14 30 - neftegas.infoneftegas.info/upload/uf/04c/04cf23816ff822058080ad748ad5b39d.pdf · седельного тягача «ТАГАНАЙ» с колесной формулой

февраль 2010 \\ выходит с сентября 2001 года

№2

www.neftegas.info

В Н

ОМ

ЕРЕ:

В номере \\ 6 \\ ноВости \\ 8 \\ АВтомАтизАция \\ Кодовые датчики углового перемещения \\ 14 \\ бурение \\ особенности проведения контроля технического состояния талевых канатов в условиях Ванкорского месторождения \\ 14 \\ опыт выбора и оценки стойкости шарошечных долот при эксплуатации \\ 20 \\ новые направления в бурении \\ 24 \\ Газовые дожимные компрессоры \\ «Энергаз» в россии – уверенный взгляд в будущее \\ 26 \\ диАГностиКА \\ оперативный контроль химического состава металлов и сплавов – гарантия качества выпускаемой продукции \\ 28 \\ зАщитА от Коррозии \\ о катодной защите скважин и погружного оборудования \\ 30 \\ исследование критериев эХз в отслаивании изоляционного покрытия газопровода \\ 34 \\ Перспективы применения коррозионностойких сталей в трубопроводном транспорте \\ 38 \\ зАщитА рВс \\ Повышение надежности вертикальных стальных резервуаров относительно хрупкого разрушения \\ 42 \\ нефтеПерерАботКА \\ разработка высокорентабельных схем для проектирования малых нПз с глубиной переработки нефти более 90% \\ 46 \\ ПоПутный ГАз \\ Компрессорные и технологические установки компании Экстерран для подготовки попутного и природного газа \\ 54 \\ обязательная утилизация попутного газа в россии: тема знакомая, но не полностью понятная \\ 58 \\ об изменении газового фактора нефти при разработке заводняемых залежей \\ 62 \\ Комплексный подход к решению проблемы сжигания нефтяного попутного газа в россии \\ 66 \\ ремонт сКВАжин \\ ремонтно-изоляционные работы в нефтяных и газовых скважинах с использованием установки Гибкая труба (уГт)-колтюбинг с применением безводного тампонажного раствора на углеводородной основе \\ 68 \\ сПецтеХниКА \\ тягач высокой грузоподъемности «тАГАнАй» \\ 72 \\ ЭКолоГия \\ Экологические аспекты развития газохимических производств в Восточной сибири и на дальнем Востоке \\ 74 \\ ВыстАВКи и форумы \\ 78

26Газовые дожимные

компрессоры для тэк России

24Новые направления

в бурении

14кодовые датчики

углового перемещения

30О катодной защите

скважин и погружного оборудования

66кОмплексНый пОдхОд

к РешеНию пРОблемы сжиГаНия НефтяНОГО

пОпутНОГО Газа в РОссии

ISSN 2072–2745

Человек из дома вышел

Поднялся рассвет над крышей, Человек из дома вышел Поглядеть на жизнь поближе Вздумал с утра.

Человеку много ль надо - У него на сердце радость, Он смеётся снегопаду, Солнцу в небе и ветрам.

Человеку много ль надо - Надо, чтобы друг был рядом, Песня чтоб была на случай, Случай любой. Чтобы дома не забыли, Чтобы следом письма плыли, Чтобы в этих письмах были, Были строчки про любовь. Человеку много ль надо- Чтоб в природе был порядок, И была бы жизнь длиннее, Чтобы шагать. Чтоб не тёрла плечи ноша, Повстречать людей хороших, Да и счастье тоже надо, Тоже надо повстречать.

Алексей Ольгин

4 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

ИздаетсяЗАО «КАмЕлОТ ПАблишиНГ»

При поддержке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

издаТелЬЭ. Ли

ГеНеРалЬНыЙ диРекТоРАиша Гулиева

диРекТоР По РекламеСевиль Гаджиева

диРекТоР По маРкеТиНГуЕвгения Вострухова

СТаРшиЙ меНедЖеРОльга Субботникова

маРкеТиНГоваЯ ГРуППаНатали Катаева, Оксана Лунева, Эльмира Алиева, Неля Лебедева, Наталья Сазонова, Ирина Романова, Альбина Новикова

веРСТкаЛев Сонин

РедакциоННаЯ коллеГиЯФ.А. Агзамов, А.П. Веревкин, А.Н. Дроздов, В.Н. Ивановский, М.Л. Карнаухов, А.В. Минеев, В.Н. Протасов, В.В. Салюков, О.И. Стеклов, В.В. Харионовский

адРеС Редакции119501, РФ, г. Москва, а/я 891, тел./факс: +7 (495) 276 0973e-mail: [email protected]

Подписной индекс по каталогуРоспечати 36129Заявки на подписку принимаются в редакции.Зарегистрирован в Министерстве РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовых коммуникаций.Свидетельство о регистрации средства массовой информации ПИ № 77-9738 от 27.08.2001 года. Тираж 20 000.Подписано в печать 15.02.2010Рецензируемый журнал.Мнение авторов статей не всегда отражает мнение редакции. Издательство не несет ответственности за ошибки и опечатки в текстах статей, а также за содержание рекламных объявлений.

Материалы, опубликованные в журнале ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ, не могут быть воспроизведены без согласия редакции.

\\ № 2 \\ февраль \ 2010

№ 2февраль \\ 2010

В НОмЕрЕ \\ 6

НОВОсТи \\ 8

АВТОмАТиЗАцияКодовые датчики углового перемещения \\ 14

бурЕНиЕОсобенности проведения контроля технического состояния талевых канатов в условиях Ванкорского месторождения \\ 14

Опыт выбора и оценки стойкости шарошечных долот при эксплуатации \\ 20Новые направления в бурении \\ 24

ГАЗОВЫЕ ДОЖимНЫЕ КОмПрЕссОрЫ«Энергаз» в России – уверенный взгляд в будущее \\ 26

ДиАГНОсТиКАОперативный контроль химического состава металлов и сплавов – гарантия качества выпускаемой продукции \\ 28

ЗАщиТА ОТ КОррОЗииО катодной защите скважин и погружного оборудования \\ 30

Исследование критериев ЭХЗ в отслаивании изоляционного покрытия газопровода \\ 34

Перспективы применения коррозионностойких сталей в трубопроводном транспорте \\ 38

ЗАщиТА рВсПовышение надежности вертикальных стальных резервуаров относительно хрупкого разрушения \\ 42

НЕФТЕПЕрЕрАбОТКАРазработка высокорентабельных схем для проектирования малых НПЗ с глубиной переработки нефти более 90% \\ 46

ПОПуТНЫй ГАЗКомпрессорные и технологические установки компании Экстерран для подготовки попутного и природного газа \\ 54

Обязательная утилизация попутного газа в России: тема знакомая, но не полностью понятная \\ 58

Об изменении газового фактора нефти при разработке заводняемых залежей \\ 62

Комплексный подход к решению проблемы сжигания нефтяного попутного газа в России \\ 66

рЕмОНТ сКВАЖиНРемонтно-изоляционные работы в нефтяных и газовых скважинах с использованием Установки Гибкая Труба (УГТ)-колтюбинг с применением безводного тампонажного раствора на углеводородной основе \\ 68

сПЕцТЕхНиКАТягач высокой грузоподъемности «ТАГАНАЙ» \\ 72

эКОлОГияЭкологические аспекты развития газохимических производств в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке \\ 74

ВЫсТАВКи и ФОрумЫ \\ 78

Фото на обложке любезно предоставлено компанией ООО «ЭНЕРГАЗ»

6 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\ \\ № 2 \\ февраль \ 2010

В НОмЕрЕ

АВТОмАТиЗАция ГАЗОВЫЕ ДОЖимНЫЕ КОмПрЕссОрЫ

эКОлОГия

эКОлОГия

14КОдОвыЕ дАтчиКи уГлОвОГО пЕРЕмЕщЕНияКодовые датчики углового перемещения (энкодеры) служат для электронного контроля за положением вра-щающегося вала электродвигателя. Они преобразуют информацию об угловом положении вращающегося вала в электрические импульсные сигналы. Выходные импульсы энкодера подсчитываются и анализируются устройством управления, которое с высокой точностью и функциональной гибкостью определяет фактическое положение (координаты) и скорость перемещения контролируемого механизма.

исслЕдОвАНиЕ КРитЕРиЕв ЭХЗ в ОтслАивАНии иЗОляциОННОГО пОКРытия ГАЗОпРОвОдАПеремещение подземного трубопровода относительно окружающего его грунта, а также воздействие давления со стороны последнего являются основными причинами возникновения отслаиваний покрытия. Длительное воздействие катодной поляризации может также приводить к отслаиванию покрытия от трубопровода – катодному отслаиванию. С отслаиванием покрытия связана наиболее массовая разновидность коррозии газопро-водов – подпленочная коррозия, а также коррозионное растрескивание под напряжением.

РАЗРАбОтКА высОКОРЕНтАбЕльНыХ сХЕм для пРОЕКтиРОвАНия мАлыХ НпЗ с ГлубиНОй пЕРЕРАбОтКи НЕфти бОлЕЕ 90%Принятие правительством постановления №1039 от 21.12.2009 г. «О порядке подключения нефтеперера-батывающих заводов к магистральным нефтепроводам и/или нефтепродуктопроводам и учета нефтепере-рабатывающих заводов в Российской Федерации» на общем фоне увлечения строительством нефтяных «самоваров», безусловно, призвано навести порядок в первую очередь в системе проектирования совершен-ных мини-НПЗ. Возможно ли на малом НПЗ мощностью менее 1 млн т нефти в год добиться одновременно и максимальной глубины переработки нефти (более 90%), и высокого качества светлых моторных топлив (по Евро-4 или -5)? Ответ однозначен – возможно! А вот какой ценой и будет ли рентабельным малотоннажное производство высококачественных нефтепродуктов, попытаемся разобраться.

КОмпРЕссОРНыЕ и тЕХНОлОГичЕсКиЕ устАНОвКи КОмпАНии ЭКстЕРРАН для пОдГОтОвКи пОпутНОГО и пРиРОдНОГО ГАЗАКомпания Экстерран (Exterran) была образована в 2007 г. слиянием компа-ний Гановер (Hanover, USA) и Юниверсал Компрешн (Universal Compression, USA), став преемником ресурсов и обязательств каждой из слившихся компаний. Штаб-квартира компании находится в г. Хъюстон, США, а штаб-квартира по восточному полушарию, куда входит рынок СНГ, расположена в г. Дубай, ОАЭ. В компании Экстерран работает около 10 тысяч сотрудников на 9 заводах, расположенных в США, Англии, Италии, ОАЭ, Сингапуре, где компания самостоятельно проектирует и изготавливает технологическое оборудование, проектирует и комплектует компрессорные установки на базе компрессоров Ариель (Ariel) и Дрессер-Рэнд (Dresser-Rand), а также Mycom, Fricks, Howden с приводом от газопоршневых двигателей – Катерпиллер (Caterpillar) или Ваукеша (Waukesha) различной единичной мощности от 0,5 Мвт до 3,5 МВт.

ЭКОлОГичЕсКиЕ АспЕКты РАЗвития ГАЗОХимичЕсКиХ пРОиЗвОдств в вОстОчНОй сибиРи и НА дАльНЕм вОстОКЕНаша страна обладает почти 27% доказанных мировых ресурсов газа, а потенциальные ресурсы составляют до 40% мировых. При этом в качестве химического сырья в России используется ~3% добываемого газа (в мире не более 5%).

пОвыШЕНиЕ НАдЕЖНОсти вЕРтиКАльНыХ стАльНыХ РЕЗЕРвуАРОв ОтНОситЕльНО ХРупКОГО РАЗРуШЕНия

«ЭНЕРГАЗ» в РОссии – увЕРЕННый вЗГляд в будущЕЕВ компании ЭНЕРГАЗ подведены итоги 2009 г., определены задачи и пути их решения на текущий год. Наш журнал предоставил слово для комментария заместителю генерального директора ООО «ЭНЕРГАЗ» М.А. Белову. И вот что рассказал нам Максим Александрович.

74

74

ЗАщиТА ОТ КОррОЗии34

ЗАщиТА рВс42

ПОПуТНЫй ГАЗ

54

26

WWW.NEFTEGAS.INFO \\ В НОмЕрЕ \\ 7

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\ № 2 \\ февраль \ 2010

бурЕНиЕ

рЕмОНТ сКВАЖиН68

20

ОпЕРАтивНый КОНтРОль ХимичЕсКОГО сОстАвА мЕтАллОв и сплАвОв – ГАРАНтия КАчЕствА выпусКАЕмОй пРОдуКцииГарантия качества выпускаемой продукции является одним из важнейших факторов устойчивого сбыта. И здесь далеко не последнюю роль играет качество исходного сырья. Предприятиям, у которых сырьем являются металлы, сегодня уже недостаточно наличие сопроводительного сертификата. Многие сталкиваются с несоответствием реальных характеристик металла заявленным поставщиками.

пЕРспЕКтивы пРимЕНЕНия КОРРОЗиОННОстОйКиХ стАлЕй в тРубОпРОвОдНОм тРАНспОРтЕНе так давно в сфере антикоррозионной защиты трубопроводов в России началась новая эра – эра коррозионностойких сталей. На сегодняшний момент подобные стали все более активно используются как для произ-водства труб, так и для производства соединительных деталей.

Об иЗмЕНЕНии ГАЗОвОГО фАКтОРА НЕфти пРи РАЗРАбОтКЕ ЗАвОдНяЕмыХ ЗАлЕЖЕйВ последние годы в нефтяной отрасли России значительное внимание уде-ляется вопросу утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Очевидным является и то, что планирование каких-либо мероприятий по использованию ПНГ невозможно без точного прогнозирования объемов добычи газа как на краткосрочную, так и на долгосрочную перспективы. По сложившейся в нефтегазодобывающих компаниях практике планируемые объемы добычи попутного газа определяются путем умножения величины газового факто-ра на планируемую добычу нефти по каждому месторождению (залежи). Причем при долгосрочном прогнозе газовый фактор нефти, как правило, принимается постоянным.

