно сколь угодно долго говорить, что надо извлекать побольше этана, пропана, бутанов, что это наилучшее готовое сырье для нефтехимии, но в России нужно прежде всего решить вопрос, из чего извлекать, ведь самый лучший способ использования углеводородных газов на сегодняшний день — сжигать ПНГ и получать электроэнергию или закачать ПНГ обратно в пласт и т. д. Никто не ставит вопрос: сначала переработайте квалифицированно ПНГ и ПГ, получите ценнейшие продукты, а с оставшимся сухим газом делайте, что хотите: закачивайте в пласт, сжигайте на мини-электростанциях и так далее.


elektrosvit.ru

Неудобный попутчик

Газоперерабатывающий завод, Республика Коми

Никто не хочет понять, что все методы использования газа без его предварительной переработки не исключают потери ценнейших продуктов, сырья для нефтехимии. Говорят, что перерабатывать ПНГ дорого. Это как посмотреть. А терять каждый год $ 35 млрд из-за сгорания ПНГ на факелах и 92,5 % ПГ без переработки — это дешево. И это стоимость только сгоревшего сырья, ШФЛУ. А ведь экономически развитые страны используют до 99 % нефтяных газов. Во всем мире работают почти 2000 ГПЗ и установок, перерабатывающих за сутки (!) свыше 4 млрд м 3 ПНГ. То есть наши 60 млрд м3 ПНГ эти заводы переработали бы за 15 дней. Это означает, что России нужно 60 ГПЗ мощностью по сырью 1 млрд м 3/год. В США, где действуют 579

Во всем мире работают почти 2000 ГПЗ и установок, перерабатывающих за сутки (!) свыше 4 млрд м 3 ПНГ. То есть наши 60 млрд м 3 ПНГ эти заводы переработали бы за 15 дней ГПЗ, из 500 млрд м 3 попутного и природного газа ежегодно получают 80 млн тонн этана, пропана, бутанов и газового бензина. И всем им это выгодно. А мы чем хуже? Продолжим разговор об экономической выгоде. В России ежегодно, по нашим заниженным подсчетам, сгорает порядка 30 млн т ШФЛУ. Прямые потери № 4 (16) 2012

11


Аналитика

— Наша компания сосредоточивает усилия на участии в проектах, направленных на рациональную утилизацию попутного газа. Оптимальные технологии утилизации попутного газа становятся все более востребованными и актуальными для недропользователей, стремящихся выполнить ужесточающиеся требования действующего законодательства.

Симанов Е. Г. д и р ек то р п р о ек то в п о у т и л и з а ц и и П Н Г ООО « МРК-Ин ж и н и р и н г»

Процесс можно ускорить, если на законодательном государственном уровне принять комплекс мер, позволяющих стимулировать рациональное использование попутного нефтяного газа: льготные ставки по налогам на период окупаемости проекта; индивидуальный дифференцированный подход к недропользователям, с учетом особенностей каждого месторождения; максимальное вовлечение в проекты всех заинтересованных сторон для обсуждения оптимальных путей решения данной проблематики; более широкое применение нефтяными компаниями при проведении тендерных процедур EPC-контрактинга, достаточно распространенного в мировой практике.

от сжигания ценнейшего сырья составляют примерно $ 35 млрд. К этому можно прибавить стоимость продуктов, которые можно из этого сырья получить. По мере углубления химической переработки газа происходит стремительное нарастание цен на получаемые химические продукты. Анализ ценовых характеристик ПНГ и ПГ, извлекаемых из них индивидуальных углеводородов, первичных газохимических полупродуктов и мономеров, а также получаемых из них полимеров и химических продуктов свидетельствует о стремительном наращивании цен на продукцию по мере углубления химической переработки газа. Так, если соотношение цены исходного газа и цены индивидуальных углеводородов и синтезируемого из метана метанола составляет 1:2, соотношение цены газа и полиэтилена (полипропилена), получаемых из индивидуальных углеводородов, — 1:10, то соотношение цены газа в таких продуктах газохимии, как полиацеталий, поливинилацетат, полимерметакрылат, поликарбонат и другие специальные пластмассы и химикаты, находится в диапазоне 1:20—1:40 [8]. Такой подробный экономический анализ сделан для того, чтобы показать всем сомневающимся, что газопереработка и ПНГ, и ПГ очень выгодна и что за те $ 100 млрд с учетом стоимости конечных продуктов переработки газа (это не максимальная цифра), которые мы ежегодно теряем, сжигая значительные объемы ПНГ и не перерабатывая ПГ, можно построить не ГПЗ, а дворцы для переработки газа. Поэтому

за д ача нефтяников и газовиков — погаси т ь газовые факе лы и достойно подготовиться к освоению запасов Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также новых месторождений Западной Сибири и других регионов России будет правильно, если нефтегазохимики будут тоже вкладываться в газопереработку, в первую очередь в переработку ПНГ. Или надо поднять цены на ПНГ, чтобы он стал рентабельным. В государственном масштабе это себя окупит. 12

А если к этому прибавить экспорт гелия, глубокую переработку более жирного природного газа Восточной Сибири, Якутии и Сахалинского шельфа, то картина станет еще более яркой. Кстати, мощные газовые месторождения Северо-Западной Сибири истощаются, придется бурить глубже, а чем глубже бурение, тем больше тяжелых компонентов в ПГ. А это значит, что его обязательно нужно перерабатывать. В регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока в последней четверти ХХ века открыты запасы ПГ порядка 5 трлн м 3. Это в переводе на нефть новый Самотлор. Созданной сырьевой базы достаточно для формирования новых центров газодобычи. Их будет четыре: Сахалинский шельф, Иркутский, Красноярский и Якутский. В каждом центре газодобычи планируется построить газоперерабатывающие заводы. При этом следует обратить особое внимание на защиту высококачественного газогелиевого сырья Восточной Сибири, в состав которого входит ценнейший компонент — гелий — в аномально большом количестве: до 1 и более процентов. Учитывая ожидаемое к 2015—2020 годам истощение гелийсодержащих месторождений США — главного поставщика гелия на мировой рынок в настоящее время, — можно утверждать, что Восточная Сибирь станет единственным регионом, способным удовлетворить растущие мировые потребности в гелии. Сейчас Россия располагает 30 % мировых запасов гелия. Как видим, перспективы роста сырьевой базы для ГПЗ огромны. И задача нефтяников и газовиков — погасить газовые факелы и достойно подготовиться к освоению запасов Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также новых месторождений Западной Сибири и других регионов России. Поэтому первейшая задача — в кратчайшие 3—5 лет довести использование ПНГ до 97 %, а еще через 3—4 года довести до 97 % переработку газа. Это реальные сроки. Нужно обеспечить полное извлечение этана и гелия из ПГ и ПНГ. Все строящиеся и реконструируемые заводы должны извлекать этан и гелий (где он имеется). Необходимо освоить и внедрить процессы, позволяющие использовать низконапорный природный газ (в частности, получая из него моторное топливо),


gazprom.ru

Неудобный попутчик

Потенциал Дальнего Востока и Восточной Сибири

а также внедрять процессы «газ в жидкость», которые в России сейчас находятся в стадии опытноконструкторских разработок. Нужно освоить и внедрить технологии крупномасштабного сжижения природного газа и получения гелия. Стратегия в переработке ПНГ и ПГ может быть только одна: ни один м 3 газа не должен сжигаться нигде — ни на электростанциях, ни на собственные нужды — без предварительной квалифицированной переработки на ГПЗ. Другого не дано. Нужно в корне пересмотреть подход к проектированию ГПЗ: должен быть разработан типоразмерный ряд ГПЗ в блочном и блочно-комплектном исполнении, которые в случае истощения промысла могут быть разобраны и перевезены на новые промыслы

Стратегия в переработке ПНГ и ПГ може т быть только одна: ни один м 3 газа не должен сжигаться нигде — ни на электростанциях, ни на собственные нужды — без предварительной квалифицированной переработки на ГПЗ и там быстро собраны. Нужно отказаться от гигантомании: может быть сделать типовой 500 миллионный блок. Для переработки ПГ необходимо создать типовые газоперерабатывающие блоки большой мощности (5—6 млрд м 3 в год). № 4 (16) 2012

13


gazprom.ru

Аналитика

Добыча газа из ачимовских залежей Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения на газоконденсатном промысле № 22

Не надо гнаться за крупными и очень крупными ГПЗ. Должна быть разработана государственная программа развития нефтехимии параллельно с развитием ее сырьевой базы Нужно разработать типоразмерный ряд блочно-модульных малогабаритных установок для переработки ПНГ непосредственно на промыслах, если это технически и экономически обосновано. Не надо гнаться за крупными и очень крупными ГПЗ. Должна быть разработана государственная программа развития нефтехимии параллельно с развитием ее сырьевой базы. 14

Надо, наконец, понять, что топливом может являться сухой газ, метан. Из ПНГ могут быть получены: дизельное топливо, синтетическая нефть, нафта, парафин, альфа олефины. Переработка ПНГ в бензин по технологии MTG (methanol to gasoline), конверсия ПНГ с получением высокооктанового бензина через одностадийный промежуточный синтез метанола на контактной основе — это, кроме всего прочего, вклад в экологию. Поэтому должны быстро разрабатываться и внедряться новые процессы переработки углеводородных газов: 1. Процесс преобразования природного газа (в первую очередь низконапорный ПГ) в высококачественные, бессернистые моторные топлива и другие, более тяжелые углеводородные продукты.


gazprom.ru

Неудобный попутчик

Газоконденсатный промысел № 22 Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения

2. Синтез метанола — получение высококачественного метанола из углеводородных газов путем каталитической конверсии с водяным паром. 3. Переработка ПНГ в бензин по технологии «газ в жидкость» (mtg), а также получение из ПНГ высококачественного дизтоплива, синтетической нефти, нафты, парафина, альфа-олефинов и других ценных продуктов. Пока большинство этих технологий у нас находится в опытно-конструкторской стадии разработки. Но, кажется, сейчас, с развитием Тобольского химкомплекса, лед тронулся. ПНГ Западной Сибири вскоре приобретет хорошего потребителя и будет превращаться не в дым над тайгой, а в пластмассы, каучук и другие нужные продукты. С другой стороны, реально будут внедряться технологии получения метанола, синтетической нефти, а затем и другие новые технологии переработки и ПНГ, и ПГ. Инициатива Роснефти в этом направлении, очевидно, получит развитие. Уже есть первые звездочки на этом небосклоне. Новомосковский институт азотной промышленности начал производить установки для получения из газа метанола. Работает первая в России опытно-промышленная установка по получению метанола из ПГ на Юрхаровском ГКМ в Западной Сибири. Если будет такой подход к использованию ПНГ и ПГ, то ПНГ перестанет быть навязчивым, неудобным

попутчиком для нефтяников, а станет попутчиком желанным.

Список использованных источников и литературы 1. ЗАО Издательский дом «Трибуна» http:// www. tribuna.ru/2008/07/10/article 3335/ 2. РБК. Исследование рынков http://www.marketing. rbc.ru/news_/14/01/2009/562949954268576,shtmt 3. Независимый ежедневный деловой журнал «Мировая энергетика», № 11, 2007. Г. Алексеев, А. Сафонов. Четыре источника и четыре составные части газовой программы. 4. Журнал «Профиль», № 21 от 02.06.2008. Сергей Правосудов. Неидеальный газ. 5. Oilweek, 1977, vol. 28, № 40, p. 10—11. 6. Ghem.Eng., 1977, vol. 84, р. 63—65. 7. Перспектива производства и потребления серы в зарубежных странах. Научно-технический обзор.— М.: НИИТЭхим, 1980. — С. 32. 8. Сайт аналитического портала химической промышленности http://www.newchemistry.ru/letter. php?_id=3637 «Наступит ли эра этана в России?» 9. Тюменский государственный нефтегазовый университет, Л. В. Важенина. Попутный нефтяной газ: опыт и перспективы переработки. — 2008. № 4 (16) 2012

15


Аналитика

СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ — НОВЫЙ НЕТРАДИЦИОННЫЙ ИСТОЧНИК УГЛЕВОДОРОДОВ Современный рынок мировой энерг е тики пере ж ива е т к а рдин а льные изменения, связанные с нача лом промыш ленной добычи с ланцевого га за. Еще совсем не д авно счита лось, что так а я добыча невозможна, но ра звитие технолог ий, в первую очере дь в США, позволило опроверг ну ть это заб лу ж дение.

Исмагилов Р. А. к. г.-м. н., у ч ен ы й с ек р е та р ь н а у ч н о г о со в е та « Г ео л о г и я н ефт и и га з а » А к а д ем и и н а у к Р ес п у б л и к и Б а ш ко р то с та н, с та р ш и й н а у ч н ы й сот р уд н и к И н с т и т у та г ео л о г и и УН Ц РАН, Уфа

В

марте 2011 года статистическое агентство при Министерстве энергетики США Energy Information Administration (EIA) оценило запасы сланцевого газа в 32 странах мира. EIA не включил в отчет запасы сланцевого газа России, где много традиционного газа, а так же страны Ближнего Востока, богатые углеводородами. Это исследование не учитывало и запасы угольного метана. Общемировые извлекаемые запасы традиционного и нетрадиционного газа в мире составили, по расчетам EIA, 640 трлн м 3 , из которых 40 % (256 трлн м 3) приходится на сланцевый газ [1]. Что такое сланцевый газ? Это природный газ, добывающийся из широко распространенных в мире осадочных, глинистых, газоносных сланцевых пород, минералы в которых располагаются параллельными слоями. По составу сланец — это смесь минеральной породы — кварца или полевого шпата — с органическим веществом, смолами. Доля органического вещества в породе колеблется от 10 до 65 %. Сланцевый газ состоит преимущественно из метана с примесями сероводорода, углекислого газа, азота, водорода и гелия. С древности сланцы использовались как горючее, особенно там, где с более качественным топливом были проблемы. Теперь же сланцевую «искусственную нефть» и газ все чаще называют прямыми конкурентами традиционным углеводородам.

16

В России работы по созданию сланцедобывающих рудников были начаты в 1916 году в Эстляндской губернии. Позднее рудники появились и в соседней Петроградской губернии. В дальнейшем свыше 70 % сланцев стало использоваться как топливо. С помощью термической переработки из них получали смолу, бензин и горючие газы. Кстати, первоначально все газовые плиты Ленинграда снабжались именно сланцевым газом, который поступал по трубопроводу из эстонского Кохтла-Ярве. Из сланца получали лакокрасочные растворители, синтетические смолы, шпалопропиточное масло, дорожный битум и многое другое. В США первая коммерческая газовая скважина в сланцевых пластах была пробурена на месторождении Барнет в 1821 году на глубину 750 м. Там был получен суточный дебит 3000 м3/сут. Вильям Харт считается в США «отцом природного газа». А Джордж П. Митчелл и Том Л. Уорд инициировали масштабное производство сланцевого газа [2]. В 2002 году компания Devon Energy впервые пробурила горизонтальную скважину на месторождении Barnett Shale. В ходе эксперимента в сланцевые пласты под большим давлением нагнетали воду в смеси с песком и химическими реагентами — проводили так называемый фрекинг (рис. 1). Газа при этом оказалось так много, что сразу стало возможным говорить о масштабном производстве [3]. Благодаря резкому росту добычи газа в 2009 году США стали мировым лидером в этой области (745,3 млрд м3, причем более 40 % приходилось на


Сланцевый газ — новый нетрадиционный источник углеводородов

Таблица 1. Запасы

Страна

сланцевого газа для 32 стран на 2011 год

Запасы, трлн м3

Страна

Запасы, трлн м3

Страна

Запасы, трлн м3

Китай

36,7

Франция

5,1

Великобритания

0,566

США

24,4

Норвегия

2,4

Колумбия

0,538

Аргентина

21,9

Чили

1,8

Тунис

0,510

Мексика

19,3

Индия

1,8

Нидерланды

0,481

Южная Африка

13,7

Парагвай

1,8

Турция

0,425

Австралия

11,2

Пакистан

1,4

Марокко

0,312

Канада

10,9

Боливия

1,4

Венесуэла

0,312

Ливия

8,2

Украина

1,2

Германия

0,227

Алжир

6,5

Швеция

1,2

Западная Сахара

0,198

Бразилия

6,4

Дания

0,651

Литва

0,113

Польша

5,3

Уругвай

0,595

Источник: EIA

нетрадиционные источники — метан из угольных пластов и сланцевый газ). В первом полугодии 2010 года крупнейшие мировые топливные компании потратили $ 21 млрд на активы, связанные с добычей сланцевого газа.

В то же время стало ясно, что из сланцев подобным же способом можно добывать и нефть. С той лишь разницей, что горизонтальную трубу следует опускать глубже — там, где сланцы насыщены более тяжелыми, нежели метан, конденсатом и, собственно, № 4 (16) 2012

17


Аналитика

Рисунок 1.

Буровая установка 1

Труба/скважина

Метан угольных пластов Природный газ Нефть

Горная порода 2

3

Газ плотных песчаных коллекторов 5

6

Богатые газом сланцевые пласты

Источник: EIA Технология добычи сланцевого газа: 1. Пробуривается вертикальная скважина 2. Бур отклоняется от вертикали 3. Пробуривается горизонтальная скважина 4. Под давлением в скважину поступает смесь песка, воды и химикатов 5. Происходит гидроразрыв пласта 6. Газ собирается в трубу

Прогноз добычи сланцевого газа в США (млрд3 фунтов / день) 25 20 15 10 5 0 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Источник: Wood Mackenzie, 2010

примерные запасы сланцевого газа в мире 3,161 %

13,140 % Северная Америка

13,140 %

Южная Америка

Западная Европа

0,242 %

Центральная и Восточная Европа

3,894 %

16,301 %

Австралия

21,897 %

Китай и Центральная Азия Источник: Halliburton, 2010

18

Бывшие страны СНГ

1,702 %

Суб-Сахарная Африка

15,817 %

Ближний Восток и Северная Африка

нефтью. Существует также и традиционная методика добычи сланцевой нефти, когда сланцы сначала добывают из-под земли, а потом перерабатывают или сжигают. Добыча сланцевой нефти экономически выгодна при ценах на нефть выше $ 60 за баррель, но по мере совершенствования технологии нефтедобычи себестоимость сланцевой нефти может падать. Некоторые результаты нефтедобычи из сланцев уже имеются: в 2008 году США импортировали нефти примерно на $ 259 млрд, а в 2010-м — уже на $ 181 млрд. Сейчас наиболее ярким примером является месторождение Баккен, расположенное в штатах Монтана, Вайоминг и Северная Дакота. Еще несколько лет назад запасы нефти там оценивались в 150 млн баррелей, но по мере уточнения и разведки объем достиг размеров в 11 млрд баррелей. Слой нефтесодержащих сланцев в Баккене находится на глубине 3 км, достигает 40 м в толщину и, по наиболее оптимистичным прогнозам, сможет выдавать 700 000 баррелей в сутки [1]. Сегодня американские эксперты говорят о том, что запасы сланцевых углеводородов в США в пять раз больше, чем в Саудовской Аравии. Поэтому в 2011 году американские компании инвестировали $ 25 млрд в 5000 новых горизонтальных скважин для добычи сланцевой нефти. Запасы сланцевого газа в США достигают 24,4 трлн м3, что составляет примерно 34 % от всех запасов природного газа в Соединенных Штатах (72 трлн м3). Горючие сланцы имеются в 42 штатах из 50, залегают на глубине около 2 км. Но интерес к сланцевым углеводородам проявляют не только США. Полученные в США позитивные результаты добычи сланцевого газа стимулировали многие страны Европы и Азии на разработку аналогичных программ. Европейские ресурсы сланцевого газа потенциально способны перестроить структуру снабжения континента энергоносителями. К примеру, в настоящее время польское правительство оказывает существенную поддержку газосланцевой добыче в стране: выдано 86 лицензий на проведение разведочных геологических исследований и добычу сланцевого газа нескольким крупным международным нефтяным и газовым компаниям, а также небольшим независимым компаниям, владеющим технологией ГРП. Некоторые компании, в частности ExxonMobil и Chevron, сейчас приобретают землю в Европе для разработки месторождения сланцевого газа. По мнению экспертов, Польша станет крупнейшим европейским производителем нетрадиционного природного газа и сможет не только полностью обеспечить потребности своего внутреннего рынка, но и стать экспортером этого вида сырья [1, 4]. Основные запасы сланцевого газа в Польше сосредоточены в трех бассейнах: Балтийском (технически извлекаемые запасы сланцевого газа составляют 3,65 трлн м3), Люблинском (1,25 трлн м3), Подлясье (0,40 трлн м3). Суммарные запасы Польши составляют 5,3 трлн м3. В Китае запасы сланцевого газа составляют 36,7 трлн м3, что в 12 раз превышает запасы газа традиционного.


Сланцевый газ — новый нетрадиционный источник углеводородов

Каким же может быть научное объяснение этого феномена? Следует отметить, что он полностью согласуется с положениями созданной башкирскими учеными теории шарьяжно-надвигового строения литосферы Земли [5—9]. Глины, как известно, имеют преимущественно глубоководное происхождение и отлагаются в застойных водах, там, где отсутствуют быстрые течения. Это обычно зона дефицита кислорода, поэтому углерод органических остатков, скапливающихся на дне водоема, не окисляется, а восстанавливается водородом с образованием метана и его гомологов. Однако добывать метан из глины невозможно, поскольку она не обладает проницаемостью. С древних времен днища искусственных водоемов выстилали глиной, и вода в них сохранялась. Для того чтобы глина превратилась в глинистые сланцы, необходимы тектонические движения сжатия земной коры, обеспечивающие шарьяжеобразование и сопутствующие ему дислокации скольжения, складчатости и рассланцевания. Это ведет к образованию массы мелких линзовидных пустот, заполненных углеводородами, находящимися в условиях высокого давления. Мелкие линзовидные скопления нефти известны в глинистых сланцах баженовской свиты юры Западной Сибири. Изучавшие их А. А. Трофимук и Н. П. Запивалов назвали эти микрозалежи пузырями. Большое множество их хаотически разбросано в массе сланцев и находится, как отмечалось, в условиях высоких давлений. Последние обеспечиваются как весом вышележащих пород, так и силами горизонтального тектонического сжатия. При бурении скважин и гидроразрыве в породе создается контрастная обстановка резкого перепада давлений, к зоне низких значений которых устремляются газы и флюиды, поступающие затем в скважину. Сланцевый газ по характеру залегания существенно отличается от традиционных скоплений его в поровых и трещинных коллекторах. Обычные залежи углеводородов являются водоплавающими, связанными с энергией пластовых вод. Благодаря меньшему удельному весу нефть и газ в них заполняют антиклинальные ловушки и положительные формы подземного рельефа. В отличие от классических месторождений, в сланцах газовые пузыри непосредственно не связаны между собой и с подстилающими пластовыми водами. По этой причине газ в глинистых сланцах может содержаться в любых структурных формах (антиклиналях, синклиналях, моноклиналях и т. д.), а в скважину поступает не под напором пластовых вод, а под давлением силы сжатия. Крупнейший сланцевый бассейн известен на Башкирском Урале — это Зилаирский синклинорий. Здесь мощность сланцевых пород венлока (силур) в разрезе р. Белой достигает 600 м, а в скважине № 1 Уралтау мощность силурийских сланцев превышает 4000 м. В северной части Зилаирского синклинория среди отложений девона известны горючие сланцы доманика, толщина которых достигает 40—50 м. Много

сланцев в породах зилаирской серии, относящихся к фаменскому ярусу верхнего девона. Скважины, пробуренные в центральной зоне Зилаирского синклинория, не вышли из нее при глубине до 5 км. При этом во многих скважинах при бурении в зилаирской серии были установлены значительные газопроявления [10]. В скважине № 1 Асташской площади первоначальный суточный дебит составлял 10 000 м3/сут., а в скважине № 2 той же площади при разбуривании известняков нижнего карбона первоначальный дебит составил 300 000 м 3 /сут. Газопроявления различной степени интенсивности наблюдались и в других скважинах, пробуренных в Зилаирском синклинории. В процессе бурения скважины № 12 Мурадымовской площади газ выделялся из черных глинистых сланцев среднего карбона, имеющих здесь значительную мощность [11]. Сланцы палеозойского возраста широко распространены в южной части Предуральского прогиба. Сланцевые толщи известны в отложениях девона платформенной части республики, а также в скважинах и естественных разрезах рифея и венда как равнинной, так и горной областей республики. Специальные работы, посвященные проблеме добычи газа из сланцев, к сожалению, у нас не ведутся. Между тем Башкортостан с 1932 г., после открытия Ишимбайского нефтяного месторождения, является благодатным объектом и пионером многих новых успешных начинаний в нашей стране. Научное обеспечение и этой проблемы могло бы быть осуществлено геологами-нефтяниками Академии наук Республики Башкортостан.

Список использованных источников и литературы 1. http://www.ng.ru/energy/2011-11-08/12_revolution. html 2. http://ru.wikipedia.org/wiki 3. http://www.spbvedomosti//.ru 4. http://www.itar-tass.com/c43/439770.html 5. Камалетдинов М. А. К вопросу о покровной тектонике Урала в свете новых данных // Геотектоника. — 1965, № 1. 6. Камалетдинов М. А. Покровные структуры Урала. — М.: Наука, 1974. — 229 с. 7. Камалетдинов М. А., Казанцев Ю. В., Казанцева Т. Т. Происхождение складчатости. — М.: Наука, 1981. — 135 с. 8. Казанцев Ю. В. Структурная геология Предуральского прогиба. — М.: Наука, 1984. — 185 с. 9. Казанцева Т. Т. Аллохтонные структуры и формирование земной коры Урала. — М.: Наука, 1987. — 158 с. 10. Исмагилов Р. А. Сакмаро-Икская зона поднадвиговых структур Зилаирского синклинория Южного Урала — новый объект для поисков нефти и газа // Бурение и нефть. — Москва. — 2008, № 5. — С. 27—29. 11. Исмагилов Р. А. Перспективы нефтегазоносности Зилаирского синклинория Южного Урала // Бурение и нефть. — Москва. — 2006, № 7/8. — С. 12—13. № 4 (16) 2012

19


Промо

Центральный офис NIEDAX

ТРИ КИТА NIEDAX GROUP Франко - немецкий холдинг NIEDA X Group — один из извес тнейших мировых производите лей оборудова ния д ля элек тромонта ж ных ра бот. Почти векова я ис тория компании сформирова ла особый с тиль работы, ба зирующийс я на трех кита х: к ачес тве, безопаснос ти и внимате льном отношении к пар тнерам.

20


Три кита NIEDAX GROUP

РОСНЕФТЬ, Туапсинский НПЗ

З

а долгое время существования, компании NIEDAX Group довелось претерпеть немало изменений. Началось все в 1920 году, когда немецкие инженеры Александр Нидергезойсс и Фриц Акстельм наладили производство кабельных систем. Дела у партнеров пошли неплохо, и в 1926 году они официально зарегистрировали торговую марку NIEDAX. В 1952 году во Франции появилась компания CES. Работавшие в ней электрики и инженеры систем управления в 1958 году изобрели промышленные кабельные желоба. Пару лет спустя во французском городе Бетун была создана компания Tolartois (позднее переименованная в Tolmega), специализирующаяся на выпуске перфорированных кабельных желобов и кабельных лотков. Обе эти компании впоследствии приобрела немецкая фирма Hager: в 2005 году — Tolmega, а в 2006-м — CES CONSTRUCTIONS ELECTRIQUES. ­В результате слияния Tolmega и CES­ ­в 2007 году возникла компания CTS, при этом зарекомендовавшие себя бренды были сохранены. В 2009 году NIEDAX Group приобрела акции CTS Франция, что сразу сделало NIEDAX безоговорочным лидером в области систем управления кабеленесущими системами, представляющим наряду со своими

Несмотря на то что NIEDAX Group — самая крупная корпорация в мире по производству кабельных лотков, она сохранила менталитет маленькой семейной компании брендами — RICO, NIEDAX, FINTECH, Kleinhuis — французские бренды: CTS, Tolmega и CES. Несмотря на то что NIEDAX Group — самая крупная корпорация в мире по производству кабельных лотков, она сохранила менталитет маленькой семейной компании. К примеру, если конкуренты делают акцент в своей деятельности на агрессивном маркетинге, то для Niedax лучший маркетинг — близость к потребителю, понимание его запросов и потребностей. Это принципиальная позиция: руководство сознательно оберегает компанию от превращения в жесткую, бескомпромиссную машину. Небольшие компании, входящие в группу NIEDAX, сохранили самостоятельность и постоянных клиентов, все внутренние проблемы, все коммерческие вопросы с клиентами каждая из них решает самостоятельно. И, чувствуя № 4 (16) 2012

21


Промо

Справка Niedax Group предлагает полный ассортимент продукции, необходимой при современных электромонтажных работах: сплошные, перфорированные и проволочные кабельные лотки, лотки лестничного типа для горизонтальной и вертикальной установки и для различных видов нагрузки. Кабеленесущие системы адаптируются к любым вариантам установки при монтаже и включают полный набор аксессуаров и ко��плектующих, необходимых для прокладки кабельных трасс на различных строительных объектах.

Системы подвесов и креплений

поддержку со стороны материнской компании, все они сумели расширить бизнес, приобрели новых клиентов и продолжают развиваться, но придерживаются общей коммерческой политики, которая задана корпорацией Niedax Group. Подобная структура позволяет глубоко изучить потребности каждого клиента, помочь сориентироваться в многообразии продукции и найти именно то, что клиенту необходимо. Головной офис NIEDAX Group находится в Германии, в городе Линц-на-Рейне. Во многих странах имеются представительства компании, каждое из которых носит название NIEDAX. В странах, в которых нет филиалов NIEDAX Group, работают агенты. В целом компания насчитывает 1500 сотрудников в 16 странах, в том числе в США и Бразилии, а ежегодный оборот NIEDAX Group превышает € 300 млн.

К а з а лось бы, н а первый взгля д, к абе льный лоток — довольно простая конструкция. Но если изучить вопрос глубже, стане т понятно, что лоток — технически сложное многокомплектное устройство Многие годы девизом компании NIEDAX Group было «Производство только на территории Германии». В наши дни крупной компании трудно держать производство только в одной стране в условиях, когда покупатели разбросаны по всему миру. Поэтому сегодня в Европе работает 8 заводов NIEDAX Group: три во Франции, четыре в Германии и один в Венгрии. Основными клиентами NIEDAX Group являются компании из индустриального сектора, специализирующиеся на машиностроении, энергетике, нефте- и газодобыче. С их стороны проверка качества выпускаемой продукции, достоверности производителя, идентичности места изготовления проходит на самом серьезном уровне. И продукция 22

NIEDAX удовлетворяет самым высоким требованиям. Казалось бы, на первый взгляд, кабельный лоток — довольно простая конструкция. Но если изучить вопрос глубже, станет понятно, что лоток — технически сложное многокомплектное устройство. Достаточно взглянуть, например, на устройство морских нефтедобывающих платформ: бывает, что на один метр лотка приходится нагрузка в 100—120 кг кабелей. Соответственно, это должны быть специально разработанные и очень точно рассчитанные сооружения. Поэтому продукция NIEDAX Group производится по нормативам, принятым в Европе и в США. Серьезное внимание NIEDAX уделяет и безопасности. Специалисты корпорации стараются участвовать в проекте на всех стадиях: от технического задания, проектирования, изготовления и до монтажа, объясняя на каждом этапе особенности и возможности своей продукции, помогая конструкторам при разработке проекта трасс кабельных лотков и расчете нагрузки на них, чтобы обеспечить необходимый запас прочности. Это является одним из главных конкурентных отличий NIEDAX: корпорация предлагает клиентам не только качественную продукцию, но и самые современные технические решения. Несмотря на позднее появление на российском рынке, NIEDAX Group чувствует себя здесь уверенно, год от года наращивая обороты и расширяя присутствие. Так, очередным этапом расширения компании стало создание производства лотков, применяемых в общегражданском строительстве (для жилых и офисных зданий). Уже в этом году планируется запуск производства кабельных лотков по европейским стандартам и нормам. ООО «НИДАКС» 125190, Москва, Ленинградский пр., 80, корп. 16, офис 607 тел. +7 (499) 654-02-32 факс +7 (499) 654-02-33 e-mail: russia@ctssas.com


В монографии представлена принципиально новая технология разведки недр бурением. Специальными промысловами исследованиями установлены количественные закономерности снижения информативности основных методов геофизических исследований в скважинах. Теоретически спроектирован новый тип реагентов, обеспечивающих предельный ингибирующий эффект и высокие удельные сопротивления буровых систем в забойных условиях. Определены критерии управления показателями свойств буровых растворов, обеспечивающих длительное сохранение устойчивости горных пород, выполнение полных и информативных комплектов ГИС. Приведены промысловые материалы, подтверждающие высокие технико-экономические показатели бурения поисково-разведочных скважин на площадях Краснодарского края и шельфе арктических морей. Подтверждена промысловогеофизическая эффективность исследования разрезов скважин. Монография представляет интерес для специалистов нефтяной и газовой отрасли, может быть использована в качестве учебного пособия для студентов, обучающихся по нефтегазовым и геологическим специальностям. Евгений Филиппов Кандидат технических наук, доцент кафедры экономики нефтегазовой промышленности и УП Академии ИМСИТ. Автор более чем 70 научных работ и патентов РФ в области нефтегазовых технологий.

заказать книгу: www.morebooks.de/store/ru/book/разведка-недр-бурением/isbn/978-3-8454-2130-8

№ 4 (16) 2012

23


Персона

ЕВГЕНИЙ БУЛКИН: ЧЕЛОВЕК ДОЛЖЕН ПОСТОЯННО РАЗВИВАТЬСЯ По с ловам Евг ения Булкина, главного г еолога ЗАО « НИПИ « Ин ж Гео », его родите ли никогд а не пыта лись повлиять на де тей в том, что к ас ае тс я выб ора пр о фессии. Тем не менее и ег о брат, з а н явшийс я с т р ои т е льс твом под земных соору ж ений, и сес тра, с та вш а я топог раф ом, и с а м он по собс твенной воле реши ли связать свои ж изни с ин ж енерными изыск а ниями — сфер ой, в котор ой труди лись не только отец и м ать, но и де ду шк а с бабу шкой.

Сергеева Н.

Ерохин Н.

ж у р н а л и с т, К рас н о д а р

Ф ото г раф, к рас н о д а р

С малых лет при делах В раннем детстве Евгений не помышлял о полевой романтике. Скорее, он обнаруживал склонность к точным наукам: физике, математике, химии. Однако со временем, наблюдая за родителями, заинтересовался специальностью геолога. «Я даже не представлял, насколько это серьезная работа, — признается Евгений. — Как-то в пятом классе надо было написать сочинение о будущей профессии, и я написал про геолога. Тогда все мое понимание сводилось к тому, что нужно куда-то ездить, но большей частью сидеть за письменным столом, составлять отчеты, что-то считать на калькуляторе. Я описал то, что наблюдал дома». Родители Евгения много времени проводили на работе. Иногда брали его с собой, благодаря чему он еще в ранней юности познакомился с некоторыми из своих нынешних коллег. Однако всей специфики предстоящих трудовых будней он не понимал до тех пор, пока не поступил на специальность «поиск и разведка подземных вод и инженерно-геологические изыскания» в Санкт-Петербургский государственный горный институт им Г. В. Плеханова. Решение ехать в Северную столицу пришло внезапно, уже после того как Евгений был зачислен в Краснодарский политехнический институт на специальность «промышленное и гражданское строительство». Просто позвонил матери на работу и сообщил о своем намерении. На другом конце провода повисло молчание, но в итоге препятствий никто чинить не стал. В петербургский вуз Булкин поступил легко — потребовался всего один экзамен по математике, да и тот занял 15 минут. Сказалась подготовка, полученная в лицее при политехническом институте, куда Евгений попал после 9-го класса. «Лицей я начал посещать и раньше, ходил туда на занятия после школьных уроков. Помню, как мне это не нравилось, — рассказывает он. — Гораздо 24

интереснее было гулять с друзьями или заниматься в художественном кружке, где у нас сложился теплый коллектив. Но родители решили оставить меня в лицее. Сейчас я понимаю: это было правильное решение». Евгений всегда считал отсутствие лишнего свободного времени нормальным для себя явлением. Человек должен постоянно развиваться — эту мысль внушили ему родители. Они же позаботились о том, чтобы максимально занять своих детей. Евгений долго ходил на легкую атлетику, баскетбол, волейбол, плавание. Не забыли старшие и о духовном развитии ребят: все трое получили среднее художественное образование.

Доверие по максимуму Карьера Евгения целиком связана с «ИнжГео». Уже с третьего курса производственную практику по инженерной геологии он проходил в краснодарском проектном институте. Еще будучи студентом, участвовал в реализации газпромовского проекта «Голубой поток» — занимался изучением оползневых процессов. Говорит, что фундамент знаний, заложенный в тот период, использует до сих пор. И это неудивительно, ведь работать довелось с опытнейшими профессионалами, можно сказать, с патриархами кубанской геологии. Одним из его постоянных наставников был Анатолий Павлович Щеглов, считавшийся крупным специалистом по изучению опасных геологических процессов в горной части Краснодарского края. После четвертого курса Евгению доверили вести авторский надзор в качестве представителя исполнителя изысканий при производстве работ на Северо-Европейском газопроводе в Нижегородской области. Юноша воочию наблюдал то, о чем раньше имел только теоретическое представление: как выглядит производственный процесс изнутри, как прокладывается труба. «Это мне


Евгений Булкин: Человек должен постоянно развиваться

№ 4 (16) 2012

25


Персона очень помогает сейчас, когда я выполняю инженерные изыскания. Я заранее знаю, на чем нужно делать акцент, чему уделять больше внимания, где какие проектные решения, скорее всего, будут применяться и, соответственно, какие объемы работ для изучения инженерногеологических условий следует назначить», — говорит Евгений Булкин. В июне 2004 года, окончив горный институт, он приехал в Краснодар на постоянную работу в «ИнжГео». Начинал с должности геолога, на которой окончательно понял, что собой представляет жизнь «на чемоданах». Командировок было очень много, еще в самом начале своей трудовой деятельности Евгений объездил страну вдоль и поперек: побывал на Крайнем Севере, Дальнем Востоке, в Сибири, Центральной России. «Свой первый самостоятельный объект я помню хорошо — изучение активного оползневого участка по трассе газопровода Россия — Турция. Работу выполняли по нынешним меркам долго, но тогда, видимо, время позволяло уделить ей больше внимания. Вообще, первые объекты — самые значимые. Тебе доверяют, и это приятно. С другой стороны, было обидно получать замечания. Как же так, я ведь работал, старался, а тут кто-то недоволен! Но, конечно, не мог не согласиться с объективной критикой и исправлял все недочеты», — вспоминает Евгений.

Удивительная глубинка Отвечая на вопрос, какая работа ему больше нравится — кабинетная или полевая, Евгений без колебаний говорит, что если бы не был женат, отдал бы предпочтение полевой. Ведь в поездках, помимо работы, наблюдаешь быт, традиции, обычаи горожан и селян из других регионов, а это всегда интересно. Люди, которых от Кубани отделяют сотни километров, совсем другие, и жизнь у них другая. «Правда, после Сибири я перестал удивляться особенностям местного колорита, — улыбается Евгений. — У них настолько все спокойно и размеренно, и тут мы приезжаем. У нас сроки горят, проверка за проверкой, в общем, хронический аврал, при котором мы совсем не вписываемся в их уклад. Там никто не привык работать до восьми-девяти вечера, и уж тем более в выходные дни». На участке трубопроводной системы ВСТО в районе Братска, имея в распоряжении пять буровых станков, предоставленных субподрядчиками, Евгений вместе с коллегами должны были отработать участок протяженностью около 200 км. Такое малое количество техники тормозило темпы работ, ведь если станок делал одну-две скважины в день, это считалось высоким показателем для той местности. Соответственно, в день с пятью станками реально было пройти не больше 100 погонных метров. Чтобы хоть как-то ускорить процесс, работали допоздна и без выходных, но у наемных подсобников — сибиряков такой режим вызывал недоумение. И лишь постепенно, спустя некоторое время, местные геологи приняли такой темп работы.

На грани срыва Сравнительно быстро Евгения назначили ГИПом по проекту «Нефтепроводная система Харьяга — Индига» 26

в районе Баренцева моря. У молодого человека не вызывало удивления, что ему, вчерашнему студенту, поручали столь сложные и ответственные задания. Мать ему часто говорила: «У тебя есть диплом, ты — специалист. Спрашивается, зачем сидеть и размышлять: «смогу — не смогу»? Берешь и делаешь!» Также важную роль сыграла поддержка коллектива: помощи можно было ожидать от любого человека. Впрочем, как и сейчас, — подчеркивает Евгений. В Нарьян-Маре, работая над проектом «Харьяга — Индига», пришлось жить месяцы. Причем исполнители полевых работ находились в экстремальных условиях. «Мои люди рассказывали: выходишь из вагончика — тебя окружает один снег, до ближайшей цивилизации много километров на собаках», — вспоминает Евгений. Ему сразу пришлось включиться в сумасшедший темп работы, и это по-своему было хорошо. Времени на праздные размышления и опасения совершить промах просто не оставалось: решения следовало принимать мгновенно. Дни состояли из многочисленных совещаний и селекторов, вертолетных перелетов, доставки геологам необходимых вещей и оборудования. Было нелегко и физически, и морально, но все сотрудники заранее знали, на какую работу соглашались. Никто не произносил слов «я не могу» или «не буду». Евгений отмечает, что за помощь на объекте очень благодарен Сергею Васильевичу Роякину, начальнику инженерногеологического отдела, и Вячеславу Анатольевичу Захарову, начальнику топографо-геодезического отдела. «Одному мне не удалось бы организовать работу четко и слаженно», — уверен он. В полях нервных срывов обычно не случалось: перед каждым, кто там находился, стояла конкретная задача, все друг друга торопили, и если что-то не получалось, все вопросы решались коллективно. Совсем другая работа была в Краснодаре, в кабинете, — эмоционально гораздо более напряженная, потому что заключалась в выдаче отчетов, ежедневных «посиделках» до глубокой ночи или даже по несколько суток. Один раз Евгений почувствовал, что его возможности на пределе. «Помню, мы дня три тут сидели, «выпуская» подземный переход методом ННБ через реку Ангару. Когда все закончилось, я на следующее утро разрешил людям задержаться дома. Сам вышел на работу рано, чтобы проконтролировать выпуск отчета. Как вдруг ко мне подходят и говорят: «Женя, собирайся, летим завтра утром в Нарьян-Мар». В тот момент готов был сорваться. Несколько недель напряженного труда и особенно тяжелые последние дни, а тут грядет перелет и опять беспросветная работа! Но такое было лишь однажды. В целом все мы привыкли к подобному графику, психологически готовы к переработкам», — делится Евгений.

Из «газушки» — в главные геологи «Коллектив «ИнжГео» состоит из совсем разных по своему складу людей, но у всех выработались схожие черты характера, важные для выживания в суровых условиях: терпение, трудолюбие, коммуникабельность и, конечно, стремление к романтике, — подчеркивает Евгений. — Без таких чувств тяжеловато собраться и поехать, когда тебе сообщают, что ты должен отправить-


Евгений Булкин: Человек должен постоянно развиваться

ся куда-нибудь на Алтай на плато Укок в район вечной мерзлоты, где тебе придется жить в домике на колесах». Для геологов вообще экстремальные условия не редкость. В последней длительной командировке бригада Евгения жила в «газушке» (так называется небольшой вездеход). В полный рост в ней вытянуться нельзя, ложиться спать и вставать всем приходилось по очереди. Еду готовили на морозе, а умывались по утрам снегом. Из развлечений — ноутбук с каким-нибудь фильмом, и все. И каждый день одни и те же лица… В конце 2007 года, как раз в день 25-летия Евгения, его назначили на должность главного геолога. Аналогичные предложения поступали и раньше, но он не принимал их, считая себя не готовым занять столь ответственный пост. В этот раз руководство института не стало ожидать отказа и поставило Булкина перед фактом. Командировок с тех пор стало намного меньше — Евгений работает уже не «возле станка», как он сам говорит, а за письменным столом. В его обязанности входит ведение переговоров с заказчиками, составление технических заданий, программ работ, расчет стоимости каждого объекта, а также выпуск технических отчетов. С самого начала накопленный опыт позволял все это осилить, ведь к моменту вступления в новую должность у Евгения за плечами уже был не один объект в поле, где ему приходилось руководить, составлять сметы, заниматься организацией рабочего процесса от начала и до конца. За последние несколько лет молодой человек многому научился. Понял, что умение вести деловые переговоры — своего рода искусство. Поначалу иногда смущался, не всегда мог отстоять свою точку зрения. Сейчас с этим намного проще: главное — заранее представлять суть разговора, возможные вопросы и ответы на них, а также готовить обоснования и нормативную документацию, чтобы беседа с заказчиком получилась максимально аргументированной. Выработалось и терпение: теперь Евгению удается гораздо лучше, чем раньше, сдерживать себя, не расстраиваться изза мелочей, а когда нужно, включать холодный ум и находить верный выход. Правда, он признается, что в узком кругу периодически случаются эмоциональные беседы с руководством. «Но мы много лет друг друга знаем, никто не обижается», — надеется он.

В плену противоречий По отношению к нынешней деятельности у Евгения чувства противоречивые. С одной стороны, работа одинаковая. Хотя каждый объект не похож на другой, решения, в общем, принимаются стандартные. С другой, все объекты разные, часто специфические. То приходится изучать равнинную часть «Южного потока», решая проблему с просадочными грунтами, то на повестке дня оползнеопасные участки, то мерзлые грунты. Все геологические процессы, которые впоследствии могут негативно повлиять на строительство, требуют детального исследования, поэтому их нельзя оставлять без внимания. «Кроме того, сейчас у нас сильно обновился состав, а с молодыми специалистами интересно работать, заставлять их думать не по шаблону, чему-то обучать, — говорит Евгений. — Не бывает такого, чтобы мы

принимали человека, с которым не хотим сотрудничать. После третьего курса к нам приходят студенты КубГУ, отрабатывают практику, после которой мы решаем, можно ли их брать. Если видим в ком-то потенциал, принимаем как техника и к пятому курсу получаем подготовленного специалиста». Несмотря на преимущественно офисную работу, Евгений старается по возможности выезжать в поле. Такие командировки ему приятны и позволяют отвлечься от повседневной рутины. Существующий ритм жизни почти полностью исключает какие бы то ни было занятия вне института. Тем не менее у Евгения есть и хобби, и семья. Женился он почти сразу после того, как стал главным геологом. Будущую супругу заранее предупредил, что совмещать личную жизнь и работу ему будет невероятно сложно, но девушка и сама это знала, видя его частые и затяжные командировки. Евгений воспитывает двух сыновей и дочь. Свой досуг предпочитает проводить с семьей: выезжать на природу, на море, водить детей в кино и развлекательные центры. Также любит проводить время с друзьями на рыбалке. Евгений уверен: жизнь его сложилась удачно. Да и могло ли быть иначе, когда в человеке с детства воспитываются любознательность, трудолюбие, стремление к успеху и уверенность в себе и своих силах. № 4 (16) 2012

27


Персона

РОМАН БОРИН: ЕСТЬ ВЕЩИ, КОТОРЫЕ, КРОМЕ МЕНЯ, НИКТО НЕ СДЕЛАЕТ Ром а н Борин, гл а вный ин ж енер проек тов Бюро ГИП « Ин ж Г ео », прише л в инс тит у т шес ть ле т на за д. Срок, к а за лось бы, небольшой, но дос таточный д ля того, чтобы проявить свой потенциа л, приобрес ти ценный опыт и ре а лизовать много значимых д ля экономики с траны проектов.

Сергеева Н.

Ерохин Н.

ж у р н а л и с т, Крас н о д а р

Ф ото г раф, к рас н о д а р

На перепутье Роман отмечает, что стремление к постоянству — пожалуй, одна из главных черт его характера. За время работы в «ИнжГео» молодого специалиста нередко пытались переманить к себе другие организации. Иногда поступающие предложения казались очень даже заманчивыми. Но Борин всегда отвечал отказом. «У меня все рассчитано и продумано вплоть до минуты, — поясняет он. — Спонтанных действий не приемлю и не предпринимаю. Я люблю стабильность и четкое представление о своем будущем, хочу знать, где можно ожидать подвоха, а где — расслабиться и работать спокойно». Правда, один раз Роману пришлось изменить своим правилам: сделав выбор в пользу «ИнжГео», он ушел из другого крупного института — НИПИгазпереработка. Причина была одна — хотелось профессионального роста. Но на прежнем месте перспектив в тот момент не было: все ведущие позиции были прочно заняты старшими и более опытными коллегами. Тем не менее Роман и сейчас хотел бы заниматься проектами по переработке углеводородов, связанными не с перекачкой, а с получением конечного продукта. Именно для этого он учился в КубГТУ, на это делал ставку еще в школе. К тому же именно этой сфере деятельности посвятили свою жизнь некоторые родственники Романа. «Я со школьных лет интересовался химией, ходил на дополнительные занятия. И это притом что школа у меня была со спортивным уклоном, — рассказывает Борин. — В лицее при политехе, куда я потом перевелся, тоже выбрал направление «химическая технология природных энергоносителей и углеводородных материалов». На эту же специальность поступил в КубГТУ». 28

Казалось, вся дальнейшая жизнь молодого специалиста будет связана с производственной деятельностью и эксплуатацией объектов. Многие его однокурсники сейчас трудятся на нефтеперерабатывающих заводах: Афипском, Краснодарском, Губкинском и других. Борину же после двух лет в НИПИгазпереработке стало интересно понять специфику работы, а потом углубиться в производственную часть. «Образно говоря, хотелось вникнуть в то, что ты чертишь, а потом уже — как воплотить в жизнь то, что начертил», — поясняет Роман. И это стало еще одной причиной перехода в «ИнжГео». Сегодня желание работать на производстве никуда не исчезло, однако Роман понимает, что все имеющиеся в крае объекты нуждаются лишь в реконструкции, а ему хочется все проектировать с нуля.

Держать удар В «ИнжГео» Роману удалось максимально реализовать свой потенциал. Здесь он участвует не только в проектировании, но и в сопровождении при строительстве стратегически важных для государства объектов, расположенных в самых разных уголках России. В прошлом это были объекты трубопроводной системы Восточная Сибирь — Тихий океан (НПС «Сковородино» на границе с Китаем, спецморнефтепорт Козьмино в Находке, районные нефтяные управления для ВСТО в разных городах РФ) и Балтийской трубопроводной системы (4-й и 5-й причалы БТС-2). Сейчас вместе с коллегами работает над проектом на Дальнем Востоке — это трубопровод от Комсомольска-на-Амуре до порта Де-Кастри, где построят терминал по сливу дизельного топлива, нафты и керосина.


Роман Борин: Есть вещи, которые кроме меня, никто не сделает

№ 4 (16) 2012

29


Персона

В моей работе, помимо профессиональных навыков, важно и такое качество, как умение относиться с пониманием к людям, которые на тебя работают Как и полагается специалисту на его должности, Роман Борин порой месяцами живет в командировках. «Все проектные организации сталкиваются с одинаковой проблемой, — рассказывает Роман. — Когда рабочим не хватает времени на строительство, а сроки поджимают, они списывают причины своих неудач на проектировщиков: мол, институт плохо делает документацию или проектных решений недостаточно, чтобы воплотить их в жизнь. А когда на объекте есть человек от института, вопросов в проектную организацию поступает значительно меньше». Учитывая, что объекты находятся за сотни и тысячи километров от Краснодарского края, разрыв 30

во времени очень велик. Соответственно, когда в «ИнжГео» рабочий день только начинается, у подрядчиков он уже подходит к концу. Эта разница серьезно усложняет взаимодействие двух компаний между собой, и чтобы не затягивать согласования, Роман ликвидирует все проблемы на месте, так как установленные правительством сроки никто и ни при каких условиях не даст сорвать. В самую первую командировку он поехал уже через месяц работы в «ИнжГео». В Ангарске, где разместился штаб проектирования и сдачи документации по ВСТО, люди работали круглосуточно: восемь часов сидела одна смена, восемь — другая. Перед ними стояла задача передать документацию заказчику и устранить замечания, выданные его специалистами. Суровые погодные условия, груз ответственности и часто ненормированный график — все это переносилось тяжело, но люди срывались не из-за этого. Бесконечные стрессы — вот что давило, а порой вынуждало работников покидать объект. В условиях вечного аврала за любые сбои в работе крайним всегда привыкли считать проектный институт. Роману и его сменщикам на


Роман Борин: Есть вещи, которые кроме меня, никто не сделает

совещаниях приходилось, что называется, держать удар и отстаивать верность принятых решений. Не все это выдерживали, но Роман действовал со свойственной ему хладнокровностью. Он и сейчас уверен, что нет безвыходных ситуаций, просто к каждой надо грамотно подойти. По словам Романа, в одиночку, без помощи коллег из Краснодара, преодолеть все затруднения было бы невозможно. Команда в отделе собралась очень дружная, и, отбывая на объект, всегда можно было положиться на оставшихся товарищей. Ездили посменно: чередовались каждые два месяца. Сотрудник, находящийся в командировке, отвечал перед заказчиком сразу за все многочисленные объекты, курируемые институтом. Легко представить, что проектировщики были друг за друга горой. Если возникали ситуации, в которых приходилось рассчитывать на помощь из Краснодара, коллеги в «ИнжГео» решали зависящие от них проблемы и добывали нужную к совещанию информацию. Нет необходимости говорить, что люди, задействованные в таких проектах, должны быть исключительно надежными. И такие есть, — утверждает Роман.

Формализм и человечность Во многом сроки и качество выполнения работ на объекте зависят от требовательности руководителя. Характеризуя себя как начальника, Борин уверен, что ему присущи твердость, настойчивость и мягкость одновременно. «Я пытаюсь получить от людей максимум, исходя из того, какую задачу им ставлю. Но ничего сверхъестественного от них не требую, — подчеркивает он. — В моей работе, помимо профессиональных навыков, важно и такое качество, как умение относиться с пониманием к людям, которые на тебя работают. Я встречал начальников, для которых важнее всего проявить авторитаризм. Они действуют по предписанию, ни на шаг не отклоняясь от инструкций. Например, им ничего не стоит 30 декабря послать подчиненных на объект куда-нибудь в тмутаракань снимать какие-то замечания, хотя всем понятно, что в преддверии Нового года там никто работать не будет. А ведь руководитель, как никто, должен осознавать, где коллективу нужно мобилизоваться и срочно выполнить задание, а где можно позволить людям перестать работать на износ». Прошло несколько лет, прежде чем с должности заместителя главного инженера проектов, на которую Романа приняли в «ИнжГео», его перевели в ГИПы. К тому моменту молодой специалист уже довольно долго курировал объекты абсолютно самостоятельно, так что новое назначение было лишь формальным и сути работы не изменило. Сейчас Роман иногда исполняет обязанности директора по проектированию — во время отпуска или командировки действующего директора. Говорит, что всегда рад приобрести новый опыт, попробовать силы в чем-то непривычном и неизвестном, и сожалеет лишь о том, что ему порой не хватает времени погрузиться во все тонкости другой должности так скрупулезно, как хотелось бы. «Я уже не первый

год прихожу в институт в 7.30, а ухожу в 21.00, — говорит Роман. — При этом совершенно не считаю себя трудоголиком. Просто работы очень много, и есть вещи, которые, кроме меня, никто не сделает, а проигнорировать их невозможно».

Сила — в команде Для частной жизни при таком режиме, естественно, времени не остается. Роман с детства любил читать, но теперь ему редко удается взять в руки книгу или журнал, не связанный с профессиональной деятельностью. Классику и детективы из его трудовых будней вытеснили узкоспециализированные издания по нефтепереработке, повествующие о современных методах добычи нефти и разведке новых месторождений в мире. Из детства во взрослую жизнь перекочевало увлечение спортом. Роман учился в спортивном лицее, в футбольном классе, и вместе со своей командой неоднократно становился призером городских соревнований. Сейчас по воскресеньям он иногда встречается со школьными друзьями на площадке ФК «Краснодар». В противовес расхожему мнению, что профессиональный спорт и интеллектуальное развитие несовместимы, Роман утверждает, что футболист на поле — кто-то вроде стратега. Он должен читать игру, видеть расстановку своих товарищей и соперников, быстро принимать решения. «Действия игрока отнюдь не схематичны: вышел — толкнул мячик — бежишь за ним. Футбол — командная игра, ты окружен людьми, которыми движет единая цель. И ее можно добиться только совместными усилиями, — поясняет Борин. — Кстати, в моей профессии все то же самое. Предполагаю, что истоки моего умения работать в команде берут начало именно в футболе». Иногда — очень редко — Роману удается немного попутешествовать. В отпуск он старается уехать за рубеж, чтобы максимально отвлечься от работы. Впечатления от «заграницы» противоречивые. В Голландии, например, жизнь настолько размеренная и даже сонная, что, примерив на себя перспективу там остаться, Роман сразу понял: он в таком замедленном ритме жить бы не смог. Непривычной и оттого неблизкой ему показалась вечно праздная атмосфера на Крите и в Турции, хотя для отдыха она подходит как нельзя лучше. «Для меня даже удивительно было, что у местных жителей есть время заняться какими-то другими делами помимо работы. И для меня, и для многих моих знакомых в России это непозволительная роскошь», — делится он. Детей у Романа пока нет, но он уже сейчас уверен, что не станет препятствовать, если они решат пойти по его стопам. Правда, для девочки он бы такой работы не желал. А вот для сына она могла бы оказаться очень подходящей, поскольку закаляет характер, учит находить общий язык с людьми, быстро принимать решения, стойко переносить физические и моральные трудности. В общем, воспитывает в человеке все, что необходимо для успеха в жизни. № 4 (16) 2012

31


Промо

EM-DATAPROCESSOR 3D: ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС ОБРАБОТКИ, ИНТЕРПРЕТАЦИИ И ВИЗУАЛИЗАЦИИ ДАННЫХ ИНДУКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОРАЗВЕДКИ EM - DataProcessor пре дна значен д ля полу чения наиболее а декватных изобра ж ений г еоэлек трических ра зрезов в доль линейных профи лей и г еоэлек трических об ъемов по исс ле ду емым п лощ а дк ам на основе д анных электроразведки МПП, ЗСБ, ЧЗ и электромагнитного сканирования при ин ж енерно - г еолог ических изыск аниях.

EM-DataProcessor позволяет обрабатывать: - соосные зондирования (фиксированная геометрия установки, профильная, площадная съемки); - многоразносные зондирования (одна генераторная петля); - многоразносные зондирования (несколько генераторных петель). EM-DataProcessor имеет современный графический интерфейс, набор удобных пользовательских инструментов, обеспечивающих эффективность работы. Задействует возможности современных аппаратных средств. Основные возможности: - интерактивная обработка одиночных реализаций, площадных данных; - создание и редактирование профилей; - фильтрация одиночных, профильных, площадных данных; - фильтрация по времени/пространству/профилям; - расчет кажущихся характеристик среды; - визуализация трансформаций сигнала по профилю и по площади; - поточечная и пакетная 1D-инверсия; - быстрая 1D-инверсия данных аэроэлектроразведки; - автоматические линейная и нелинейная 3D-­и н­ версии; 32

- 3D-визуализация результатов интерпретации (трансформации/1D-инверсия/3D-инверсия); - экспорт результатов обработки и интерпретации. Пользователь имеет возможность загружать и обрабатывать данные, полученные в различных форматах с разной аппаратурой. Однако основными форматами, загружаемыми в EM-DataProcessor, являются форматы данных, используемые в аппаратуре серии «Импульс». Законченный набор данных, измеренных в определенной ис с ледуемой облас ти, в E M DataProcessor представляет собой понятие проекта. Каждый проект может быть сохранен в отдельном файле. Файлы проектов могут быть объединены в один общий проект. Это удобно при распараллеливании работы над разными участками площади между обработчиками, а также при последовательном получении данных. Все обрабатываемые данные располагаются в «дереве данных». Группировка в дереве реализована по типам оборудования, профилям, петлям, пикетам, импульсам и трехмерным моделям. Вся обработка (фильтрация, интерпретация, визуализация) осуществляется через вызов соответствующих функций над выбранными элементами дерева данных с помощью контекстного меню.


EM-DATAPROCESSOR 3D: программный комплекс обработки, интерпретации и визуализации данных индуктивной электроразведки

Рисунок 1.

Обработка данных. План распределения измеренного сигнала с разрезом удельного сопротивления по одному из профилей

Рисунок 2.

1D-инверсия. Разрез удельного сопротивления по профилю

№ 4 (16) 2012

33


Промо

Рисунок 3.

3D-инверсия. Результаты линейной и нелинейной 3D-инверсии на модельных данных

Модель

Линейная инверсия

Выделенные макрообъекты

Нелинейная инверсия

1D-инверсия: Одной из основных процедур в EM-DataProcessor является одномерная количественная интерпретация данных, которая обеспечивает решение большинства экспериментальных геолого-геофизических задач. Пользователь имеет возможность восстановить геоэлектрические параметры среды в рамках квазислоистой модели как в одном пикете, так и сразу по всему профилю. Особенностью EM-DataProcessor является возможность восстанавливать параметры среды по всему профилю одновременно во всех точках с учетом взаимного расположения точек зондирования. Данный подход позволяет существенно ускорить процесс решения задачи и получать более устойчивое «гладкое» распределение параметров среды вдоль профиля. Ускорение достигнуто за счет одновременного восстановления среды во всех точках зондирования сразу, а также за счет существенно более устойчивого алгоритма с регуляризацией. Гладкость получаемого решения можно контролировать, изменяя веса «влияния» соседних точек зондирования. 3D-инверсия: 3D-инверсия реализована в двух вариантах: - восстановление объемного распределения проводимости среды (линейная инверсия); 34

- восстановление параметров нескольких трехмерных объектов по выбранному набору данных (нелинейная инверсия). Эти два подхода неразрывно связаны: по результатам линейной инверсии формируются макрообъекты, параметры которых восстанавливаются на следующем этапе с помощью уже нелинейной инверсии. Поскольку автоматическая 3D-инверсия является очень вычислительно затратной, для ускорения используется распараллеливание по GRIDтехнологии внутри локальной вычислительной сети. EM-DataProcessor зарегистрирован в государственном реестре программ для ЭВМ. Свидетельство о государственной регистрации № 2011611248. ЗАО «Аэрогеофизическая разведка» 630007, г. Новосибирск, Октябрьская магистраль, 4, бизнес-центр «Ланта», офис 1207, тел./факс +7 (383) 344-92-45 е-mail: info@aerosurveys.ru www.aerosurveys.ru Skype: aerosurveys


Аппаратура и оборудование серии «ИМПУЛЬС» для решения поисковых и инженерно-геологических задач рудные объекты изучение структуры россыпных месторождений, картирование плотика картирование разломной тектоники структура и проницаемость нефтегазовых коллекторов локализация ослабленных и потенциально опасных зон гидротехнических и других инженерных сооружений поиск документально утраченных подземных техногенных объектов локализация участков вечной мерзлоты, карстов, пустот в грунтах обследование дна водных переходов трубопроводов

М-ЗСБ, ВП, МПП, ЭМ-сканирование

Закрытое Акционерное Общество «АЭРОГЕОФИЗИЧЕСКАЯ РАЗВЕДКА» 630007, Новосибирск, Октябрьская магистраль, 4 оф. 1207 БЦ «Ланта» тел./факс +7 (383) 344-92-45 www.aerosurveys.ru info@aerosurveys.ru SKYPE: aerosurveys


Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

ИЗМЕНЕНИЕ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ ПОД ВЛИЯНИЕМ ТЕХНОГЕННОЙ ТРЕЩИНОВАТОСТИ В с татье прове ден ана лиз литерат у рных и фак тических д анных о влиянии г еоме х а нического изменения за ле ж ей у глеводородов в процессе их ра зра ботки. Пок а за но с у щес твенное в лияние некоррек тной ре а лиза ции сис темы под держ а ния п л ас тового д а вления ( ПП Д ) н а дин а мик у д ви ж ени я изв лек а емы х под ��и ж ны х з а п асов нефт и, ч то в конечном и тог е приводи т к изменению коэ ффициен та нефт еизв лечени я ( КИН ).