РЕмОНтНО-иЗОляциОННыЕ РАбОты в НЕфтяНыХ и ГАЗОвыХ сКвАЖиНАХ с испОльЗОвАНиЕм устАНОвКи ГибКАя тРубА (уГт)-КОлтюбиНГ с пРимЕНЕНиЕм бЕЗвОдНОГО тАмпОНАЖНОГО РАствОРА НА уГлЕвОдОРОдНОй ОсНОвЕОпыт применения тампонажных растворов на углево-дородной основе (нефтецемент, дизельцемент, керо-синоцемент) для ликвидации поглощения раствора при бурении скважин и для селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах насчитывает более 60 лет (1). Первое успешное практическое при-менение нефтецементных растворов при ликвидации поглощений было достигнуто нефтяниками Грозного в 50-х годах прошлого столетия, дальнейшее развитие этих работ, но для изоляции водопритоков получило у нефтяников Татарии и Башкирии (2,3,4) и Западной Сибири (5).

тяГАч высОКОй ГРуЗОпОдъЕмНОсти «тАГАНАй»Группой предприятий г. Миасса (Челябинская обл.) под руководством Про-изводственного объединения «УралАЗ-НОСТА» была произведена работа по проектированию, изготовлению и сертификации опытного образца Тяжелого седельного тягача «ТАГАНАЙ» с колесной формулой 8х8.

Опыт выбОРА и ОцЕНКи стОйКОсти ШАРОШЕчНыХ дОлОт пРи ЭКсплуАтАции

38

62

ЗАщиТА ОТ КОррОЗии

ПОПуТНЫй ГАЗ

ДиАГНОсТиКА28

72

18

сПЕцТЕхНиКА

бурЕНиЕ

ОсОбЕННОсти пРОвЕдЕНия КОНтРОля тЕХНичЕсКОГО сОстОяНия тАлЕвыХ КАНАтОв в услОвияХ вАНКОРсКОГО мЕстОРОЖдЕНия


Компания «ЭНЕРГАЗ» поставила оборудование для сызранской тЭцНа площадку строительства энергоблока на Сызранской ТЭЦ (ОАО «Волжская ТГК») доставлены две газодожимные копрес-сорные установки Enerproject в модуль-ном исполнении. ДКУ предназначены для сжатия природного газа объемом более 35 000 нм3/ч до давления 34 атм. (изб.) для последующей подачи на газовую тур-бину.В течение 2010 г. на ТЭЦ будет поставле-на еще одна аналогичная ДКУ, а также блок подготовки топливного газа, предназна-ченный для очистки и учета сжимаемого магистрального газа.Шефмонтаж и пусконаладку поставлен-ного оборудования будут вести специали-сты российской компании «ЭНЕРГАЗ», вхо-дящей в швейцарский холдинг Enerproject group.В состав ПГУ-235 входят две газотурбин-ные установки марки Frame 6FA (PG6111) производства General Electric электриче-ской мощностью 80 МВт. Ввод энерго-блока в эксплуатацию запланирован на 2011 г.

Новинка от Testo - тепловизоры серии testo 875, testo 881Разработка компании Тesto AG теплови-зоры testo 875 и testo 881 – приборы но-вого поколения для профессиональной термографии. Новейшие приборы – testo 875, testo 881, максимально оптимизи-рованные по цене тепловизоры, делаю-щие качественную тепловизионную съем-ку значительно доступнее, что особенно актуально в момент, когда большинство предприятий задумываются о сокраще-нии затрат. Тепловизионный контроль эффективен при проверке уровня жидкости в резерву-арах и емкостях с кислотами и реактива-ми. Характеристики приборов позволяют получить тепловую картину высокого ка-чества и реальные изображения техноло-гических линий, оборудования, установок. Тепловизоры testo идеально сочетают в себе такие характеристики, как: матрицу 120х160, широкоугольный 32° объектив; частоту обновления кадров 9 Гц (33 Гц по запросу); высокую температурную чув-ствительность (< 80 мК в testo 875 и < 50 мК в testo 881); сменный телеобъектив 9° x 7°, помогающий обследовать мелкие де-тали и предметы и визуализирующий на экране тепловизора детали объектов, на-ходящихся на больших расстояниях; ав-томатическое распознавание горячей/холодной точки. Тепловизоры testo детально визуализи-рует повреждения соединений электри-ческих и механических систем и компо-нентов, приборы необходимы для поиска энергопотерь, обнаружение утечек из га-зопроводов, диагностики и картирования линейной части магистральных трубопро-водов, предотвращения возникновения пожаров.

Встроенная цифровая камера (у testo 875-2, testo 881-1/881-3) позволяет проводить более быстрое и легкое обсле-дование объектов благодаря отображе-нию реального и теплового изображения, реальное цифровое изображение авто-матически сохраняется вместе с каждым инфракрасным снимком; устройство хра-нения данных SD-2 GB (прибл. 1000 сним-ков). Четко структурированное и понят-ное пользователю программное обеспе-чение для ПК для анализа термограмм и создания подробных отчетов о проведен-ных обследованиях, входит в комплект по-ставки всех тепловизоров testo. Помимо этого в testo 881 реализована функция изотермы, записи голосовых коммента-риев, расчета мин./макс. значения обла-сти. С помощью опции увеличенного тем-пературного диапазона в testo 881-3 возможно измерение температур до 550 °С. Полезной опцией станет новый чехол Soft Case позволяющий носить те-пловизор на объектах на удобном плече-вом ремне. Своевременно выявленные дефекты и предотвращенные аварии позволяют за минимальный срок окупить стоимость приборов. Стоимость тепловизора testo 875 составляет всего 149 000 рублей, за эту сумму пользователь получает прибор, разработанный и произведенный в Гер-мании, ПО, а также двухлетнюю гаран-тию.

источник: www.testo.ru

в томской области планируется строительство «северского НпЗ» По сообщению пресс-службы админи-страции Томской области, 10 февраля в г. Северске прошли общественные слу-шания по материалам оценки воздей-ствия на окружающую среду деятельно-сти по строительству и эксплуатации Се-верского нефтеперерабатывающего за-вода. Новый завод планируется построить в районе поселка Орловка. Заказчик – пред-приятие «Сибирские пластмассы». По сообщениям СМИ, компания запусти-ла в Северске в 2005 г. цех по переработ-ке полипропилена и выпуску из него упа-ковочной ленты, шпагата и веревки, а так-же полипропиленового сорбента, исполь-зуемого для очистки местности от нефте-продуктов.

президент Рч Р. Кадыров и глава «Роснефти» с. богданчиков обсудили строительство НпЗ в ГрозномСтроительство нефтеперерабатывающе-го завода в Грозном начнется в 2011 г. Ввод в эксплуатацию намечен на 2013 г. В этом же году завод выпустит свою пер-вую продукцию. Об этом заявил на встре-че с президентом Чеченской Республики Рамзаном Кадыровым в Грозном прези-дент ОАО «НК «Роснефть» Сергей Богдан-чиков.

С. Богданчиков отметил, что предвари-тельное технико-экономическое обосно-вание проекта (ТЭО) уже готово. «Оно вы-полнено нашим научным подразделени-ем «Самаранефтехимпроект». После со-гласования ТЭО и завершения всей не-обходимой процедуры мы проведем тен-дер для того, чтобы определить испол-нителей базовых проектов, чья техноло-гия нам покажется привлекательней. И уже в 2011 году мы можем перейти не-посредственно к строительству НПЗ», - сказал он. Производственная мощность завода со-ставит 1 млн тонн в год. При этом преду-сматривается возможность расширения мощности НПЗ, в случае возникновения необходимости, сообщает пресс-служба президента и правительства Чеченской Республики. С. Богданчиков также отметил, что при за-воде будет налажено производство газа, мощностью до 12 тыс. тонн в год. «Тем са-мым мы закроем все потребности ЧР в этом топливе. Насколько мне известно, в настоящее время республика потребляет порядка 4 тыс. тонн газа в год и постав-ляется он из Астрахани. Рядом с НПЗ мы построим базу хранения сжиженного га-за. Здесь же будет построена и газора-спределительная сеть, и многое другое. Одним словом, это строительство станет реализацией комплексного проекта, вклю-чающего в себя высокоавтоматизирован-ный завод по переработке нефти», - ска-зал С. Богданчиков.

«Одесский НпЗ» остановлен на плановый ремонтПо сообщению пресс-службы предприя-тия, «Одесский НПЗ» (Украина, входит в состав НК «Лукойл») 28 января останов-лен на плановый ремонт, который прод-лится полтора месяца. Во время капитального ремонта будут про-ведены: регенерация катализатора ри-форминга, замена катализатора гидроо-чистки и изомеризации, работа по рекон-струкции печи П-1 риформинга с заме-ной и переобвязкой змеевиков для улуч-шения ее работы, модернизация компрес-соров риформинга с целью повышения их надежности и увеличения межремонтно-го пробега. Во время ремонта АЗС ком-пании на Украине будут работать в обыч-ном режиме, получая нефтепродукты из резервуарного парка предприятия. «Одесский НПЗ» был введен в эксплуа-тацию в 1937 г. В 1999 г. группа юриди-ческих лиц компании «Лукойл» купила 98,4 % акций НПЗ (98,33 % ценных бу-маг — доля «Луксинтезойл ЛТД»). Завод производит бензин, мазут, дизельное то-пливо, нефтебитумы, топливо для реак-тивных двигателей. Установленная мощ-ность «Одесского НПЗ» - 2,8 млн тонн в год, глубина переработки - 71,6 %. Выход светлых нефтепродуктов - 46,2 %. В 2008 г. НПЗ переработал 2,04 млн тонн нефти и произвел 1,96 млн тонн товар-ной продукции.

НОВОсТи


НОВОсТи

Компания «ЭНЕРГАЗ» поставила еще две дКу на ватьеганское месторождениеДля ГТЭС Ватьеганского месторождения (ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь») до-полнительно поставлены две газодожим-ные компрессорные установки производ-ства компании Enerproject SA. ГТЭС мощ-ностью 72 МВт в составе шести энерго-блоков ЭГЭС-12С была введена в эксплу-атацию в 2008 г. Всего на этом объекте будут работать четыре ДКУ. Монтаж и пу-сконаладку оборудования осуществляют специалисты компании «ЭНЕРГАЗ». Для ОАО «ЛУКОЙЛ» это не первый опыт работы с ООО «ЭНЕРГАЗ» - на аналогич-ной газотурбинной электростанции Тевлинско-Русскинского месторождения начиная с мая 2009 г. успешно эксплуа-тируются три ДКУ, которые спроектиро-ваны и изготовлены швейцарскими ин-женерами специально для российских климатических условий.

лукойл подписал контракт по разработке и добыче на месторождении Западная Курна-2 в иракеПрезидент ОАО «ЛУКОЙЛ» Вагит Алек-перов подписал контракт об оказании услуг по разработке и добыче на место-рождении Западная Курна-2.Как уже сообщалось, в декабре 2009 г. консорциум в составе ЛУКОЙЛа и нор-вежской компании Statoil стал победите-лем тендера на право освоения этого ме-сторождения. ЛУКОЙЛ и Statoil предста-вили наилучшие тендерные предложения: размер вознаграждения за каждый бар-рель нефти - $1,15 при уровне добычи 1,8 млн баррелей в день. Контракт ратифицирован Кабинетом ми-нистров Ирака.Срок действия контракта - 20 лет с воз-можностью продления на 5 лет.Стороны контракта - иракская государ-ственная нефтяная компания South Oil Company и консорциум подрядчиков в со-ставе иракской госкомпании North Oil Company (25%), ОАО «ЛУКОЙЛ» (56,25%) и норвежской Statoil ASA (18,75%). Бурение на Западной Курне-2 начнется в 2011 г., добыча - в конце 2012 г. До-стижение целевого уровня добычи в объ-еме более 90 млн тонн нефти в год за-планировано на 2017 г. План разработ-ки месторождения, в частности, преду-сматривает проведение дополнитель-ной сейсмики, бурение более пятисот скважин.Инвестиции ЛУКОЙЛа в Западную Кур-ну-2, по предварительным оценкам, в 2010 г. составят около 300 млн долларов, в ближайшие 4-5 лет – 4,5 млрд. Месторождение Западная Курна-2 с из-влекаемыми запасами около 13 млрд баррелей находится на юге Ирака, в 65 км к северо-западу от крупного пор-тового города Басра. Месторождение бы-ло открыто в 1973 г. Его геологоразвед-

ка (сейсмика 2D и бурение разведочных скважин) производилась советскими ге-ологическими и сервисными организа-циями.

На месторождении южный дракон – морская черепаха началась стабильная добыча нефтиНа объединенной площади месторожде-ния «Южный Дракон – Морская Черепа-ха» 26 января 2010 г. началась стабиль-ная коммерческая добыча нефти. Напомним, что в 2002 г. был подписан Не-фтяной контракт в отношении блока 09-3 шельфа Вьетнама. Участниками стали: ОАО «Зарубежнефть» (50%), дочерняя компания Корпорации нефти и газа «Пе-тровьетнам» «Petrovietnam Exploration & Production Company» (PVEP) (35%), япон-ская компания «Idemitsu» (15%). Блок 09-3 расположен на южном шельфе СРВ в 150 км от г.Хошимин и в 120 км от базы технического снабжения города-порта Вунгтау.По итогам поисково-разведочных работ в январе 2008 г. совместная операцион-ная компания «VRJ – Petroleum Co.» (Vietnam – Russia – Japan), созданная для работ на блоке 09-3, объявила о коммер-ческом открытии месторождения «Мор-ская Черепаха».Учитывая то, что «Морская Черепаха» и месторождение «Южный Дракон», нахо-д я щ е е с я в з о н е д е я т е л ь н о с т и СП»Вьетсовпетро» (блок 09-1, участники ОАО «Зарубежнефть» - 50%, КНГ «Пе-тровьетнам» - 50%), являются единым месторождением, было принято решение об их объединении и совместном освое-нии участниками СП «Вьетсовпетро» и «VRJ – Petroleum Co.». Оператором по со-вместной зоне разработки было назначе-но СП «Вьетсовпетро». Общий объем за-пасов составляет 56 млн тонн нефти.