Гладков Е. А. к. г.-м. н., до ц ен т Ф Г Б ОУ В П О « Н И Т П У », То м с к

Актуальность исследований В последние годы в нефтегазовой геологии происходит коренная переоценка основ и принципов построения промыслово-геологических моделей залежей углеводородов. Это вызвано нарастающим несоответствием между реальным сложным геологическим строением разрабатываемых месторождений и традиционными геологическими представлениями о структуре залежей, пространственном распределении фильтрационно-емкостных свойств и характере насыщения продуктивных пород. Выявляется все более значительная роль дизъюнктивной тектоники и трещиноватости пород в процессах образования залежей не только в плотных карбонатных породах, но и в песчаниках, традиционно относящихся к коллекторам порового типа. В последнее время при разработке нефтяных месторождений все чаще решаются проблемы, обусловленные деформационными процессами в поровотрещиноватых типах пород пластов с площадной неоднородностью. На многих залежах углеводородов Западной Сибири гидродинамическими и трассерными исследованиями установлено наличие каналов низкого фильтрационного сопротивления в терригенных коллекторах. Изучение кернового материала свидетельствует о наличии в них различных видов трещиноватости, техногенные воздействия которой приводят к формированию локального, неустойчивого во времени напряженно-деформационного состояния 36

горных пород. Меняется ориентация и проводимость трещин. Поэтому внедрение адаптивной системы разработки сложнопостроенных нефтяных месторождений и технологий повышения коэффициента извлечения нефти из низкопродуктивных залежей должно планироваться с учетом информации о структуре разрывных нарушений, экранирующих зонах и каналах фильтрации пластовой жидкости. Как известно, гидравлический разрыв пласта (ГРП) является основной технологией интенсификации добычи нефти из низкодебитных скважин, и для ряда месторождений он является обязательным условием формирования системы воздействия, так как его применение позволяет увеличить не только темпы отбора нефти, но и коэффициент ее извлечения. Исследование преимущественного направления максимального напряжения в породе позволяет проектировать направление и длину трещины ГРП в добывающих скважинах, расположенных между нагнетательными. В определенной степени это аналог неравномерной сетки скважин, позволяющей уменьшить обводненность продукции и вовлечь в разработку дополнительные запасы. Однако, как показывает анализ данных гидродинамических исследований, для большинства скважин реальная длина трещин гидроразрыва в 2—3 раза меньше, чем планируемая. Это обусловлено тем, что трещина имеет несколько ветвей, распределенных в соответствии с полем напряжений, изменяющимся в процессе разработки. Фактически формируется система трещин в прискважинной зоне, и радиус зоны их распространения


Изменение коллекторских свойств залежей углеводородов под влиянием техногенной трещиноватости

значительно меньше проектного значения. В результате проведения ГРП в продуктивной зоне пласта возникает зона с аномальными фильтрационными свойствами. Ее геометрические характеристики (размер, форма, азимутальная и вертикальная направленность, неоднородность) и динамика свойств во времени не известны с необходимой достоверностью. В этой связи реализуемые технологические решения не в полной мере соответствуют изменившимся структурно-механическим особенностям строения продуктивного пласта. В результате — значительное различие приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин как по площади, так и по разрезу эксплуатационных объектов и, как следствие, неравномерный охват заводнением. Таким образом, для месторождений с порово-трещиноватыми типами пород-коллекторов характерно изменение продуктивности скважин в зависимости от раскрытости трещин, на которую, в свою очередь, влияет изменение эффективных напряжений при техногенном воздействии. Поэтому для решения этих вопросов необходимо определить основные направления развития системы трещин и изучить динамику ее формирования и дальнейшего изменения в течение длительного времени с применением комплекса исследований, включающего в себя индикаторные и гидродинамические методы. Причем данные исследования необходимо проводить до ГРП, в процессе создания трещины и после проведения ГРП, а также при освоении нагнетательных скважин и изменении режимов их работы. Это позволит эффективно планировать, а возможно, и управлять пространственно-временными изменениями фильтрационных свойств терригенных коллекторов для повышения эффективности эксплуатации скважин. Многочисленные исследования (Баренблатт Г. И., Батурин Ю. Е., Вартанян Г. С., Гаттенберг Ю. П., ГолфРахт Т. Д., Гуднайт Р., Желтов Ю. П., Клыков В. А., Матусевич В. М., Медведский Р. И., Поллард П., Телков А. П. и др.) посвящены вопросам деформирования трещин терригенных коллекторов при эксплуатации скважин и изменении их фильтрационно-емкостных свойств при интенсивных геодинамических и технологических процессах. В настоящее время на территории Западной Сибири в разработку вводятся месторождения со сложным геологическим строением, обусловленным резкой изменчивостью и неоднородностью по площади и разрезу. Принципы разработки таких залежей нефти детально не отработаны и требуют научного изучения и обоснования. Основная проблема — низкая продуктивность скважин, обусловленная невысокими фильтрационно-емкостными характеристиками пластов, сильной зональной и послойной неоднородностью их геологического строения, усиливающейся наличием техногенной трещиноватости. Очагами техногенных деформаций в продуктивных пластах становятся естественные трещины различного генезиса в результате бурения, нагнетания воды, изменения пластового давления при отборе пластовых флюидов и проведении ГРП. Как показывает анализ данных гидродинамических исследований скважин Омбинского месторождения (по данным Карнаухова А. Н., 2007), в пласте фактически

формируется система трещин, распределенных в соответствии с полем напряжений, изменяющимся в процессе разработки. В этой связи рассмотрены теоретические аспекты изучения процесса образования вертикальных трещин (модель Желтова — Христиановича, модель KGD Гиртсма — де Клерка, модель PKN Перкинса — Керна — Нордгрена) [7]. Их анализ показал, что трехмерная деформация отдельных слоев породы происходит с учетом деформации массива пласта в целом. Изучение процесса трехмерной деформации и образования трещины при заранее неизвестной ее границе является нерешенной задачей. Исследованиями Прэтса с применением методов моделирования установлено, что после ГРП в начале добычи безразмерная проводимость трещин вблизи скважин определяет начальную производительность и давление. Длина трещины не влияет на начальный дебит скважины. В более позднее время работы пласта эффективность ГРП будет определяться среднеарифметическим значением проводимости по всей длине трещин. Однако исследованиями Ландрума и Кроуфорда при изучении протяженных трещин было установлено, что наряду с увеличением проводимости пласта может снижаться эффективность вытеснения нефти из залежи. Практически горизонтальные трещины менее 0,036 средней длины пласта не влияют на эффективность вытеснения. Вместе с тем при длине 0,07 от средней длины залежи эффективность вытеснения уменьшалась до 15 % в зависимости от положения скважин на залежи. С целью прогнозирования дебита скважины после проведения ГРП и оценки технологических операций воздействия на пласт А. Н. Карнауховым и А. П. Телковым (2000-е годы) проведена оценка степени практического применения некоторых решений Афанасьева Е. Ф. и др. о двух симметричных вертикальных трещинах, исходящих из скважины и полученных при помощи критерия Гриффитса, условиях их устойчивости. Анализ решений о дебите скважины с вертикальной трещиной (в условиях плоской деформации) показал, что эффективность ее работы по сравнению со скважиной с горизонтальным окончанием возрастает с увеличением протяженности трещин и уменьшением площади дренирования, т. е. при уплотнении сетки размещения трещин разрыва. Следует отметить, что сравнительная оценка эффективности горизонтальной скважины и вертикальной трещины одинаковой длины произведена сугубо на теоретической основе в предположении «нулевой» ширины трещины. Для реальной трещины эффективность, очевидно, существенно возрастет, что не согласуется с вышеуказанными выводами. Промысловыми отечественными исследованиями (СевКавНИПИнефть) установлено, что величина объема трещин в призабойной зоне пласта (ПЗП), образующаяся в процессе нагнетания жидкости, зависит от объема естественной трещиноватости прискважинной зоны. При гидравлическом разрыве высокотрещиноватой зоны указанный объем является небольшим. При техногенной деформации зоны слаборазвитой тре��иноватости (низкой проницаемости) образуется система трещин, имеющая большой суммарный объем. Оценка состояния ПЗП, основанная на определении объема трещин, образующихся (или раскрывающихся) в призабойной зоне пласта в процессе нагнетания в него жидкости, позволяет не только выбрать в каждом конкретном случае наиболее № 4 (16) 2012

37


Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

рисунок 1.

а)

Метод пошаговой закачки: а) процедура проведения; б) интерпретация (по данным [7])

Р заб Развитие трещины

Время б)

Р заб

Р разр

Р пл Приемистость

эффективный метод физико-химического воздействия на ПЗП, но и спроектировать технологию обработки, наиболее полно учитывающую особенности скважин. Лысенко В. Д., Медведский Р. И., Экономидис М. Д. и др. обоснованно считают, что на эффективность гидроразрыва пласта оказывает влияние предшествующая история его эксплуатации. Соколовым В. С., Соколовым С. В. и Толстолыткиным И. П. при исследованиях гидроразрывов пласта, проведенных в 1992—2000 гг. на месторождениях Нефтеюганского района, было установлено, что при определенных условиях рост операций ГРП на отдельных месторождениях может оказывать негативное влияние на нефтедобычу. На снижение эффективности гидроразрыва оказали влияние факторы, в значительной мере относящиеся к условиям залегания месторождения и его литологии. Это обусловлено и структурой порового пространства гетерогенной системы продуктивного пласта, и различными капиллярными эффектами, возникающими на границах раздела воды, нефти. Например, при заво38

днении в гидрофильных породах в поровых разностях образуются целики капиллярно удерживаемой нефти размерами до десятков метров. Скорость вытеснения нефти из блоков в гидрофильном коллекторе существенно меньше величины ее поступления из трещин. Адсорбционные явления могут со временем привести к полной гидрофобизации изначально гидрофильного коллектора. В этой связи особое внимание уделено изучению особенностей строения Омбинского месторождения, определяющих процесс вытеснения нефти из пласта, и эффективных технологий по интенсификации отборов. Для вовлечения дополнительных запасов и рентабельной разработки месторождений с низкими фильтрационноемкостными свойствами требуется проведение интенсификации добычи нефти уже на начальной стадии разработки. Одним из наиболее эффективных способов увеличения добычи является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Одновременно с этим для поддержания пластового давления используется технология заводнения пласта, в результате чего нефть вытесняется нагнетаемой водой под давлением [1]. Часто для достижения 100%-ной компенсации отборов жидкости нагнетание воды производится при давлениях, превышающих давление разрыва породы, что приводит к значительному увеличению приемистости нагнетательных скважин. Данный факт связывают с образованием техногенной трещины (либо системы трещин) в районе нагнетательной скважины [2], что, в свою очередь, приводит к эллиптическому фронту нагнетания. Для расчета технологических показателей разработки месторождений (уровней добычи жидкости, нефти и воды, уровней закачки и т. п.) все чаще используются гидродинамические модели. Однако как эффект от гидравлического разрыва пласта на добывающем фонде, так и развитие техногенных трещин на нагнетательном моделируются обычно скин-фактором, без учета геометрии и направления трещин. Существует два основных момента, на которые необходимо обратить внимание при моделировании процесса заводнения с техногенными трещинами: задание давления разрыва/развития техногенной трещины и использование в расчетах зависимости приемистости от давления нагнетания. Аналитически давление разрыва породы на нагнетательных скважинах можно получить, используя различные методики и корреляции, базирующиеся на результатах операций ГРП на добывающем фонде скважин и учитывающие в себе механические аспекты породы, термо- и пороупругие эффекты [3]. С теоретическим обоснованием зависимости приемистости от забойного давления, превышающего давление разрыва, дело обстоит не так очевидно. Был найден только один приближенный метод [4], основанный на интегральных законах сохранения энергии, выраженный формулой [1]: (1)

δP 4 = λ 64khE'R∆P , μ h4 ch( -1)

где δP = Pзаб – Pf — перепад давления на трещине, Па; Pзаб — забойное давление, Па; Pf — давление в трещине, Па; ∆P = Pf – Pпл— репрессия на пласт, Па;


Изменение коллекторских свойств залежей углеводородов под влиянием техногенной трещиноватости

рисунок 2.

Схема распространения фронтов заводнения и температуры. Сечение: а) вертикальное; б) горизонтальное (по данным [7])

а1 Заводненный регион

Незатронутый регион

Температура

b1

а0

b0

Xf

Горячий регион

Холодный регион

Расстояние от скважины а

Pпл— пластовое давление на контуре питания, Па; = Qμ/2πkh(∆P) — безразмерный расход жидкости, м3/сек; Q — полный расход жидкости, м3/сек; μ — вязкость жидкости, Па*с; E' — плоский модуль Юнга, Па; h — мощность пласта, м; k — эффективная проницаемость, м2; R — радиус контура питания, м. Как утверждается в работе [4], расчеты по вышеуказанной формуле хорошо согласуются с промысловыми данными. Для наиболее точного экспериментального определения давления разрыва используют так называемый метод пошаговой закачки (Step Rate Test). Суть его заключается в последовательном (пошаговом) увеличении скорости закачки жидкости в скважину и ожидании на каждом этапе стабилизации давления на забое (рис. 1а). В отличие от записи индикаторной кривой, метод пошаговой закачки — исследование на неустановившихся режимах фильтрации. Кроме давления разрыва, метод позволяет оценить такие параметры, как среднее пластовое давление на контуре питания (рис. 1б), проницаемость, скин и, самое главное, зависимость приемистости нагнетательной скважины от забойного давления. Для рентабельной разработки месторождений (особенно с низкими фильтрационными свойствами) повсеместно применяется операция гидравлического разрыва пласта (ГРП), что приводит к увеличению отборов жидкости. Для сохранения целевой компенсации необходимо увеличивать объемы закачки, что часто достигается повышением давления нагнетания. Чрезмерное повышение может привести к развитию техногенных трещин на нагнетательных скважинах [5].

Расстояние от скважины б

Техногенные изменения залежей углеводородов при закачке воды в пласт Развитие техногенных трещин на нагнетательных скважинах имеет важные отличия от процесса образования трещин при ГРП. Во-первых, при операции ГРП одна из основных задач — минимизация утечек жидкости в пласт, в то время как для нагнетательных скважин такой цели не преследуется. Во-вторых, операция ГРП в настоящее время занимает от нескольких часов до суток, а техногенные трещины могут развиваться и распространяться месяцы и годы. И, наконец, техногенно образованная трещина не является закрепленной, в отличие от трещины, закрепленной проппантом при ГРП. Однако при заводнении закачивается большой объем воды, что приводит к изменению не только поля давлений (пороупругий эффект), но и поля температур (термоупругий эффект), так как температура закачиваемой жидкости меньше температуры пласта. В свою очередь, эти два эффекта приводят к изменению начального напряжения. Предполагая, что процессы деформации/разрушения породы подчиняются теории линейной упругости, возможно учитывать эти два эффекта независимо друг от друга. Пороупругий эффект можно разделить на две составляющие: глобальный эффект (изменение среднего пластового давления) и локальный эффект (изменение поля давлений вблизи нагнетательной скважины). Для учета термоупругого эффекта полезно оценить размеры как зоны дренирования, так и зоны с пониженной температурой. На рис. 2 представлена модель зоны дренирования при закачке. С точки зрения профиля температуры выделяются два региона: холодный, температура которого равна температуре нагнетаемой воды на № 4 (16) 2012

39


Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

рисунок 3.

График зависимости дельта Р от дельта t (по данным [7])

10

d∆P d ln(∆P)

и ∆P, кг/см2

100

1 0,01

0,1

1

d∆P от ∆t: d ln(∆P)

График зависимости ∆Р и

фактическая кривая ∆Р;

интерпретационная кривая ∆Р;

100

фактическая кривая

интерпретационная кривая

d∆P d ln(∆P)

d∆P d ln(∆P)

забое скважины, и горячий, температура которого равна первоначальной пластовой температуре. Профиль температуры имеет разрыв при переходе из холодного региона в горячий. С точки зрения продвижения фронта заводнения также выделяются два региона: заводненный (нефтенасыщенность в котором равна остаточной нефтенасыщенности Кно) и незатронутый (нефтенасыщенность в котором равна 1-Квсв, где Квсв — связанная водонасыщенность). Как известно, контур дренирования скважины с трещиной ГРП может быть описан эллипсом, главная ось которого сонаправлена с направлением трещины ГРП, а фокусное расстояние равно полудлине трещины — Xf (рис. 2б). Тогда объем заводненного региона Vз может быть выражен через большую а1 и малую b1 полуоси следующим образом:

где

(2)

где Wзак — накопленный объем закачанной воды, м3; – коэффициент пористости, д. е. Так, рассчитав объем заводненного региона по формуле (5) и подставив его в выражение (4), можно получить значения большой и малой полуосей эллипса (3). При рассматриваемой модели объем «холодного региона» Vх полностью определяется законом сохранения энергии. Если также предположить, что передача тепла происходит только за счет теплопроводности (не берем в расчет конвекцию)

V 3 = πα1b1h, м . 3

В свою очередь, значения а1 и b1 могут быть получены по формулам [7]: (3) и

40

10

α1 = Хf (√F1 + 1/√F1)/2 b1 = Хf (√F1 – 1/√F1)/2

(4)

F1 =

2V3 + πX2f h

√(

2V3 2 + 1. πX2f h

)

С другой стороны, объем заводненного региона выражается формулой: (5)

V3 =

Wзак , м3, Φ (1 – Kно– Квсв )


Изменение коллекторских свойств залежей углеводородов под влиянием техногенной трещиноватости

Показатели работы скв. № 471 (по данным [7])

450

90

400

80

350

70

300

60

250

50

200

40

P пл

150 100 50

30

P заб

20

kh

10

0

0

фев. 2008

май 2008

сен. 2008

янв. 2009

и не происходит передачи энергии от выше и ниже залегающих пород, то (6)

Vх =

ρвСвWзак , ρзСз(1–Φ) + ρвСвΦ(1 – Кно) + ρнСнΦКно

где ρв , ρ н, ρз — плотности воды, нефти и скелета породы, кг/м 3; С з , Св, Сн — удельные теплоемкости воды, нефти и скелета породы, кДж/(кг °С). Очевидно, что при эллиптическом виде фронта эллиптический (рис. 2б), поэтому значения полуосей a 0 и b 0 могут быть получены по формулам, аналогичным формулам (3) и (4). По описанной выше процедуре были оценены размеры зоны заводнения и холодного региона. В холодном регионе происходит изменение напряжений вокруг нагнетательных скважин и уменьшение давления разрыва Р разр [6, 8] на величину: (7)

∆ Tơ =

αEs∆T , F(1 – vs )

где

∆Tơ— изменение напряжения из-за термоупругого эффекта, атм; коэффициент теплового расширения, м/(м*ºC);

α— линейный

kh, мД•м

Давление, атм

рисунок 4.

май 2009

сен. 2009

янв. 2010

май 2010

сен. 2010

янв. 2011

Дата

Es— статический модуль Юнга, ГПа; ∆T— разница пластовой температуры

и температуры закачиваемой воды, °C; F´— переменная, зависящая от параметров пласта (в нашем случае F = 1.67•10-4 [6, 8]); Vs— статический коэффициент Пуассона, д. ед. В качестве примера рассмотрим материалы, представленные в статье «Анализ развития техногенных трещин на нагнетательных скважинах Крапивинского месторождения» [7]. В июне 2010 г. на скважине № 471 было проведено исследование кривой падения давления глубинным манометром (рис. 3). Выход на радиальный режим четко не прослеживается (сказывается интерференция соседних скважин), поэтому значение величины kh фиксировалось на уровне 20 мД*м по результатам анализа работы скважины при отработке на нефть (рис. 4). Таким образом, скин-фактор равен — 5,75, полудлина трещины — 98 м, что еще раз доказывает рост длины трещины (на 28 м) при нагнетании. Оцененная длина трещины сопоставима с большой полуосью эллипса a 0, т. е. трещина развивается в холодном регионе, что косвенно говорит о резкой смене градиента напряжения в районе границы между холодным и горячим регионами. Таким образом, авторами (Н. Г. Главнов, Б. Б. Квеско, 2011) на примере центральной залежи Крапивинского месторождения (Томская область) было показано, что вероятной причиной значительного превышения коэффициента приемистости над коэффициентом продуктивности является рост техногенных трещин на нагнетательных скважинах. По их мнению, давле№ 4 (16) 2012

41


Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений ние разрыва на них зависит не только от среднего пластового давления, но и от температуры закачиваемой воды. Ими [7] также была представлена методика расчета радиусов зон дренирования и пониженной температуры. На примере скважины Центральной залежи Крапивинского месторождения Томской области было доказано развитие техногенной трещины при нагнетании выше давления разрыва. Помимо примеров, приведенных выше, проблема, связанная с развитием техногенной трещиноватости, распространена повсеместно. Для большинства отложений Западной Сибири характерны описанные выше проблемы, что усложняется необходимостью проведения специальных исследований по оценке изменения динамики движения флюида в пластовых условиях.

Основные выводы 1. В настоящее время основным методом повышения эффективности эксплуатации зональнонеоднородных пластов с порово-трещиноватым коллектором являются гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, а именно циклическое воздействие, смена фильтрационных потоков, метод глубоких депрессий, ограничение закачивания воды. Все эти методы увеличивают вклад упругих и капиллярных сил, а также активизируют дилатансионные процессы, приводящие к разветвлению трещинной системы. На основании накопленной за последние десятилетие геологической информации, в частности по результатам бурения и испытания глубоких скважин, Матусевичем В. М. и др. выявлена тенденция к структурной дифференциации геофлюидальных систем (ГФС), состоящих из иерархии дискретных деформационных блоков. В случае техногенных возмущений происходят разрядка концентрации напряжений, нарушения естественного поля напряжений в недрах, провоцируя возникновение короткоживущих структур деформации. Материалы гидродинамических испытаний скважин позволяют обнаружить изначально существующие системы каналов фильтрации, связанные с дискретной структурой фильтрационного пространства пород. С глубиной блоковая структура проявляется в более контрастной форме, особенно на объектах, подверженных интенсивным воздействиям (добыча нефти, закачка воды в продуктивные пласты). Образуются техногенные трещины, которые соединяют нагнетательные скважины с тектоническими разломами, а в дальнейшем, при неизменном давлении нагнетания, раскрываются и тектонические разломы. Для добывающих скважин известны примеры, когда их забои попадали в разломы и накопленная добыча была в несколько раз больше, чем в других скважинах этого участка залежи. Так, например, ряд вертикальных скважин Самотлорского месторождения, оказавшихся в зоне разлома, за период своей работы с маломощного пласта БВ80, имеют отбор около 1,5 млн тонн нефти 42

и длительный период фонтанирования, что на порядок выше показателей всех окружающих ее скважин. И, с другой стороны, горизонтальная скважина № 77170, пробуренная в зоне пересечения региональных и поперечных локальных нарушений, прослеживаемых по фундаменту, не достигла проектного дебита, соответственно, имела низкую технологическую эффективность ГРП. В работах Трофимова А. С. предложен способ адаптивной разработки месторождения углеводородов, имеющих многочисленные разрывные нарушения. Залежь разбуривают по избирательной сетке скважин (используя данные аэрогеофизических исследований, наземной сейсморазведки, кавернометрии, темпа изменений поглощения бурового раствора), размещая добывающие скважины вблизи разрывных нарушений, а нагнетательные скважины за их пределами. Для более равномерного охвата пласта воздействием формируются очаги закачивания рабочего агента во внутреннею часть нефтенасыщенной залежи, ограниченную разрывными нарушениями, причем учитывают изменение проницаемости и выбирают плотность сетки скважин обратно пропорционально найденной проницаемости с учетом ее анизотропии по разным направлениям и в период отработки на нефть устанавливают взаимовлияние с окружающими скважинами. Для развития этого направления предлагается при техногенном изменении геологического строения залежи осуществлять выбор скважин для проведения ГРП. С этой целью проводятся: наблюдение за перемещением пластовых жидкостей и нагнетаемых агентов, контроль извлечения нефти системой скважин и определение фильтрационных и емкостных параметров продуктивных пластов; изучение геологического строения пласта в разрезе скважины. Для этого в исследуемые нагнетательные скважины закачивают индивидуальный трассирующий агент, с регистрацией его концентрации в добывающих скважинах на устье, в которых планируются геолого-технологические мероприятия. Определяют наличие, ориентацию и объемы трещин (разрывных нарушений), их проницаемость и гидродинамическую связь между скважинами терригенного коллектора. Использование достоверной информации о геологическом строении залежи позволит принимать правильные решения по мероприятиям, направленным на увеличение добычи нефти, как на начальной стадии разработки, так и на разных этапах эксплуатации залежи. Кроме вышеперечисленных методов, в последнее время автором [9—18] активно развивается направление деформационно-метасоматического преобразования залежей углеводородов в процессе их разработки. Очевидно, что увеличение техногенных трещин при производстве ГРП способно существенно ускорить изменение фильтрационноемкостных свойств объектов разработки. 2. Особенно актуально изучение геомеханического изменения трещиновато-кавернозных коллекторов [19—21, 23] в Восточной Сибири, являющейся наиболее перспективным регионом для восполнения


Изменение коллекторских свойств залежей углеводородов под влиянием техногенной трещиноватости

ресурсной базы углеводородного сырья в России. Необходимо тщательнейшим образом изучить характер и степень изменения раскрытости трещин, их направл��нность, распространение, густоту и пр. с целью оптимизации как бурения дорогостоящих скважин (более 300 млн рублей), так и их разработки на оптимальной депрессии, не допускающей критического смыкания трещин, выступающих в роли «поставщиков» нефти из глубин земли. 3. Если подтвердится гипотеза о полигенезе углеводородов [22, 24, 25] в трещиновато-кавернозных карбонатных коллекторах, то знание геомеханических свойств таких коллекторов позволит извлекать нефти существенно больше. Данная проблема, несмотря на многочисленные исследования, несомненно, требует детальной проработки для различных типов коллекторов с использованием результатов лабораторных экспериментов.

Список использованных источников и литературы 1. Крейг Ф. Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. — М.: Недра, 1974. — 189 с. 2. Hagoort, J. Waterflooded-induced hydraulic fracturing: Dphil. — Delft, 1981. 230 p. 3. Главнов Н. Г., Квеско Б. Б. Анализ развития техногенных трещин на нагнетательных скважинах Крапивинского месторождения / Современные технологии для ТЭК Западной сибири: Матер. Всерос. научно-технической конференции. — Тюмень, 2011. — С. 69—74. 4. Построение расчетных моделей для оценки эффективности работы нагнетательных скважин при добыче углеводородов из сложнопостроенных коллекторов: отчет о НИР: Моск. обл. отд. АДА при МФТИ ВАКО «Союз»; исп. Извеков О. Я. — М., 2008. — 58 с. 5. Hongkui Ge, Yingsong Lin, Shanzhou Ma, Lili Song. Difference of rock elastic parameters under static and dynamic // Frontiers of rock mechanics and Sustanable Development in the 21 Century: Proceedings of the 2nd Asian Rock Mechanics Symposium — Beijing, September 2001. — Lisse, 2001. — P. 69—71. 6. Perkins T. K., Gonzalez J. A. The effect of thermo elastic stresses on injection well fracturing // SPE Journal. — 1985. — V. 25. — № 2. — P. 78—88. 7. Главнов Н. Г., Квеско Б. Б. Анализ развития техногенных трещин на нагнетательных скважинах Крапивинского месторождения / Известия Томского политехнического университета. 2011. — Т. 319. — № 1. — С. 162—166. 8. Главнов Н. Г., Лихтарев А. В., Анурьев Д. А., Молодых П. В., Чикишев А. Ю. Влияние приемистости нагнетательных скважин на положение зарезки бокового ствола // Нефтяное хозяйство. — 2008. — № 11. — С. 42—44. 9. Гладков Е. А. Теоретическая и практическая невозможность построения детальной фильтрационной модели на основе геологической модели // Бурение и нефть. — 2009. — № 7—8. — С. 22—23. 10. Гладков Е. А., Гладкова Е.Е. Трехмерная геологотехнологическая модель месторождения УВ на основе

индивидуальной поскважинной адаптации // Газовая промышленность. — 2010. — № 5. — С. 36—39. 11. Гладков Е. А., Гладкова Е. Е. Разработка нефтегазовых месторождений, осложненная влиянием глубинных разломов // Региональная геология и металлогения. — 2010. — № 41. — С. 100—106. 12. Гладков Е. А. Возможное изменение интервалов перфорации в гидродинамической модели по результатам ремасштабирования // Бурение и нефть. — 2010. — № 9. — С. 23—24. 13. Гладков Е. А., Гладкова Е. Е. Преимущество наклонно-направленных скважин перед горизонтальными при разработке сложнопостроенного продуктивного пласта // Бурение и нефть. — 2010. — № 10. — С. 22—24. 14. Гладков Е. А., Гладкова Е. Е. Возможные проблемы при разработке Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторождения (Восточная Сибирь) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2010. — № 11. — С. 9—10. 15. Гладков Е. А. Влияние метасоматоза на разработку месторождений углеводородов // 1-й Российский нефтяной конгресс: Матер. научно-практ. конф. — Г. Москва, 14—16 марта 2011. — Москва, 2011. — С. 90—93. 16. Гладков Е. А. Основные причины изменения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов при разработке месторождений углеводородов // Горные ведомости. — 2011. — № 7. — С. 60—63. 17. Гладков Е. А., Гладкова Е. Е. Изменение фильтрационно-емкостных свойств залежей в процессе их разработки // Oil$Gas Journal Russia. — 2011. — № 9. — С.75—79. 18. Гла дков Е. А. Явление деформационно метасоматического преобразования пород как следствие их онтогенеза // Концептуальные проблемы литологических исследований в России: Матер. 6-го Всероссийского литологического совещания. — Г. Казань, 26—30 сентября 2011. — Казань, 2011. — Т. 1. — С. 213—216. 19. Гладков Е. А. Особенности разработки трещиноватокавернозных коллекторов Восточной Сибири // Газовая промышленность. — 2011. — № 8. — С. 36—38. 20. Гладков Е. А. Ускорение деформационнометасоматических преобразований залежей нефти под влиянием техногенной трещиноватости // Бурение и нефть. — 2012 — № 1. — C. 29—31. 21. Гладков Е. А. Необходимость учета деформационнометасоматических преобразований залежей углеводородов в процессе их разработки // Нефтяное хозяйство. — 2012, № 2. — С. 46—49. 22. Гладков Е. А. Полигенное формирование трещиновато-кавернозных карбонатных коллекторов Восточной Сибири // Газовая промышленность. — 2012. — № 2. — С. 8—11. 23. Гладков Е. А. Взаимосвязь геомеханики и деформационно-метасоматического изменения залежей углеводородов // Бурение и нефть. — 2012. — № 2. — C. 54—56. 24. Гладков Е. А. Гипотеза о полигенезе углеводородов в трещиновато-кавернозных карбонатных коллекторах Восточной Сибири // Отечественная геология. — 2012. — № 3. — C. 73—77. 25. Гладков Е. А. Вероятные ресурсы матричной нефти в Восточной Сибири // Газовая промышленность. — 2012. — № 6 (676). — C. 51—55. № 4 (16) 2012

43


Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

МЕЖДИСЦИПЛИНАРНЫЕ ПОДХОДЫ И ВОЗМОЖНОСТЬ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ ПРИ РЕШЕНИИ ЗАДАЧ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ЗАТРУДНЕНИЙ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ Статья посвящена методам моделирования, позволяющим эффективно решать задачи по прогнозированию затруднений нефтедобычи. Показано, что методология, применяемая для решения такого рода задач и основанная на ме ж дисцип линарных под ход а х, являе тс я наиболее эф фек тивной.

Антониади Г. Д.

Савенок О. В.

д. т. н., профессор, завк афедрой нефтега зового промыс ла

к. т. н., до ц ен т, К у б ГТУ, К рас н о д а р

К у б ГТУ, К рас н о д а р

Проблема повышения уровня и эффективности нефтедобычи по-прежнему является актуальной для всей российской нефтегазовой отрасли. Своим следствием она имеет, в частности, прогнозирование затруднений нефтедобычи, что предполагает моделирование процессов и, соответственно, использование определенных методов. Не вдаваясь в их типологию, можно отметить, что одним из перспективных методов физического моделирования процесса нефтедобычи является концепция гидрогеохимии техногенеза нефтяных месторождений — как совокупность теоретических положений, раскрывающих причины и механизмы преобразования состава пластовых и технических вод, пород и нефтей в процессе эксплуатации залежей [6]. Здесь научно обоснована технология контроля эксплуатации добывающих скважин по промысловым гидрогеохимическим данным, что позволяет: - прогнозировать начало их обводнения; - оценивать качество проведенных геолого-технических мероприятий; - уточнять сроки выхода скважин на нормальный режим работы; - прогнозировать солеотложения в пластах и на скважинном оборудовании. Следует учитывать, что гидрогеохимия техногенеза нефтяных месторождений представляет собой 44

междисциплинарную методологию и объединяет позиции многих наук и направлений: гидрогеологии, геохимии, промысловой геологии, литологии, геоэкологии и других наук (рис. 1), что создает хорошие предпосылки для применения гидрогеохимии к широкому спектру объектов и в том числе к трудноизвлекаемым нефтям. Так, гидрохимическая модель вытеснения нефти водой и паром применена для месторождения с аномально высоковязкой нефтью (рис. 2). Залежь характеризуется высокой обводненностью продукции при низкой освоенности балансовых запасов нефти. Установлено, что состав закачанных пресных вод и пароконденсата значительно отличается от состава пластовых рассолов, что позволяет оценить долю участия этих флюидов в заводнении залежи и вытеснении нефти на различных этапах освоения месторождения. Междисциплинарные подходы использовались и в работе И. М. Индрупского [3], где исследованы проблемы несогласованности методологий не­ф ­ тегазовых научных дисциплин и обоснованы пути их устранения на основе базисной модели эффективного порового пространства (ЭПП). Применена технология двухфазных ГДИС в нефтяных пластах. В рамках предложенной технологии исследования скважин исследована функция относительной фазовой проницаемости для нефти и воды. Для


Междисциплинарные подходы и возможность их применения при решении задач прогнозирования затруднений при добыче нефти

Рисунок 1.