источник: OilCapital.ru

Разработкой мессояхских месторождений займется муравленковскнефть «Газпром нефть» совместно с ТНК-ВP бу-дет разрабатывать группу Мессояхских месторождений на Ямале. По взаимному согласию сторон оператором проекта пер-вое время будет выступать филиал «Му-равленковскнефть». Когда Мессояхские месторождения разовьются, там будет создано отдельное предприятие, основу которого составят нынешние специали-сты филиала. Кроме того, большинство активов Газпрома, которые есть на Яма-ле и планируются в передачу ОАО «Газ-пром нефть», будут также разрабатывать-ся специалистами Муравленковскнефти. Об этом заявил заместитель генерально-го директора компании по разработке и добыче Борис Зильберминц в ходе визи-та в Муравленко.Извлекаемые запасы месторождений оце-ниваются в 200 млн тонн. Сейчас там идет активная разведка.

Кроме того, на так называемых ста-рых месторождениях филиала есть еще достаточно большой нереализо-ванный фонд. На протяжении ближай-ших трех лет предприятие планирует бурить примерно по 180 скважин в год, сообщается на официальном сайте Муравленко.Надеются нефтяники и на дальнейшее развитие Еты-Пуровского месторожде-ния. Благодаря переинтерпретации служ-бы научно-технического центра раскры-ваются перспективы восточного борта Сугмутского месторождения. Специали-сты надеются, что добычу там удастся ста-билизировать. На Ямале рассматривают-ся также такие проекты, как Тазовское, Песцовое и Новопортовское месторож-дения.

источник: вслух.ру

Запущен первый в России промысел по добыче угольного газаВ Кемеровской области состоялась це-ремония пуска первого в России про-мысла по добыче угольного газа. Про-мысел открыт на Талдинском месторож-дении. В мероприятии приняли участие прези-дент Российской Федерации Дмитрий Медведев, председатель правления Газ-прома Алексей Миллер, губернатор Ке-меровской области Аман Тулеев. «Сегодня мы сделали важный шаг на пути создания новой подотрасли в топливно-энергетическом комплексе России - добычи метана из угольных пластов, - отметил Миллер. - Наша страна обладает гигантскими прогноз-ными ресурсами угольного газа - око-ло 84 трлн куб. м, что сопоставимо с третью прогнозных ресурсов природ-ного газа в России. Вместе с тем реа-лизация Газпромом проекта по добы-че угольного газа в Кузбассе направ-лена не только на значительное увели-чение ресурсной базы компании. Эта работа существенно повысит безопас-ность добычи угля, что крайне важно для всех жителей Кемеровской обла-сти. Реализация проекта обеспечит га-зоснабжение и газификацию юга За-падной Сибири, улучшит экологическую обстановку, создаст энергетическую базу для дальнейшего социально-экономического развития региона на основе природного газа». Талдинское метаноугольное месторож-дение расположено на территории Но-вокузнецкого и Прокопьевского райо-нов Кемеровской области в 65 км к се-веру от г. Новокузнецка. Запасы газа по к а т е г о р и я м С1+ С 2 с о с т а в л я ю т 45,8 млрд куб. м.Стабильный уровень добычи метана угольных пластов в Кузбассе планиру-ется в объеме 4 млрд куб. м в год. В дол-госрочной перспективе - в объеме 18-21 млрд куб. м в год, сообщают в пресс-службе Газпрома.


НОВОсТи


Компания «ЭНЕРГАЗ» поставит оборудование для ОАО «сургутнефтегаз»По итогам тендера, проведенного ОАО «Сургутнефтегаз», компания «ЭНЕРГАЗ» выбрана поставщиком газодожимных компрессорных станций производства Enerproject SA, которые предназначены для компримирования попутного нефтя-ного газа, поступающего с концевых сту-пеней сепарации.Компрессорные установки изготовлены в арктическом блочно-модульном испол-нении и будут поставляться со 100%-ной степенью заводской готовности, что зна-чительно сокращает сроки шефмонтаж-ных и пусконаладочных работ. Произво-дительность каждой ДКУ 2500 м3/ч, дав-ление на входе: вакуум – 0,05 МПа, на вы-ходе: 0,6 МПа.Применяться эти ДКУ будут для утилиза-ции ПНГ на трех объектах – ЦКПН (цех кон-трольной проверки нефти) НГДУ «Федо-ровскнефть», ЦППН (цех по подготовке и перекачке нефти) НГДУ ««Федоров-скнефть», ЦППН НГДУ «Лянторнефть», на каждый из которых будет поставлено по две компрессорные установки.

На Западно-салымском месторождении построят ГпЗНа Нижне-Шапшинском месторождении Русснефти, расположенном в Югре, со-стоялся запуск первой очереди автоном-ной газопоршневой электростанции мощ-ностью 17 МВт.Она обеспечит потребности в электроэ-нергии Шапшинской группы месторож-дений, позволит более рационально ис-пользовать попутный газ. При этом ком-мерческая эффективность будет достиг-нута путем продажи свободных объемов электроэнергии другим потребителям, по-ясняют в пресс-службе Русснефти. Наряду с электростанцией совместный проект предусматривает строительство газоперерабатывающего завода на Западно-Салымском месторождении и двух трубопроводов, соединяющих ГПЗ и электростанцию.


в югре запускают газопоршневую электростанциюГубернатор Югры Александр Филипенко принял участие в церемонии пуска в экс-плуатацию первой очереди автономной га-зопоршневой электростанции на Нижне-Шапшинском нефтяном месторождении. Проект реализован в рамках меморанду-ма, подписанного в 2008 г. компаниями «Монолит», «Русснефть» и «Салым Петро-леум Девелопмент Н.В.» о создании ком-плекса по утилизации попутного нефтяно-го газа и генерирующих мощностей. Запуск станции в полной мере покроет по-требности в электроэнергии дочерней ком-пании «Русснефти» - ОАО НАК «Аки-Отыр» на Шапшинской группе нефтяных место-

рождений, а рациональное использование попутного нефтяного газа позволит снизить выбросы загрязняющих веществ в атмос-феру. Часть электроэнергии планируется реализовывать иным потребителям, отме-чают в пресс-службе губернатора Югры.В первой половине дня Филипенко встре-тился с исполняющим обязанности гене-рального директора «Аки - Отыр» Ярос-лавом Проскурником и вице-президентом Русснефти Юрием Копаневым. Обсужда-лись вопросы, связанные с производствен-ной деятельностью компаний на террито-рии автономного округа и дальнейшим развитием социального партнерства.


Газпром открыл новое месторождение В феврале 2010 г. в Красноярском крае Газпром открыл новое газовое месторож-дение в пределах Абаканского участка. При испытании перспективных объектов в поисковой скважине №1 Абаканская, пробуренной до глубины 3302 м, получен промышленный приток газа дебитом бо-лее 800 тыс. кубометров в сутки. В 2010 - 2011 гг. планируется осуще-ствить доразведку и провести оценку за-пасов открытого месторождения, сооб-щают в пресс-службе газового гиганта.В настоящее время в Красноярском крае Газпром и его дочерние общества прово-дят геологоразведочные работы на 18 участках недр.Лицензия на право пользования недрами Абаканского участка с целью геологиче-ского изучения, разведки и добычи угле-водородов получена Газпромом в 2008 г. по результатам аукциона.

«Роснефть» открыла новое месторождение в восточной сибириГеологи ОАО «НК «Роснефть» открыли но-вое крупное нефтяное месторождение в рамка х Могдинского и Восточно-Сугдинского лицензионных участков на территории Катангского района Иркут-ской области (Восточная Сибирь). Лицен-зии на оба участка были приобретены «Роснефтью» на аукционе в 2006 г.Месторождение названо в честь Нико-лая Андреевича Савостьянова, в 1976-1990 гг. возглавлявшего Главное управ-ление нефтепромысловой и полевой ге-офизики (Главнефтегеофизика) Мини-стерства нефтяной промышленности СССР, а в 1993-1997 гг. – департамент геофизических работ «Роснефти».Начальные извлекаемые запасы место-рождения по категориям С1+С2 превыша-ют 160 млн тонн, что позволяет отнести его к категории стратегических. Места распо-ложения залежи характеризуется слож-ным геологическим строением, а также ря-дом других особенностей, указывающих на необходимость проведения доразведки ме-сторождения с целью определения наи-лучшего способа его освоения.Месторождение им.Савостьянова распо-ложено приблизительно в 80 км от раз-

рабатываемого при участии «Роснефти» Верхнечонского нефтегазоконденсатно-го месторождения и в 150 км от маги-стрального нефтепровода «Восточная Си-бирь – Тихий океан».В 2010 г. компания намерена продолжить геологоразведочные работы на лицензи-онных участках Иркутской области, в част-ности планируется провести сейсмораз-ведку 2D в объеме 3795 км и электрораз-ведку в объеме 3700 км. Также заплани-ровано бурение 4 новых скважин.В целом на территории Восточной Сиби-ри (Иркутская область и Красноярский край) «Роснефть» проводит геологораз-ведочные работы на 26 лицензионных участках, характеризующихся в настоя-щее время наличием ресурсов свыше 2,5 млрд тонн нефтяного эквивалента. В том числе в 2010 г. планируется выпол-нить сейсморазведочные работы 2D в объеме 5 325 погонных километров и 400 квадратных километров - 3D, а также про-бурить 12 разведочных скважин.

источник: ОАО «НК «Роснефть»

«татнефть» увеличит отбор этана из попутного газа ОАО «Татнефть» в конце 2010 г. планиру-ет завершить реконструкцию Минниба-евского газоперерабатывающего завода (Альметьевский район, Татарстан). Это де-лается для увеличения производства эта-на с 85 до 140 тыс.тонн в год. В связи с большим содержанием азота в попутном нефтяном газе увеличение от-бора целевых компонентов, в том числе и этана, приведёт к образованию значитель-ного объема низкокалорийного сухого от-бензиненного газа топливного назначения. В связи с этим выбрана криогенная техно-логия с внутренним холодильным циклом. Данная технология предполагает отделе-ние газообразного азота от углеводород-ной жидкости при температурах ниже ми-нус 180 С с последующим разделением углеводородной смеси на метановую и эта-новую фракции. Было принято решение о реализации проекта углубления отбора этана по двум направлениям: повышение надежности существующих технологиче-ских установок; строительство новой кри-огенной установки, позволяющей увели-чить отбор этана до 91% от его потенци-ального содержания в сырье и привести калорийность сухого отбензиненного газа в соответствие требованиям ОСТ 5140.Ранее была усовершенствована техноло-гическая схема Миннибаевской установ-ки сероочистки. Это дало возможность повысить качество очистки и осушки га-за, увеличить срок эксплуатации газопро-вода и значительно сократить выбросы сернистого ангидрида в атмосферу. Про-ведены модернизация газофракциониру-ющей установки ГФУ-300 с заменой АСУ ТП и ПАЗ на базе современной микропро-цессорной техники, усовершенствование контактных устройств колонн, позволив-шая увеличить её загрузку сырьем и по-высить выработку продукции.

НОВОсТи


АвТомАТиЗАция

Высокая скорость работы механических и электронных узлов, характерная для оптических кодовых датчиков переме-щения, вносит свою лепту в повышение производительности технологического оборудования в условиях постоянно ра-стущих требований к быстродействию и точности промышленных систем и одно-временному сокращению продолжи-тельности производственных циклов. Кодовые датчики углового перемещения компании Autonics различных размеров и типов качественно и точно измеряют рабочее положение и частоту вращения вала электродвигателя.

1. Серия E20S / E20HB:инкрементные кодовые датчики углового перемещения диаметром 20 мм, со сплошным или полым ва-лом – максимально эффективное ис-пользование свободного места

Идеальное решение: миниатюрные и сверхлегкие.Серия E20S/E20HB компании Autonics – миниатюрные кодовые датчики угло-вого перемещения диаметром 20 мм – позволяют использовать свободное ме-сто с максимальной эффективностью. Серия E20S/E20HB – это идеальное решение для малогабаритных систем высокой точности. Благодаря своим миниатюрным размерам эти кодовые датчики углового перемещения могут поместиться даже в очень ограничен-ном пространстве, а их исключительно малый вес сводит к минимуму величину момента инерции вала.

Кодовые датчиКи углового перемещения

Кодовые датчики углового перемещения (энкодеры) служат для электронного контроля за положением вращающегося вала электродвигателя. Они преобразуют информацию об угловом положении вращающегося вала в электрические импульсные сигналы. Выходные импульсы энкодера подсчитываются и ана-лизируются устройством управления, которое с высокой точ-ностью и функциональной гибкостью определяет фактическое положение (координаты) и скорость перемещения контроли-руемого механизма.

ОСнОвные вОзмОжнОСти• Идеально подходят для

применения в системах с ограниченным свободным местом благодаря миниатюрным размерам (диаметр 20 мм, вес приблиз. 35 г)

• Сводят к минимуму величину момен-та инерции вала (макс. 0,5 г•см2)

• Малый момент инерции• Напряжение питания:

5 В=, 12 В= ± 5%• Различные типы выходов• Разрешение: 100, 200, 320, 360

Применение• Управление скоростью кон-

вейера линии по производству полупроводниковых чипов

• Позиционирование в компактных станках

• Повышение точности контроля и управления положением в системах технического зрения

• Полупроводниковые чипы• Стол• Серводвигатель• Шариковый ходовой винт• Контроллер движения• Микроскоп• Кристаллическая пластина

ЖКД


АвТомАТиЗАция

Представительство в россии:115201, г. москва, 2-й Котляковский пер., д. 1, офис 319тел.: + 7 (495) 745-2343Факс: +7(495) 745-2343e-mail: [email protected]

2. Серия E50S-C:кодовый датчик углового переме-щения диаметром 50 мм, с разъемом сзади или сбоку – гибкое решение!

Удобный в подключении инкрементный кодовый датчик углового перемещения со встроенным разъемом, который мо-жет быть сзади или сбоку.Серия E50S-C компании Autonics – это инкрементные датчики углового перемещения диаметром 50 мм со сплошным валом, особенностью ко-торых является наличие встроенного разъема. Кабель для серии E50S-C предлагается в исполнении с прямым или Г-образным разъемом, что делает эту серию исключительно удобной в использовании.

3. Серия EP50S:компактный кодовый датчик абсо-лютного углового перемещения, со сплошным валом, с наружным диа-метром 50 мм

Компактный корпус для удобного при-менения в стесненных условиях.Серия EP50S – это компактный кодовый датчик абсолютного углового переме-щения, со сплошным валом, с наружным диаметром 50 мм. Благодаря своим не-большим наружным размерам он бо-лее удобен для применения в условиях ограниченного свободного места, а его способность выдавать сигналы раз-личного типа и высокая разрешающая способность обеспечивают удобство и гибкость в использовании.

ОСнОвные вОзмОжнОСти• Возможность выбора прямого

или Г-образного разъема обеспечивает исключительное удобство в использовании

• Высокая точность благодаря максимальному разрешению 8000

• Высокая надежность

Применение• Подходят для измерения

угла поворота, положения, частоты вращения, линейной скорости, ускорения и пройденного расстояния.

• Находят широкое применение в промышленном оборудовании, например: в станках, формовочных и упаковочных агрегатах.

ОСнОвные вОзмОжнОСти• Компактные размеры: наружный диаметр 50 мм• Различные варианты выходного кода: двоично-десятичный, двоичный, код Грея (дополнительная возможность)• Различные значения разрешающей способности (720 или 1024)• IP 64 (защита от водяных брызг, маслостойкость)

Применение


бурЕНиЕ

Ванкорское месторождение – перспек-тивное нефтегазовое месторождение в Красноярском крае России. Вместе с Лодочным, Тагульским и Сузунским месторождениями входит в Ванкорский блок, расположено на севере края.Запасы нефти на месторождении пре-вышают 260 млн т, газа – около 90 млрд куб. м. Всего на Ванкорском месторождении планируется построить 266 скважин: из них добывающих – 173, нагнетательных горизонтальных – 25, вертикальных – 60, газонагнетательных – 8. По состоянию на август 2009 г., со-гласно данным специалистов «Ванкор-нефти», на месторождении пробурено 88 скважин, 44 из них – эксплуата-ционные. Для выполнения поставленных задач необходимо проводить интенсивное бурение скважин. В процессе бурения скважин необходимо особое внимание уделять талевой системе буровой уста-новки и непосредственно контролиро-вать состояние талевого каната.

Для бурения кустов на Ванкорском ме-сторождении используют одну из бу-ровых БУ 5000/320 ЭК-БМ, в талевой оснастке которой используют канат D = 35 мм. Условное обозначение каната: Канат МС-35,0-В-1670/170, который со-ответствует техническим требованиям ГОСТ 16853-88.На кустовой площадке №17 Ванкорского месторождения были проведены ис-следования по оценке технического состояния талевых канатов МС-35,0-В-1670/170 №23415, в процессе выполне-ния нескольких замеров.

Наработка на данную дату (9 сентября 2009 г.) составляет 5109 т/км.Поэтому на основании существующих нормативных документов «Изменения в регламенте по учету наработки и оптимальной отбраковки талевых ка-натов при бурении скважин» перепуск талевого каната диаметром 35 мм на длину ходового конца 80 м необходимо проводить первый раз после наработки 5000 км.Перед проведением дефектоскопии был проведен визуальный осмотр данного каната и составлен акт осмотра, ко-

ОсОбеннОсти прОведения кОнтрОля техническОгО сОстОяния талевых канатОв в услОвиях ванкОрскОгО местОрОждения

УДК 658.3.622.33.а.в. минеев, д.т.н., профессор; в.и. афанасов, ст. преподаватель, «Институт нефти и газа» Сибирского Федерального университета;а.н. Зайцев, ведущий специалист ООО «РН-Бурение»

В настоящее время проблемы эксплуатации талевых канатов и оценки их технического состояния при проведении буровых работ имеют первостепенное значение. Однако, по нашему мне-нию, данным вопросам уделяется недостаточное внимание. Имеющиеся отдельные результаты практически нигде и ни на каком уровне не обсуждались, и поэтому нет единой стратегии решения данных вопросов.

№ п/пВыяВленные места

обрыВа, мрезультаты (количестВо оборВанных

проВолок), шт.

1 35,3 3

2 59,3 1

3 62,6 1

4 85,1 1

5 88,05 3

6 96,1 2

7 98,8 2

8 145,5 1

9 147,9 2

10 226,6 2

таблица 1. оценочные данные по количеству и местам обнаруженных дефектов

рис. 1. схема подвески магнитной головки мГ 20-40

WWW.NEFTEGAS.INFO \\ бурЕНиЕ \\ 19


торый не выявил наличие дефектов, влияющих на дальнейшую эксплуата-цию каната.Процесс проведения неразрушающего контроля талевого каната проводился следующим образом: магнитная головка МГ 20 - 40 была подвешена над лебедоч-ным блоком на двух тросах диаметром 4 мм, которые входили в комплект по-ставки дефектоскопа. Тросы были за-креплены за край укрытия вышечного блока таким образом, как представлено на рис.1. В процессе проведения де-фектоскопии применялись вкладыши типаразмером 35 - 40 мм.После подвески магнитной головки была проведена операция намагничивания талевого каната путем его прохождения через устройство сначала максимально вверх, а затем максимально вниз дваж-ды со скоростью 0,7 м/с.По окончании данной операции была проведена непосредственно сама дефек-тоскопия. Общее время данной техноло-гической операции составило около 40 минут, работа осуществлялась бригадой в составе трех человек. При проведении исследований время на подвеску магнит-ной головки не учитывалось, так как это не мешало производственному процессу (работе буровой бригаде).В процессе рассмотрения полученных дефектограмм, которые представлены

на рис. 2 и 3, были выявлены следующие дефекты испытываемого каната.На измеряемом участке в интервале от 90 до 210 м потеря сечения каната со-ставляет 1…1,5%.В таблице 1 приведены оценочные дан-ные по количеству и методу отбраковок проволок.Согласно существующим ПБ 10-382-00 «Правила устройства безопасной эксплуатации кранов», Приложение 13, «Нормы браковки канатов грузо-подъемных кранов» таблица 1, канат данного типа подлежит браковке при числе обрывов проволок, равным 8 на одном шаге свивки. Для данного каната шаг свивки равен 6 диаметрам каната и составляет 210 мм. Кроме того, при уменьшении диаметра каната в результате поверхностного износа или коррозии на 7% и более по сравнению с номинальным диаметром канат подлежит браковке даже при от-сутствии видимых обрывов проволок.При уменьшении диаметра каната в результате повреждения сердечника – внутреннего износа, обмятия, разрыва и т.п. на 10% канат подлежит браковке даже при отсутствии видимого обрыва проволок. Таким образом, на основании получен-ных данных дефектоскопии с критерия-ми выбраковки, можно сделать вывод,

что данный канат в настоящее время выбраковке не подлежит.Предлагается провести повторный кон-троль данного каната. Ориентировочные сроки проведения будут определены дополнительно.Одним из недостатков проведения дан-ного вида контроля талевого каната является схема подвески магнитной головки. В процессе проведения кон-троля происходит смещение магнитной головки, что отражается на полученных результатах; это смещение возникает в результате намотки каната на бара-бан лебедки. Необходимо постоянно удерживать трос подвески магнитной головки в натянутом состоянии, в про-цессе проведения контроля он осла-бевает. Для исключения этого момента требуется установка дополнительных крепежных тросов.

Литература:1. ПБ 10-382-00 «Правило устрой-ства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов».2. Бобаев С. Г. Надежность нефте-промыслового оборудования. М.: Не-дра, 1997. 264с. Ключевые слова: дефектоскоп, вы-браковка, талевый канат, свивка, визуальный осмотр, магнитная го-ловка, локальный дефект.

рис. 3. Дефектограмма имеющихся локальных дефектов

рис. 2. Дефектограмма потери сечения


бурЕНиЕ

При обосновании рациональных типов шарошечных долот (ШД) для тех или иных условий эксплуатации одним из основных является показатель их стой-кости. Его определение посредством проведения сравнительных промыш-ленных испытаний ШД требует больших затрат времени и средств, так как для непосредственно самих испытаний не-обходимо значительное число долот, как это видно из приведенных данных таблицы 1, где - доверительная ве-роятность; Σ-

x - требуемая точность среднего показателя; Kb – коэффици-ент вариации.Основным фактором, определяющим объём испытаний, является изменчи-вость свойств горных пород, оценивае-мая коэффициентом вариации (Kb).

В качестве интегрального показателя свойств горных пород в глубоком бу-рении используют обобщенный пока-затель буримости [1]:

D=3Ад0,8.ac, (1)

где Ад – динамическая прочность пород, определяемая методом толчения;ac – показатель абразивности, опреде-ляемый методом истирания свинцовой дроби.В горнодобывающей промышленности одним из наиболее распространённых интегральных показателей сопротив-ляемости горных пород разрушению в процессе проведения буровых работ

является простой, удобный и универ-сальный коэффициент крепости, предложенный профессором М. М. Про-тодьяконовым, который определяется по формуле

= сж/10, (2)

где сж - предел прочности породы на сжатие. МПа; значение сж=10 МПа принять за =1.Величина имеет тесные коррекцион-ные связи с показателями производ-ственных процессов:

, (3)

где Ap - удельная работа разрушения;v - скорость бурения; Zn - удельный расход режущих инстру-ментов; K1, K2, K3 – коэффициенты.В этом случае задача выбора рацио-нальных типов ШД значительно упро-щается при выявлении зависимости стойкости долот от коэффициента крепости .Зависимость данной функции ( ) до-статочно исследована в работе [2].В результате обработки методом корре-ляции обширного количества опытных данных установлена зависимость стой-кости ШД от коэффициента крепости пород, которая удовлетворительно описывается уравнением

=R/ 2, (4)

где R – коэффициент, интегральный от-ражающий ресурс стойкости (уровень качества) ШД;

- коэффициент крепости пород по М. М. Протодьяконову.

Выборкой было охвачено 1433 показа-теля стойкости ШД в различных поро-дах, коэффициент крепости которых из-менялся от 3 до 20. Петрографический состав и физико-механические свой-ства пород и руд, в которых бурились скважины, были разнообразны. Причём в большинстве случаев свойства пород одного петрографического состава в пределах какого-либо месторождения непостоянны.Параметры режима бурения ввиду кон-структивных особенностей буровых установок также изменялись в широких пределах. Не оставались постоянными и степень отработки долот, характер их изнашивания и причины выхода из строя. Особенно резко на стойкость долот влияли неоднородность пород – кремнистые включения в известня-ках, жилы кварца, диабаза и других крепких и абразивных пород в сланцах, глинистые включения в известняках и доломитах, а также несоответствие ШД и пород (например, использование ШД типа Т и ТС для бурения в породах крепостью 12–16).Несмотря на сложное взаимодействие и влияние многочисленных посторон-них искажающих факторов, которые нельзя было учесть и устранить, кор-

Опыт выбОра и Оценки стОйкОсти шарОшечных дОлОт при эксплуатации

УДК 622. 24. 04. 67в.д. буткин, д. т. н., профессор; а.в. минеев, д. т. н., профессор, Сибирский Федеральный Университет

2 ,% коэффициент Вариации Kb

0,9

15 5-10 10-15 15-20 20-24 24-28 28-32

10 5 7 12 16 20 28

5 10 20 35 55 75 100

0,95 5 15 30 35 80 110 145

таблица 1. потребное число долот для проведения испытаний


реляционные отношения и для зависимости 4 приближаются к еди-нице и составили соответственно 0,82 и 0,7. Это свидетельствует о том, что стойкость ШД на 70–80% зависит от крепости породы и только на 20–30% от прочих факторов, в том числе от кон-структивного типа ШД и параметров режима бурения.Л. И. Бароном и Л. Б. Глетманом на осно-вании испытаний долот типа 243 – ОК в условиях Коунрадского и Оленегорско-го месторождений предложена зависи-мость износостойкости вооружения ШД от контактной прочности.

(5)

где Lср - стойкость зубков ШД, м; Кр - коэффициент, учитывающий пара-метры режима разрушения; A,n – постоянные, величина которых зависит от конструкции и материала зубков; Pk - контактная прочность породы; для оптимальных режимов рекомендуется принимать Kp=1.При этом ими установлена чёткая кор-реляционная связь показателей кон-тактной прочности с осредненными коэффициентами крепости ср, выра-женная уравнением.