Гидрогеохимия техногенеза нефтяных месторождений в системе знаний о природно-техногенных системах

Литогенез осадочных отложений

Нефтепромысловая литогидрогеохмия

Н. М. Страхов П. П. Тимофеев В. Н. Холодов Р. С. Сахибгареев

А. Н. Дмитриевский А. А. Карцев В. В. Муляк В. Д. Порошин и др.

Гидрогеологическая концепция катагенеза А. А. Карцев, А. А. Махнач

Теоретические основы гидрогеохимии техногенеза месторождений нефти

Геохимия гипергинеза А. И. Перельман С. Л. Шварцев

Физическая химия Д. И. Менделеев С. А. Аррениус

Теория и методы анализа геохимических равновесий в системе «вода-порода» М. Б. Букаты, В. Н. Озябкин, В. Е. Кащавцев, О. И. Леухина, В. В. Муляк, Л. А. Абукова

Взаимовлияние ОВ, УВ, попутных вод и вмещающих пород

Общая теория нефтегазопромысловой гидрогеологии

В. В. Муляк, В. И. Петренко, Е. А. Барс, О. П. Абрамова и др.

А. Р. Ахундов, Ю. П. Гаттенбергер, А. М. Никаноров, В. П. Дьяконов

Органическая геохимия

Нефтегазопромысловая гидродинамика

Геохимическая концепция техногенеза

А. Э. Конторович, А. А. Карцев, Б. А. Соколов

М. А. Жданов, Ф. А. Требин, В. Н. Щелкачев, П. К. Азимов

В. И. Вернадский А. Е. Ферсман

этого в окрестности скважины осуществляется создание в продуктивном пласте последовательно разнонаправленных двухфазных фильтрационных течений (рис. 3). Результатом исследований стали новые технологии гидродинамического исследования скважин и методы интерпретации получаемых данных, которые расширяют круг определяемых в промысловых

Гидроэкологическая концепция техногенеза А. А. Карцев, Н. И. Плотников, Ф. И. Тетюнова, В. В. Муляк

условиях параметров и зависимостей в связи с современными потребностями 3D компьютерного моделирования, анализа и регулирования разработки в многомерной, многофазной постановке. В [7] рассмотрены динамические модели для описания интенсивных процессов в нефтедобыче с учетом взаимодействия отборов нефти и воды и закачки воды. № 4 (16) 2012

45


Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

Рисунок 2.

Пермо-карбоновая залежь нефти Усинского месторождения. Гидрохимическая модель вытеснения нефти водой и паром

Е-1

Е-2 ПТВ-1

ПТВ-2

Эталонный участок

ПТВ-2 –1

–6

–2

–7

–3

–8

–4

ПТВ-1

–9

–5

Условные обозначения: 1—3 — направления активного внедрения пластовых (1) и закачанных (2) вод, пара и пароконденсата (3); 4 — зоны активного внедрения пластовых рассолов; 5 — зоны преимущественного распространения закачанных вод (выделена по минерали-зации вод и концентрации в них сульфат- и гидрокарбонат-ионов); 6 — нагнетательная скважина; 7 — накопленные объемы закачки горячей воды (диаметр круга соответствует объему закачки, в условных единицах); 8 — накопленные объемы закачанного пара (диаметр круга соответствует объему закачки, в условных единицах); 9 — названия участков и их границы.

46


Междисциплинарные подходы и возможность их применения при решении задач прогнозирования затруднений при добыче нефти

Процесс нефтедобычи описан системой уравнений

dN = A • N – C • W dτ dW = D • W – E • W 2 dτ

Рисунок 3.

N|τ=0 = N0

Схематизация традиционного и предлагаемого в [6] подходов к исследованию нефтяных скважин

W|τ=0 = w0 ,

Традиционный подход

где N (τ), W (τ) — безразмерные накопленные отборы, соответственно, нефти и воды; А, С, D и E — переменные во времени коэффициенты, зависящие от характера эксплуатации месторождения. После ряда упрощений можно получить соотношение

Нефть

Предлагаемый подход

y i+1 = a • yi • (1 – yi ) , представляющее собой пример системы, в которой проявляется детерминированный хаос. Однако более глубокий анализ указывает на скрытые закономерности, связанные с нерациональным режимом закачки воды в пласт. Предложенная динамическая модель диагностирования состояния пластовой системы позволяет заблаговременно прогнозировать переходные процессы нефтедобычи и своевременно проводить регулирование отбора и закачки воды по месторождению. В [8] использованы численные методы решения задачи фильтрации двухфазной несжимаемой жидкости. Эта задача тесно связана с проблемой оптимизации нефтедобычи. Отмечено, что проблема математического моделирования нефтедобычи является весьма сложной, поскольку процесс ее решения связан с проведением большого числа серийных расчетов для мониторинга месторождения, каждый из которых достаточно многомерен и требует значительной оперативной памяти ЭВМ. Нефтеносный пласт при решении данной задачи принимается неограниченным, однородным и тонким, что позволяет применить двухмерную модель. Нефтяное месторождение покрывается сетью скважин двух типов: скважины, нагнетающие в пласт воду, и скважины, выкачивающие нефть (рис. 4). Для реализации подобных моделей удобно использовать многопроцессорные вычислительные системы с распределенной памятью. Математическая модель представлена системой следующих дифференциальных уравнений:

m

∂Sw + div (vw ) = qw dτ

m

∂S0 + div (v0 ) = q0 dτ

Вода

Рисунок 4.

Вода + Нефть

Типичные схемы расположения скважин (заштрихованы элементы симметрии): О — нефтедобывающие скважины; ∆ — водонагнетательные скважины

Пятиточечная

Семиточечная (сотовая)

Однорядная

Трехрядная

Девятиточечная

Пятирядная

№ 4 (16) 2012

47


Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

Рисунок 5.

Водонасыщенность к концу третьего года разработки месторождения при различных схемах расположения скважин

div (K (S) grad P) = q ,

K (S) = – k

( K µ(S) w

w

Пятиточечная

Рисунок 6.

Семиточечная

Девятиточечная

Цифровые геологические модели нефтяных месторождений

K0 (S) µ0

n2

( S –– S ) n S – 0,8 ( ) – w

Kw (Sw ) =

+

w

0

3

), ≤ Sw≤S1 , S1 ≤ Sw≤ , 0 ≤ Sw≤ ,

S1 = 0.70324

qw =

q– • Fw (Sw ) – на стоке q+ • Fw ( ) – на источнике,

q0 =

q– • F0 (1 – Sw ) – на стоке q+ • F0 (1 – ) – на источнике,

vw = – k

Kw (Sw ) grad P , µw

v0 = – k

K0 (Sw ) grad P , µ0

Sw + S0 = 1, qw + q0 = q, m ∂S + div(F (S) K (S) grad P) = dτ q • F (S) – во всей области = q • F ( ) – на источниках 48

где Sw — водонасыщенность (объемная доля воды); S0 — нефтенасыщенность (объемная доля нефти); — связанная водонасыщенность; — критическая водонасыщенность; v w и v0 — скорости фильтрации воды и нефти соответственно; m — пористость среды; K — коэффициент абсолютной проницаемости; Kw (Sw ) — коэффициент относительной фазовой проницаемости воды; K0 (Sw ) — коэффициент относительной фазовой проницаемости нефти. На рис. 5 (темные области — нефть, светлые — вода) показано распределение нефти, оставшейся в пласте к концу третьего года разработки месторождения, при различных схемах расположения скважин. Сделан вывод о том, что с точки зрения экономических характеристик процесса нефтедобычи из рассмотренных стратегий наиболее выгодна разработка по семиточечной («сотовой») схеме расположения скважин. В [4] показано, что применение традиционных методов моделирования и оптимизации процессов разработки УВМ часто неэффективно из-за неопределенности и нечеткости исходной информации. В этих условиях в качестве эффективного метода сбора, обработки и использования исходной нечеткой информации в виде знания, опыта специалистовэкспертов для построения моделей и оптимизации процессов разработки месторождений и добычи нефти применяются методы теории нечетких множеств [9, 10, 5]. Идеи междисциплинарной методологии получают развитие и при разработке геологических моделей в работе


Междисциплинарные подходы и возможность их применения при решении задач прогнозирования затруднений при добыче нефти

Рисунок 7.

Структура мультидисциплинарных данных геологической модели

Региональное геологическое строение (карты, разрезы, схемы корреляции) Описание керна, минералогиеский, гранулометрический анализ

Данные геологического изучения Структурные карты Сейсморазведка

Данные геофизического изучения

ГИС

Тектонические нарушения Зоны деструкции (трещиноватости) Палеоструктурные карты Седиментационные слайсы Карты единичных и комплексных атрибутов Сейсмофации и геологические тела

Электро-, грави-, магниторазведка Данные дистанционных и косвенных методов

Аэро-, космоснимки Результаты гелиевых, газовых съемок

Данные промысловых исследований

Данные результатов эксплуатации скважин, пластов и месторождения Данные геодезических и административных разделов Результаты предшествующего геологического изучения территории

Оценка точности структурных построений Результаты пассивной сейсморазведки Стандартные исследования керна (КП, Кпр, Кво, Кно, Квыт) Специальные исследования керна (Кп тр, Кп. кав и т. д. ) Фотографии т. ч шлифов, в ультрафиолете, люминисцентный анализ и т. д.

Данные петрофизического изучения керна

Данные изучения физико-химических свойств флюидов

Результаты инверсии

Физические свойства нефти Состав пластовых нефтей Конденсатосодержание Состав пластовых газов Содержание сопутствующих элементов и веществ Результаты гидродинамического прослушивания

Накопленная и годовая добыча нефти, жидкости Обводненность Начальные и текущие дебиты скважин по нефти и жидкости Динамика приемистости нагнетательных скважин Динамика газового фактора с начала разработки Динамика пластового давления с начала разработки Результаты применения МУН и интерсификации добычи

Строение месторождений аналогов Результаты стратиграфической и детальной корреляции Первичные кривые ГИС Результаты обработки данных ГИС Средние значения Нэф и ФЕС по скважинам Статистические характеристики распределения ФЕС по скважинам Результаты imageметодов (FMI, CAT и др.) Результаты ГИС по контролю за разработкой Результаты испытаний скважин в открытом стволе Результаты испытаний скважин в колонне Результаты отбора флюидов скважинными пробоотборниками Гидродинамические исследования скважин Результаты трассерных исследовний Результаты гидродинамического прослушивания Результаты определения гидро- и пьезопроводности скважин Давление насыщения по пластам Принятая система координат Координаты скважин Координаты сейсмических съемок Инклинометрия скважин и аппаратура Результаты расчетов координат пластопересечений Полигоны ЛУ, ВОЗ, горных отводов

Карты ��окальных и региональных аномалий Карты структурных форм

Карты различного назначения Таблицы запасов, статотчетность по движению запасов Отчеты по геологическому изучению Проектные документы Отчеты по подсчету запасов

№ 4 (16) 2012

49


Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

Рисунок 8.

Схема обобщения данных при построении принципиальной модели

Результаты сейсмофациального анализа Сейсмические атрибуты Результаты сейсмической инверсии

Результаты корреляции разрезов скважин

Значения коэффициента расчлененности по скважинам

Значение Нэф по скважинам

Результаты электрофациального анализа по ГИС

Полигоны зон замещения и выклинивания Принципиальная карта эффективных толщин

Тектонические нарушения

Отметки межфлюидных контактов

Общие условия осадконакопления Палеотектонические карты Начальные дебиты скважин Накопленная добыча

Результаты работы нагнетательных и добывающих скв.

Макроописание керна

Результаты анализов керна, гранулометрия

Результаты индикаторных и трассерных исследований

Свойства флюидов

Рисунок 9.

50

Распределение начальной нефтенасыщенности до разработки месторождения (а) и распределение нефтенасыщенности после 50-летней релаксации залежи после полной выработки начальных извлекаемых запасов (б)


Междисциплинарные подходы и возможность их применения при решении задач прогнозирования затруднений при добыче нефти

[2], где для решения проблемы повышения глубины и достоверности изучения геологического строения и свойств месторождений применены: 1) технология геологического моделирования месторождений; 2) создание на ее основе постоянно действующих геологотехнологических моделей (ПДГТМ) всех введенных в эксплуатацию месторождений; 3) сопровождение ПДГТМ с целью мониторинга разработки. Как междисциплинарная методология, 3D геологическое моделирование объединяет геологические, геофизические, петрофизические, геодезические, промысловые и другие данные и подходы. Принципиально важно, что на основе 3D-моде­лирования можно предсказывать геологические процессы — осадконакопление, постседиментационные преобразования горных пород, тектоническое развитие, формирование залежей с определенным фазовым состоянием. Распространены послойные, «псевдотрехмерные» и детальные трехмерные сеточные цифровые геологические модели (рис. 6). Кроме геологического изучения, цифровая геологическая модель является основой для создания фильтрационной модели. Мультидисциплинарные подходы позволяют объединить сведения от различных источников в геологическую модель (рис. 7). Геологическая модель содержит базы данных по технологическим показателям и геолого-физическим характеристикам. Геолого-физические знания — это корректировки трехмерной модели, вносимые и применяемые при построении этой модели. При создании ЦГМ создаются принципиальные модели: карты эффективных толщин, параметров неоднородности пласта, геологостатистических разрезов, коэффициентов расчлененности. Необходимость использования принципиальной модели вызывается тем, что формализованные алгоритмы построения трехмерных сеток «коллектор — неколлектор» дают не удовлетворяющий геолога результат. Состав базовой информации при создании принципиальной модели представлен на рис. 8 [9]. Практическая значимость примененных в [2] методов показала на реальном объекте, что после полной выработки современными технологиями и остановки на 50 лет в каждом локальном куполе бывшего месторождения образовалась залежь нефти, менее крупная, чем первоначальная, но с промышленными значениями коэффициента нефтенасыщенности (рис. 9). На основании рассмотренных методов физического и математического моделирования можно отметить, что из числа физических методов особый интерес представляет концепция междисциплинарной методологии — гидрогеохимии техногенеза и 3D геологическое моделирование. При этом следует учитывать то обстоятельство, что методы математического моделирования в практическом отношении пока еще малоприменимы из-за громоздкости вычислений и качества информационной компоненты — ее неполноты и нечеткости. Можно, однако, отметить, что в последнее время появились новые возможности решения сложных вычислительных задач с учетом аспектов, присущих нефтедобыче. Обратимся для этого к этапам компьютеризации по О. М. Белоцерковскому [1].

Математическое (численное) моделирование является эффективным инструментом исследования там, где не совсем ясна физическая картина изучаемого явления, не познан до конца внутренний механизм взаимодействия, ведь в процессе вычислительного эксперимента происходит, по существу, уточнение исходной физической модели. Следующая ступень иерархической лестницы «компьютеризации» — создание (на базе «предметных» математических моделей) экспертных систем и систем автоматизированного проектирования (САПР), что позволяет принципиально изменить положение дел и качественно поднять уровень разработок в области проектирования новой техники. САПР дает возможность автоматизировать практически весь процесс разработок, от рутинной части инженерного труда (обработки текстовой и графической информации, выпуска технической документации и др.) до проектирования сложных технических систем, что было совершенно недоступно в «домашинный» период. При этом триада: «математическая модель» (вычислительный эксперимент) — экспертная система — САПР — и есть та рациональная основа, которая позволяет резко интенсифицировать опытно-конструкторские разработки.

Список использованных источников и литературы 1. Белоцерковский О. М. О математическом моделировании на суперкомпьютерах // Вестник кибернетики, 2002. — № 1. 2. Билибин С. И. Технология создания и сопровождения трехмерных цифровых геологических моделей нефтегазовых месторождений. Автореф. … д-ра тех. наук. — М., 2010. 3. Индрупский И. М. Новые научно-методические и технологические решения применительно к разработке месторождений нефти и газа на основе модели эффективного порового пространства. Автореф. … д-ра техн. наук. — М., 2010. 4. Кабылхамит Ж. Т. Анализ методов математического моделирования и применения их для повышения эффективности процессов разработки месторождения и добычи нефти // Научная конференция в АИНГ «Современное состояние и перспективы развития нефтегазового комплекса Республики Казахстан». — Атырау, сентябрь 2009. 5. Круглов В. В., Дли М. И. Интеллектуальные информационные системы: компьютерная поддержка систем нечеткой логики и нечеткого вывода. — М.: Физматлит, 2002. 6. Муляк В. В. Геотехнологические основы анализа и контроля разработки нефтяных месторождений по промысловым гидрогеохимическим данным. Автореф. … д-ра тех. наук. — М., 2008. 7. Салаватов Т. Ш., Зейналзаде Ю. А. Динамическое моделирование нефтедобычи с учетом переходных процессов // Нефтяное дело, 2009. — Т. 7. — № 1. 8. Трапезникова М. А., Чурбанова Н. Г. Моделирование процесса нефтедобычи явными и неявными численными методами // Математическое моделирование, 1997. — Т. 9. — № 6. 9. Ягер Р. Нечеткие множества и теория возможностей. Последние достижения. — М.: Радио и связь, 1986. — 391 с. 10. Zade L. A. Fuzzy Sets // Information and Control, 1965. — Vol. 8. — Р. 338—353. № 4 (16) 2012

51


Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

ДВЕ СТРАТЕГИИ УПРАВЛЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТЬЮ ГОРНЫХ ПОРОД ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОМ И ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНОМ БУРЕНИИ Качес т в о с т р о и т е ль с т в а с к в а ж ин с у щ ес т венным о б ра з о м з а вис и т к а к от у р овня за лож енных пр оек т ных решений, та к и пра к т ической р е а л и з а ц и и о с н о в н ы х п р и н ц и п о в м е т р о л о г ич ес ко г о о б есп еч ен и я технолог ии бу рения в це лом. В совок у пнос ти все это дол ж но обеспечи т ь п л а новые ср оки выполнения ра б от и оп т имизир оват ь зат рат ы материа льных сре дс тв.

Филиппов Е. Ф.

Мойса Ю. Н.

к. т. н., до ц ен т А к а д ем и и ИМ С ИТ,

к. х. н., д и р ек то р ООО « Н П О « Х и м б у р н ефт ь »,

К рас н о д а р

К рас н о д а р

И

спользование инноваций и ресурсосберегающих технологий в настоящее время определяет рост экономической эффективности как эксплуатационного, так и поисково-разведочного бурения. Однако вследствие различного рода осложнений и аварий, неполного использования потенциальных возможностей техники и технологии, перерасхода химических реагентов и материалов существенно снижаются геологотехнологические и технико-экономические показатели строительства и эксплуатации скважин. Так, затраты времени на борьбу с осложнениями деформационного характера вскрываемых горных разрезов достигают 25 процентов от общего календарного времени бурения. Особую опасность в этом отношении представляют глинистые и потенциально неустойчивые породы. В зависимости от состава и строения пород, специфических условий их залегания и применяемых систем буровых растворов может происходить потеря устойчивости ствола скважины. Кроме того, отрицательные последствия дезинтеграции выбуриваемого шлама вызывают осложнения технологического характера, перерасход химических реагентов и увеличение объемов отходов бурения. При этом значительно возрастают затраты, связанные с утилизацией отходов бурения и арендой бурового комплекса. Для морского бурения такие потери измеряются сотнями тысяч долларов США в сутки. Более того, аварийные остановки углубления скважин в ряде случаев недопустимы в принципе. Так, безледовый период работ на шельфе Арктических морей ограничен

52

2—4 месяцами, в течение которых необходимо полностью завершить строительство скважины. Таким образом, регламентированные требования к технологии поисково-разведочного и эксплуатационного бурения должны комплексно решать проблемы длительной устойчивости горных пород, гарантировать безаварийность работ, использовать доступный ассортимент химических реагентов и материалов, обеспечивать экологическую безопасность и технико-экономическую эффективность всего цикла строительства скважин. При этом должен быть успешно выполнен весь запланированный объем промыслово-геологических работ, получены качественные и информативные материалы геофизических исследований горных разрезов, обеспечивающие достоверные заключения по продуктивности коллекторов.

Технологическая стратегия управления устойчивостью горных пород С целью обеспечения безаварийности бурении скважин необходимо различать два принципиально разных вида потери устойчивости горных пород. Так, при наличии в горных разрезах глинистых минералов нарушение устойчивости связано с процессами увлажнения. В случае вскрытия интервалов, представленных слабосвязанными фрагментами пород, в том числе и не набухающих, устойчивость определяется силами механического сцепления этих фрагментов.


Две стратегии управления устойчивостью горных пород при эксплуатационном и поисково-разведочном бурении

В работе [1] представлена принципиальная схема способов снижения нестабильности глинистых пород в буровых растворах на водной основе. Все эти приемы реализуются как самостоятельно, так и в сочетании друг с другом. Поэтому в современной практике широко используются различные типы ингибирующих, не диспергирующих, гидрофобизирующих, консолидирующих буровых растворов. Промысловой практикой, в первую очередь при эксплуатационном бурении, подтверждается возможность дальнейшего совершенствования апробированных технологических решений. Для гарантирования безаварийности бурения используются упреждающие способы обеспечения устойчивости горных пород. Такие буровые растворы имеют сложный компонентный состав и предельные концентрации ингибирующих реагентов. Технологические параметры и показатели свойств буровых растворов в процессе углубления скважины поддерживаются в строго регламентированных пределах и не изменяются до спуска технической колонны. Однако при бурении на новых площадях главная проблема предотвращения осложнений связана с непредсказуемостью литологического состава горных пород, фактическими условиями их залегания, конкретными значениями поровых давлений, свойствами вскрываемых коллекторов и пластовых флюидов. Эффективность поисково-разведочных работ в этом случае определяется качеством проводимых в скважине промыслово-геофизических исследований, обеспечения их комплексности и информативности. Нашими исследованиями выявлено [2], что используемые в настоящее время высокоингибирующие системы буровых растворов, наряду с полезными технологическими условиями проводки скважин, создают специфические условия, изменяющие и искажающие геолого-геофизические характеристики вскрываемых горных разрезов. В результате снижается информативность электрометрических, радиометрических и акустических методов каротажа. Резко падает достоверность геофизических заключений, определяемая полнотой комплексов геофизических исследований, получением качественных каротажных материалов, возможностью использования стандартных методик интерпретации. Становятся невозможными количественные оценки глинистости, пористости, нефтегазонасыщенности, возможен пропуск коллекторов. Принципы формирования методов исследования скважин определяются промыслово-геологическими задачами, степенью изученности региона, геологической базой данных и методиками интерпретации геофизических материалов. В конечном итоге ценность геолого-геофизической информации определяется возможностью принятия на ее основе наиболее эффективных производственных решений на всех стадиях строительства скважин.

Трансформационная стратегия управления устойчивостью горных пород В данной работе мы представляем принципиально новую технологию управления устойчивостью горных пород. Специальными промысловыми исследованиями нами установлены количественные закономерности снижения информативности основных методов гео-

физических исследований в скважинах. На основании этого разработаны технологические принципы и критерии управления показателями свойств буровых растворов, обеспечивающих предельное ингибирование процессов гидратации и диспергирования глинистых пород, длительное сохранение устойчивости стенок скважин и выполнение полных комплексов промыслово-геофизических исследований. Теоретически спроектирован новый тип реагентов, обеспечивающих высокий ингибирующий эффект и высокое удельное сопротивление буровых систем при забойных температурах до 180 0С.

Метрологическое обеспечение технологии бурения скважин К числу наиболее важных элементов технологии бурения скважин относится обязательный контроль параметров технологических процессов и свойств буровых растворов. Результаты метрологического контроля являются основой для дальнейшего совершенствования технологии строительства скважин. Необходимо отметить, что традиционно применяемые комплексы контролируемых параметров и свойств буровых растворов в большинстве случаев являются неполными, а результаты их измерений содержат существенные погрешности. Это служит одной из причин непроизводительных затрат времени и материальных средств при бурении и проведении исследовательских работах в скважинах [3]. Наиболее важной задачей метрологического обеспечения бурения скважин является получение достоверной информации о значениях параметров технологических процессов и свойств буровых растворов, обеспечивающей возможность своевременного обнаружения отклонений от регламентированных значений. Это позволяет своевременно принимать необходимые меры по оперативному регулированию свойств буровых растворов, предотвращая тем самым возникновение осложнений и аварий при бурении и выполнении технологических операций в скважинах. При этом должны выполняться следующие метрологические принципы управления скважиной при бурении: - обеспечение контроля полного комплекса параметров буровых растворов; - обеспечение регламентированных погрешностей измерения параметров буровых растворов; - обеспечение регламентированной периодичности контроля параметров буровых растворов; - обеспечение регламентированных границ регулирования параметров буровых растворов; - программное обеспечение контроля текущих и прогнозируемых критериев управления свойствами буровых растворов; - инженерно-технологическое обеспечение контроля и регулирования регламентированных критериев управления свойствами буровых растворов.

Регламентирование показателей свойств буровых растворов Практический выбор контролируемых технологических параметров и показателей свойств буровых растворов, технических средств и методик измерений регламенти№ 4 (16) 2012

53


Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений руется разработанными техническими инструкциями для каждой конкретной скважины исходя из целей и задач бурения. При эксплуатационном и разведочном бурении в обязательном порядке должны обеспечиваться следующие требования к буровым растворам: - требования к консолидирующим, ингибирующим и антидиспергирующим свойствам растворов, обеспечивающие длительную устойчивость горных разрезов; - требования к электрометрическим, радиометрическим, акустическим свойствам растворов, обеспечивающим возможность применения полного комплекса ГИС, получения качественных каротажных материалов, использования стандартных методик и достоверную интерпретацию результатов промыслово-геофизических исследований горных разрезов; - требования к фильтрационным и триботехническим свойствам растворов, исключающие возникновение прихватов бурильной колонны и геофизических приборов, возникновение высоких вращательных и осевых нагрузок при бурении и ГИС; - требования к реологическим свойствам растворов, обеспечивающим полную очистку ствола скважины при бурении, свободное прохождение геофизических приборов при ГИС, низкие пусковые давления при возобновлении циркуляции после СПО.

Требования к вскрытию высококоллоидальных глинистых пород Для безаварийного вскрытия высококоллоидальных глинистых пород необходимо обеспечить предельное ограничение гидратации глинистых минералов. В качестве критерия ингибирующей активности буровых растворов широкое промысловое подтверждение получил пок��затель увлажняющей способности (По, см/ч). Определение этого показателя проводится согласно [4]. Регламентирование величины увлажняющей способности для конкретных геолого-технических условий бурения предотвращает осложнения, связанные с набуханием и диспергированием глинистых пород. Важная особенность использования данного показателя заключается в возможности прогнозирования времени устойчивости глинистых пород аналитическим методом. Имеющийся промысловый материал показывает, что ингибирование по показателю (По) на уровне 1—3 см/ч обеспечивает безаварийность бурения в большинстве интервалов глинистых пород. При этом нами установлено, что для поддержания показателя увлажняющей способности в регламентированном интервале требуется вводить ингибиторов в 3—5 раз меньше, чем принято в современных высокоингибирующих системах буровых растворов.

Требования к вскрытию слабосвязанных горных пород При вскрытии интервалов, представленных слабосвязанными фрагментами пород, в том числе и не набухающих, устойчивость определяется силами механического сцепления этих фрагментов. Обычно при вскрытии таких 54

интервалов на традиционных буровых растворах сразу начинаются интенсивные осыпи и обвалы. Предотвращение осложнений в таких зонах можно обеспечить только за счет использования принципиально новых, консолидирующих реагентов. Ввод таких реагентов в значительной степени повышает силы сцепления между фрагментами пород, которые количественно можно оценивать по показателю предельной прочности на сжатие. Величина предельной прочности на сжатие (σсж) рассчитывается по формуле [5]: (1)

σсж =

P , S

где: Р — вертикальная нагрузка, г; S — площадь основания образца, см2. Анализ имеющегося промыслового опыта показывает, что стабилизация ствола скважины в осыпающихся интервалах обеспечивается консолидирующей способностью промывочной жидкости по показателю предельной прочности на сжатие (σсж) на уровне 40—60 г/см2.

Контроль показателей свойств промывочных жидкостей при бурении Для контроля технологических параметров и показателей свойств промывочных жидкостей в промысловых условиях применяются портативные лаборатории: «PORTA», «Метеор» (OFITE), «AIRPLANE KIT», ротационные вискозиметры модели 35SА (фирмы FANN), электронные рН-метры, машины определения смазочных и противоприхватных свойств EP/Lubricity Tester, Stiking Tester (США) для определения коэффициента трения и прихватоопасности. Для оценки диспергируемости и термостабильности используется 4-вальцовая печь Roller Ovens (OFITE). Специальный комплект лабораторного оборудования используется для определения ионной активности фильтрата бурового раствора; удельного электрического сопротивления (УЭС, Ом•м); адсорбционной емкости в бентонитовом эквиваленте (содержания активной коллоидной составляющей раствора по методу МВТ, кг/м3); ингибирующей способности бурового раствора по показателю (По ,см/час); межфазного поверхностного натяжения на границе «фильтрат — углеводород» (σо, мН/м) на тензиометре K9 (KRÜSS GmbH); консолидирующей (упрочняющей) способности бурового раствора по показателю предельной прочности на сжатие (σсж, г/см2). При этом обеспечивается полнота контролируемых параметров и свойств буровых растворов на всех этапах строительства и эксплуатации скважин. В таблице 1 представлены пределы изменения показателей свойств буровых растворов и реагенты для их регулирования, обеспечивающие успешную реализацию технологии управления скважиной в неустойчивых разрезах горных пород. Компания «Химбурнефть» является разработчиком и производителем экологически безопасных химических


Две стратегии управления устойчивостью горных пород при эксплуатационном и поисково-разведочном бурении

Таблица 1. Регламентируемые

параметры бурового раствора HBN 2012 и реагенты для обеспечения требуемых показателей свойств

Параметры

Пределы изменения

Период измерений, ч

Обеспечение специальных параметров реагентами

ОБЩИЕ 1,08—2,20

0,25

Барит, Магбар

30—60

0,25

ФХЛС, гумитин

30—60/60—150

2—4

ПББ, ПБВ, АСГ

60—150

24

ПББ, ПБВ, АСГ

Пластическая вязкость, (ηпл), мПа•с

7—30

24

ПББ, ПБВ, АСГ

Фильтрация (Ф) за 30 мин, см3

2—5

2—4

7,5—8,5

2—4

0,7—0,9

2—4

ХБН

Плотность (ρ), г/см3 Условная вязкость (УВ), с Статическое напряжение сдвига (СНС1/10), дПа Динамическое напряжение сдвига (τо), дПа

Водородный показатель (ρН)

КМЦ, РКП

СПЕЦИАЛЬНЫЕ Удельное электрическое сопротивление, Ом•м Показатель увлажняющей способности (По), см/ч

1—3

24

ХБН

Показатель диспергирующей способности (Д), %

10—13

24

ФК-Н, ФК-М

Показатель прочности на сжатие (σсж), г/см2

40—60

24

ХБН 02

Фильтрация в пластовых условиях (Фпл) при 150—180 0С, см3

10—30

24

ХБН 01

0,2

24

ХБН 03

Седиментационная устойчивость (∆ρt) при 150—180 0С, г/см3 Коэффициент трения (Ктр)

реагентов и материалов для бурения нефтегазовых скважин, выполняет сервисные работы по анализу качества используемых продуктов, физико-химических, структурно-реологических и технологических показателей свойств буровых растворов, а также осуществляет инжиниринг буровых растворов при строительстве поисково-разведочных и эксплуатационных скважин в различных геологических условиях.

Список использованных источников и литературы 1. Кошелев В. Н. Общие принципы ингибирования глинистых пород и заглинизированных пластов //

0,1—0,3

2—4

ФК-2000 Плюс М

Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2004, № 1. — С. 13—15. 2. Филиппов Е. Ф. Разведка недр бурением. LAP LAMBERT Academic Publishing, 2011. — 120 c. 3. Демихов В. И., Филиппов Е. Ф. Практическая реализация основных принципов метрологического обеспечения технологии бурения скважин // Бурение и Нефть. — 2007, № 4. — С. 22—24. 4. Патент РФ № 1222670 / Способ оценки ингибирующих свойств буровых растворов / А. И. Пеньков, А. А. Пенжоян, В. Н. Кошелев // Бюлл. изобретений № 13, 1986 г. 5. Патент РФ № 1708823 / Буровой раствор / А. И. Пеньков, Н. П. Левик, Е. Ф. Филиппов, З. В. Бугаенко, Н. Т. Вележева, В. И. Сагин // Бюлл. изобретений № 4, 1992 г. № 4 (16) 2012

55


Инновации, технологии и тренды

СПГ НА МИРОВОМ ГАЗОВОМ РЫНКЕ На мировом рынке у глеводородов зафиксирован новый тренд — рос т об ъемов торговли с ж и ж енным природным га зом. Сегодня СПГ рассматриваетс я в к ачес тве приоритетной технолог ии импорта це лым рядом стран, вк люча я Японию, Францию, Бельгию, Испанию, Южную Корею и США. Д ля России ж е, по мнению некоторых специа лис тов, СПГ мож е т с тать наиболее перспек тивным пу тем ра звития га зовой промыш леннос ти.

Кузниченков Ю. Н. Со в е т н и к г ен ера л ь н о г о д и р ек то ра З АО « НЕОЛАНТ З а п а д », С а н к т-П е т ер б у р г

Кто в лидерах? Россия в сфере производства, хранения, транспортировки и потребления сжиженного природного газа (СПГ), к сожалению, серьезно отстала от Запада и сегодня вынуждена догонять таких конкурентов, как карликовое государство Катар, отмеченное на карте мира цифрой № 38 и производящее около 75 млн т СПГ ежегодно. Для сравнения: на Сахалинском заводе СПГ, построенном иностранными партнерами Газпрома, производится около 10 млн т. Около 10 лет мы топчемся на Штокмане, решая, то ли пустить природный газ в трубу, то ли заняться производством СПГ. Наши партнеры по освоению Штокмановского газоконденсатного месторождения — французы и норвежцы, — понимая, что производство сжиженного газа в мире значительно вырастет, склоняются к производству на Штокмане только СПГ, отвергая идею строительства трубы из этого района (кроме необходимой газификации Мурманска и области). Согласно прогнозам британского аналитического агентства Evaluate Energy, опубликованным в конце февраля 2011 года, мировое производство сжиженного природного газа может увеличиться более чем на 50 % в течение следующих пяти лет. С 2005 года рост объемов производства превысил 60 %, достигнув уровня 260 млн т в год (по состоянию на конец 2010 года). При условии, что все находящиеся в стадии подготовки и строительства проекты по производству СПГ в мире будут успешно запущены в эксплуатацию согласно графикам, данная динамика роста производства этого вида топлива имеет хорошие шансы на продолжение. Основная часть СПГ в настоящее время производится в странах Азиатско-Тихоокеанского региона (около 80 млн т) и на Ближнем Востоке (около 75 млн т). Со56

гласно прогнозам, основная часть увеличения производства СПГ в предстоящие годы придется именно на эти регионы. Западная Африка и Латинская Америка, как ожидается, практически удвоят свое производство СПГ в течение 5 лет: до 50 млн т и 25 млн т в год соответственно. В то же время Европа и Средняя Азия вряд ли продемонстрируют какое-либо увеличение производства, и позиции этих регионов в данном сегменте останутся достаточно скромными. На мировом рынке СПГ доминирующие позиции продолжают занимать такие крупные нефтегазовые компании, как Qatar Petroleum, алжирская Sonatrach и малазийская Petronas. Ожидается, что Qatar Petroleum и Sonatrach значительно увеличат выпуск СПГ в течение ближайших нескольких лет до 50 млн т и 30 млн т соответственно. Хорошую динамику увеличения выпуска СПГ в последние годы демонстрируют такие игроки, как Royal Dutch Shell, ExxonMobil, а также BP и Total. К 2020 году Shell имеет хорошие шансы стать третьим по величине в мире производителем СПГ, а ExxonMobil может занять ��етвертое место в списке, достигнув объемов производства СПГ около 20 млн т в год каждая. Российский газовый лидер Газпром, являющийся на сегодняшний день четырнадцатым по уровню производителем СПГ в мире, также, по мнению аналитиков Evaluate Energy, может более чем вдвое увеличить выпуск этого вида топлива в течение ближайшего десятилетия. Что касается инвестиций в сегмент производства СПГ, то для достижения прогнозируемого роста в мире потребуются совокупные капитальные вложения в размере около $ 200 млрд. Природный газ, и в частности СПГ, остается топливом, объемы потребления которого будут расти наибольшими темпами. Этому будут способствовать такие факторы, как растущий


СПГ на мировом газовом рынке

спрос на газ со стороны производителей электроэнергии, особенно в развивающихся странах, а также массовый переход на использование газа на фоне отказа от использования угля в целях сокращения выбросов СО2, — сообщается в исследовании компании ExxonMobil. Спрос на СПГ в мире растет. Однако эта тенденция может затормозиться вследствие роста разведанных запасов газа из нетрадиционных источников, особенно в США. Тем не менее растущие аппетиты азиатских потребителей вселяют определенный оптимизм в производителей и инвесторов. Это подтверждается решением Газпрома вдвое увеличить производительность будущего завода СПГ во Владивостоке, объявленным после переговоров с китайской стороной во время визита президента В. В. Путина. Планируется также увеличить производительность путем строительства третьей очереди завода СПГ на юге Сахалина и довести общее производство этих двух заводов к 2030 году до 20—25 млн т. Также активно развивается проект «Новатэка» и Total «Ямал — СПГ», предусматривающий ввод в 2016 году в эксплуатацию завода СПГ производительностью 15—17 млн т. В то же время появилась информация об угрозе появления американского газа на рынке СПГ. США, уже изменившие ситуацию на мировом рынке газа за счет сланцевой революции, готовятся к новому перевороту — экспорту сжиженного природного газа. ExxonMobil с Qatar Petroleum вложат до $ 10 млрд в завод по сжижению газа и экспортный терминал. Уже одобрен сходный проект Cheniere Petroleum, в него хотят войти госфонды Китая и Сингапура. В госорганы США поданы заявки на мощности по сжижению 110 млрд кубометров газа в год. Если реализуются все известные проекты, объемы превысят 200 млрд кубометров — это на треть больше экспорта Газпрома. Причем ориентирован американский СПГ на рынок Азиатско-Тихоокеанского региона, куда не слишком успешно пытается проникнуть российская монополия.

Что такое СПГ? Сжиженный природный газ представляет собой обыкновенный природный газ, охлажденный до температуры –162 °С (так называемая температура сжижения) для хранения и транспортировки в жидком виде. Хранится он в изотермических резервуарах при температуре кипения, которая поддерживается вследствие испарения СПГ. Данный способ хранения СПГ связан с тем, что для метана, основной составляющей СПГ, критическая температура –83 °С, что гораздо ниже температуры окружающей среды и не дает хранить сжиженный природный газ в резервуарах высокого давления. Для использования СПГ подвергается испарению до исходного состояния без присутствия воздуха. При регазификации (возвращении газа в исходное парообразное состояние) из одного кубометра сжиженного газа образуется около 600 м 3 обычного природного газа. Как правило, вещества, температура которых –100 °С (–48 °F) или ниже, считаются криогенными и требуют специальных технологий для обработки. Для сравнения, самая низкая зарегистрированная температура

на Земле составляет –89,2 °С (Антарктика), а в населенном пункте –77,8 °С (поселок Оймякон, Якутия). Криогенная температура сжиженного природного газа означает, что контакт с СПГ может вызвать изменение свойств контактирующих материалов, которые впоследствии станут ломкими и потеряют свою прочность и функциональность. Поэтому в отрасли СПГ используют специальные материалы и технологии. По своему химическому составу сжиженный природный газ представляет собой смесь метана, этана, пропана и бутана с небольшим количеством более тяжелых углеводородов и некоторых примесей, в частности азотных и комплексных соединений серы, воды, углекислого газа и сероводорода, которые могут существовать в исходном газе, но должны быть удалены перед сжижением. Плотность сжиженного природного газа, как правило, находится в диапазоне 430—470 кг/м 3, а его объем составляет примерно 1/600 объема газа в атмосферных условиях. Это делает его примерно на треть легче, чем воздух. СПГ имеет меньшую плотность, чем вода, что позволяет ему находиться на поверхности в случае разлива и вернуться к парообразному состоянию достаточно быстро. Сжиженный природный газ не имеет запаха, бесцветен, не вызывает коррозии, не горюч и не токсичен. При воздействии на окружающую среду СПГ быстро испаряется, не оставляя следов на воде или почве. В своей жидкой форме сжиженный природный газ не имеет способности взрываться или воспламеняться. При испарении природный газ может воспламениться в случае контакта с источником горения и если концентрация испарений в воздухе будет составлять от 5 до 15 %. Если концентрация паров газа менее 5 %, то для начала возгорания испарений недостаточно, а если более 15 %, то в окружающей среде будет ощущаться нехватка кислорода. Сжижение природного газа имеет следующие преимущества: - плотность газа увеличивается в сотни раз, что повышает эффективность и удобство хранения, а также транспортировки и потребления энергоносителя; - СПГ не токсичен. Хранение его осуществляется в теплоизолированной емкости при температуре –162 °С. Большие объемы СПГ возможно хранить в специальных наземных резервуарах при атмосферном давлении; - СПГ может транспортироваться специальными танкерами-газовозами, а также железнодорожным и автомобильным видами транспорта в цистернах; - СПГ дает возможность газификации объектов, удаленных от магистральных трубопроводов на большие расстояния, путем создания резерва СПГ непосредственно у потребителя, без строительства дорогостоящих трубопроводных систем; - СПГ является источником не только сухого природного газа, транспортируемого по газопроводам, но и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) — этана, пропана, бутанов и пентанов, входящих в состав СПГ и выделяемых при регазификации. Эти углеводороды используются в качестве нефтехимического сырья и в качестве источника экологически чистого топлива для различных видов транспорта, а также в быту. № 4 (16) 2012

57


Инновации, технологии и тренды Технология производства СПГ Природный газ очищается от механических примесей через фильтры грубой и тонкой очистки, направляется в адсорбционные установки, где удаляется конденсат. Осушка газа осуществляется до точки росы –700 ºС. Осушенный газ направляется на блок комплексной очистки (БКО), где происходит очистка газа от химических примесей, в том числе углекислого газа (до 0,5 % об). Очищенный природный газ попадает в установку сжижения с компрессионно-дроссельным циклом со смешанным холодильным агентом. Контур производит энергию холода, и переданный в цикл сжижения холод конденсирует очищенный природный газ. Избытки природного газа дожигаются в факельной установке. При необходимости тяжелые углеводороды удаляются после кожухо-трубного теплообменника для получения качественного состава сжиженного природного газа, требуемого для питания двигателей внутреннего сгорания. После системы сжижения СПГ направляется на хранение. Хранение осуществляется в специальных криогенных сосудах, заполнение транспортных емкостей производится на специально оборудованной площадке. Система производства СПГ работает полностью в автоматическом режиме. Основные параметры работы линии направляются на диспетчерский пункт (операторская). Производство СПГ практически не вызывает загрязнений воздушного и водных бассейнов, а также не дает отходов. Производство находится за пределами санитарно-защитных зон, включая населенные пункты. Полученный на установке СПГ соответствует топливу по качеству EURO 5. Что представляет собой такой завод? Производство СПГ кардинально отличается от нефте- и газоперерабатывающего. Завод, по сути, похож на громадный холодильник, обеспечивающий охлаждение и перевод в жидкое состояние чистого природного газа, в котором отсутствуют вредные вещества и примеси. Практически после регазификации это тот самый газ, который горит на кухнях у миллионов наших сограждан. Технологически процесс получения СПГ включает три этапа: подготовку добытого сырья к сжижению (удаление из него воды, конденсата и углекислого газа), предварительное охлаждение очищенного газа и окончательное его сжижение. На втором и третьем этапах применяются аппараты воздушного охлаждения и специальные теплообменники. Для завода природный газ служит одновременно и топливом. На нем работают газотурбинные установки, питающие предприятие электроэнергией. Тем самым обеспечивается минимальное воздействие на окружающую среду. Насколько опасно с точки зрения экологии производство сжиженного газа? Например, в Алжире с момента запуска там в 1964 году первого завода СПГ не зафиксировано ни одной техногенной аварии, повлекшей какие-либо серьезные последствия. На сегодняшний день сложились следующие области применения технологий СПГ: - транспортная технология. Морской транспорт сжиженных углеводородов с месторождения на рынки сбыта; 58

- оптимизация транспортных расходов на доставку газа потребителю. Для этой цели также используются ПХГ — подземные хранилища газа — и хранилища компримированного газа в трубопроводах высокого давлениях, в перспективе до 30 МПа, и добавление к сетевому газу низкого давления этана/пропана в смеси с азотом и/или воздухом для снижения калорийности смеси до уровня сетевого газа. Сюда относится покрытие пиковых нагрузок в газораспределительных сетях (за счет накопленного резерва СПГ) и оптимизация загрузки (вплоть до пиковой) магистральных трубопроводов; - транспортно-распределительная технология. Газификация удаленных потребителей, не имеющих доступа к газораспределительным сетям; - СПГ как топливо для транспортных средств (локомотивов, судов). Эти области применения СПГ часто совмещаются между собой. Так, доставляемый морским транспортом на регазификационный терминал СПГ может использоваться для поставки его на удаленные объекты в качестве топлива для транспортных средств и резерва для покрытия пиковых нагрузок в газораспределительных и магистральных сетях. СПГ, производимый с целью оптимизации загрузки магистрального газопровода, может использоваться в дальнейшем для доставки его удаленным потребителям, не имеющим доступа к газораспределительным сетям, для покрытия пиковых нагрузок в газораспределительных сетях и в качестве топлива для транспортных средств и т. д. Основное развитие технология СПГ получила как газотранспортная технология доставки сжиженных углеводородов на Тихоокеанском и Атлантическом рынках. Другие области применения технологий СПГ нашли в основном в Северной Америке. Торговля СПГ предполагает развитие особой инфраструктуры, требующей использования уникальных технологий для сжижения газа, его транспортировки в специальных емкостях при низкой температуре и регазификации.

Экологические риски Производство, транспортировка и регазификация СПГ представляют определенную угрозу водной и береговой природной среде. Дноуглубительные работы при строительстве и обслуживании, удаление извлеченного грунта, строительство пирсов, причалов, волнорезов и других прибрежных конструкций, а также эрозия могут оказывать краткосрочное и долгосрочное воздействие на места обитания водных и околоводных организмов. Прямое воздействие может включать физическое уничтожение или покрытие донных, береговых и наземных местообитаний в дополнение к изменениям картины течений и связанного с этим характера и скорости образования отложений, в то время как косвенное воздействие может возникать за счет изменения качества воды в результате взвешенных отложений или сброса ливневых стоков и сточных вод. Кроме того, сброс балластной воды и осадка с судов при работах по погрузке СПГ на терминалах может привести к внесению заносных видов водных организмов.


№ 4 (16) 2012

59


Инновации, технологии и тренды

рисунок 1.

Схема завода по производству СПГ

Безопасные и опасные отходы, обычно образующиеся на объектах СПГ, включают, среди прочего, общие канцелярские и упаковочные отходы, отработанные масла, загрязненные маслом тряпки, гидравлические жидкости, использованные аккумуляторные батареи, пустые банки из-под краски, использованные химикаты и пустые емкости из-под химикатов, отработанные средства обессеривания и осушки (например, молекулярные сита) и загрязненные нефтью шламы с водомасляных сепараторов, отработанные амины из установок по очистке газа от кислых компонентов, металлолом и медицинские отходы. В связи с этим отходы следует разделять на безопасные и опасные и изучать возможности их вторичного применения или переработки до их удаления. Необходимо разработать план удаления и обезвреживания отходов, который должен предусматривать механизм, позволяющий отследить отгрузку отходов с места их образования и их прохождение до места их окончательного размещения. Хранение, погрузку/ разгрузку и удаление опасных и безопасных отходов следует осуществлять в соответствии с надлежащей практикой охраны окружающей среды, здоровья и труда в части удаления и обезвреживания отходов. Экологические проблемы, обычно возникающие в связи с эксплуатацией судов и судоходством (например, проблемы обращения с опасными материалами, сточные воды и иные стоки, выбросы в атмосферу, а также образования твердых отходов и обращения с ними в связи с эксплуатацией газовозов и танкеров для перевозки СПГ), а также рекомендации по решению этих проблем рассматриваются в Руководстве по охране окружающей среды, здоровья и труда для 60

судоходства. Буксиры и суда для перевозки СПГ могут представлять собой существенный источник выбросов в атмосферу, влияющий на качество воздуха, особенно если отгрузочная эстакада расположена в непосредственной близости от берега. При проектировании, постройке и эксплуатации судов для перевозки СПГ следует придерживаться международных стандартов и кодексов, касающихся, в частности, требований к корпусу (например, наличие двойного корпуса с межкорпусным пространством), изоляции груза, регулирования температуры и давления, балластных цистерн, систем аварийной защиты, противопожарной защиты и подготовки экипажа. Одним из примеров международных стандартов и кодексов служит, в частности, разработанный Международной морской организацией Международный кодекс постройки и оборудования судов, перевозящих сжиженные газы наливом (известный также как Международный кодекс по газовозам, или МКГ). Дополнительные рекомендации содержатся в стандартах, правилах, принципах и указаниях, опубликованных Обществом международных операторов газовозов и газовых терминалов (ОМОГТ). Международными нормами (правило 26 приложения I к конвенции МАРПОЛ 73/78) предписывается иметь на судах для перевозки СПГ «Бортовой план действий в чрезвычайной обстановке». Планы действий в чрезвычайных ситуациях для объектов СПГ должны касаться и операций слива-налива, а также, в соответствии с рекомендациями ИМО, предусматривать порядок связи и координации действий между судами и береговыми объектами.


Russian Oil&Gas Industry Week 4-6 марта 2013, г. Москва

Национальный нефтегазовый форум

событие, о котором говорят все ключевые эксперты отрасли

подробнее на www.oilandgasforum.ru


Информационные системы и технологии

«ИНЖГЕО»: СЕМЬ ЛЕТ ОПЫТА ТРЕХМЕРНОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ Ог раниченные запасы нефти и га за, ра звитие техники и у х удшающ а яс я экология побу ж д ают созд авать более с ложные технологии, направленные н а у ве личение гл у бины перера б отки нефти, повышение к ачес тва нефтепроду к тов, у ве личение ассор тимента проду кции нефте- и га зопереработки, сни ж ение ра зличного род а выбросов. С дру гой с тороны, ввиду возрас тающей конк у ренции повышаютс я требования инвес торов к срок а м ввод а об ъек та в промыш ленн у ю эксп л уата цию. Все это зас та вляе т ин ж иниринговые комп а нии сокра щ ать время проек тирования, одновременно повыша я к ачес тво работы и при этом удержива я конк у рентоспособные цены.

Кощеев В. И. З а м ес т и т е л ь н ач а л ь н и к а ко м п л екс н о г о отд е л а п ер ера б от к и н ефт и и га з а, к рас н о д а р

П

роектирование технологических объектов нефтегазовой отрасли — очень сложный и многогранный процесс, в котором задействовано большое количество специалистов разного уровня. Чтобы выпустить проектную документацию надлежащего качества и в срок, все они должны работать в режиме четко отлаженного механизма. Комплексный отдел переработки нефти и газа ЗАО «НИПИ «ИнжГео» (далее КО ПНГ) занимается разработкой технологических и монтажных решений при проектировании объектов подготовки и переработки нефти и газа, резервуарных парков, насосных и компрессорных станций, сливо-наливных эстакад. Отдел обладает самыми передовыми технологиями и ноу-хау в данной области. Наличие высококвалифицированных специалистов и первоклассного программного обеспечения позволяет осуществлять проектирование объектов максимальной сложности, выпускать более качественную документацию в более сжатые сроки по сравнению с конкурентами. Еще в 70-х годах ХХ века ведущим мировым инжиниринговым компаниям стало ясно, что стандартная технология проектирования уже исчерпывает свой потенциал по снижению сроков и увеличению качества. Даже появление компьютерных чертежных программ не решало проблему

62

кардинально. Среди основных затруднений, с которыми сталкивались специалисты, можно выделить следующие: - большая часть процессов при проектировании идет последовательно, нет возможности сделать их параллельными, поскольку «выходные» чертежи одной специальности являются «входными» для другой; - крайне сложно оценить в комплексе все технические решения ��о чертежам разных специальностей, что порождает ошибки в принятии технических решений или нестыковки между различными конструкциями. Это приводит к появлению дополнительных затрат на переделки в процессе строительства; - постоянно присутствует огромное количество ошибок, связанных с человеческим фактором, таких как неточности подсчета спецификаций, ошибочные записи материалов в спецификациях и т. п. Следствием этого может стать закупка недостаточного либо, наоборот, избыточного количества оборудования и материалов, а также приобретение вообще не того, что требуется. Все эти проблемы приводят либо к упущенной выгоде в случае с невозможностью сократить сроки, либо к значительным материальным издержкам, возникающим на строительной площадке при устранении ошибок. Самыми существенными является издержки, связанные с коллизиями, когда на строительной площадке оказывается,


«Ин ж г ео»: семь лет опыта трехмерного проектирования

что одни конструкции пересекают другие, и приходится переносить или ломать и заново строить уже смонтированное. В этом случае расходы могут быть сравнимы со стоимостью проектирования. Решением, позволяющим добиться сокращения сроков проектирования, сделав многие процессы параллельными, технические решения — максимально взвешенными, обеспечить отсутствие коллизий и ошибок, связанных с человеческим фактором, стало появление технологии трехмерного проектирования. Базовым принципом этого метода является создание комплексной трехмерной модели с помощью специально подобранных для конкретных условий изделий и материалов (подобно процессу строительства), всесторонней проверки этой модели, а затем максимально автоматизированного получения проектной документации: чертежей, спецификаций и т. п. из трехмерной модели. Внедрение технологии трехмерного проектирования — очень сложный, длительный и дорогостоящий процесс, вынуждающий проектную компанию полностью перестроить большую часть процессов внутри проектного подразделения. Необходимость данной «перестройки» зачастую становится причиной неудач и отказа от использования новой технологии из-за появления разного рода проблем, которые возникают как в процессе ее освоения, так и до его начала. Для успешного внедрения технологии трехмерного проектирования необходимы три основных составляющих: - финансовые инвестиции; - четкое понимание руководством компании необходимости внедрения, готовность проводить функциональные и кадровые изменения в проектном подразделении; понимание нюансов процесса; - наличие квалифицированных специалистов, имеющих опыт внедрения или работы с технологией трехмерного проектирования и объединенных большим желанием осуществить данный проект. Практика внедрения технологии трехмерного проектирования в российских компаниях показывает, что если хотя бы один пункт не выполняется, то результата не будет. В 2005 году благодаря своевременным и дальновидным решениям руководства ЗАО «НИПИ «ИнжГео» все три условия были соблюдены, и группа из шести человек приступила к работе. Были создан отдел «Трехмерное проектирование», который предусмотрительно включили не в основное проектное подразделение, а в подразделение по развитию, что позволило преодолеть самый сложный и важный начальный этап внедрения, предшествующий первому реальному проекту. Этот этап включал в себя выбор системы трехмерного проектирования, обучение, освоение архитектуры системы, механизмов ее функционирования, систематизацию разрабатываемой документации, создание структуры базы данных (каталога элементов), создание типовой структуры организации проекта, систематизацию и создание классов материалов трубопроводов, осуществление настроек и автоматизацию получения чертежей и текстовой документации из модели, выполнение нескольких «пилотных» проектов — и все это на основании серьезного опыта совместных международных проектов с использованием технологии трехмерного проектирования (см. рис. 1). При выполнении «пилотных» проектов по уже разработанной документации была поставлена вполне не «пилотная» задача: выявить коллизии и несогласованные проектные

Рисунок 1. Площадка резервуарного парка «Козьмино»

Рисунок 2. Пример

коллизии между трубопроводом и строительными конструкциями

решения и устранить их до начала строительства. Причем в этих проектах документация разрабатывалась несколькими проектными институтами сразу. Результат превзошел все ожидания. Специалисты обнаружили значительное число неувязок между разными частями проекта, а также противоречия между разными институтами (см. рис. 2, 3). Большую часть этих ошибок крайне сложно обнаружить, не имея комплексной трехмерной модели, поскольку они находятся на стыке разных дисциплин проекта. Уже через два с половиной года был выпущен первый небольшой реальный проект, а отдел трехмерного проектирования был переведен в проектное подразделение института и на его основе был создан комплексный отдел переработки нефти и газа. Следует отметить, что процесс внедрения и автоматизации процессов проектирования, так же как и создание и поддержка баз данных в актуальном состоянии, — это № 4 (16) 2012

63


Информационные системы и технологии

Рисунок 3. Пример

несогласованного решения: подземные сети пожаротушения оказались над землей (красные трубы — вода, оранжевые — пена)

Рисунок 5. Склад

СУГ: модель (сверху), строящийся объект (снизу)

64

Рисунок 4.

Отклонение реального расположения емкости от ее проектного положения (видно по штуцеру)

Рисунок 6. Склад

СУГ: модель (сверху), строящийся объект (снизу)


«Ин ж г ео»: семь лет опыта трехмерного проектирования

постоянный процесс. Его девиз: «все, что теоретически может быть автоматизировано, должно быть автоматизировано». На сегодняшний день отдел насчитывает более 40 специалистов, входящих в состав трех технологических, четырех монтажных и одной группы администраторов системы трехмерного проектирования. В результате обобщения зарубежного опыта и применения его в плоскости российских норм отделом разработаны уникальные ноу-хау, которые позволяют не только улучшить качество проектных решений, но и сократить время выполнения определенных процессов. Например, разработана универсальная система классов материалов трубопроводов и созданы типовые классы материалов для всех ячеек этой системы. В результате для каждого нового проекта не нужно проводить систематизацию технологических параметров процессов, накладывать их на климатические условия и создавать новые классы материалов для проектирования. Достаточно выбрать набор уже готовых классов, отвечающих данным условиям, в которых при необходимости (обычно по желанию заказчика) можно точечно заменить один материал на другой равноценный (например, задвижку одного производителя — на задвижку другого). Это избавляет от выполнения громадного объема подготовительной работы в начале проектирования, связанной с выбором материалов, расчетов толщин стенок и т. п. Другой пример — полная автоматизация получения ведомости объемов работ по монтажу трубопроводов для последующего составления сметы стоимости этих работ. Сложность в том, что стоимость монтажа трубопроводов зависит от многих параметров: давления в трубопроводе, высоты прокладки от уровня земли в месте монтажа (причем начиная с высоты более 5 м цена меняется через каждый метр), от того, горизонтальный это участок или вертикальный, и от категории трубопровода. В «ручном режиме» на подсчет ушло бы больше недели. Только при изначально правильной систематизации стало возможным идентифицировать каждый элемент модели по всем этим параметрам и написать программу, которая автоматически выдает результат по любому сооружению, нескольким сооружениям или всему объекту в нужном виде в течение времени от нескольких секунд до нескольких минут и с абсолютной точностью. Разработана система автоматизированного создания чертежей на базе модуля DRAFT, которая значительно сокращает время, затрачиваемое на нарезку чертежей из модели. Пользователь только создает обзорный план, на котором определяет полистовую разбивку, а система автоматически создает чертежи с соответствующим «кей-планом» на каждом листе. Максимально автоматизировано и оформление чертежей согласно требованиям ГОСТ, автоматизирован перевод готовых чертежей в формат AutoCAD в соответствии со стандартом предприятия для сдачи в электронный архив, автоматизировано получение спецификаций и ведомостей трубопроводов согласно требованиям ГОСТ, написано большое число других приложений, позволяющих упростить или ускорить работу проектировщика, автоматизировать рутинные процессы, визуализировать трубопроводы по группам продуктов или по статусу готовности, некорректные трубопроводы и их элементы и т. д. Все это дает возможность акцентировать внимание на качестве принимаемых решений, максимально исключить человеческий фактор, осуществить комплексный анализ

Рисунок 7. Дожимная

компрессорная станция на участке Хаузак (Узбекистан)

модели, выявить все недораб��тки, ошибки принятия и реализации решений, чтобы устранить их на стадии проектирования. На реальном объекте отделом было освоено применение технологии наземного лазерного сканирования совместно с созданием трехмерной модели объекта As Built («как построено») и оценки отклонений от проектной модели (см. рис. 4). Нелишне заметить, что осваивать технологию трехмерного проектирования пытаются многие институты, которые бодро рапортуют о своих достижениях. Но в большинстве случаев при ближайшем рассмотрении оказывается, что реальность далека от пафосных статей, и не в лучшую сторону. Поэтому мы всегда рады не только детально рассказать потенциальным заказчикам о своих возможностях, но и показать процесс проектирования и получения готовой документации (см. рис. 5, 6). Благодаря реальному опыту выполнения проектов с применением технологии трехмерного проектирования институт серьезно повысил свой имидж на рынке проектных услуг и значительно усилил позиции на международном уровне, побеждая в тендерах, где обязательным условием является выполнение проекта в системе трехмерного проектирования. В данный момент одним из таких проектов является «Дожимная компрессорная станция на участке Хаузак» для ООО «ЛУКОЙЛ Узбекистан Оперейтинг Компани» совместно с компаниями ERIELL Corporation s.r.o. (Узбекистан) и KNM Process Systems Sdn. Bhd. (Малайзия). Проектирование ведется в территориально распределенных офисах в разных странах в единой трехмерной модели (см. рис. 7). Успешно используя технологию трехмерного проектирования, мы обеспечиваем наших заказчиков техническими решениями и проектной документацией самого высокого качества, соответствующей всем мировым стандартам. № 4 (16) 2012

65


Автоматизация и связь

СОВРЕМЕННЫЕ ГЕТЕРОГЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАДИОСЕТИ ОБМЕНА ДАННЫМИ ДЛЯ ТОПЛИВНОЙ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ В н ас тоящей с тат ье рассм ат рива ютс я некоторые аспек т ы с т р ои т е льс тва г етерог енных технолог ических ра диосетей1 обмена д анными д ля топ ливной и элек т р оэнерг е т ики. Опис а ны особеннос т и пос т р оени я сетей обмена д анными в района х со с лабора звитой те лекоммуник ационной инфрас трукт урой и ус ловиями с урового к лимата. Акт уа льнос ть п р е дс та в л ен н о й в с тат ь е и н ф о р м а ц и и о б ус л о в л ен а а к т и в и з а ц и ей хозяйс т венной д е я т е ль но с т и в та к и х ра йон а х — в пер ву ю очер е д ь, в а рк т ических ра йон а х Р оссийской Фе дера ции, — где с т р ои т е ль с т во т е хнолог ических ра диосе т ей ч ас то не имее т а льт ерн ат ивы.