Pk=6 ср1.5 (6)

Для формулы (5) при соответствии ШД типа ОК прочности породы авторы по-лучили значения = 0,56-0,66. Учиты-

вая это обстоятельство и сопоставляя формулы (5) и (6), можно прийти (при Кр=1) к формуле (4).В работе [3] приведены данные про-мышленного бурения на Баженовском асбестовом месторождении (Урал), по-лученные А. В. Кузнецовым. Была установлена фактическая стой-кость 610 шарошечных долот диаме-

тром 216 мм с общей проходкой 59310 м скважин диаметром 220 мм. Выполненная нами обработка этих дан-ных для долот типов Т, СТ и ТК, прибли-зительно соответствующих условиям применения, показана на рис. 1.Параметр R рассчитывается методом наименьших квадратов по выраже-нию

рис. 1. зависимость вида = R/ ср2 для баженовского месторождения:

0 – опытные точки; 1 – кривая по уравнению = 6793/ ср2

200

160

120

80

40

0 60 120 180 240 300 ƒ2

1

, м


бурЕНиЕ

R= / 12 (6)

Для использованных долот на Баженов-ском месторождении R=6793. Отклоне-ния расчётных значений от фактических составили 10, 18,9 и 2,3%.Аналогичные по точности результаты получены при обработке данных шаро-шечного бурения на Кия-Шалтырском месторождении (таблица 2) при усло-вии группировки пород по типам ШД, ориентировочно соответствующих горно-геологическим условиям про-ходки скважин.Таким образом, уравнение =R/ 2 применительно к конкретному место-рождению при соответствии типов ЩД условиям применения дает результаты, соответствующие I и II классам ста-бильности (точности) горнотехнических показателей и расчетов (коэффициент вариации 10–20 % и < 10%), считающих-ся в горном деле «практически точны-ми» [4]. Применительно к различным регионам (при не вполне известных типах долот и режимах бурения) рас-четы по формуле (4) соответствуют II и III классам стабильности (коэффициент вариации 30%), т. е. расчеты пригодны для укрупненных проектных расчетов, в

частности для определения количества долот для выполнения больших объемов буровых работ.Полученные результаты позволяют вы-двинуть гипотезу о том, что математи-ческая зависимость (4) соответствует условиям эффективного (объемного) разрушения пород шарошечным доло-том той или иной конструкции. Иными словами, позволяет определить соот-ветствие типомодели ШД крепости раз-личных пород. Теоретическую кривую

=R/ 2 для конкретного месторождения можно построить, определив параметр R по данным проходки скважин в легких или средней крепости породах долотом, показавшим наилучшие результаты. Для пород другой крепости, имеющихся на месторождении, рациональными бу-дут те модели ШД, стойкость которых соответствует теоретической кривой. Абсцисса точки отрыва фактической кривой стойкости от теоретической дает ту предельную крепость пород, для которых механические условия разрушения будут рациональны. Зна-чительное отклонение от теоретической кривой определяет необходимость ис-пользования ШД другого типа.Для конкретного месторождения усло-

вия выбора типа ШД по показателю стойкости можно приближенно пред-ставить выражением

p 2 = Rp=const, (7)

где p - рациональная стойкость до-лота; Rp – рациональное значение интеграль-ного ресурса долота, соответствующее условию эффективного (объемного) разрушения породы шарошечным до-лотом той или иной конструкции.

В качестве Rp может приниматься его величина для типа ШД, показавшего наилучшие результаты при промышлен-ном бурении горной породы известной, как правило, средней крепости.В условиях конкретного месторож-дения при накоплении достаточных статистических данных и тщательном учете крепости пород использование уравнения (7) облегчает задачи выбо-ра долота, позволит в несколько раз уменьшить трудоемкость и длительность промышленных испытаний новых ШД, прогнозировать их стойкость и выпол-нять ускоренные расчеты показателей буровых работ.

Литература:1. Спивак А. И., Потоп А. Н. Разрушение горных пород при бурении скважин. М.: Недра, 1986. 208с.2. Буткин В. Д., Телешов А. С., Брюхов Б. Ф. Зависимость стойкости и расхода шарошечных долот от крепости горных пород // Горный журнал. 1965. №9. C 46 – 48.3. Кузнецов А. В. Анализ стойкости шарошечных долот различных типов на открытых разработках. Cб. «Разрушение горных пород шарошечным инструментом. М.: Наука, 1966. C. 90 – 93.4. Борденов П. В. Определение объема экспериментов при исследованиях, связанных с процессами разрушения горных пород. В ст. «Техника и технология разработки полезных ископаемых». Выпуск V. М.: Недра. 1966. С. 143 – 151.5. Боровиков В. Н. STATISTIKA. Искусство анализа данных на компьютере: Для профессионалов. 2 –е издание. Спб.: Питер, 2003. 668 с.

таблица 2. результаты обработки данных о стойкости шД при промышленном бурении на кия-шалтырском карьере

Примечание: средняя фактическая величина определена при числе испытанных долот от 7 до 66 шт.; расчетная стой-кость определена по уравнению p=89620 / 2.

№ п/п тип долота Горная породакоэффициент крепости ср

2 12

средняя фактическая

стойкость долота ,м

расчетная стойкость

долота, м p

отклонение, %

1 244,5 - К Роговики, уртиты8 – 12

ср=10100 0,01 952 896 5,8

2 244,5 - КСкарны, роговики, габбро

12 – 14

ср=13169 0,006 545 530 2,8

3 244,5 ОК Габбро14 – 15

ср=14,5210 0,005 385 426 10,6

0,021 1882


бурЕНиЕ

В этих условиях востребованными будут технологии и оборудование, позволяю-щие снижать затраты времени на строи-тельство скважин и расход материалов. Очевидно, что это будут установки блоч-но- модульного исполнения. Для повы-шения мобильности агрегатов возможно использование небольших по высоте вы-шек с использованием однотрубок. Это будет эффективно в случае снижения затрат времени на спуско-подъемные операции (СПО). В настоящее время можно отметить следующие направления, с помощью которых планируется уменьшение удельного веса СПО в процессе строи-тельства скважин. Первое - повышение долговечности породоразрушающего инструмента (ПРИ). В этом случае СПО проводятся в основном для установки обсадных колонн. При бурении обсад-ной колонной резко снижаются затраты времени на СПО, т.к. замена ПРИ и забой-ного двигателя производится с исполь-зованием канатной техники. При этом сокращается или исключается исполь-зование бурильных труб, но возникают вопросы по применению хвостовиков и металлических пластырей, рациональ-ное использование которых позволяет сократить затраты на бурение. Широкое внедрение бурения обсадной колонной в настоящее время сдерживается недо-статочной долговечностью обсадных труб и сложностью контроля качества скважины перед цементированием.Условия эксплуатации обсадных труб при обычной эксплуатации и в процессе бурения существенно отличаются в пер-вую очередь по нагрузкам. При бурении это усталостные нагрузки растяжения, сжатия, кручения и изгиба в гладких трубах с резьбой отличной от бурильных

труб. Необходимы исследовательские работы по поиску оптимальной кон-струкции обсадных труб, которые долж-ны проводиться для условий повышения надежности собственно скважины. Третий путь – использование систем автоматизации СПО. Это направление, зародившееся у нас стране, в настоя-щее время применяется в полностью гидрофицированных зарубежных уста-новках и позволяет существенно сокра-тить время на СПО и трудоемкость работ. Применение гидропривода в основном и вспомогательном оборудовании по-зволяет получить мощные, компактные установки, но при этом необходима высокая квалификация персонала как при бурении, так и при обслуживании установок, особенно в суровых клима-тических условиях.Снижение затрат материалов можно получить, используя бурильные трубы повышенной прочности с уменьшенной толщиной стенки. В этом случае сни-жается общий вес труб и мощность на прокачку бурового раствора из-за уве-личения внутреннего диаметра труб. Кроме этого снижаются затраты мощ-ности на СПО и на бурение ротором. Рас-четные данные показывают, что может быть получено снижение веса труб до 70% и, следовательно, использование БУ с меньшей грузоподъемностью. С другой стороны, необходимо прово-дить повышение износостойкости на-ружной поверхности муфт и установку центраторов, т.к. предельный износ на тонкостенных трубах наступает раньше. При одинаковых нагрузках уровень на-пряжений в тонкостенных трубах выше и, следовательно, усталостная долго-вечность ниже. Кроме того, необходимы дополнительные исследования долго-

вечности соединений в тонкостенных трубах. С увеличением глубины увеличиваются затраты на буровой раствор, т.к. воз-растает его необходимый объем и его потери в процессе бурения. Одним из перспективных направлений можно счи-тать использование двойных бурильных труб, реализующих обратную промыв-ку. В геологразведочном бурении на глубины 100-300 м за рубежом и у нас разработаны и применяются установки, реализующие такое бурение. В 2009г. компания Reelwell была удостоена на-грады ОТС 2009 в области новых техно-логий за новый метод бурения колонной двойных бурильных труб [1]. Данная технология имеет следующие преиму-щества. Бурение ведется при контроли-руемом давлении, снижаются затраты на прокачку, потери жидкости, возрастает геологическая информация. Компания Шлюмберже указывала, что при под-боре бурового раствора кроме условий бурения необходимо руководствоваться также и качеством цементирования. В этом случае удорожание бурового рас-твора окупается снижением затрат на цементирование. Технология бурения с колонной двойных труб позволяет закачивать в затрубное пространство растворы, отличающиеся от буровых. Снижается также вероятность растепле-ния вечномерзлых пород при бурении,

нОвые направления в буренииДальнейшее развитие сырьевой базы нефтегазовой промышленности предполагает развитие и новых технологий бурения. Это связано с необходимостью бурения в новых районах, а также бурения для добычи нетрадиционных запасов углеводородов. Перспективы разработки новых месторождений связаны с увеличением глубин бурения, наличием вечной мерзлоты и соляных про-пластков. Все это будет происходить в местах с низко развитой инфраструктурой и суровыми климатическими условиями.

УДК. 622C.C. пекин, к.т.н., доцент, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

рис. 1. соединение двойных бурильных труб

WWW.NEFTEGAS.INFO \\ бурЕНиЕ \\ 25


т.к. время контакта буровой жидкости и породы раствора сводится к мини-муму, а в затрубье можно закачивать пену. Сложность реализации бурения с колонной двойных труб заключается в создании промывки внутри колонны труб, в увеличении ее веса и в услож-нении конструкции вертлюга. Для рас-смотрения технологии и конструкции двойных бурильных труб воспользуемся информацией []. Конструкция трубы представлена на рис.1.Внутренние трубы 1 имеют наконечни-ки 3 и 5 с уплотнениями 4. Наружные трубы 2 и 7 соединяются по конической резьбе с опорным кольцом 6. Внутрен-ние трубы удерживаются с помощью центраторов. Для реализации внутритрубной цирку-ляции применяются различные схемы, часть из которых показана на рис.2.Бурение может производиться как со спошным разрушением забоя, так и с отбором керна, который транспорти-руется потоком жидкости (рис.3). По-следнее повышает геологическую ин-

формативность и не прерывает процесса бурения.Бурение колонной двойных бурильных труб может вестись и поверхностным, и скважинным вращателями. Сложность использования данной технологии за-ключается в ее приспособлении к глу-бокому бурению, и в первую очередь к использованию вязких буровых раство-ров вместо воды.К нетрадиционным направлениям можно отнести бурение для получения метана из угольных скважин, а также бурение для добычи битуминозных нефтей. До-быча из нетрадиционных месторождений хотя и дороже, но и запасы этих место-рождений очень значительны и за рубе-жом подобная работа уже ведется. Рассмотрим перспективы бурения на таких месторождениях. Угольные место-рождения часто расположены относи-тельно неглубоко, от 300 до 900м. При этом дебит скважин мало предсказуем. Но при этом резко снижается опасность добычи угля. При бурении на таких глу-бинах необходимо использовать мо-бильные установки. Это связано с тем, что время собственно бурения мало, затраты мощности на бурение тоже меньше, чем на традиционных нефтяных и газовых скважинах, и поэтому можно снизить затраты времени на монтаж-демонтаж и переезды для повышения эффективности работ. В этом случае эффективно использовать мачты, как в агрегатах для подземного ремонта, существенно облегчая установку. При использовании обсадных труб диаме-тром 140мм, с толщиной стенки 6,2мм нагрузка на крюк составит около 220кН. Применение такого инструмента вполне оправдано, учитывая, что давления в пластах невысокие. Для бурильных труб с учетом коэффициентов перегрузки получаем порядка 450кН. Это соответ-ствует грузоподъемности большинства агрегатов для подземного ремонта. При этом необходимо их дооборудование системой, обеспечивающей бурение си-ловым вертлюгом, а также механизации вспомогательных работ. Для снижения времени строительства скважин по-дойдет новая технология бурения на обсадных трубах. При высоких ско-ростях проходки скважина сохраняет естественную устойчивость стенок, что положительно сказывается на качестве ее крепления. Снижение необходимо-

го диаметра бурения требует подбора долговечной компоновки насосного оборудования, для откачки попутной воды в условиях выноса механических примесей в виде угля. Проведение до-полнительных исследований позволит с помощью компоновки «долото – рас-ширитель» уменьшить диаметр бурения и увеличить скорость бурения и, следо-вательно, снизить стоимость скважины без ущерба качеству. Бурение скважин для добычи битумных нефтей в настоящее время ведется раз-личными способами в зависимости от конкретных условий. Как правило, это неглубоко залегающие пласты. Наибо-лее перспективной представляется т.н. двухустьевая скважина (рис.4), забоем в которой является ствол скважины, про-ходящий в продуктивном пласте. Это су-щественно повышает дебит скважины в сочетании с термической обработкой.Для бурения таких скважин целесоо-бразно применение установки с на-клонной мачтой, что снижает кривизну скважины и упрощает процесс бурения. Особенностью бурения является повы-шенные потери на трение, осложнения при выносе шлама и контроль за устой-чивостью стенок скважины. Снижение трения будет решаться использовани-ем различных центраторов. Промывка скважины, осложненная неустойчиво-стью пород, может быть решена с ис-пользованием двойных бурильных труб с необходимой модернизацией. Решение указанных выше задач может быть решено при проведении допол-нительных исследований со стороны заинтересованных организаций так, как это делается ведущими зарубежными фирмами.

рис. 3 Гидротранспорт керна

рис.4. Двухустьевая скважина.1- устье, 2- продуктивный пласт, 3 – забой

рис. 2. схемы обеспечения внутритрубной циркуляции.а – заполнение затрубного зазора вязким агентом; б – эрлифт; в - эжекторное устройство; г – устьевой герметизатор; д,е - забойные пакера

Литература:1. Кардыш В.Г., Пешнов А.Н., Кузнецов А.В., Кузьмин И.В., Новиков Г.П. // Техни-ка и технология бурения с гидротран-спортом керна. М., Недра. 1993. 253 с.