Маргарян С. А. з а м ес т и т е л ь г ен ера л ь н о г о д и р ек то ра п о ИТ и с п ец и а л ь н ы м п р о ек та м, гл а в н ы й ко н с т р у к то р ЗАО « НПП « РОДНИК », М о с к в а

Общие сведения Технологические радиосети обмена данными создаются для решения комплекса функциональных задач, связанных с организацией мониторинга состояния (сбора данных о техническом и/или оперативном состоянии), оперативно-диспетчерского управления и информационного обеспечения в условиях, когда использование других средств связи невозможно или нецелесообразно. Значительная часть таких радиосетей предназначена для обеспечения в качестве основного или резервного средства функционирования критически важных и ответственных приложений, сбой в работе которых может приводить к серьезным авариям и катастрофам. Возрастание важности таких радиосетей в последнее время обусловлено активизацией хозяйственной деятельности и строительством объектов топливной и электроэнергетики

на территории Восточной Сибири и в арктических районах Российской Федерации. Создание и эксплуатация инфраструктуры проводных телекоммуникаций в этих районах связаны с серьезными техническими трудностями и высокими финансовыми затратами. В связи с этим наиболее надежной и экономически целесообразной для использования в этих районах была и остается радиосвязь. Область применения технологических радиосетей обмена данными определяется следующими основными оперативно-техническими возможностями и преимуществами: - надежность среды передачи (линия передачи не подвергается механическим повреждениям и разрушающему влиянию окружающей среды, а ее качество контролируется соответствующими государственными органами); - обширная оперативная зона с возможностью ее расширения за счет ретрансляции сигнала (некоторые реально построенные и эксплуатирующиеся радиосети

Технологическая сеть связи (англ. private network, прежнее название — ведомственная или корпоративная) предназначена для обеспечения производственной деятельности организаций, управления технологическими процессами в производстве. Технологии и средства связи, применяемые для создания технологических сетей связи, а также принципы их построения устанавливаются собственниками или иными владельцами этих сетей. [Федеральный закон «О связи» от 07.07.2003 N 126-ФЗ.] 1

66


Современные гетерогенные технологические радиосети обмена данными для топливной и электроэнергетики

имеют сплошную оперативную зону более миллиона квадратных километров); - применение детерминированных протоколов обмена данными, поддерживающих работу в близком к реальному масштабе времени и обеспечивающих гарантированную доставку данных в установленные регламентом работы радиосети сроки; - относительно небольшое время доступа к каналу передачи данных, обеспечивающее незначительные и приемлемые для большинства использующих радиосеть автоматизированных систем управления задержки в доставке данных; - высокая безопасность данных, циркулирующих в технологической радиосети (применяемые технологии обеспечивают защиту от подавления, перехвата или несанкционированного доступа к работе в составе технологической радиосети); - относительно низкая стоимость эксплуатации; - независимость от «чужой» инфраструктуры связи и возможность развивать ее исходя из реальных требований (радиосеть принадлежит собственно пользователю, параметры ее работы и оперативная зона могут изменяться им самостоятельно); - совместимость с разнородным оборудованием сбора и обработки данных по широко применяемым и детально отработанным интерфейсам; - простота перемещения и оперативность развертывания в новом районе; - возможность эксплуатации в жестких условиях, в том числе в экстремальных климатических условиях, характерных для Арктики. Типовые технологические радиосети в топливной энергетике строятся для распределенных объектов, в большинстве случаев, имеющих значительную протяженность. Примерами таких сетей являются радиосети управления телемеханикой Балтийской трубопроводной системы, газопроводов Ямал — Европа и «Дружба», трубопроводной системы Восточная Сибирь — Тихий океан, протяженность каждой из которых составляет несколько тысяч километров. В электроэнергетике плотность объектов может быть выше, а их географическое размещение компактнее. Примерами таких сетей являются радиосети сбора данных и управления Федеральной сетевой компании, генерирующих компаний оптового рынка и территориальных генерирующих компаний, используемые для обеспечения функционирования автоматизированных систем диспетчерского управления, технического и коммерческого учета электроэнергии. Практически все вышеупомянутые радиосети имеют архитектуру «звезда», поддерживают работу по схеме «точка — много точек» и используют различные протоколы обмена данными, в основном работающие по принципу опроса. Как правило, в составе технологической радиосети имеется центральная (базовая) станция (БС), обеспечивающая обмен с группой удаленных станций, установленных в контролируемых пунктах (КП). Связь между БС и КП может быть организована напрямую или с использованием ретрансляции.

Строительство и эксплуатация технологических радиосетей обмена данными регулируются законодательством Российской Федерации, в соответствии с которым для функционирования таких радиосетей выделены соответствующие радиочастотные ресурсы в диапазоне ультракоротких волн (УКВ). Технологическая радиосеть проектируется на длительный срок, составляющий не менее 12 лет, в течение которых она функционирует с первоначально заданными параметрами. По истечении заданного срока эксплуатации производится модернизация радиосети с переходом на более современное оборудование. В настоящее время на территории Российской Федерации развернуты и действуют радиосети, созданные на аппаратуре обмена данными УКВ-диапазона, которая условно может быть отнесена к четырем поколениям. Радиосети на аппаратуре первого поколения используют серийно выпускаемые радиостанции общего назначения с шагом сетки радиочастот 25 кГц и внешние модемы с последовательным интерфейсом RS-232. Скорость обмена данными в таких радиосетях составляет 1,2—2,4 кбит/с. Радиостанции общего назначения оптимизированы для поддержания голосовой связи, поэтому их технические характеристики (например, относительно большое время атаки передатчика, составляющее десятки миллисекунд) серьезно ограничивают оперативные параметры технологической радиосети обмена данными. Применение данного оборудования возможно в ав��оматизированных системах с медленно протекающими технологическими процессами. В топливной энергетике технологических радиосетей первого поколения практически не осталось, что обусловлено возросшими требованиями к пропускной способности и времени доступа к радиоканалу. Радиосети второго поколения построены на специализированном оборудовании с шагом сетки радиочастот 25 кГц и последовательным интерфейсом RS-232. Скорость обмена данными в таких радиосетях составляет 4,8—9,6 кбит/с. Для достижения максимальной скорости обмена данными разработчиками аппаратуры были проведены работы по комплексированию приемопередатчика и модема, в результате чего появилось оптимизированное для обмена данными устройство, получившие наименование «радиомодем». Дальнейшее строительство большинства технологических радиосетей УКВ-диапазона производилось с использованием радиомодемов. Первыми серийный выпуск радиомодемов наладили компании E.F.Johnson, Dataradio и Motorola. В настоящее время основная часть технологических радиосетей в электроэнергетике Российской Федерации построена на оборудовании второго поколения. Создание аппаратуры третьего поколения велось с учетом необходимости увеличения пропускной способности и уменьшения шага сетки радиочастот2. В результате появились радиомодемы, работающие на скоростях 9,6—19,2 кбит/с при шаге сетки радиочастот 25 и 12,5 кГц (6,25 кГц в США и Канаде) и имеющие последовательный интерфейс. Кроме того, при создании аппаратуры третьего поколения впервые была выполнена разработка

Уменьшение шага сетки радиочастот производится в связи с дефицитом радиочастотного ресурса в США и ряде европейских государств. В Российской Федерации наиболее часто применяется оборудование с шагом сетки 25 кГц. 2

№ 4 (16) 2012

67


Автоматизация и связь

таблица 1.

Технические характеристики радиомодема Integra-TR Общие характеристики

Integra-TR (Integra-TR/F)

Диапазон частот, МГц

132-174

Шаг сетки частот, кГц

380-512 6,25; 12,5; 25 кГц

Тип излучения

9K30F1D, 15K3F1D

Потребляемый ток, мА: – передача при 13,3 В

2600

– прием при 13,3 В

125

Режим сбережения

15

Рабочее напряжение, В

10—16, постоянный ток

Рабочая температура, град. C

от -30 до +60

Габаритные размеры, см

12,1 (Ш) х 11,4 (Г) x 5,6 (В)

Масса (в упаковке), г

680

Рабочий режим

cимплекс или полудуплекс Приемник

Стабильность частоты

2,5 ppm

Чувствительность

1,5 ppm

0,35 µВ для соотношения сигнал/шум 12 дБ

Избирательность, дБ

75 (для 25 кГц); 65 (для 12,5 кГц) Передатчик

Полоса пропускания без подстройки, МГц

132—150 МГц: 18, 150—174 МГц: 24 МГц

Выходная мощность при напряжении 13,6 В, Вт

450—470: 20 МГц; другие: 16 МГц

1—5, настраивается программно

Время атаки передатчика, мс

<7 50 при 5 Вт, 30 с макс. время передачи; 100 для Integra-TR/F

Рабочий цикл, % Стабильность частоты, ppm

2,5

1,5

Модем Скорость, бит/с Управление

RTS-CTS, DOX

Вид модуляции

радиотехнических платформ, включающих в себя набор типовых радиомодемов, позволяющих строить масштабируемые радиосети с учетом особенностей функционирования их отдельных элементов. Например, первая радиотехническая платформа, созданная канадской компанией Dataradio, включала в себя радиомодем для КП с 50- и 100%-ным циклом работы, симплексный, полудуплексный или дуплексный радиомодем для БС или ретранслятора, а также радиомодемы для БС повышенной надежности и живучести с 100%-ным дублированием. На оборудовании третьего поколения построена основная часть технологических радиосетей в топливной и значительная часть в электроэнергетике Российской Федерации. Технические характеристики оборудования для технологических радиосетей третьего поколения 68

2400, 4800, 9600 или 19200 (25 кГц) DRCMSK

на примере радиомодема Dataradio Integra-TR представлены в таблице 1. Радиомодемы четвертого поколения обеспечивают обмен данными со скоростью 32—64 кбит/с, наряду с последовательным интерфейсом имеют сетевой стандарт 10/100Base-T и обеспечивают работу по IP-протоколу. Появление в радиомодемах этого поколения сетевого интерфейса обеспечило возможность создания эффективных гетерогенных радиосетей3, использующих в своем составе разнотипное оборудование. Первым радиомодемом четвертого поколения, обеспечившим максимальную скорость обмена данными 64 кбит/с 4 в канале с шагом сетки радиочастот 25 кГц, является радиомодем Dataradio Viper-SC (выпускается компанией CalAmp, США). Технические характеристики данного радиомодема представлены в таблице 2.


Современные гетерогенные технологические радиосети обмена данными для топливной и электроэнергетики

таблица 2.

Технические характеристики радиомодема Viper-SC

Общие характеристики Диапазон частот, МГц

Viper-SC 136—174

215—240

406—512

928—960

Шаг сетки частот, кГц

6,25; 12,5; 25; 50 (настраивается программно)

12,5; 25; 50 (настраивается программно)

Тип излучения

3K5F1D (6,25 кГц), 8K30F1D (12,5 кГц), 16K8F1D (25 кГц), 34K0F1D (50 кГц) Потребляемый ток:

– прием

480 мА (10 В); 250 мА (20 В); 180 мА (30 В)

– передача 40 дБм (10 Вт)

4,6 А (10 В); 2, 04 А (20 В); 1,37 А (30 В)

– передача 30 дБм (1 Вт)

1,23 А (10 В); 630 мА (20 В); 440 мА (30 В)

Номинальная задержка при холодном старте

20 с

Рабочее напряжение, В

10—30, постоянный ток

Рабочая температура, град. C

-30 до +60

Допустимая влажность, %

5—95, без образования конденсата

Габаритные размеры, см

13,97 (Ш) х 10,80 (Г) x 5,40 (В)

Масса (в упаковке), кг

1,1

Рабочий режим

симплекс или полудуплекс Чувствительность (вероятность ошибки 1х10-6), дБм

– 50 кГц

-111 (32 кбит/с), -104 (64 кбит/с), -97 (96 кбит/с), -88 (128 кбит/с)

-108 (32 кбит/с), -101 (64 кбит/с), -94 (96 кбит/с), -85 (128 кбит/с)

– 25 кГц

-114 (16 кбит/с), -106 (32 кбит/с), -100 (48 кбит/с), -92 (64 кбит/с)

-111 (16 кбит/с), -104 (32 кбит/с), -97 (48 кбит/с), -89 (64 кбит/с)

– 12,5 кГц

-116 (8 кбит/с), -109 (16 кбит/с), -102 (24 кбит/с), -95 (32 кбит/с)

-112 (8 кбит/с), -106 (16 кбит/с), -99 (24 кбит/с), -90 (32 кбит/с)

– 6,25 кГц

-115 (4 кбит/с), -106 (8 кбит/с), -100 (12 кбит/с)

-

Подавление помех по соседнему каналу, дБ

45 (6,25 кГц), 60 (12,5 кГц), 70 (25 кГц), 75 (50 кГц)

60 (12,5 кГц), 70 (25 кГц), 75 (50 кГц)

Интермодуляция

>75 дБ

Избирательность, дБ

>70 (25 кГц); >60 (12,5 кГц); >55 (6,25 кГц) Передатчик

Полоса пропускания без подстройки, МГц Выходная мощность при напряжении 13,6 В, Вт

38

25

64 или 62

1-10

32 1-8

Рабочий цикл, %

100

Стабильность частоты, ppm

1,0 Модем

Скорость

4, 8, 16, 32, 64 или 128 кбит/с

Интерфейс

последовательный RS-232, Ethernet 10Base-T

Индикация

Питание, состояние, подключение к ЛВС, работа ЛВС, прием/передача

Вид модуляции

2FSK, 4FSK, 8FSK, 16FSK

№ 4 (16) 2012

69


Автоматизация и связь

рисунок 1.

Типовая схема технологической радиосети обмена данными в системе управления телемеханикой продуктопровода

Основной центр диспетчерского управления

Линия волоконно-оптической связи

Центр обработки данных

Зона ЭМД БС №4

Магистральные каналы связи

Зона ЭМД БС №3

Зона ЭМД БС №2

Резервный центр диспетчерского управления

Центр обработки данных

Зона ЭМД БС №1 Условные обозначения: Мультиплексор

Радиомодем БС

Радиомодем КП

КП телемеханики

Гетерогенные технологические радиосети обмена данными УКВ-диапазона в топливной и электроэнергетике Технология обмена данными с использованием оборудования УКВ-диапазона в топливной и электроэнергетике применяется уже более 25 лет и является наиболее зрелой, проверенной и надежной. С использованием этой технологии в нашей стране и за рубежом построено более 60 тыс. радиосетей различного масштаба, крупнейшие из них обеспечивают функционирование более чем 5000 объектов. В Российской Федерации крупнейшие сети с использованием рассматриваемой технологии построены в компаниях «Газпром», «Транснефть», «ТНК-ВР» и «Лукойл». Типовая технологическая радиосеть обмена данными имеет в своем составе группу базовых станций, подключенных к одному или нескольким

центрам диспетчерского управления по выделенным магистральным каналам связи (кабельным волоконно-оптическим, медным или радиорелейным). Каждая БС напрямую или через промежуточный ретранслятор сопрягается с удаленными контролируемыми пунктами по беспроводному каналу связи УКВ-диапазона. Фактически такая радиосеть представляет собой гетерогенную структуру, использующую разнотипное оборудование и различные протоколы обмена данными. Упрощенная типовая схема гетерогенной технологической радиосети обмена данными в системе управления телемеханикой продуктопровода представлена на рис. 1. Работа радиосети организуется по опросу, при котором пункт диспетчерского управления направляет запрос в адрес удаленного контроллера конкретного КП телемеханики. Данный запрос передается по магистральному каналу связи на порт ввода-вывода БС, которая транслирует запрос в эфир на присвоенной ей рабочей радиочастоте. Запрос принимается всеми находящимися в зоне электромагнитной доступности (ЭМД) и настроенными на рабочую частоту БС удаленными КП, однако ответ на данный запрос дает только тот КП телемеханики, которому этот запрос адресован (остальные КП запрос игнорируют). Ответ на запрос передается в обратном порядке: КП — БС — пункт диспетчерского управления. Каждая БС в составе радиосети имеет собственный номинал рабочей частоты, что обеспечивает их одновременную работу без взаимных помех. Поскольку передача запросов инициируется центром диспетчерского управления, «коллизии» данных в радиосети полностью исключены. Надежность 5 функционирования и живучесть 6 такой радиосети достигаются за счет использования отказоустойчивой ��ппаратуры и дублирования каналов связи, которые используют для обмена данными различную среду (проводная и беспроводная связь) или различные диапазоны волн (беспроводная связь в диапазонах УКВ или СВЧ, сверхвысоких частот). Технологическая радиосеть обслуживает работу системы управления телемеханикой, которая представляет собой автоматизированную систему управления технологическим процессом (АСУ ТП).

Гетерогенная радиосеть — радиосеть, в которой используются оборудование и протоколы сетевого уровня различных производителей. Гетерогенная радиосеть состоит из фрагментов разной топологии и разнотипных технических средств. 4 Радиомодем Viper-SC обеспечивает максимальную скорость обмена данными 128 кбит/с в канале с шагом сетки радиочастот 50 кГц. В связи с тем, что на территории Российской Федерации данный шаг сетки радиочастот пока не применяется, в качестве максимальной рассматривается скорость обмена данными, равная 64 кбит/с. 5 Надежность (англ. reliability) — свойство системы сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания и транспортирования [ГОСТ 27.002-89 «Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения»]. 6 Живучесть (англ. survivability) — свойство системы, характеризуемое способностью выполнять установленный объем функций в условиях воздействий внешней среды и отказов компонентов системы в заданных пределах [ГОСТ 34.003-90 «Автоматизированные системы. Термины и определения»]. 3

70


Современные гетерогенные технологические радиосети обмена данными для топливной и электроэнергетики

таблица 3.

Типовые задержки при обмене данными в технологической радиосети УКВ-диапазона третьего поколения9

Наименование микрооперации

Время выполнения, с

Установление связи между БС и КП

Время выполнения, %

0,022

1,05

0,00104

0,05

Обработка запроса контроллером телемеханики и генерация ответа

2

95,84

Установление связи между КП и БС

0,022

1,05

Передача ответа от КП к БС

0,04167

2,00

ИТОГО:

2,08671

100,00

Передача запроса от БС к КП

Функционирование АСУ ТП предполагает соблюдение заданных задержек при обмене информацией, которые должны быть минимальными и предсказуемыми — чем меньше время, затрачиваемое на получение ответа на запрос, тем больше времени остается у АСУ ТП и диспетчера для реагирования на полученную от КП информацию, а отсутствие необходимого ответа на запрос в отведенный период времени является событием, по которому автоматически генерируется сигнал тревоги. Обмен данными в рассматриваемой типовой технологической радиосети ск ладывается из набора нижеперечисленных последовательных микроопераций, формирующих транзакцию «запрос — ответ»:

Примечание

Складывается из времени атаки передатчика радиомодема — 7 мс — и времени синхронизации — 15 мс в режиме DOX (25 мс в режиме RTS/ CTS)

- генерация запроса АСУ ТП; - передача запроса по магистральному каналу связи в адрес БС; - получение БС запроса от АСУ ТП; - установление связи между БС и КП; - передача запроса от БС к КП; - обработка запроса на КП и генерация ответа; - установление связи между КП и БС; - передача ответа от КП к БС; - передача ответа от БС в адрес АСУ ТП по магистральному каналу связи. Информация о типовых задержках, возникающих при обмене данными в технологической радиосети, построенной на оборудовании третьего поколения7, представлена в таблице 3 8.

Расчет задержек выполнен для радиомодема третьего поколения Integra-TR, как наиболее широко применяемого в топливной и электроэнергетике. 8 Не учитываются задержки при передаче данных по магистральным каналам связи от пункта диспетчерского управления до БС, поскольку эти задержки зависят от выбранной среды передачи и моделей магистрального оборудования. Оценка задержек производится с момента получения БС запроса от пункта диспетчерского управления до момента готовности к передаче ответа от КП в адрес пункта диспетчерского управления. 9 Предполагается, что обмен данными в радиосети, а также между радиомодемом и контроллером телемеханики производится на скорости 19,2 кбит/с. Размер запроса составляет 20, а ответа — 800 байт. Исходные данные взяты для базовой модификации комплекса телемеханики «Телеканал-М2», поддерживающий обмен данными с пунктами управления с использованием стандартизированных протоколов ГОСТ Р МЭК 60870-5-101, ГОСТ Р МЭК 60870-5-104 и FT1.2 «Телеканал». 7

№ 4 (16) 2012

71


Автоматизация и связь

таблица 4.

Типовые задержки при обмене данными в технологической радиосети, работающей на скорости 115 кбит/с10

Время выполнения, %

Примечание

0,002

0,10

Считается, что задержка при установлении связи в 10 раз меньше по сравнению с радиосетями УКВдиапазона

0,00017

0,01

Обработка запроса контроллером телемеханики и генерация ответа

2

99,45

Установление связи между КП и БС

0,002

0,10

Передача ответа от КП к БС

0,00694

0,35

ИТОГО:

2,01112

100,00

Наименование микрооперации

Установление связи между БС и КП

Передача запроса от БС к КП

Время выполнения, с

Таким образом, продолжительность транзакции в технологической радиосети обмена данными третьего поколения может составлять 2,09 с, а в течение минуты может быть выполнено около 28 таких транзакций. Учитывая, что в типовой радиосети в случае ухудшения условий приема может потребоваться повторная передача до 10 % всех сообщений, такая радиосеть способна обслужить около 25 контролируемых пунктов в минуту. Одним из основных методов увеличения пропускной способности информационных сетей считается увеличение скорости обмена данными. Информация о типовых задержках, возникающих при обмене данными в технологической радиосети, работающей на скорости 115 кбит/с, представлена в таблице 4. Продолжительность транзакции в такой радиосети обмена данными составляет 2,01 с, а в течение минуты может быть выполнено около 29 таких транзакций. Учитывая, что в типовой радиосети в случае ухудшения условий приема может потребоваться повторная передача до 10 % всех сообщений, такая радиосеть при соблюдении заявленных выше условий способна обслужить около 26 контролируемых пунктов в минуту. Сравнительный анализ представленных в таблицах 3 и 4 данных показывает, что увеличение скорости обмена данными в шесть раз (с 19,2 до 115,2 кбит/c) в типовых радиосетях обмена данными позволяет только незначительно (на 4 %) увеличить их пропускную способность. Это связано с тем, что основные задержки обусловлены выполнением процедур связи и обработки данных, а собственно данные представляют собой короткие сообщения.

10

72

Поскольку в радиосетях третьего поколения вышеуказанные задержки являются детерминированными (неизменными), по данному параметру они удовлетворяют требованиям большинства приложений, реализуемых в топливной и электроэнергетике, а расчет пропускной способности таких радиосетей выполняется относительно просто. В технологических радиосетях обмена данными четвертого поколения предусматривается использование сетевого интерфейса 10Base-T и IP-протокола в качестве основного для организации связи в радиоканале. Применение нового интерфейса позволило существенно улучшить совместимость оборудования и обеспечить возможность его использования с любым стандартным программным обеспечением и оборудованием, работающим по вышеуказанному протоколу, без его модернизации. В результате появилась возможность построения прозрачных гетерогенных информационных сетей, неотъемлемой частью которых стали технологические радиосети обмена данными. Созданные для технологических радиосетей обмена данными четвертого поколения радиомодемы имеют более высокие по сравнению со своим предшественниками скорости обмена данными. Однако использование IP-протокола существенно снизило детерминированность таких радиосетей, поскольку точный расчет задержек стал невозможным. В результате в АСУ ТП необходимо устанавливать более широкие пределы допустимых задержек при их первоначальной настройке. Кроме того, наличие большого объема служебной информации, предусмотренное в IP-протоколе, снижает реальную пропускную способность радиосети.

В расчет принята типовая скорость обмена данными по порту RS-232.


Современные гетерогенные технологические радиосети обмена данными для топливной и электроэнергетики

Существенное увеличение пропускной способности в рассматриваемых радиосетях может быть достигнуто за счет их сегментации, увеличения количества базовых станций, каждая из которых будет обслуживать меньшее количество КП. В этом случае увеличение пропускной способности будет прямо пропорционально количеству дополнительных базовых станций в каждом сегменте радиосети. В зависимости от размещения объектов связи оптимизация технологической радиосети обмена данными может быть выполнена на счет создания дополнительных гетерогенных структур, обеспечивающих консолидацию данных на стороне КП и пунктов диспетчерского управления. Упрощенные схемы гетерогенных технологических радиосетей обмена данными представлены на рис. 2 и 3. В рассматриваемой схеме удаленный программируемый контроллер КП-1 является промежуточным средством сбора данных и выполняет функции ретрансляции информации. Контроллер КП-1 выступает в качестве ведущего в информационной подсети (например, в СВЧ-диапазоне стандарта IEEE 802.11 WiFi) и сопрягается с группой аналогичных удаленных ведомых контроллеров КП-2, 3 и 4 по проводному (с КП-2) и беспроводному (с КП-3 и 4) каналам связи. Данные от КП-2,3 и 4 на КП-1 могут поступать по запросу, формируемому контролером КП-1 или поступающему от БС и ретранслируемому через КП-1. В случае если пропускная способность в подсети обмена данными КП-1 является достаточной, данные от ведомых КП могут пересылаться без запроса, по их инициативе. Возникающие в этом случае «коллизии», связанные с попытками одновременной передачи данных несколькими КП, будут компенсироваться резервом пропускной способности подсети, обеспечивающей возможность многократной повторной трансляции не переданных сообщений. Следует отметить, что в этом случае возникающие задержки не будут строго детерминированы,

рисунок 2.

Упрощенная схема гетерогенной технологической радиосети обмена данными в автоматизированной системе управления и сбора данных

Центр обработки данных КП-1 КП-2

УКВ

WiFi (СВЧ)

Основной центр диспетчерского управления

WiFi (СВЧ)

КП-3

БС Технологическая радиосвязь обмена данными УКВ-диапазона

КП-4

рисунок 3.

Упрощенная схема гетерогенной технологической радиосети обмена данными в системе управления группой морских буровых платформ

Большая К платформа

ан

с ал

п

у тн

в ико

ой

св

язи

Кан

ал с

пу т

ник

ово

й св

язи

Основной центр диспетчерского управления

УКВ Технологическая радиосвязь обмена данными УКВ-диапазона

УКВ Малая платформа

УКВ

Центр обработки данных

Малая платформа

Существенное увеличение пропускной способности в рассматриваемых радиосетях может быть достигну то за счет их сегментации но их значения могут укладываться в заранее установленные в АСУ ТП пределы. В рассматриваемой схеме технологическая радиосеть УКВ-диапазона организована между крупной буровой платформой, которая выступает в качестве БС, и группой малых буровых платформ. Крупная буровая платформа связана с удаленным центром управления и сбора данных по спутниковому каналу связи. Малым буровым платформам обеспечивается удаленный групповой доступ к этому каналу.

Ограниченный объем настоящей статьи не позволяет детально рассмотреть все аспекты построения современных технологических радиосетей обмена данными, однако даже представленные материалы позволяют сделать вывод о том, что строительство таких радиосетей с использованием современных технических средств представляется весьма перспективным для районов со слаборазвитой телекоммуникационной инфраструктурой, и, в первую очередь, для арктических районов Российской Федерации. № 4 (16) 2012

73


Защита от коррозии

АКСАИТ — БУДУЩЕЕ ЭНЕРГО­ СБЕРЕГАЮЩИХ УС ТАНОВОК ЭЛЕКТРОХИМЗАЩИТЫ В с татье рассматривае тс я вопрос созд ания энергосберегающей авто­ матизированной ус тановки к атодной защиты с автономным энерго ­ сбере ж ением. Энергосберега ющий элемент д а нной ус та новки мож е т име ть с амос тояте льное применение д ля автономного энергоснабж е­ ния любых иных потребите лей электроэнерг ии на трассе га зопровод а.

Притула В. В. д. т. н., п р о ф ессо р, а к а д ем и к РАЕН, со в е т н и к п р е з и д ен та ОАО « ВНИИСТ», М о с к в а

С

истема магистральных нефтегазопроводов Российской Федерации имеет широкий диапазон по сроку службы и во многих случаях требует больших затрат электроэнергии для обеспечения электрохимической защиты от подземной коррозии. Такая специфика обусловила развитие направления научных исследований и конструкторских разработок по созданию новых энергосберегающих устройств катодной защиты, работающих в автономном режиме. В настоящее время достигнуты значительные успехи, открывающие многообещающие перспективы практической реализации в ближайшем будущем ряда отечественных оригинальных средств и технологий противокоррозионной защиты, часть которых пока не имеет аналогов в мировой практике коррозионной науки и техники. К числу наиболее оригинальных и перспективных разработок, прежде всего, следует отнести автоматическую катодную станцию с автономным источником тока типа АКСАИТ (рис. 1). Обеспечение энергоснабжения систем противокоррозионной защиты является одной из основных задач, определяющих работоспособность защитных установок. Одним из наиболее очевидных восстанавливаемых и энергосберегающих источников электроэнергии издавна считались ветроустановки. Эффективная работа таких источников обычно реализуется при скорости ветрового потока не менее 2 м/сек. В отдельных случаях ветроустановки с крыльчаткой увеличенных размеров могут работать и при меньшей скорости ветра, ограниченной величиной 1 м/сек. Тем не менее районы с указанным режимом розы ветров на территории прокладки магистральных газопроводов существенно ограничены. При этом, однако, долгое время совершенно выпадал из поля зрения тот факт, что в самих

74

газопроводах стабильно существует газовый поток со скоростным режимом на уровне 10 м/сек. Дело за малым: найти оптимальный профиль ветроколеса с минимальными аэродинамическими потерями и изыскать возможность его управляемого ввода в полость трубопровода.

Обеспечение технических условий эксплуатации Для обеспечения электроэнергией установок катодной защиты и других возможных потребителей на линейной части газопроводов в малоосвоенных районах существуют два пути: строительство вдольтрассовой ЛЭП, стоимость которой в северных районах достигает в среднем 10 млн. руб./км, или использование автономных источников тока. Для установок катодной защиты необходимы средние затраты мощности до 0,4 кВт/км, т. е. 40 кВт на пролет между двумя смежными компрессорными станциями (КС). В настоящее время на отечественных газопроводах имеют практическое применение устройства ТЭГ/УГМ200 на 1200 Вт стоимостью до 14 млн руб. и импортные устройства «Ормат» (на 1200 Вт) установочной стоимостью $ 150 000. Обеспечение общей необходимой мощности на линейный участок между двумя КС в первом случае требует затрат 2,8 млрд руб., а во втором — $ 5,1 млн. При строительстве вдольтрассовой ЛЭП аналогичные затраты достигают 1,4 млрд руб. С учетом невысокой надежности ЛЭП в северных условиях и стоимости ремонтно-восстановительных работ, общая величина затрат в этом случае может возрасти в 1,5 раза.


АКСАИТ — будущее энергосберегающих установок электрохимзащиты

В качестве альтернативного решения применяется автоматическая катодная станция с автономным источником тока типа АКСАИТ мощностью до 5 кВт, использующая кинетическую энергию транспортируемого газа. Лимитная цена такого устройства предполагается в пределах 15 млн руб. Таким образом, общие затраты на энергоснабжение линейного участка трубопровода между двумя КС с запасом до 20 % в этом случае не превышают 150 млн руб., т. е. в 10—16 раз меньше, чем в любом другом варианте. Эта защитная установка была разработана и изготовлена в начале 90-х годов прошлого столетия в виде трех опытных образцов совместными усилиями ОАО «ВНИИСТ» (генеральный разработчик), ОАО «Ветроэн» (разработчик движительного блока) и НПО «Энергия» (генеральный конструктор). Ранее известные автономные катодные станции использовали в качестве источников тока такие устройства, как термогенератор (фирма «Глобал» в Канаде), турбогенератор (фирма «Ормат» во Франции), солнечные батареи (фирма «Несте» в Финляндии) или ветрогенератор (фирма «Пацифик» в США) (табл.1). Однако все эти устройства по ряду причин в конечном итоге не получили масштабного практического применения в сложных природно-климатических условиях на территории Российской Федерации. При разработке катодной станции АКСАИТ была сделана попытка объединить лучшие качества известных автономных источников тока и в то же время по возможности избежать их недостатков. В результате было найдено техническое решение, в котором использовали кинетическую энергию потока транспортируемого газа, которая ранее относительно бесполезно расходовалась лишь на преодоление его трения о стенки труб. В качестве движительного органа, преобразующего эту энергию, применили ветроколесо, размещенное в полости трубопровода. Энергию вращения ветроколеса через передаточный механизм использовали для генератора переменного тока. В результате преобразования на выходе установки получили постоянный ток мощностью 5 кВт с возможностью автоматического регулирования по заданному значению защитного потенциала газопровода. Кинетическая схема АКСАИТ обеспечивает возможность автоматического и ручного управления, позволяющего в любой момент затормозить движитель, вывести его за пределы трубы, освободив и герметизировав ее полость для прохождения очистных устройств или диагностических снарядов. Конструктивно изготовленные ранее опытные образцы устройства АКСАИТ состоят из трех основных блоков: кинетического, энергетического и механического.

Сравнительные показатели технических характеристик Кинетический блок — движительный орган, соединенный с редуктором, выходной вал которого соединен через автоматическую муфту с генератором переменного тока. Энергетический блок — выпрямитель переменного тока, электрически связанный через блок автоматического управления с датчиком защитного потенциала трубопровода относительно земли. Механический блок — тормоз с фиксатором, совмещенные подъемным устройством, имеющим дублирующие друг друга электрический и ручной (аварийный) привод. Все элементы установки, кроме блока автоматики, размещены в вертикальном герметическом кожухе, который шарнирным фланцем соединен с запорным краном,

рисунок 1.