ГАЗОВЫЕ ДОЖИМНЫЕ КОМПРЕССОРЫ

Коллектив компании ЭНЕРГАЗ уверенно прошел кризисный для мировой и рос-сийской экономики год. Нам удалось не только укрепить наше партнерское сотрудничество с рядом ведущих пред-приятий ТЭК России, но и приступить к реализации новых перспективных проектов.Что мы относим к основным итогам 2009 г.? Во-первых, на сегодняшний день благодаря компании ЭНЕРГАЗ в России представлены современные компрессорные технологии, разрабо-

танные и воплощенные в жизнь компа-нией ENERPROJECT, которые эффективно применяются в процессе нефтегазодо-бычи, при утилизации попутного не-фтяного газа, на высокотехнологич-ных химических производствах. И что особенно важно, газовые дожимные компрессорные установки (ДКУ), ко-торые мы запускаем в эксплуатацию, находят всё более широкое применение в электроэнергетике. В этом направле-нии развивается наше сотрудничество с основными зарубежными и россий-

скими производителями газотурбинных установок.Значительный опыт компания ЭНЕРГАЗ накопила в эксплуатации ДКУ с газо-выми турбинами производства General Electric, Siemens, Pratt&Whitney, Solar, Rolls-Royce, Kawasaki, НПО Сатурн, Ка-занское моторостроительное произ-водственное объединение, Пермский моторный завод, Завод им.Чернышева. В процессе эксплуатации ДК У ENERPROJECT многократно подтверж-дена надежность и универсальность

«ЭНЕРГАЗ» В РОССИИ – УВЕРЕННЫЙ ВЗГЛЯД В БУДУЩЕЕ

В компании ЭНЕРГАЗ подведены итоги 2009 г., определены за-дачи и пути их решения на текущий год. Наш журнал предоста-вил слово для комментария заместителю генерального дирек-тора ООО «ЭНЕРГАЗ» М.А. Белову. И вот что рассказал нам Максим Александрович.

Фото 1. Компрессорная станция Алехинского месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз»)

Фото 2. ДКУ Enerproject на Белгородской ТЭЦ

WWW.NEFTEGAS.INFO \\ ГАЗОВЫЕ ДОЖИМНЫЕ КОМПРЕССОРЫ \\ 27


этого оборудования, в частности, при работе с газотурбинными установ-ками, способными обеспечить выра-ботку электроэнергии мощностью до 200 МВт.В конце 2009 г., например, был запу-щен один из значимых объектов ОАО «Башкирэнерго» на Уфимской ТЭЦ-1. Это газотурбинная электрическая станция ГТЭС-25П мощностью 22,5 МВт. Впервые в России реализован проект газотурбинной станции такой мощно-сти на базе авиационного двигателя ПС-90А производства пермского ОАО «Авиадвигатель». Для создания рабо-чего давления газа в силовой турбине уфимские энергетики выбрали ДКУ ENERPROJECT, которая была введена в эксплуатацию специалистами компании ЭНЕРГАЗ.Говоря о перспективах 2010 г., с большим удовлетворением отметим, что компания ЭНЕРГАЗ готовится приступить к произ-водству некоторых видов оборудования непосредственно в России. Речь идет о модульном исполнении по индивиду-альным заказам пунктов подготовки газа (ППГ). Это важный технологиче-ский элемент комплексной газоподго-товки, который позволяет значительно

повысить эффективность, а значит, и востребованность наших ДКУ.Мы также расширяем модельный тех-нологический ряд оборудования. По-мимо винтовых маслонаполненных ком-прессоров и блоков учета и подготовки газа, в зависимости от индивидуальных особенностей проекта и требований заказчиков, ЭНЕРГАЗ предлагает также роторные, центробежные и жидкостно-кольцевые ДКУ. Уже несколько лет более ста ДКУ ENERPROJECT непрерывно и безотказно работают на российских предприятиях. В этот результат вложен большой труд инженеров компании ЭНЕРГАЗ по раз-витию системы обслуживания компрес-сорного оборудования. Обязательно, вслед за шефмонтажными и пускона-ладочными работами, в постоянном круглосуточном режиме мы сопрово-ждаем деятельность обслуживающего персонала заказчиков по эксплуатации ДКУ, предоставляем необходимую тех-ническую документацию, ведем обуче-ние по согласованным программам. В послегарантийный период проводятся регламентные работы, ремонт, постав-ляются запасные части и расходные ма-териалы. В комплексе сервисных услуг

особое место занимает модернизация и технологическое улучшение наших компрессорных установок.В нынешнем году мы стремимся пред-ставить заинтересованным специали-стам все возможности сотрудничества с компанией ЭНЕРГАЗ. Приглашаем по-сетить наш стенд на выставках в Москве «Russia Power» (24-26 марта) и «Нефте-газ-2010» (21-25 июня). На вопросы, которые вас интересуют, вы всегда по-лучите исчерпывающие ответы через сайт компании www.energas.ru или при личном общении. Желаем нашим партнерам и колле-гам, всем читателям журнала новых достижений в развитии нефтегазодо-бывающей и энергетической отраслей России.

105082, г. Москва, ул. Б. Почтовая, д. 34, стр. 8Тел.: +7 (495) 589-36-61Факс: +7 (495) 589-36-60е-mail: [email protected]

Фото 4. ДКУ Enerproject на ТЭС «Международная» («Москва-Сити»)

Фото 3. Блочная КУ на Уфимской ТЭЦ-1 («Башкирэнерго»)


диАГНосТикА

Как вывод, требуется входной контроль химического состава металлов и спла-вов. Эта же задача может возникать и у потребителей изделий из металла, на стадии эксплуатации и проведения текущих ремонтов. В качестве примера можно привести си-туацию, когда вместо заявленной марки стали 09Г2С в изделии была применена другая – сталь 3пс. Те, кто сталкивался с несоответствием химического состава полученного металла с заявленным в сертификате, знают, к чему может это привести. Хорошо, если последствия смены марок сталей легко можно ис-править на стадии производства. Но когда конечный продукт уже сдан и на-ходится где-нибудь на севере России, последствия могут быть совсем иными. Страдает в первую очередь авторитет

производителя и появляются дополни-тельные затраты на исправление допу-щенных ошибок. К тому же нет никаких гарантий, что к этому производителю покупатели обратятся вновь.Современные анализаторы фирмы «Oxford Instruments» (Финляндия, Германия), предлагаемые ООО «КСЕНА», позволяют осуществлять контроль ме-таллов и сплавов быстро и точно.

В данной статье предстаВлены три Вида спектрометроВ для определения химического состаВа металлоВ:• портативные рентгеновские анализа-торы серии X-MET 5000 / 5100;• переносные оптико-эмиссионные анализаторы серий ARC-MET 8000, PMI-Master UVR pro, Test-Master;

• стационарные оптико-эмиссионные анализаторы серии Foundry-Master UVR.При выборе анализатора, отвечающего требованиям по цене и качеству, мы предлагаем руководствоваться сле-дующими важными, на наш взгляд, моментами. Самой недорогой из предлагаемых приборов является серия X-MET 5000 / 5100. Это удачный вариант для работ с черными и нержавеющими сталями, титановыми, алюминиевыми и другими цветными сплавами. Спектрометр не оставляет никаких следов на исследуе-мом образце. За счет малых габаритов, высокого быстродействия, возможности

Оперативный кОнтрОль химическОгО сОстава металлОв и сплавОв – гарантия качества выпускаемОй прОдукции

с. никитин, менеджер ООО «КСЕНА»

Гарантия качества выпускаемой продукции является одним из важнейших факторов устойчивого сбыта. И здесь далеко не по-следнюю роль играет качество исходного сырья. Предприятиям, у которых сырьем являются металлы, сегодня уже недостаточ-но наличие сопроводительного сертификата. Многие сталкива-ются с несоответствием реальных характеристик металла заявленным поставщиками.

рис. 1. портативный рентгено-флуоресцентный анализатор X-мет 5100

рис. 2. мобильный анализатор ARC-мет 8000


работать с образцами любой формы, универсальности и отсутствия расходов на аргон прибор нашел широкое при-менение как при входном контроле, так и при контроле готовой продукции. Не-достаток прибора – отсутствие возмож-ности измерять углерод. Если необходимость в определении углерода является превалирующей, нами предлагаются оптико-эмиссионные приборы. Они условно могут быть раз-делены на 2 группы – переносные и стационарные.К переносным спектрометрам относятся оптико-эмиссионные анализаторы се-рий ARC-MET 8000, PMI-Master UVR pro и Test-Master. Эти анализаторы способны за секунды определить марку стали или цветного сплава. Приборы работают с аргоном высокой степени очистки, что позволяет получать хорошие результа-ты по точности и воспроизводимости. Когда нужно произвести замер непо-средственно на объекте мы рекомен-дуем именно переносные анализаторы. Анализатор ARC-MET 8000 за счет термо-стабилизированного датчика позволяет получать отличную точность по сере

и фосфору в сталях. PMI-Master UVR может работать с образцами различ-ной формы без специальных адаптеров, Test-Master рекомендуется для работы с чугунами, а также когда требуется не-прерывный режим работы (например, в производственной линии).Самыми точными и чувствительными среди предлагаемых спектрометров являются стационарные анализаторы серии Foundry-Master. За счет исполь-зования системы вакуумного заполне-ния Foundry-Master способен работать с малыми концентрациями химических элементов. Этот прибор предназначен

именно для условий лаборатории. Здесь потребуется произвести отрезание ис-следуемого образца.

Вся предлагаемая линейка анализато-ров металлов и сплавов отлично заре-комендовала себя у сотен клиентов по всей стране и за рубежом. правильно подобранный для решения именно Ва-ших задач спектрометр – залог долго-срочной работы анализатора и Вашей уверенности в качестве выпускаемой продукции. а уверенность в качестве выпускаемой продукции – это уверен-ность предприятия в завтрашнем дне.

ооо «ксена» – официальный дистрибьютор компании Oxford Instruments 614000, г. пермь, ул. советская, д. 68тел./факс: +7 (342) 21821-95, 218-21-96моб.: +7 (912) 784-42-36e-mail: [email protected]

рис. 3. стационарный анализатор FOUNDRY-MASTER


ЗАщиТА оТ корроЗии

Методы же борьбы с разрушением ЭЦН и ПЭД сводятся в основном к ингиби-рованию, эффективность которого в условиях совокупности разрушающих факторов объяснима и ни в коем слу-чае не оспаривается. Однако в связи с

развитием методов защиты с помощью ингибиторов в последние годы значи-тельно увеличены сроки эксплуатации скважинного оборудования, вследствие чего в достаточной степени проявля-ются процессы электрохимического разрушения.Достаточно сказать, что количество отказов погружного оборудования по причине коррозии за последние два года увеличилось в 4-5 раз и на се-годняшний день составляет в целом 13-15% от действующего фонда сква-жин. Межремонтный период скважин (МРП), подвергшихся коррозии, варьи-руется от 30 до 300 суток и составляет в среднем около 100 суток при среднем общем МРП 300 суток. Финансовые по-тери, связанные с недоамортизацией оборудования, частыми ремонтами и недополученной нефтью, достигают сотен миллионов рублей в год. При-чиной примерно 70% отказов скважин, вышедших из строя, является коррозия ПЭД [1].Попытки борьбы с электрохимической коррозией скважин давно предпри-нимаются различными добывающими организациями, но тема остается до-статочно дискуссионной.Разберем вкратце постулаты электрохи-мической защиты. Во-первых, она под-разделяется на пассивную и активную. Пассивная защита заключается в на-несении антикоррозионного покрытия на поверхность защищаемого сооруже-ния. В практике она применяется – это отдельная, достаточно изученная от-расль и в рамках данной статьи требует

только формального упоминания, т.к. это проблема скорее технологическо-го, нежели коррозионного характера. Следует разве что отметить, что этот вид защиты является необходимым, но недостаточным, т.е. является эффек-тивным, но не исключает применения активной защиты.Активная электрохимическая защита подразделяется на два больших раз-дела: протекторная и, собственно, катодная защита с помощью станций катодной защиты (СКЗ) (дренажную пропускаем вследствие неактуальности в рамках рассматриваемой темы). Оба вида с недавних пор с различным успе-хом применяются на нефтедобывающих предприятиях. Рассмотрим каждый из них в отдельности и поделимся нашими представлениями по этому поводу.Начнем с протекторной защиты. Она заключается в использовании в каче-стве жертвенного анода металла, имею-щего более высокую электроотрица-тельность относительно защищаемого сооружения. На практике широкое применение получили сплавы на осно-ве магния. В целом применение этого металла оправдано, однако он имеет ряд недостатков, которые следует от-метить. Первое – это его относительно высокая электроотрицательность. Он дает чрезмерно высокий электродный потенциал на защищаемом сооружении. По этой причине, например, с некоторых пор принято отказываться от магниевых протекторов при защите резервуаров, т.к. вследствие высокого защитного потенциала разрушается защитное

О КАТОДНОЙ ЗАЩИТЕ СКВАЖИН И ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

УДК 620.193:622.276.012.05А.В. Валюшок, к.т.н., ООО Предприятие «Электрохимзащита»

Одной из наименее изученных тем в области защиты от корро-зии является разрушение погружного оборудования нефтедобы-вающих скважин, хотя переоценить ее актуальность достаточ-но сложно. Причина заключается в том, что сроки эксплуатации подземного оборудования значительно ниже наземного, где про-цессы коррозии являются превалирующими, а методы борьбы с ней достаточно изучены и регламентированы.

Рис. 1. Схема подключения катодной защиты к узлам скважины:1 –обсадная колонна;2 – НКТ;3 – УЭЦН;4 – питающий кабель ПЭД;5 – свободная жила питающего кабеля;6 – дренаж от СКЗ.


покрытие конструкции, чем наносится вред, сопоставимый с пользой. По при-чине вышесказанного представляется разумным использование в качестве протектора сплав алюминия с до-бавлением (порядка 10%) цинка (для устранения пассивации), ну и, в идеале, небольшим содержанием индия (для активации) и галия (стабилизация).Что касается применения традицион-ного метода защиты с помощью СКЗ, то на первый взгляд он представляется достаточно простым и эффективным. Тем более получен реально ощутимый результат [2]. До сих пор с помощью СКЗ осуществлялась лишь защита обсадных колонн, и авторами была предпринята попытка защиты с ее помощью погруж-ного оборудования.Приведем вкратце предложенную технологию. Для питания УЭЦН в меж-трубное пространство скважины спу-щен четырехжильный кабель, одна из жил которого свободна. Было принято решение через нее бросить дренаж на корпус УЭЦН от наземной СКЗ, при соот-ветствующей обвязке с традиционным анодным заземлением в стороне от устья скважины. В принципе, обычная

катодная защита, только обеспечена до-полнительная точка дренажа на корпус погружного оборудования (рис. 1).Впоследствии, кода эксперимент по-казал положительные результаты, устранив признаки электрохимической коррозии на узлах УЭЦН при их повтор-ном поднятии, помимо использования четвертой жилы питающего кабеля был спущен самостоятельный дренажный кабель.Идея неплохая и позволила объектив-но продлить наработку до отказа по-гружного оборудования, что показыва-ет практика. Однако этот метод может содержать не очевидный на первый взгляд, но достаточно серьезный недо-статок. По причине отсутствия данных по распределению потенциалов на дне скважины есть вероятность, что защита погружного оборудования происходит за счет обсадной колонны скважины. Рассмотрим этот момент подробнее.Согласно данным эксперимента [2], за-меры потенциалов производились на поверхности у устья скважины. В пер-вом случае СКЗ отключена и дренажный кабель к УЭЦН использовался в качестве сигнального. Во втором случае замер

производился на дренажном кабеле при включенной системе ЭХЗ. В обоих случаях, а особенно во втором, данные замеров не являются достоверными, и судить по ним о защитном потенциале на дне скважины можно лишь косвенно, но не окончательно. Причина: значи-тельные потери в проводнике (порядка 2 км), а также экранирующее влияние обсадной колонны. При включенной же ЭХЗ замер производится в точке дре-нажа, чего избегают даже при защите подземных трубопроводов, хотя в этом случае он был бы более объективен. По указанным причинам по полученным данным вряд ли можно достоверно су-дить о распределении потенциалов на сооружении, хотя выглядят они на пер-вый взгляд достаточно обнадеживающе, что, повторюсь, подтверждается реаль-ным увеличением срока эксплуатации УЭЦН. Попробуем предположить, как на самом деле распределяется защит-ный потенциал вдоль всего сооружения (рис. 2).Распределение потенциала по эксплуа-тационной колонне зависит от глубины и качества бетонного кондуктора, ко-торый, если и есть, то расположен, как



правило, в верхней части скважины. В любом случае при погружении потен-циал снижается и достигает минимума ко дну сооружения. На НКТ же, по при-чине дополнительного дренажа через корпус УЭЦН, минимальный уровень потенциала находится в средней об-ласти сооружения. Потенциал на самой УЭЦН близок или равен потенциалу НКТ в конечной точке по причине их техно-логического контакта.Данное распределение строится на предположении и требует натурного подтверждения, однако здравый смысл, знание теоретических основ в области электрохимзащиты и большой опыт про-ведения электрометрических исследо-ваний позволяют утверждать, что при-веденное распределение максимально близко к реальности. Из приведенных аргументов следует, что погружное оборудование при вклю-ченной системе ЭХЗ имеет более высо-кий потенциал относительно колонны, которая становится анодом и за ее счет осуществляется защита УЭЦН (а также НКТ в нижней части скважины). Так как площадь поверхности колонны несораз-мерно больше погружной установки, процесс отказа скважины по причине электрохимической коррозии проявит-ся гораздо позднее, тогда как эффект от защиты погружного оборудования наблюдается раньше по причине его

относительно небольшого срока экс-плуатации.Данной проблемы можно было бы избе-жать, если обеспечить на дне скважины надежный электрический контакт меж-ду сооружениями, который уравновесит их потенциалы. Однако технологиче-ски этого добиться не представляется возможным. Существующие случайные места соприкосновения конструкций по причине искривления скважины или отклонения погружной установки от оси имеют высокое сопротивление и не позволяют уравновесить потенциалы. Напротив, в этих местах наблюдается усиленная коррозия за счет большой плотности токов. По этой причине ре-комендуется и имеет место применение центраторов.Уравновесить потенциалы с поверх-ности также не представляется воз-можным по причине отсутствия кон-троля на дне скважины, и даже если технологически обеспечить контроль (доставить ко дну электрод сравнения и контрольные проводники на смежные конструкции), уравнять их потенциал и поддерживать в период эксплуата-ции достаточно проблематично. А по причине малого кольцевого зазора между конструкциями достаточно не-значительной разности потенциалов для протекания интенсивного электро-химического процесса.

Исходя из вышеизложенного, по нашему мнению, следует ограничиться активной катодной защитой (от СКЗ) лишь обсад-ных колонн скважинных сооружений, где она, без сомнений, положительно зарекомендовала себя в достаточно продолжительном временном интер-вале [3]. Для защиты же погружного оборудования наиболее оправдано применение протекторной защиты. В этом случае электрохимический про-цесс происходит в цепи протектор-сооружение и обсадная колонна в нем не участвует.Протекторная защита в области нефте-промыслового оборудования применя-ется на практике и имеет несомненный положительный результат, однако тре-бует дополнительных исследований и экспериментов для достижения макси-мальной эффективности.Что касается общих рекомендаций, нуж-но отметить следующие превентивные меры, применение которых в комплексе необходимо в целях повышения срока безаварийной эксплуатации погружно-го оборудования.1. Применение ингибиторов до внедре-ния других способов защиты (правда, данная мера является малоэффектив-ной и затратной в случае высокого де-бета добывающих скважин).2. Нанесение защитных покрытий. Данная мера самостоятельна и не ис-ключается наличием никаких, даже максимально эффективных способов защиты.3. Использование центраторов сква-жинного оборудования, которые по-зволяют сохранить защитное покрытие при погружении и обеспечить равно-мерный кольцевой зазор в период экс-плуатации.4. Исключение вредного наведения токов (от станций управления ПЭД с частотно-регулируемым преобразо-вателем). Снижение токов утечки с питающего кабеля обеспечением мак-симальной сплошности изоляции.

Литература:1. Даминов А.А. Коррозия подземного оборудования добывающих скважин, оборудованных УЭЦН//Территория Нефтегаз. 2009. №8. С.32-36.2. Вахитов Т.М., Хасанов Ф.Ф., Гарифуллин И.Ш., Акшенцев В.Г., Вахитова В.Г. Методы предупреждения коррозии скважин-ного оборудования в НГДУ «Уфанефть»//Нефтяное хозяйство. 2004. №1. С.75-77.3. Ибрагимов Н.Г., Гареев Р.М., Даутов Ф.И., Долгих С.А. Состояние и результаты катодной защиты эксплуатационных колонн скважин в ОАО «Татнефть»//Нефтяное хозяйство. 2009. №11. С.134-137.

Рис. 2. Предполагаемое распределение потенциала на узлах скважины



В настоящее время проблема подпле-ночной коррозии остается актуальной, до сих пор не ясна роль катодной защиты в месте отслоения изоляции. Одни спе-циалисты считают, что защита катодным током обеспечивается посредством про-текания через покрытие (посути через

переходное сопротивление изоляции) или через среду, которая проникает под отслоившееся покрытие; другие авторы утверждают, что катодная защита не оказывает никакого влияния; третьи полагают, что катодная защита является источником образования коррозионных

гальванических пар, т.е. ее действие под покрытием исключительно отри-цательное [1-3].Цель настоящей работы – исследовать эффективность действия катодного тока в модели отслаивания покрытия.Для достижения поставленной цели

ИССлЕДОВАНИЕ КРИТЕРИЕВ эХЗ В ОТСлАИВАНИИ ИЗОлЯцИОННОГО ПОКРыТИЯ ГАЗОПРОВОДА

УДК 622.691.4.053.004.58Р.В. Агиней, филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз»;Ю.В. Александров, ООО «Газпром трансгаз Ухта»

Перемещение подземного трубопровода относительно окружаю-щего его грунта, а также воздействие давления со стороны последнего являются основными причинами возникновения от-слаиваний покрытия. Длительное воздействие катодной поля-ризации может также приводить к отслаиванию покрытия от трубопровода – катодному отслаиванию. С отслаиванием по-крытия связана наиболее массовая разновидность коррозии газопроводов – подпленочная коррозия, а также коррозионное растрескивание под напряжением.

Рис. 1. Чертёж стального образца1 – образец; 2 – стальные заглушки; 3 – имитатор гетерогенности поверхности

WWW.NEFTEGAS.INFO \\ ЗАщиТА оТ корроЗии \\ 35


была разработана методика стендовых испытаний трубных образцов в услови-ях катодной поляризации. Имитатором поверхности трубы под от-слоившимся покрытием служил цилин-дрический образец, который с торцов герметизировался заглушками (рис. 1). На поверхности образца искусственно создавалась гетерогенность поверх-ности в виде фрезерованных канавок и гальванических пар, созданных за-чеканиванием разнородных металлов в поверхность образца.Стальной образец помещался в поли-мерную оболочку, которая выполня-лась из полиэтиленовой трубы (рис. 2). Заглушки 2 предназначены для изо-ляции внутренней полости оболочки от внешней среды и размещения стального образца строго определённым образом, при этом создается расстояние между внутренней поверхностью оболочки и внешней поверхностью стального об-разца, составляющее около 5 мм.В оболочке предусмотрено место 3 за-текания электрического тока катодной защиты в полость оболочки. В это отвер-стие 3 устанавливают полупроницаемую мембрану: непроницаемую для хими-чески активного раствора и грунтовой воды и пропускающую электрический ток по насыщенным капиллярам. С целью установки элементов системы измерения поляризационного потенци-ала на поверхности стального образца в оболочке выполнены 12 резьбовых отверстий 4: 6 на стороне размещения имитатора сквозного дефекта, 6 - на противоположной.Для измерения поляризационного по-тенциала под поверхностью оболочки используется система, изображенная на рис. 3. Измерения проводятся стан-дартным хлорсеребряным электродом сравнения 1, который последовательно помещается в измерительные ячейки 4. Ячейки с помощью солевых мости-ков 5 соединены с капиллярами 6, ко-торые устанавливаются в резьбовые сквозные отверстия, выполненные в оболочке 9. Для соединения стального образца с источником тока использу-ется контактный провод 3. Вольтметр подключается к коммутационному блоку 2, к которому , в свою очередь, подводится ток от источника питания. Капилляры диаметром 0,1 мм выполне-ны из оргстекла.

Рис. 2. Эскиз полимерной оболочки1 – полимерная оболочка; 2 – заглушка; 3 – имитатор сквозного дефекта;4 – отверстия для размещения электродов сравнения

Рис. 3. Схема измерения поляризационного потенциала под поверхностью полимерной оболочки1 – электрод сравнения; 2 – коммутационный блок; 3 – питающий провод;4 – измерительная ячейка; 5 – солевой мостик; 6 – капилляр; 7 – коррозионно-активная среда; 8 – пробка; 9 – полимерная оболочка; 10 – крышка; 11 – стальной образец



В полость установки заливался 3% во-дный раствор KCl, сама установка поме-щалась в водный 1% NaCl. Для имитиро-вания действия тока катодной защиты регулируемым источником постоянного тока выполнялась катодная поляриза-ция стального образца относительно внешней среды (раствор NaCl), в кото-рую был погружен стальной анод.Оценка степени защищённости стально-го образца под покрытием осуществля-лась получением потенциальных кривых. Потенциальные кривые представляют собой графические зависимости потен-циала на поверхности стального образца в точках, удалённых на различные рас-стояния от зоны дефекта, от различных параметров подаваемого тока.Эксперимент заключался в пошаговом увеличении катодного тока и снятии кривых, при этом стабилизация по-тенциала происходила в течение 25–30 мин.Напряжение поляризации пошагово увеличивали. Для каждого значения подаваемого напряжения во всех из-мерительных точках определялся по-тенциал, и на основании полученных данных выявлялись зависимости потен-циала от подаваемого тока, напряжения и расстояния от измерительной точки до дефекта. На основании полученных результатов построены графики, иллю-стрирующие распределение поляриза-ционного потенциала в модели дефекта отслаивания (рис. 4).Таким образом, установлено, что в любой точке рост поляризационного потенциала характеризуется линей-ной функцией вида y=k x+n (рис. 5), где параметр n показывает значение собственного потенциала стального образца, а множитель k определяет степень влияния силы катодного тока на изменение поляризационного по-тенциала.Получив группу уравнений, можно определить зависимость множителя k от расстояния между дефектом и точкой измерения. На рисунке 6 представлена логарифмическая зависимость коэффи-циента k от расстояния до дефекта.В результате получен общий вид зависи-мости k от L: k=а ln(L)+b. В результате дальнейших экспериментов оказалось, что коэффициенты a и b имеют линей-ную зависимость от сопротивления среды (рис. 7)

Рис. 4. Поляризационный потенциал на поверхности стального образца, при различных значениях силы катодного тока

Рис. 5. Зависимость поляризационного потенциала в точках, удалённых на различное расстояние от сквозного дефекта от силы катодного тока

Рис. 6. Зависимость коэффициента k от расстояния между точкой измерения и точкой натекания тока

WWW.NEFTEGAS.INFO

В итоге получили уравнения с двумя неизвестными для сред с разным удельным сопротивлением. Основными параметрами, определяющими значение потенциала под поверхностью изоляционного покрытия, можно считать силу подаваемого тока J и размер дефекта изоляции.На основании полученных данных можно сделать вывод, что закон распределения поляризационного потенциала под поверхностью изоляционного покрытия имеет вид:

Uп = (a.Ln(L)+b)J + Uсп ,

где a и b – коэффициенты, определяемые эксперименталь-но, для конкретных условий (рис. 7); L - расстояние между сквозным дефектом в изоляционном покрытии и точкой в зоне дефекта, м; J – сила подаваемого тока, мА; Uсп – собственный потенциал стальной конструкции, В.Таким образом, приведенные результаты свидетельствуют о низкой эффективности действия катодной защиты на металл, находящийся под отслоением изоляционного покрытия. Уста-новлено, что эффективность защиты зависит расположения места измерения относительно точки затекания среды (и, соответственно, катодного тока), геометрических размеров отслаивания изоляции, сопротивления среды. Для защиты металла в смоделированных условиях необходимо обеспечить натекание тока под покрытие, например, наложением на по-стоянный катодный ток, переменной составляющей.