Автоматическая катодная станция с автоном­ ным источником тока — АКСАИТ

установленным на тройнике, вваренном в трубопровод. Таким образом, в этой разработке были решены все возможные проблемы эксплуатации, что позволяет устанавливать такое устройство как непосредственно в основной газопровод, так и на самостоятельный байпас. Устройство АКСАИТ для катодной защиты обеспечивает постоянный ток 52/10 А, при выходном напряжении 96/48 В. В этом случае может быть обеспечен переменный ток необходимых параметров (в указанных пределах) промышленной частотой 50 Гц. Предусмотрено плавное или ступенчатое (с шагом 10 %) регулирование рабочего напряжения в пределах от 10 до 100 % номинальной величины. Устройство обеспечивает автоматическое регулирование и стабильное (с погрешностью до 5 %) поддержание защитного потенциала в пределах 0,9—3,5 В м.с.э. при входном сопротивлении системы не ниже 80 кОм. В процессе работы по мере необходимости аэродинамический блок может быть автоматически выведен и введен обратно в полость трубопровода. При аварийном отказе и падении в трубе давления предусмотрено резервирование устройства электрическим (на срок до 3 суток) или пневматическим (на срок до 3 часов) аккумулятором. Вероятность безотказной работы АКСАИТ за время 4000 часов непрерывной работы не менее 0,9 (при доверительной вероятности 0,8) по ГОСТ 25812-83 и ГОСТ 13216-74; время непрерывной работы без проведения технических осмотров и планово-предупредительных ремонтов составляет не менее 1 года. Общий срок службы устройства при условии замены восстанавливаемых элементов не менее 20 лет. № 4 (16) 2012

75


Защита от коррозии

Таблица 1. Примерные технические характеристики автономных источников питания зарубежных фирм

Фирма «Глобал Термоэлектрик»

Параметр Мощность, Вт Напряжение постоянного тока, В

8 000 Серия 550 1100 1650 2200 2750

108

205

550

1020

24

24

24

24

12

24

48

96

2

4

6

8

10

0,36

0,72

1,84

3,2

-

-

-

-

-

-

-

-

КПД

2,66

2,66

2,66

2,66

2,66

2,75

2,90

Тип преобра­ зователя

термоэлектрогенератор

Керосин кг/ч

Фирма «Баркер Николс инк.»

400 800 2000

500 1000 2000 5000

24

23

36

110

220

0,37

0,74

1,49

3,72

0,33

0,65

1,30

3,25

Серия ТС

24

Расход топли­ ва природного газа м3/ч

Фирма «Ормат»

2,9

3,0

-

24 10-93 -

1,4

2,0

2,4

3,4

4,3

3,9

9,5

турбогенератор

турбогенератор 382

Масса, кг

64

134

318

600

900 1200 2250

Габариты, м

0,3х

1,0х

2,6хх

2,15

1,22х 1,52х 2,63

0,76х 0,75х 0,75х 0,75х

3,35х 4,62х 5,89

1,0х

2,05х

2,05х

2,05

1,85х 2,21х 2,26

2,6х

0,75х

2,05х

2,05х

13

2,24х 2,24х 2,27 Температура окружающей среды, °С Диапазон высот, м Срок службы, лет

от -550С до +600С

от -650С до +650С

от -600С до +400С

от -600С до +500С

-

-

до 2000

до 2000

10-20 лет

10-15 лет

до 20 лет

Указание по эксплуатации В рабочем положении движительный орган расположен в полости трубопровода. Поток газа приводит его во вращение. Редуктор передает вращательный момент с увеличением числа оборотов на вал генератора. При этом муфта автоматически стабилизирует скорость вращения вала независимо от изменения скорости потока газа. Генератор вырабатывает переменный ток напряжением 220 В, который выпрямитель преобразует в постоянный ток для катодной защиты с полезной мощностью 5 кВт. Блок автоматически управляет работой катодной станции, поддерживая заданное значение защитного потенциала «труба — земля» по сигналу стационарного датчика, которым является долговременный неполяризующийся электрод сравнения. В случае необходимости освобождения полости трубопровода для прохождения очистного поршня тормоз останавливает движительный орган, а фиксатор передает ему вертикальное положение. Затем подъемное устройство автоматически (с помощью двигателя или ручным приводом в аварийном режиме) перемещает 76

все устройство так, чтобы оно вышло полностью из трубопровода в полость кожуха. Затем кран автоматически закрывает эту полость и герметизирует освобожденную полость трубопровода. После этого он готов для прохождения чистящего поршня. При возобновлении работы кран автоматически открывается и устройство под действием собственного веса перемещается и занимает первоначальное рабочее положение, когда движительный орган снова размещен в полости трубы в потоке газа. Когда тормоз освобождает движительный орган, устройство вновь начинает вырабатывать электрический ток. Для ремонтных и профилактических работ после того, как установка перемещена в кожух, а кран закрыт, фланец освобождают из кожуха, и оно готово для прямого доступа с целью проведения указанных работ. Возврат установки в рабочее положение производят соответствующими операциями в обратном порядке. В рабочем положении установка на трубопроводе диаметром 1000 мм вызывает потерю давления газа не более 0,02 ат, обеспечивая при этом общий КПД не менее 60 %, и не требует никаких дополнительных затрат энергии. По условиям эксплуатации АКСАИТ приспособлен


АКСАИТ — будущее энергосберегающих установок электрохимзащиты

Таблица 2. Технические

характеристики АКСАИТ

Техническая характеристика

Размерность единиц

Показатель

1.

Мощность

кВт

5,0

2.

Выходное напряжение

В

96/48

3.

Номинальный ток

А

104/52

4.

Точность автоматического поддержания заданного потенциала

%

100+5

5.

Выбросы в окружающую среду

м

нет

6.

Расход топлива

м (т)

нет

7.

Потери напора в газопроводе

ат

0,03

8.

Рабочий диапазон температуры

°С

-45 ÷ +60

9.

Рабочее давление газопровода

ат

25-75

10.

Количество рабочих каналов

шт

4

11.

Масса

т

1,0

3

3

12.

Габариты

мм

3500х350 2000х1500х450

13.

КПД

%

до 65

14.

Наработка на отказ

час

104

к широкому диапазону тяжелого воздействия суровых природно-климатических условий северных регионов России и аналогичных им условий Канады. Принимая во внимание конструктивные особенности установки АКСАИТ, можно утверждать, что в случае необходимости энергетический блок этой установки может быть легко трансформирован в самостоятельное автономное энергосберегающее устройство для преобразования бесполезно теряемой кинетической энергии транспортируемого газа в практически бесплатную электроэнергию целевого потребления. При этом выходная мощность такого устройства под условным названием АИЭ/КЭГ (Автономный источник электорэнергии на кинетической энергии газа) может достигать не менее 50 кВт. С учетом расстановки данных устройств с интервалом 10 километров на участке газопровода между двумя смежными компрессорными станциями (протяженность до 100 км), такая автономная энергосистема может практически безвозмездно давать потребителям до 5,0 млрд. кВт.-час. электроэнергии ежегодно.

Условия эксплуатации Станция имеет пополнение «ХЛ» согласно требованиям ГОСТ 15150-69, допускает эксплуатацию при температурах от -500 С до +450 С и относительной влажности до 98 % при температуре +250 С, высота над уровнем моря — не более 1000 м. Станция устойчива к статическому и динамическому воздействию (в том числе солончакового происхождения) инея с последующим оттаиванием, солнечной радиации. АКСАИТ выдерживает длительное воздействие солнечной радиации с интегральной плотностью светового потока 1125 Вт/м2, в том числе для ультрафиолетовой части 68 Вт/м2.

АКСАИТ выдерживает ветровую нагрузку при скорости ветра до 30 м/сек. АКСАИТ имеет степень защиты не ниже 65 по ГОСТ 14254-80. Станция имеет устойчивость к смене температур окружающей среды от верхнего предельного значения к нижнему и наоборот. Установка АКСАИТ прошла полный цикл заводских испытаний, после чего была успешно опробована в полупромышленных условиях на испытательном трубопроводном кольце Югтрансгаза. Результаты испытаний полностью подтвердили надежность и работоспособность АКСАИТ в соответствии с утвержденными техническими условиями. На их основе были окончательно сформированы технические характеристики и рабочие параметры АКСАИТ (табл. 2). Таким образом, в настоящее время можно сказать, что в России впервые в мире создана и подготовлена к освоению в промышленном производстве и практическом применении для катодной защиты высоконадежная (с наработкой на отказ не менее 104 часов), стабильная (срок работы в автономном режиме не менее 8760 часов), высокоэффективная (КПД не менее 65 %), безопасная (потеря рабочего давления не более 0,03 ат) и абсолютно экологически чистая (без какого-либо взаимодействия с окружающей средой) автономная катодная станция, не нуждающаяся в дополнительных затратах энергии и не требующая никакого расхода топлива. Себестоимость устройства в сборе с учетом горизонтальной или вертикальной установки и обустройства составляет до 15 млн руб. При серийном производстве прибыль может достигать 40—75 % стоимости единичного устройства. Серия в объеме 100 шт. (в расчете на 100 км магистрального газопровода) позволяет полностью окупить все расходы. № 4 (16) 2012

77


Материалы и оборудование

ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ИНДИКАТОРНЫХ ПРИБОРОВ СИСТЕМ РАДИАЦИОННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ В нефтега зовой промышленнос ти при с троите льс тве ра зличных объектов, например буровых платформ, и прове дении работ на га зо - и нефтепровод а х применяютс я ра зличные сис темы и приборы ра диационного контроля. Рассматриваются результаты моде лирования и исс ледования параметров приборов ра диационного контроля, опре де ления точнос тных х арак терис тик приборов.

Карелин А. Н. к. т. н., до ц ен т, С а н к т-П е т ер б у р г с к и й г о с уд а р с т в ен н ы й м о р с ко й т е х н ич ес к и й у н и в ер с и т е т, С а н к т-П е т ер б у р г

В

нефтегазовой промышленности при строительстве различных объектов, например буровых платформ, и проведении работ на газо- и нефтепроводах применяются различные системы и приборы радиационного контроля. Для повышения эффективности функционирования, повышения надежности и точности целесообразно проводить моделирование и исследование параметров приборов радиационного контроля, определение точностных характеристик приборов. В связи с тем, что электронные схемы современных приборов являются технологической информацией, для проведения эффективных исследований требуется применять дополнительные методы моделирования. В настоящее время большой интерес представляют вопросы, связанные с изучением методов проведения измерений излучений, инструментальных средств радиационной безопасности и контроля радиационной обстановки, а также анализ структуры, принципиальные электрические схемы приборов, функциональные узлы и методы обработки поступающих сигналов. Эти данные можно использовать для оценки возможности эффективного и профессионального применения приборов. Рассмотрим принципы функционирования подобных устройств, технические данные и другие сведения, необходимые для правильного использования воз-

78

можностей индикаторов в условиях эксплуатации, на примере индикатора мощности экспозиционной дозы «Берег». Индикатор — прибор для оперативной оценки радиационной обстановки в единицах мощности экспозиционной дозы (эквивалентной дозы) фотонного излучения. Собранный исследовательский стенд представлен на рис. 1. Индикатор экспозиционной дозы «Берег» (рис. 2) предназначен для оценки мощности экспозиционной дозы гамма-излучения. Шкала стрелочного прибора — трехцветная: - зеленый сектор — 0—60 мкР/час — фоновый уровень; - желтый сектор — 60—120 мкР/час — уровень «Внимание!»; - красный сектор — более 120 мкР/час — уровень «Опасно!». Индикатор разработан в соответствии с официальной концепцией создания и функционирования «Системы радиационного контроля, осуществляемого населением» (СРКН), утвержденной Национальной комиссией по радиационной защите Минздрава. Индикатор позволяет осуществлять индивидуальный радиационный контроль окружающей среды как в районах с естественным радиационным фоном, так и в районах, загрязненных долгоживущими нуклидами, в районах размещения радиационно


Исследование особенностей функционирования индикаторных приборов систем радиационной безопасности

опасных объектов, а также на объектах народного хозяйства, где используются источники гамма-излучения. Принципиальная электрическая схема приводится на рис. 3. Индикатор «Берег» предназначен для ориентировочной оценки мощности экспозиционной дозы фотонного излучения путем ее индикации стрелочным прибором со шкалой до 250 мкР/ч (мощности эквивалентной дозы до 2,5 мкЗв/ч). Звуковая сигнализация обеспечивает возможность оперативной оценки изменения радиационной обстановки. Время установления рабочего режима звуковой индикации не более 4 с. Время установления стрелки стрелочного индикатора для оценки уровня радиационного фона не более 1 мин. Основная допускаемая погрешность показаний индикатора составляет во всех секторах ± 30 % для доверительного интервала 95 %. Предел основной приведенной погрешности при индикации значений мощности экспозиционной дозы фотонного излучения радионуклидного источника 137Cs при доверительной вероятности 0,95 не более ± 30 %. В индикаторе использован газоразрядный счетчик. Градуировка индикатора выполнена по источнику «Цезий-137». Для питания используются аккумуляторы Д 0,06 (4 шт.) или элементы МЛ2325 (2 шт.). Схема включает блокинг-генератор, и непосредственно к счетчику подается постоянное напряжение 400 В. Области использования: - оценка радиационной обстановки в помещении; - контроль уровня излучения продуктов питания и кормов с соблюдением их минимально необходимого количества (минимальная активность — 3700 Бк/кг). Кроме показаний стрелочного прибора, предусмотрена также звуковая индикация. Уровень соответствия обоих видов индикации согласуется по зеленому сектору. Если мощность экспозиционной дозы не превышает 20 мкР/час, т. е. не превышает естественного фона, то уровень звуковой индикации составляет 1 импульс за 1,5—2 с. Окончательное заключение об уровне излучения делается по показаниям стрелочного прибора. Ток, потребляемый индикатором в отсутствие регистрации гамма-квантов, не более 2,5 мА; при непрерывной регистрации гамма-квантов — не более 6 мА. Категорически запрещается самостоятельная разборка индикатора в связи с наличием в нем высокого напряжения 400 В. Перед проведением работ с прибором необходимо произвести внешний осмотр индикатора, установить в соответствующую кассету и отсек питания четыре аккумулятора Д 0,06 или два элемента МЛ 2325, соблюдая указанную полярность в батарейном отсеке. Далее включить индикатор, установив переключатель «┤├» в положение ВКЛ. Нажать кнопку « » на лицевой стороне индикатора до упора, при этом стрелка прибора должна отклониться в «красный» сектор шкалы, что указывает на исправность индикатора и элементов питания. Если стрелка находится в «зеленом» или «желтом» секторе шкалы, необходимо заменить элементы питания. Через 4 с индикатор готов к работе в режиме звуковой индикации, через 60 с — в режиме стрелочной индикации. Для оценки радиационной обстановки на местности необходимо расположить индикатор над поверхностью

рисунок 1.

Исследовательская стендовая установка

рисунок 2.

Индикатор экспозиционной дозы «Берег»

4

2

3

1

6

1 — стрелочный прибор с трехцветной шкалой; 2 — кнопка для проверки питания; 3 — переключатель для включения питания; 4 — переключатель для включения звукового сигнала; 5 — батарейный отсек с кассетами; 6 — клипса для крепления индикатора к одежде

земли. Включить индикатор. Через одну минуту после включения стрелка прибора ориентировочно укажет уровень радиационного фона. Для оценки радиационной обстановки в помещении расположите индикатор в интересующем месте. Нахождение стрелки прибора в пределах «зеленого» сектора свидетельствует о нормальной радиационной обстановке. Переход стрелки в «желтый» сектор шкалы свидетельствует о превышении фонового значения за счет дополнительных источников излучения, которые не создают опасных уровней мощности экспозиционной (эквивалентной) дозы. Если стрелка находится в «красном» секторе шкалы, необходимо сократить время пребывания в данном месте и обратиться к помощи специалистов СЭС или № 4 (16) 2012

79


Материалы и оборудование

рисунок 3.

Принципиальная схема прибора «Берег»

1 GB1

C3

9 VT1

VT2

R1

C1

R12

R4

2 VD1

C2 4

3 VD1

TR1 7 П

GB1

R2

R3

PA

R10

R13

R7 VT5 R* 8

R9

C6 C8 R6

VT4

Z1

R11 VD5

R14

VD6

C4

R15

11

R8

других организаций, контролирующих радиационную обстановку в данном регионе. При повторном измерении (особенно если стрелка находилась в «красном» секторе шалы) следует выключить индикатор для сброса показания и затем включить его снова. По истечении 1 мин. стрелочный прибор укажет уровень радиационного фона. Оперативный контроль осуществляется по частоте следования звуковых сигналов. Увеличение частоты следования сигналов соответствует пропорциональному увеличению мощности излучения. О превышении допустимых уровней радиационного фона можно судить только по стрелочному прибору. Необходимо отметить, что при проведении исследовательских работ не рекомендуется: заземлять контакт № 5 (см. принципиальную электрическую схему), так как он соединен с детектором и при прикосновении снимается заряд детектора и стрелку индикатора зашкаливает; самостоятельно разбирать индикатор в связи с наличием в нем высокого напряжения 400 В; нажимать красную кнопку во время работы в режиме счета импульсов. Электронная схема прибора включает микросхему К561ЛН2. Рассмотрим описание принципа работы микросхемы К561ЛН2 на базе микросхем серии К561 на МОП-транзисторах. Микросхемы серий КР1561 имеют на частоте 1 МГц динамическую мощность потребления 20 мВт/ЛЭ, а их статическая мощность потребления измеряется единицами микроватт. Структура микросхемы приводится ниже (рис. 4). Улучшение характеристик достигается за счет более плотной топологии структуры затвора и более тонкого слоя окисла в области затвора. Микросхема характеризуется малой потребляемой мощностью и высокой помехозащищенностью, может надежно 80

VD4 C5

VD3 6 VD2

5

VT3 C7

R5

10 DD1

рисунок 4.

C9

Структура микросхемы серий КР1561

К561ЛН2 1

1

2

3

1

4

5

9

11

13

1

1

1

1

6

8

10

12

работать в широком диапазоне температур. Данные свойства удачно сочетают преимущества КМОПструктур с кремниевым затвором и биполярных ТТЛсхем. Быстродействующие КМОП-схемы полностью лишены вышеназванных недостатков. Применение быстродействующих КМОП-схем позволило раз-


Исследование особенностей функционирования индикаторных приборов систем радиационной безопасности

рисунок 5.

Базовые логические элементы для микросхем серии К561: а) И-НЕ; б) ИЛИ-НЕ

Uпит

Uпит

VT2

VT3

VT4

VT4

X1 VT5

Y X1

VT1

X2 VT5

VD1 X2

X3

X4

VT6 VD2

VT7

VT6 X3 VT7 X4

VT1

VT2

VT3

Y VT8

VD3

VT8 VD4 VD1

VD2

VD3

VD4

таблица 1.

Параметр

Микросхема серии 561

UИП, В

10±10%

I°ВХ, мкА, не более

-0,05

I'ВХ, мкА, не более

1,0

U°ВЫХ, В, не более

2,9

U'ВЫХ, В, не менее

7,2

I1,0 ЗДР, не более

110 (при Сн=50 пФ)

I0,1 ЗДР, не более

160 (при Сн=50 пФ)

I°пот, мкА, не более

6

I'пот, мкА, не более

6

КРАЗ

50

рабатывать схемы без учета необходимости сопряжения различных структур. Рабочий ток схем на этих логических элементах на частоте 10 кГц равен 3 мкА, задержка распространения на логическом элементе 9...11,5 нс при СН=15...100 пФ, напряжение питания UИП = 2...6 В.

В случае необходимости проведения замены микросхем наиболее целесообразным представляется использование микросхем серии 74С, параметры которой наиболее подходят для применения. Температурный диапазон составляет -45... +85 °С. Микросхемы серий К561 используются при запуске реле. № 4 (16) 2012

81


Материалы и оборудование

рисунок 6.

Осциллограммы контрольных точек прибора «Берег»

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Особенностью аппаратуры, реализованной на микросхемах серии К561, является то, что емкость связи между проводниками определяет емкость нагрузки для микросхем, что может сказываться на передаче информации по линиям связи. Величина емкости 82

определяет динамический ток, поэтому для уменьшения отрицательного влияния помех в асинхронных устройствах необходимо, чтобы емкость связи не превышала 100 пФ. Для формирования системы защиты в схемы устанавливаются низкочастотные и высокочастотные конденсаторы для гальванической развязки. В этом случае можно гарантировать непопадание импульсных помех на шины «питание» и «общая». На основе базовых логических элементах построено большинство микросхем серии К561, в том числе К561ЛН2. Логические элементы обычно выполняют функции И — НЕ и ИЛИ — НЕ (рис. 5). Запуск схемы обычно осуществляется от мощного инвертора, образованного параллельным соединением трех инверторов. При эксплуатации микросхем К561 неиспользуемые входы в схемах ИЛИ — НЕ соединяются с общей шиной, а входы схем И — НЕ — с шиной питания. Применяется метод объединения неиспользованных входов с используемым входом того же логического элемента. Положительным моментом применения данных микросхем является также возможность эксплуатации микросхем при понижении напряжения питания до 6 В. Так как длины проводников составляют не более 30 см, для передачи тактовых импульсов дополнительная экранизация проводников не требуется. В целом необходимые параметры определяются по допустимой емкости нагрузки и мощности рассеивания микросхемы на корпус. Микросхемы, имеющие три состояния на выходе (К561ЛН3), могут быть объединены по выходе в монтажное ИЛИ. Осциллограммы, снятые по контрольным точкам прибора, приводятся на рис. 6. Анализ показывает, что заявленные характеристики выдерживаются на заданных уровнях. Для сравнения выходных показаний прибора проведем измерения с помощью индикатора «Берег» и контрольные измерения с помощью дозиметра-радиометра ИРД-02Б1 по следующей схеме: - радиационной обстановки на этаже здания, составление картограммы; - контроля уровня излучения некоторого объекта. Проведем сравнение показаний приборов по звуковой индикации и цифровым значениям. Уровень соответствия обоих видов индикации будем согласовывать по зеленому сектору шкалы прибора. Если мощность экспозиционной дозы не превышает 20 мкР/час, т. е. не превышает естественного фона, то уровень звуковой индикации составляет 1 импульс за 1,5—2 с. Окончательное заключение об уровне излучения и адекватности измерений делается по показаниям цифрового прибора ИРД-02Б1. Порядок проведения исследований устанавливается в соответствии с определенной выше методикой. По результатам замеров составим таблицы. Объект разделим на зоны. Результаты приводятся в таблице 2 и на рис. 7. Измерение уровня излучения от образца гранита — 9 звуковых сигналов (прохождения частиц) за 10 секунд. Проведем те же измерения, но при помощи прибора ИРД-02Б1, уровня радиоактивных загрязнений


Исследование особенностей функционирования индикаторных приборов систем радиационной безопасности

рисунок 7.

Диаграмма измерений с помощью прибора «Берег»

Частота звуковых сигналов индикатора (им п/с)

Диаграмма исследований с помощью индикатора «Берег» 7 6 5 4 3 2 1 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

Сектор

таблица 2.

Сектор

Зона по шкале прибора

Количество звук. сигналов за 10 сек.

Сектор

Зона по шкале прибора

Кол-во звук. сигналов за 10 сек.

1

зеленая

2

11

зеленая

0

2

зеленая

5

12

зеленая

2

3

зеленая

0

13

зеленая

4

4

зеленая

3

14

зеленая

4

5

зеленая

5

15

зеленая

3

6

зеленая

3

16

зеленая

5

7

зеленая

5

17

зеленая

3

8

зеленая

3

18

зеленая

3

9

зеленая

4

19

зеленая

6

10

зеленая

1

20

зеленая

4

Среднее значение

3,25

№ 4 (16) 2012

83


Материалы и оборудование

рисунок 8.

График измерений прибором ИРД-02Б1 ЕМ 2.809.000 (β-излучение)

18 16 14 12 частиц/мин.

10 8 6 4 2 0

1

3

5

7

9

11

13

15

17

19

21

23

25

Сектор

в помещении (объекте) по β-излучению в [β-частиц/ мин. см2], расчет параметров, по предложенной схеме проведения измерений, составим таблицу, которая включает исходные данные, результаты измерений и сопоставление их с предельно допустимыми значениями уровня излучений. Измерение бета-излучения произведем прибором дозиметром-радиометром ИРД-02Б1 в тех же секторах помещения и по тем же объектам. Результаты измерений приводятся в таблице 3 и на рис. 8. По результатам проведенных измерений можно сделать выводы, что измерения с помощью приборов индикаторного типа достаточно точно отражают радиационную обстановку на объекте и вполне сопоставимы в ряде случаев с результатами измерений с цифровыми приборами. Это можно объяснить тем, что, как известно, погрешность измерений цифровыми приборами может достигать 40 %. Погрешность измерений в данных опытах составила 16 %, что соответствует значениям предельно допустимых норм.

Список использованных источников и литературы 1. Голубев Б. П. Дозиметрия и защита от ионизирующих излучений. Учебное пособие для вузов. — М.: Атомиздат, 1970. 2. Поленов Б. В. Дозиметрические приборы для населения. — М.: Энергоатомиздат, 1991. 3. Машкович В. П., Панченко А. М. Основы радиационной безопасности. Учебное пособие для вузов. — М.: Энергоатомиздат, 1990. 4. Нормы радиационной безопасности «НРБ-99» и «Основные санитарные правила обеспечения радиационной безопасности (ОСПОРБ-99). — М.: Минздрав России, 2000. 84

5. Моисеев А. А., Иванов В. И. Справочник по дозиметрии и радиационной гигиене. — М.: Энергоатомиздат, 1990. 6. Радиация. Дозы, эффекты, риск. Пер. с англ. — М.: Мир, Р15, 1988. 7. Шаров Ю. Н., Шубин Н. В. Дозиметрия и радиационная безопасность. — М.: Энергоиздат, 1982. 8. Авотин Ю. П. Практикум по радиоактивности. — М.: Высшая школа, 1974. 9. Жуковский Ю. Г., Сергеев В. О., Антоньева Н. М. Практикум по ядерной физике. — М.: Высшая школа, 1975. 10. Левин В. Е., Хамьянов Л. П. Регистрация ионизирующих излучений. — М.: Атомиздат, 1973. 11. Гришкина Т. В., Добрецов Ю. П., Климова Г. И. и др. Сборник лабораторных работ по ядерной физике. — М.: Атомиздат, 1970. 12. Практикум по ядерной физике (Антипова И. А., Бояркина А. Н., Гончарова Н. Г. и др.). — М.: МГУ, 1972. 13. Курочкин С. С. Мурин Н. Д. Современная ядерная электроника. — М.: Атомиздат, 1975. 14. Матвеев В. В., Хазанов Б. И. Приборы для измерения ионизирующих излучений: Учеб. пособие для вузов. — М.: Атомиздат, 1972. 15. Маталин Л. А., Чубаров С. И., Тимохин Л. А., Смирнов В. И., Нестеренко B. C., под общей редакцией профессора Маталина Л. А. Электронные методы ядерной физики. — М.: Атомиздат, 1973. 16. Горн Л. С., Матвеев В. В., Хазанов Б. И., Шифрин А. В. Элементы схем ядерного приборостроения. — М.: Атомиздат, 1970. 17. Григорьев В. А., Колюбин А. А., Логинов В. А., под редакцией Григорьева В. А. Электронные методы ядерно-физического эксперимента. — М.: Энергоатомиздат, 1988. 18. Санитарные правила устройства и эксплуатации радиоизотопных приборов. — М.: Атомиздат, 1980.


Исследование особенностей функционирования индикаторных приборов систем радиационной безопасности

таблица 3.

Сектор

Время измерения

Доза, β-частиц/ мин. см2

Время измерения

Доза, β-частиц/ мин. см2

Время измерения

Доза, β-частиц/ мин. см2

Время измерения

Доза, β-частиц/ мин. см2

1.

12

4

5

6

2.

10

9

9

6

9

11

8

7

3.

14:40

4.

9

5.

10

8

15

11

6.

11

3

17

4

7.

11

12

11

8

8.

11

11

12

12

11

11

8

5

6

11

11 5

9.

14:41

15:01

15:15

15:16

10

15:37

7

10.

9

11.

4

8

7

12.

4

7

13

13.

11

6

7

6

14.

13

10

8

4

11

10

7

7

16.

5

9

11

7

17.

7

11

11

18.

11

11

10

3

6

12

11

5

7

13

9

Ср. значение

8,85

8,25

10,25

7,75

Общее ср. значение

8,775

15.

19.

14:42

14:44

20.

15:02

10

15:03

6

15:17

15:40

15:41

6

12

№ 4 (16) 2012

85


Материалы и оборудование

ИЗМЕРИТЕЛЬ ПОСТОЯННОЙ ВРЕМЕНИ РЕЛАКСАЦИИ ОБЪЕМНОГО ЗАРЯДА УГЛЕВОДОРОДОВ Одним из основных ус ловий эксплуатации танкеров, цистерн, транспортиру ющих га зовый конденсат, у глеводородное топ ливо, в ч ас тнос ти, при операциях перек ачки, является их пож аровзрывобезопаснос ть. Д ля ее обеспечения необходимо пра ви льно рассчитывать скорос ть передви ж ения топ лива по тру бопроводу. Д ля прави льного п ланирования с тратег ии перек ачки необходимо знание специфических параме тров топлива, в частности постоянной времени диэлектрической релаксации объемного заряд а. О приборе, пре дна значенном д ля измерения д анных па ра ме т р ов, а та к ж е с хемот е хнических решения х, использова нных в ходе его созд ания, пой де т речь в д анной с татье.

Авербух Г. И.

и н ж ен ер-с х ем от е х н и к, ОАО « В и б рато р »,

С а н к т-П е т ер б у р г

С а н к т-П е т ер б у р г

О

дним из основных условий эксплуатации танкеров, цистерн, транспортирующих газовый конденсат, углеводородное топливо, является их пожаровзрывобезопасность [1]. Как известно, углеводородное топливо являются хорошим изолятором, т. е. обладает большим объемным сопротивлением 1010…13 Ом, которое приводит к созданию электростатического заряда при трении топлива о стенки трубопровода. Причем с увеличением скорости заливки углеводородного топлива возрастает потенциал заряда внутри резервуара. Образование статического заряда приводит к созданию взрывоопасных условий в среде резервуара, насыщенной парами углеводородов. Чем больше постоянная времени релаксации объемного заряда углеводорода, тем меньше должна быть скорость перекачки и тем больше требуется времени для заполнения резервуара. Знание постоянной времени τ позволяет определить максимальную скорость закачки, при которой обеспечивается взрывобезопасность. Для нейтрализации заряда применяют различные способы: внутри трубопровода устанавливают нейтрализаторы объемного заряда, представляющие собой штыри внутри трубопровода, уменьшают скорость заливки топлива заполнения емкости танка, цистерны, вводят специальные добавки в топливо, снижающие его удельное сопротивление [2—4]. Все это увеличивает время простоя судна и удорожает топливо. В ЦНИИ СЭТ (г. Санкт-Петербург) был предложен способ наполнения танка судна топливом с переменной скоростью. Пока танк пустой, скорость наполнения не-

86

Бурдуков А. В.

в е д у щ и й и н ж ен ер ОАО « В и б рато р »,

большая, по мере наполнения скорость возрастает. Но для определения начальной скорости наполнения необходимо заранее определить величину удельного сопротивления топлива, или величину τт — постоянную времени релаксации (разряда) объемного заряда топлива, равную произведению Rт и Ст, где Rт — сопротивление топлива, Ст — величина емкости ячейки, которая заполнена топливом. Нахождение этих величин возможно только специализированными приборами. Затем по таблицам определяется безопасное значение начальной скорости прокачки топлива. Одним из таких приборов, входящих в состав комплекса аппаратуры по обеспечению безопасности, является измеритель постоянной времени τт релаксации объемного заряда углеводородного топлива (в дальнейшем измеритель постоянной времени релаксации). В книге автора В. Л. Галка [3] описывается один из возможных вариантов реализации на практике подобного измерителя постоянной времени релаксации. В нем в качестве усилителя использовался интегратор тока с большим коэффициентом усиления 106…8 и цилиндрическая ячейка с плоскими электродами. Ячейка изготавливалась из изоляционного материала с нанесением на вертикальные внешние стенки полупроводящего слоя, а на плоские электроды — изоляционного слоя. Определение τт производилось по следующему алгоритму. На электроды ячейки подавалось напряжение с опорного источника с помощью контактов реле, емкость ячейки с залитым испытуемым углеводородом заряжалась. Затем


Измеритель постоянной времени релаксации объемного заряда углеводородов

Рисунок 1.

Измеритель постоянной времени релаксации

Рисунок 2.

Измерительная ячейка в разрезе

62

15

173,5

ø 80

25

контакты реле размыкались, и происходил свободный разряд емкости ячейки на емкость интегратора. Измерялось время заряда током емкости ячейки емкости интегратора, ток заряда, усиленный схемой интегратора, поступал на индикаторный стрелочный прибор, где и фиксировалась постоянная времени релаксации объемного заряда. Ячейка с плоскими электродами обладает собственной полезной емкостью Ся относительно корпуса порядка 5 пФ. Паразитная емкость монтажа относительно корпуса составляет 17 pF и складывается с емкостью ячейки. Кроме того, присутствует входная емкость интегратора, равная 20…40 pF, которая подключается параллельно и также складывается с емкостью ячейки. При заполнении ячейки топливом собственная емкость ячейки увеличивается в εт = 2…2,5 раза (Ст = ε • Ся, где ε = ε0 • εт) и составляет 10…12,5 пФ, но тем не менее она остается существенно меньше суммарной емкости — паразитной монтажа и входной интегратора. В результате постоянная времени разряда объемного заряда определялась как τт = R (Ст+ Спар + Свход), которое значительно больше времени разряда собственной емкости ячейки с топливом τт = RСт, где Ст — электроемкость ячейки с топливом, Спар — паразитная емкость монтажа, Свхода — входная емкость усилителя интегратора. В рассматриваемом варианте ячейки с плоскими электродами электрическая емкость всего 5 пФ, так как объем полости между электродами должен быть небольшим и составляет, как правило, 450…500 мл. Это необходимо для обеспечения требований искровзрывобезопасности устройства. Увеличение объема ячейки приводит к увеличению объема углеводорода и к увеличению его испарения, что при подаче напряжения на электроды ячейки может понизить безопасность прибора. Кроме того, полезный сигнал зашумлен помехами, наводимыми на измерительную ячейку от электропроводки и прочих источников, на фоне которых при токах 360…400 фА довольно сложно выделить полезный сигнал. Вывод: измерять постоянную времени релаксации объемного заряда прямым методом при использовании ячейки с плоскими электродами невозможно, так как емкость ячейки мала и при этом погрешность измерения слишком велика. Необходима ячейка с большой собственной емкостью, значительно превосходящей емкость монтажа и входную емкость усилителя Ст > ( Спар+ Свход). В Санкт-Петербурге на «Приборостроительном заводе «Вибратор» совместно с ЦНИИ СЭТ был создан прибор для определения постоянной времени релаксации τт объемного заряда жидких углеводородов (прибор Ф1849) с ячейкой, в которой электрическая емкость больше емкости ячейки с плоскими электродами, а емкость объема составляет 260 мл, и измерялся не заряд с помощью интегратора, а напряжение разряда электроемкости ячейки. В качестве усилителя использовался инструментальный усилитель на микросхеме INA116 с большим входным сопротивлением 1015 Ом и входной емкостью 5 пФ, который усиливал ток в режиме повторителя. Измерение напряжения релаксации привело к упрощению схемы усилителя, что, в свою очередь, привело к значительному уменьшению паразитной монтажной емкости. Прибор состоит из измерительной ячейки, инструментального усилителя, вторичного прибора и источника питания от сети 220 В 50 гц. На рисунке 1 показан описываемый измеритель в сборе. На рисунке 2 показана ячейка в разрезе.

□ 92х92

№ 4 (16) 2012

87


Материалы и оборудование Как видно из рисунка 2, верхняя часть ячейки изготавливается в виде половины шара, электроемкость ячейки при этом увеличивается и становится больше, чем в ячейке, изготовленной в виде цилиндра. Поверхность внутреннего электрода подобна внутренней поверхности внешнего электрода, в результате электростатическое поле внутри полости ячейки как цилиндрической, так и шаровой равномерное без искажений. Это позволяет получать более точное измерение разрядного напряжения, чем в ячейке с плоскими электродами. Суммарный объем ячейки цилиндрической и шаровой составляет 260 мл, что меньше объема ячейки с плоскими электродами. Внешний электрод соединяется с «землей» прибора, что исключает возможность паразитных наводок на центральный электрод. С центрального электрода снимается полезный сигнал. В полость между электродами заливается исследуемое углеводородное топливо. Собственная емкость ячейки Ся в такой конструкции увеличивается до 14…15 пФ. Величина емкости ячейки состоит из Ся = Сш + Сц,

Cш= Cц=

Рисунок 3.

2 · π · ε · R1 · R2 R2 – R1 2·π·ε·h ln

( R2R1 )

где Сш — емкость шаровой части ячейки, Сц — емкость цилиндрической части, R1 — наименьший радиус внутренней полости ячейки, R 2 — наибольший радиус внутренней полости ячейки, εг — 1,5…2,5 — относительная диэлектрическая постоянная топлива, ε0 — 8,85 • 10-12 — диэлектрическая проницаемость вакуума, ε — диэлектрическая постоянная топлива. Рассмотрим работу и особенности ячейки и усилителя. На рисунке 3 приведена функциональная схема усилителя сигнала, использованного в приборе. В процессе разряда участвует не только проводимость топлива в объеме ячейки, но и сопротивление утечки цепей слаботочного сигнала относительно «земли». Для уменьшения шунтирующего влияния входного сопротивления усилителя была использована специализированная микросхема инструментального усилителя напряжения с большим входным сопротивлением — 1015 Ом и включена в режиме повторителя напряжения, что обеспечивает максимальную линейность. Для дальнейшего снижения влияния сопротивления утечки печатной платы и инструментального усилителя в схему введен компенсатор утечек. Компенсатор устанавливается в цепь обратной связи и подключается к средней точке соединения двух нормально разомкнутых контактов реле, которые подключают/отключают опорный источник питания к ячейке и входу инструментального усилителя. На контакты реле подается напряжение

Функциональная схема преобразователя

КУ К1

К2 С'т

Rт С1

Сигнал

К3

С2

Cпар

ИУ

К втор. прибору

ИЯ Заряд τ1 ИОН

КУ — компенсатор утечки; ИОН — источник опорного напряжения;

88

τ2 ИУ — инструментальный усилитель; К1 — К3 — коммутирующие реле;

ИЯ — измерительная ячейка; С1 и С2 — добавочные конденсаторы.


Измеритель постоянной времени релаксации объемного заряда углеводородов

с компенсатора с коэффициентом усиления 0,9...1,5, повторяющее напряжение с выхода усилителя. Также, несмотря на достигнутое увеличение собственной емкости ячейки, ее значение остается сравнимым с паразитной емкостью монтажа и элементов схемы усилителя. Для исключения влияния паразитных емкостей использован алгоритм с введением дополнительных емкостей в измерительную цепь и вычислением истинной постоянной времени косвенным методом. В качестве дополнительных конденсаторов выступают С1 и С 2, которые поочередно коммутируются контактами реле, причем С 2 больше С1. Напряжение при разряде конденсатора ячейки с добавочными конденсаторами С1 и С 2 определяется формулами:

U 1 = Eион • e

t фт 1

U 2 = Eион • e

t фт 2

где t — текущее время, τт1 = R т(С т + С пар + C1) — время релаксации (разряда) емкости ячейки, заполненной углеводородным топливом с добавочным конденсатором С1, τт2 = R т(С т + С пар + C 2) — время релаксации (разряда) емкости ячейки, заполненной углеводородным топливом с добавочным конденсатором С 2, Еион — стабильное напряжение опорного источника (ИОН). Определим время релаксации ячейки с топливом при использовании дополнительных конденсаторов. Для этого составим несколько уравнений времени разряда с разными емкостями. τт = С тR т — время разряда емкости ячейки с топливом, где

(2)

фт=

ф2 C1 – ф1 C2

Как видно, в полученную формулу не входит паразитная емкость Спар, таким образом, достигается исключение дополнительной погрешности, вызываемое ее наличием в схеме усилителя. Усилитель помещен в отдельный металлический корпус для уменьшения влияния паразитных наводок на схему. Полная функциональная схема прибора показана на рисунке 4. Подробная функциональная схема вторичного прибора приведена на рисунке 5. Измерительная ячейка содержит исследуемый объем углеводородного топлива, на который воздействует постоянное напряжение от стабильного опорного источника (ИОН). Инструментальный усилитель выполняет функции повторителя напряжения, которое поступает с центрального электрода ячейки. Усиленный сигнал передается на вход вторичного прибора. Вторичный прибор управляет процессом заряда-разряда ячейки, коммутируя реле в блоке усилителя, преобразует напряжение на емкости ячейки в цифровые отсчеты, отфильтровывает помехи, затем обрабатывает полученные отсчеты с помощью микроконтроллера

Рисунок 4.

Функциональная схема прибора для измерения постоянной времени релаксации (Ф1849)

ПВ

ИЯ

Cт = C'т + Cпар C'т — в εт раз увеличенная емкость ячейки с топливом; R т — сопротивление топлива в ячейки; С пар — паразитная емкость монтажа и входная емкость усилителя; τ1 = R т • (С т + С1) — время разряда суммы емкостей ячейки С т и добавочного конденсатора С1, τ 2 = R т • (С т + С 2) — время разряда суммы емкостей С т, С1 и добавочного конденсатора С2. Решение этих уравнений дает следующую формулу для нахождения времени релаксации топлива τт:

C2 – C1

БУ

БП

Сеть ~ 220 В

ИЯ — измерительная ячейка БУ — блок усилителя ПВ — прибор вторичный с цифровым и дискретно-аналоговым отсчетным устройством БП — блок питания

№ 4 (16) 2012

89


Материалы и оборудование

Рисунок 5.

Функциональная схема прибора вторичного

ИС

КУ

Сигнал АЦП

МК

УУИ ЭП Заряд τ1

ИЦ

τ2

АЦП — аналогово-цифровой преобразователь МК — микроконтроллер ЭП — энергонезависимая память КУ — кнопки управления

УУИ — устройство управления индикацией ИЦ — индикатор цифровой ИДА — индикатор дискретно-аналоговый ИС — индикатор световой

и выводит результаты обработки на цифровые и дискретно-аналоговые светодиодные индикаторы. Источник питания служит для питания прибора низковольтным напряжением. Для обеспечения требований безопасности при работе с топливом источник питания выполнен в виде отдельного модуля, вынесенного за пределы корпуса прибора. Одним из основных элементов прибора является ячейка. Как было указано ранее, сопротивление ее элементов изоляции должно быть значительным (много больше 1013 Ом), чтобы не шунтировать сопротивление топлива, и, кроме того, емкость ячейки с топливом должна превышать паразитную емкость монтажа усилителя. Схема измерения работает по алгоритму, определяемому формулой (2). Очередность включения реле усилителя, алгоритм вычисления времени разряда и работа всего прибора в целом определены программой управления, которая занесена в память микроконтроллера вторичного прибора. Вначале подключается ИОН с помощью контактов реле К1, а также конденсатор С1 с помощью контактов К2. Емкости С т и С1 заряжаются. Затем ИОН отключаются, и происходит свободный разряд емкости ячейки С т и добавочного конденсатора С1 на сопротивление R т. Интервал времени τ1 записывается в оперативную память микропроцессора. Затем подключается конденсатор С2 при помощи К3, и процесс заряда и разряда повторяется, но уже с суммой емкостей С т, 90

ИДА

С1 и С 2. Интервал времени τ2 также записывается в оперативную память микропроцессора, а затем вычисляется время релаксации τт в соответствии с формулой (2). Конечный результат выводится на цифровые индикаторы. Уменьшение влияния паразитных сопротивлений утечек на измеряемый сигнал во входной цепи достигается введением компенсатора утечки КУ, который выравнивает разность потенциалов между контактами реле К1 и окружающими цепями. Для этого на коммутирующие контакты реле К1 через большое сопротивление подается напряжение, равное текущему потенциалу ячейки. Работа прибора вторичного заключается в следующем. С инструментального усилителя сигнал поступает на вход АЦП, который выполняет циклическое измерение и преобразование его выходного сигнала в цифровую форму. С выхода АЦП преобразованный сигнал поступает на вход микроконтроллера МК, содержащего программу управления, в соответствии с которой автоматически обеспечивает коммутацию реле заряда/разряда ячейки и реле, подключающих С1 и С2 параллельно емкости ячейки СТ в соответствии с уровнем напряжения, измеренным АЦП. Микроконтроллер производит измерение напряжения заряда ячейки, измеряет длительность временных интервалов и выдает пересчитанные значения измеряемых величин и другую информацию на УУИ — устройство управления индикацией.


Измеритель постоянной времени релаксации объемного заряда углеводородов

Таблица 1. Запасы

сланцевого газа для 32 стран на 2011 год

Эквивалент

Расчетное время (сек.)

Измеренное время (сек.)

Относительная погрешность (%)

Ф1849. — 1

0,120

0,12

2,56

Ф1849. — 2

1,4

1,422

1,57

Ф1849. — 3

10,92

10,750

1,56

Ф1849. — 4

21,400

21,400

1,9

Ф1849. — 5

27,2

26,16

3,82

Ф1849. — 6

32,1

32,05

3,17

УУИ отображает результаты измерений, пункты меню, текущий режим работы и уровень заряда ячейки при помощи цифрового, светового и дискретно-аналогового индикаторов ИЦ, ИС и ИДА. КУ — кнопки управления предназначены для работы в ручном режиме. С помощью кнопок осуществляется вход в меню, переход по пунктам меню, изменение редактируемого параметра, выход из режима редактирования с сохранением (без сохранения) результата, запуск цикла измерения, прерывание запущенного цикла измерения и сброс результатов измерения. Энергонезависимая память ЭП хранит управляющую программу микроконтроллера, значения настроек прибора, калибровочные константы и содержимое ячеек памяти пользователя. Основные технические характеристики измерителя времени релаксации объемного заряда: - диапазон измерений — от 0,1 до 35 с; - время установления рабочего режима не более 15 мин.; - относительная погрешность измеряемой величины ±15 %; - величина электрического сопротивления изоляции между корпусом и цепью питания прибора не менее 20 МОм, между измерительной цепью и корпусом > 1013 Ом, при нормальных условиях применения; - питание прибора осуществляется от сети напряжением (220±22) В и частотой (50±3) Гц переменного тока; - мощность, потребляемая прибором, не более 6 В•А; - габаритные размеры прибора не более 160×190×95 мм; - масса прибора с комплектом эквивалентов не более 8,4 кг. Для проверки калибровки прибора были разработаны 6 эквивалентов, состоящие из высокоомных сопротивлений, соединенных параллельно. Эквиваленты

устанавливались совместно с ячейкой, и штатным образом производилось измерение постоянной времени. В таблице 1 показаны результаты проверки прибора с помощью этих эквивалентов. Все измерения проведены по 3 раза, и из полученных результатов были выбраны максимальные значения погрешностей.

Выводы: Как видно из таблицы, наблюдается достаточная повторяемость результатов измерений и погрешность прибора не превышает 4 %, что удовлетворяет требованиям, установленным для максимальной относительной погрешности измеряемой величины. Таким образом, была подтверждена пригодность предложенного метода и прибора для использования на практике.

Список использованных источников и литературы 1. Анализ причин взрывов автоцистерн при наливе. http://prompribor.ru/stat_vzrivi.htm 2. Красиков Н. Н., Шуваева О. В. Аномальная релаксация в жидкости при действии электрического поля, осуществляемого без контакта с потенциалозадающим электродом. Письма в ЖТФ, 2000, том 26, вып. 11. 3. Галка В. Л. Вопросы электростатической искробезопасности наливных судов. — СПб.: Элмор, 2003. 4. Правила защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. — Издат. «Химия», 1973. № 4 (16) 2012

91


Материалы и оборудование

СИСТЕМА МОНИТОРИНГА ТЕМПЕРАТУР ПРОТЯЖЕННЫХ ОБЪЕКТОВ В ВЕЧНОМЕРЗЛЫХ ГРУНТАХ Для безопасности функционирования объектов нефтегазового комплекса, а также строительства сооружений в северных районах России предложено осуществлять температ урный мониторинг объектов с целью выявления и устранения аварийных участков в районах вечномерзлого грунта с помощью сис темы мониторинга температ у р.

Амосова Е. В.

Паздерин Д. С.

и н ж ен ер ОАО « Н П П « Эта л о н », О м с к

и н ж ен ер О О О « Н П О « Фу н д а м ен тС т р о й А р ко с », Т ю м ен ь

Кропачев Д. Ю. в е д у щ и й и н ж ен ер ОАО « Н П П « Эта л о н », О м с к

Р

еализация национальных нефтегазовых проектов XXI века тесным образом связана с развитием новых крупных центров добычи углеводородного сырья и формированием новых систем магистрального трубопроводного транспорта газа, конденсата и нефти [1]. Безопасность функционирования объектов нефтегазового комплекса на территориях распространения многолетнемерзлых пород во многом определяется эффективностью систем мониторинга опасных геокриологических процессов, развитие которых связано как с природными факторами, так и с влиянием самих технических объектов. В зависимости от комплекса природных факторов, формирующих геокриологические условия, грунты могут находиться в многолетне- и сезонномерзлом, сезонноталом, талом и переохлажденном состояниях, а следовательно, обладать различными прочностными и деформационными свойствами. К числу опасных трансформаций криогенных грунтов относится образование термокарста, термоэрозия, морозное пучение, растепление, заболачивание. Наиболее уязвимыми в этом отношении являются магистральные трубопроводы, поскольку подобные процессы приводят к изменению их положения, деформации и высокой вероятности возникновения аварийной ситуации [3]. Также существуют проблемы строительства и эксплуатации зданий, сооружений на вечномерзлых грунтах. Проблемы фундаментостроения в районах распространения вечномерзлых грунтов определяются особенностями инженерно-геокриологических условий площадок размещения газопромысловых сооружений. Для этого проводят геотехнический мониторинг, в со-

92

став которого входят наблюдения за температурным и гидрогеологическим режимом, состоянием грунтов оснований, несущей способностью и деформациями фундаментов, развитием опасных геологических процессов и экологической безопасностью прилегающей территории, прогноз и управляющие мероприятия, позволяющие обеспечивать надежность оснований и фундаментов сооружений [4]. Определение геотехнических свойств мерзлых грунтов имеет ряд особенностей: - при определении температур грунтов в скважинах следует соблюдать режимы выстойки скважин после бурения и выстойки измерительной аппаратуры; - для определения глубин сезонного оттаивания замеренные глубины оттаивания следует пересчитывать согласно ГОСТ 26262-84; - отбор образцов и определение физических и механических свойств мерзлых грунтов должны осуществляться с учетом масштабного эффекта, вызванного наличием ледовых прослоев в мерзлом грунте [4]. Успешная реализация нефтегазовых и строительных проектов на территории распространения многолетнемерзлых пород обусловлена внедрением при проектировании и строительстве новых технологий и технических решений, которые не только должны обеспечивать надежность, устойчивость фундаментов и пространственную неизменность конструкций в процессе строительства и эксплуатации, но и гарантировать надежную работу газодобывающих и газотранспортных систем, даже с учетом негативных сценариев возможного потепления климата планеты [1]. Интенсивное потепление климата, начавшееся во второй половине 1960-х — начале 1970-х гг., не было


Система мониторинга температур протяженных объектов в вечномерзлых грунтах

постоянным на всем севере России. В последние 18—20 лет на значительном числе метеостанций стали наблюдать слабые изменения климата, приостановку потепления и даже его похолодание. Современные изменения климата привели к формированию тенденций к повышению температуры грунтов на Севере [2]. Согласно комплексному анализу данных метеостанций и геокриологических стационаров, для севера России возможные изменения трендов температуры грунтов охватывают широкий диапазон — от 0,004 до 0,05 °С/ год (средние для всего региона значения тренда составляют 0,03 °С/год) [2]. Высокие тренды потепления грунтов, так же как и воздуха, наблюдаются в центральной части Западной Сибири, в Якутии и на юге Красноярского края. Минимальные тренды изменения температуры воздуха и грунтов характерны для Европейского Севера, севера Средней Сибири и Колымской низменности [2]. В районах с высокотемпературными многолетнемерзлыми грунтами (юг Западной Сибири, Забайкалье, Приамурье) сильное потепление климата не приводит к синхронному формированию высоких трендов изменений среднегодовой температуры грунтов вследствие значительных затрат тепла на фазовые переходы при оттаивании [2]. В настоящее время широкий круг ученых-климатологов и геокриологов отмечает, что за последние 20—25 лет температура воздуха в области криолитозоны повысилась на 0,2—2,5 °С. Повышение температуры в верхних горизонтах мерзлых пород за этот период достигает 1,0—1,5 °С и распространяется до глубины 60—80 м. По различным оценкам, прогнозируемое повышение температуры воздуха на Севере в первой четверти XXI в. составит 1,0—2,0 °С и может достичь 3—4 °С к середине столетия. При таком потеплении климата произойдет существенное сокращение площади сплошных мерзлых пород в Северном полушарии и южная граница их распространения в Западной Сибири может отодвинуться на север на 200—500 км.

рисунок 1.

Можно сделать вывод, что изменение теплового баланса многолетнемерзлых пород под воздействием инженерных сооружений и глобального потепления климата станет, если уже не стало, одним из основных факторов, определяющих устойчивость инженерных сооружений. Деградация мерзлых пород приведет к резким изменениям в условиях функционирования оснований и фундаментов, поскольку прочностные и деформационные свойства грунтов напрямую зависят от температуры. В результате недостаточного учета особенностей геокриологических условий и их природных и техногенных изменений происходят многочисленные деформации сооружений, иногда даже аварийного характера. В этом направлении, на наш взгляд, необходимо контролировать и управлять температурным режимом грунтов в процессе эксплуатации. Отметим также, что одним из элементов комплексного проектирования в обязательном порядке является термостабилизация грунтов оснований. Системами термостабилизации грунтов оснований могут быть вентилируемое подполье, теплозащитные экраны, сезонно-действующие охлаждающие установки (горизонтального и вертикального типов), охлаждающие установки круглогодичного действия (горизонтального и вертикального типов). Таким образом, одной из главных проблем успешного проектирования фундаментов является разработка и промышленное применение новых технических решений по контролю и управлению температурным режимом грунтов оснований. В связи с этим ОАО «НПП «Эталон» разработало систему мониторинга температур протяженных объектов. Разработанная система мониторинга температур протяженных объектов предназначена для полевого определения температуры грунтов по ГОСТ 25358-82, где требуется получить данные о температуре мерзлых, промерзающих и протаивающих грунтов. А также

Термокоса (МЦДТ 0922) с контроллером (ПКЦД-1/100)

рисунок 2.

Термокоса (МЦДТ 0922)

№ 4 (16) 2012

93


Материалы и оборудование

рисунок 3.

Контроллеры (ПКЦД-1/16 и ПКЦД-1/100)

может использоваться для измерений температур в строительстве, на любых сложных нелинейных объектах, в резервуарах с неагрессивными жидкостями. С��стема мониторинга температур протяженных объектов позволяет повысить точность измерения и надежность, упростить существующие системы мониторинга температур, расширить области применения. Тем самым разработчики ОАО «НПП «Эталон» предприняли попытку устранить недостатки в известных системах мониторинга температур, такие как усложненность, дороговизна и небольшая надежность, низкая герметичность, которая приводит к отказу устройств в условиях промышленной применимости. Система мониторинга температур протяженных объектов состоит из датчика температуры многозонного цифрового МЦДТ 0922 (далее будем называть: термокоса) и контроллера цифровых датчиков (далее будем называть: контроллер), пример представлен на рисунке 1. Термокоса, представленная на рисунке 2, предназначена для одновременного измерения температуры в нескольких точках протяженного объекта, в качестве которого может быть трубопровод, скважина в различных грунтах. Термокоса представляет собой устройство для многозонного измерения температуры, которое содержит последовательно расположенные измерительные преобразователи (далее назовем: датчики температуры), каждый из которых размещен в отдельном защитном металлическом корпусе, и разъем для подключения к контроллеру. Датчики температуры соединены между собой гибким кабелем, преимуществом которого является возможность расширенного диапазона использования термокосы. На сегодняшний день разрабатываются и изготавливаются различные варианты термокосы, что говорит о многообразии ее конструкций и ее особенностях. Таким образом, одной из особенностей термокосы, расположенной в вертикальном положении, может быть наличие устройства для крепления груза на последнем датчике температуры, что обеспечивает 94

выпрямление термокосы, или наличие армирующего элемента для длинных термокос, в качестве которого может использоваться трос. Метрологические и технические характеристики МЦДТ 0922: рабочий диапазон измеряемых температур, °C — от -50 до +100; пределы абсолютной погрешности в рабочем диапазоне измеряемых температур, °С: от -50 до -30 включ., °С — ±(0,1+0,014 (|t|-30) св. -30 до +30 включ., °С — ±0,1 св. +30 до +100 включ., °С — ±(0,1+0,014 (|t|-30), где |t| — абсолютное значение температуры, ºС, без учета знака количество измерительных преобразователей — от 3 до 250; общая длина, м — от 0,5 до 120; степень защиты от воздействия пыли и воды по ГОСТ 14254-96 — IP56. Контроллер предназначен для считывания результатов измерения температуры с термокос. ОАО «НПП «Эталон» выпускает портативные и стационарные контроллеры. Контроллер цифровых датчиков портативный ПКЦД (далее — ПКЦД) выпускается в двух исполнениях: ПКЦД-1/16, ПКЦД-1/100 — в зависимости от количества одновременно подключенных датчиков температуры и длины линии связи (рис. 3). ПКЦД-1/16 может работать с сетями длиной до 25 м, объединяющими до 16 датчиков, и считывать результаты измерения от 3 до 60 секунд. Прибор может идентифицировать каждый цифровой датчик и расстояние до него [5]. В отличие от ПКЦД-1/16 контроллер ПКЦД-1/100 позволяет устойчиво считывать измерения с датчиков на расстоянии 100 метров и более, а также поддерживает от 1 до 100 датчиков в сети с интервалом опроса от 3 секунд до 10 минут. Связь с ПК можно осуществлять через СОМ-порт и посредством USB. При подключении к USB контроллер может работать без элемента питания [5]. ПКЦД представляет собой устройство, способное считывать, отображать, записывать и сохранять информацию во внутреннюю память. ПКЦД обеспечивает индикацию температуры объекта с разрешением 0,06 ºС на жидкокристаллическом индикаторе с подсветкой, обеспечивает связь с IBM-совместимым компьютером. Просмотр содержимого в энергонезависимой памяти можно осуществить как на индикаторе контроллера, так и на компьютере в виде таблицы или графика. При подключении к ПК строятся температурные графики в режиме реального времени, выводятся ранее сохраненные результаты в виде таблиц. Для оформления отчетов возможен экспорт данных в Excel. Контроллер цифровых датчиков температуры стационарный СКЦД используется для объединения термокос в общую сеть с помощью интерфейса RS-485 и передачи данных о температуре с каждой термокосы посредством протокола Modbus на компьютер. Система мониторинга температур протяженных объектов работает следующим образом.


Система мониторинга температур протяженных объектов в вечномерзлых грунтах

рисунок 4 .

График зависимости температуры грунта от глубины скважины

8 6 4

Температура, ºС

Система мониторинга температур осуществляет в автоматическом режиме измерение температуры протяженных объектов на разных глубинах с определенным шагом при помощи опущенных в них термокос, а также осуществляет анализ температурного распределения вдоль объекта, который выполняется контроллером с целью выявления аварийных для объекта ситуаций. Датчики температуры производят замеры температуры, перевод аналогового сигнала в цифровой сигнал и с помощью интерфейса передают результаты измерений в контроллер. С помощью контроллера производится питание термокос, а также с помощью портативного контроллера — идентификация индивидуального обозначения (номер каждого датчика температуры или расстояние до него). Отметим еще раз преимущества системы мониторинга температур протяженных объектов: - все датчики температуры подключаются параллельно к одному кабелю, и, таким образом, не требуется подводить индивидуальный кабель к каждому датчику температуры; - в состав системы мониторинга температур протяженных объектов входит программное обеспечение для компьютера оценки и сбора информации; - система мониторинга температур протяженных объектов значительно компактнее и проще известных систем; - для создания системы мониторинга температур протяженных объектов требуется только стандартное сетевое оборудование. В настоящее время на опытном полигоне ООО «НПО «ФундаментСтройАркос» ведутся работы по оценке эффективности работы термостабилизаторов. Для мониторинга температуры грунта вместе с термостабилизатором размещена 100-метровая термокоса МЦДТ 0922. График результатов измерения температуры за ноябрь 2010 года одной термокосы с помощью ПКЦД-1/100 представлен на рисунке 4. Данный график показывает распределение температуры грунта по глубине в течение времени. На сегодняшний день ОАО «НПП «Эталон» занимается разработкой системой мониторинга температур, позволяющей объединять термокосы и контроллеры в общую сеть и передавать данные непосредственно на ПК или посредством Интернета в любую точку Земли. Такая система будет содержать термокосы, средство сбора данных, поступающих от протяженного объекта, средство передачи данных, компьютер сбора и оценки информации, расположенный дистанционно относительно протяженного объекта и предназначенный для приема и оценки данных. Средство сбора данных будет выполнено в виде контроллера датчиков температуры, выполняющего те же функции, что и СКЦД, а также будет напрямую поддерживать среду Ethernet и Internet. Средство передачи данных будет выполнено в виде сетевого концентратора и приемопередающего устройства. Каждый контроллер по сети Ethernet будет подключаться к сетевому концентратору, который объединит контроллеры датчиков температуры в единую сеть с помощью сетевого кабеля и, таким образом, сделает возможным передачу данных в сеть Internet. В случае, если прокладка кабеля затруднена, предусмотрен вариант передачи данных от сетевого концентратора

2 0 -2

0

10

20

30

40

50

60

70

80

-4 -6 -8

-10 -12

90

100

01.11.2010 02.11.2010 03.11.2010 08.11.2010 09.11.2010 10.11.2010 13.11.2010 15.11.2010 16.11.2010 17.11.2010 18.11.2010 19.11.2010 22.11.2010 23.11.2010 24.11.2010 25.11.2010 26.11.2010 29.11.2010

Глубина скважины, м

с помощью приемопередающего устройства, которое обеспечивает беспроводную точку доступа в сеть Internet и позволяет передавать данные на расстояние. Беспроводная точка доступа может быть реализована несколькими способами, например с помощью сетевых операторов, с помощью стандартных беспроводных интерфейсов или с помощью спутниковой связи. ОАО «НПП «Эталон» изготавливает и поставляет необходимое метрологическое оборудование для контроля характеристик системы мониторинга температур в процессе эксплуатации в зависимости от пожеланий заказчика.

Список использованных источников и литературы 1. Попов А. П., Милованов В. И., Жмулин В. В., Рябов В. А., Бережной М. А. К вопросу о типовых технических решениях по основаниям и фундаментам для криолитозоны // Инженерная геология, 2008, сентябрь. — С. 22—38. 2. Павлов А. В., Малкова Г. В. Мелкомасштабное картографирование трендов современных изменений температуры грунтов на севере России // Криосфера Земли, 2009, т. XIII, № 4. — С. 32—39. 3. Корниенко С. Г. Изучение и мониторинг мерзлых грунтов с использованием данных космической съемки // Материалы 11-й Всероссийской научно-практической конференции «Геоинформатика в нефтегазовой отрасли». 4. Минкин Марк. Строительство нефтегазовых объектов на Севере // Материалы семинара «Вопросы проектирования фундаментов на особых грунтах. Новые геотехнические конструкции и методы их расчетов», 2010. 5. Неделько А. Ю. Контроллеры цифровых датчиков температуры // Пр��мышленные АСУ и контроллеры, 2010, № 8. — С. 36—38. № 4 (16) 2012

95


ПРОДОЛЖАЕТСЯ ПОДПИСКА НА 2013 ГОД • Стоимость одного номера 600 руб. • Стоимость годовой подписки (4 номера) 2000 руб. Заявку на подписку можно отправить по электронной почте: geoinj@bk.ru 350038, Краснодар, ул. Головатого, 585, т. + 7 (861) 279-81-59, ф. + 7 (861) 275-47-59 Также Вы можете подписаться в каталоге «Пресса России» и каталоге стран СНГ по следующему индексу: 29223

Бланк подписки на журнал «ГеоИнжиниринг» Оформить подписку на: частное лицо

организацию

Получатель журнала: Фамилия Имя Отчество Наименование организации Адрес доставки Индекс

Регион (область, край, республика)

Город (поселок, станица) Улица (пер, пр-т, проезд) Номер дома

Корпус

Квартира

Контактные данные Мобильный телефон (обязательно) Оператор связи

МТС

+7

Мегафон

Билайн

Смарт

Теле2

Другой пожалуйста, укажите

Рабочий телефон

(код города)

(номер телефона)

(код города)

(номер телефона)

Домашний телефон E-mail

Сайт http://

С какого номера Вы хотите получать журнал с № Сумма оплаты

руб.

Кол-во экземпляров

Дата оформления подписки Подписку принял менеджер

подпись _______________ (Фамилия, имя, отчество)


25 - 30 марта 2013 года, г. Сочи

www.nitpo.ru

27 мая - 1 июня 2013 года, г. Геленджик

www.nitpo.ru

3

23 - 28 сентября 2013 года, г. Анапа

+7 (495) 510-57-24 drilling@ngv.ru www.ngv.ru

+7 (861) 248-94-51 (-54) +7 (861) 216-83-63 (-64, -65)

+7 (861) 216-83-63(-64) nitpo@nitpo.ru www.nitpo.ru

info@oilgasconference.ru www.oilgasconference.ru



ГеоИнжиниринг_зима_2012