Литература:1. Глазов Н.П., Шамшетдинов К.Л. и др. Об измерении поляризационного потенциала на подземных стальных трубопроводах // Практика противокоррозионной за-щиты. 2000. №2. С. 24-29.2. Зиневич А.М., Храмихина В.Ф. и др. Воздействие ка-тодной поляризации на стальную поверхность под пленочным покрытием // Строительство трубопро-водов. 1979. №8. С. 25-27.3. Ортон М.Д. Измерение защитного потенциала трубо-провода в местах отслоения изоляционного покрытия // Нефть, газ и нефтехимия. 1986. №3. С. 72-75.

Рис. 7. Определение коэффициентов a и b в уравнении для определения значения поляризационного потенциала под покрытием



Мировой опыт доказывает, что на-дежную коррозионную защиту любого трубопровода, если говорить о его вну-тренней части, могут обеспечить только три фактора, действующих совместно: высокая коррозионная стойкость ма-териала трубы, наличие правильно выбранного и правильно нанесенного антикоррозионного покрытия и при-менение обоснованных ингибиторов коррозии. Конечно же, в этой триаде существенную роль играет матери-ал трубы, поэтому данному фактору

и уделяется повышенное внимание в последнее время, поскольку примене-ние коррозионностойких сталей вкупе с защитным покрытием (а также инги-биторами, если необходимо) сможет в несколько раз увеличить срок службы трубопровода.В данный момент мы наблюдаем актив-ную фазу процесса внедрения коррози-онностойких сталей в трубопроводном транспорте. Локомотивами этого про-цесса выступили такие нефтегазодо-бывающие компании, как ТНК-ВР и Рос-

нефть, что было активно поддержано практически всеми трубопрокатными предприятиями: Нижнеднепровским и Челябинским трубопрокатными заво-дами, Северским, Волжским и Синарским трубными заводами, а также Выксун-ским и Таганрогским металлургически-ми заводами. Речь идет о следующих марках сталей: 20А, 20С, 09ГСФ и 13ХФА. На первый взгляд это обычные низколегированные углеродистые стали, но после специ-альной термообработки – нормализа-ции, закалки и отпуска трубы и деталей, изделия приобретают новые свойства. После всех этих процедур продукция из коррозионностойких сталей начинает обладать рядом отличительных качеств: повышенной стабильностью механиче-ских характеристик, повышенной хла-достойкостью, повышенной стойкостью к равномерной и язвенной коррозии, стойкостью к сульфидному коррозион-ному растрескиванию и образованию водородных трещин.Наибольший интерес, на наш взгляд, представляет сталь 13ХФА. Этот ма-териал был разработан ВНИИТнефть достаточно давно, но внедрение этой перспективной марки, как это часто бывает, затянулось. В связи с этим на рынке возникла нездоровая ситуация, когда спрос на изделия из этой марки стал резко превышать предложение,

ПЕРСПЕКТИВы ПРИмЕНЕНИЯ КОРРОЗИОННОСТОЙКИХ СТАлЕЙ В ТРУБОПРОВОДНОм ТРАНСПОРТЕ

С.В. Новиков, Главный конструктор;В.Ю. Гордеева, заместитель генерального директора по маркетингу, ООО «Целер»

Не так давно в сфере антикоррозионной защиты трубопроводов в России началась новая эра – эра коррозионностойких сталей. На сегодняшний момент подобные стали все более активно ис-пользуются как для производства труб, так и для производства соединительных деталей.

Прогресс – не случайность, а необходимость.Герберт Спенсер

Фото 1. Пресс горячей штамповки

WWW.NEFTEGAS.INFO \\ ЗАщиТА оТ корроЗии \\ 39


поскольку перспективность использо-вания стали 13ХФА была доказана и, соответственно, в проекты были зало-жены данные изделия, а производители оказались не готовы к обрушившемуся на них в связи с этим шквалу заказов. Однако, помимо всего прочего, всплеск спроса на изделия из этой стали, по на-шему мнению, зачастую связан с иллю-зиями достаточной коррозионной стой-кости самого материала для создания надежных трубопроводных систем и необязательностью других способов защиты от коррозии: нанесению специ-альных антикоррозионных покрытий и применения ингибиторов коррозии. Мы полагаем, что в течение 1-2 лет дан-ная ситуация может измениться после появления достоверной статистики от нефтегазодобывающих компаний.В своей статье «Актуальные вопросы и проблемы развития производства в сфере АКЗ» («Территория Нефтегаз», №3, 2009 г.) мы анонсировали запуск в эксплуатацию нового цеха по производ-ству отводов и переходов методом горя-чей штамповки. На данный момент цех введен в эксплуатацию и налажено про-изводство соединительных деталей тру-бопроводов из различных марок сталей. Однако приоритетным направлением в работе этого цеха мы считаем изготов-ление фитингов из коррозионностой-ких сталей, таких как 13ХФА, 20А, 20С и 09ГСФ для последующего изготовления комбинированных отводов с покрытием по ТУ 1469-004-48151375-2004 и ком-бинированных переходов с покрытием по ТУ 1469-007-48151375-2004.

Технология производства была раз-работана нами на базе рекомендаций Самарского Инженерно-технического центра. Совместно с данной органи-зацией был определен сортамент и уточнены требования к предельным трубам для изготовления отводов и переходов, определены технические требования и виды испытаний для го-товых деталей труб. В соответствии с возможностями оборудования были уточнены виды и отработаны режимы термообработки деталей. Выпущены ТУ 1469-009-48151375-2010 «Соединитель-ные детали трубопроводов повышенной коррозионной стойкости для нефтега-зопроводов на давление до 16 МПа». В настоящий момент идет сертификация продукции независимыми органами.

Таким образом, на сегодняшний день мы организовали наше производство таким образом, что оно образует зам-кнутый цикл. В начале нашей деятель-ности мы производили только втулку защиты внутреннего сварного шва трубопровода, затем мы разработали и запатентовали все виды фитингов (переходы, тройники, отводы, фланцы), предназначенных для соединения со втулкой, и наладили собственное про-изводство данных изолированных де-талей трубопровода на базе покупных комплектующих. Сейчас же мы можем собственными силами изготавливать и некоторые базовые детали трубо-проводов как из коррозионностойких сталей, так и из традиционных сталей, с тем, чтобы в дальнейшем дорабаты-

Фото 4. Калибровочный пресс

Фото 2. Отрезка трубных заготовок Фото 3. Отвод в процессе изготовления



вать их для дальнейшего соединения со втулкой.Процесс производства комбиниро-ванных деталей труб с покрытием из коррозионностойких и обычных ста-лей на нашем предприятии включает в себя изготовление собственными силами отводов диаметром до 159 мм и переходов до 219 мм. Затем мы из-готавливаем приварные катушки как из готовой трубной продукции, так и из листа с использованием автома-тической сварки под флюсом, сварки деталей на специальных вращателях, используем также полуавтоматическую сварку в среде защитных газов. И на за-вершающем этапе наносим на готовые соединительные детали жидкие или по-

рошковые антикоррозионные покрытия как на наружную поверхность, так и на внутреннюю. Базовые соединительные детали, изготовление которых пока нами не освоено, по-прежнему при-обретаются отдельно или могут быть предоставлены заказчиком. Конечно же, запуск нашей компанией цеха по изготовлению некоторых базовых фи-тингов существенно сокращает сроки исполнения заказов по изготовлению изолированных деталей из коррозион-ностойких и обычных сталей, позволяет контролировать качество всех этапов работ и учитывать индивидуальные по-желания заказчика.В завершение еще раз отметим, что, безусловно, уже само по себе по-

явление коррозионностойких марок сталей, которые в гораздо меньшей степени подвержены коррозии, не-жели традиционные, можно рассма-тривать как прорыв в области защиты от коррозии. Однако, на наш взгляд, важно не забывать о том, что только комплексный подход к решению про-блемы антикоррозионной защиты трубопроводов можно рассматривать как наиболее надежный. Коррозионно-стойкая сталь в данном случае важна именно как часть системы «материал-покрытие-ингибиторы». Конечно же, материал - это важная часть системы, но все же лишь часть, поскольку на данный момент лишь это триединство обеспечивает беспрецедентную и дол-говременную антикоррозионную за-щиту, так как каждый элемент системы дополняет друг друга, продлевая срок службы трубопровода. Безусловно, можно использовать эти составляющие и по отдельности, но результат никогда не будет таким надежным, как при ис-пользовании всей системы в целом.

ООО «ЦелеР»443098, г. Самара, пр-т Карла Маркса, д. 499АТел.: +7 (846) 221-98-62Тел./Факс: +7 (846) 958-03-63, 958-03-90e-mail: [email protected]

Фото 5. Контрольная плита Фото 6. Комбинированные переходы

Фото 7. Комбинированные отвод и переход с полным антикоррозионным покрытием


ЗАщиТА РВС

Опыт показывает, что вероятность разрушения вертикального сталь-ного сварного резервуара, РВС, для хранения нефти и нефтепродуктов, спроектированного, смонтированного и эксплуатируемого (в смысле ремон-тов) в соответствии с нормативными документами, статистически мала.Рассуждения в терминах статистики здесь уместны, т.к. расчет РВС выпол-няется по предельному состоянию, на ней основанному. Все это так, когда речь идет об опасности вязкого раз-рушения. Значения нормативного сопротивления устанавливались на основании выборки из журналов за-водских лабораторий металлургиче-ских заводов. Далее величину рас-четных сопротивлений рассчитывали, применяя различные понижающие коэффициенты, численные значения которых не имеют и не могу иметь ни-каких обоснований, кроме «на всякий случай».Поскольку современные проекты РВС по сути являются «привязкой» типовых проектов, разработанных еще коллективами ведущих специа-лизированных проектных и научных

коллективов СССР, то надежность РВС относительно вязкого разрушения вполне обеспечена.Следует учесть и то, что РВС явля-ется консервативной конструкцией, изменения в которую с тех пор не вно-сились. Нужно отметить, что стенки российских (советских) РВС - самые тонкие в мире. Однако не известен ни один случай вязкого разрушения РВС, рассчитанного по предельному состоянию, более научно обосно-ванному, чем расчет по допускаемым напряжениям, при котором толщина стенки оказывается толще, а РВС - до-роже.Когда же возникает вопрос об опас-ности хрупкого разрушения, то опре-деленность в оценке их надежности исчезает что при расчете по предель-ному состоянию, что – по допускаемым напряжениям: никакого соответствую-щего расчета в нормативных докумен-тах нет. Интуитивно (и по умолчанию) счита-ется, что надежность РВС в отноше-нии хрупкого разрушения обеспечена, если сталь удовлетворяет требованию к регламентированным значениям

ударной вязкости и температуры tрег0.

Выполнение этих требований обе-спечивает условие, при котором t0

рег ниже критической температуры вязко-хрупкого перехода tк

0 при испытании соответственно образцов Менаже или Шарпи на ударном копре Шарпи. Предполагается, что t0

рег согласуется с расчетной температурой района экс-плуатации РВС tр

0 таким образом, что хрупкое разрушение РВС ожидать не приходится. Доказательств этой де-кларации не существует. Более того, известны случаи хрупкого разрушения РВС, изготовленных из стали, отве-чающей требованиям проекта [1][2]. Величина tк

0 не является константой стали, в зависимости от методики ее определения она может принимать самые различные значения. Обшир-ное исследование, проведенное под эгидой Международного института сварки в нескольких странах, пока-зало: значение tк

0 является реакцией на конкретный метод испытания [3] и, следовательно, достоверной связи с tр

0 не имеет. Это подтверждается и тем, что наблюдались хрупкие разрушения РВС, изготовленных из стали, отвечаю-

ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ОТНОСИТЕЛЬНО ХРУПКОГО РАЗРУШЕНИЯ

И.М. Розенштейн, НПП «ФОРТ»

Хрупкое разрушение вертикальных стальных сварных резер-вуаров связано с внутренними растягивающими напряжениями в области сварных швов. Внешние напряжения существенной роли не играют. Анализ аварий показал, что хрупкие трещины возникают в перекрестиях сварных монтажных швов первого и второго поясов. Термическая обработка этих областей во время монтажа резервуара существенно повысит его надеж-ность или полностью исключит опасность хрупкого разрушения, практически не повышая его стоимости и не увеличивая сроков монтажа.


щей всем требованиям проекта и ГОСТ, т.е. условие tк

0 < t0рег выполнялось.

Следует иметь в виду, что надежность относительно хрупкого разрушения стали и сварной конструкции, из кото-рой она сварена, различные вещи, из-за охрупчивающего влияния сварки. Еще Н.С. Стрелецкий отмечал, что разрушения сварных конструкций случаются и при напряжениях ниже расчетных [4]. Если к этому добавить, что хрупкие разрушения РВС (и других типов конструкций) происходят при постоянном усилии, в т.ч. и равном нулю, и ничто не предвещает его появ-ления, то, вероятно, можно заключить, что опасность хрупкого разрушения не зависит или несущественно зависит от внешних усилий. Для реализации процесса разрушения необходима энергия. Единственным или основным источником энергии, расходуемым на возникновение и распространение хрупких трещин, являются внутрен-ние сварочные напряжения. Лабо-раторные эксперименты показали, что этой упругой энергии достаточно для нестабильного распространения

не одной хрупкой трещины, целого пучка [1 ].Энциклопедическое определение прочности формулируется как спо-собность материала или конструкции выдерживать внешние усилия не раз-рушаясь. Для случая хрупкого раз-рушения это определение недействи-тельно. Следовательно, и прочностной расчет для хрупкого разрушения по определению в терминах напряже-ния невозможен. Невозможен и расчет прочности для внутренних напряже-ний из-за полной неопределенности схемы нагружения.Предлагается модель разрушения, объясняющая несущественное влия-ние внешнего напряжения на хрупкое разрушение стальной сварной кон-струкции. Возникновение хрупкой трещины, вероятно, становится воз-можным при следующем условии. В некоторой микроскопической области, находящейся в сварном соединении около случайного дефекта – концен-тратора напряжения в области рас-тягивающего напряжения, равного

т (непосредственно у сварного шва

всегда есть такая область), возник-ло случайное сочетание нескольких факторов, повышающих склонность стали к хрупкому разрушению. Это основной температурный фактор, на фоне которого становится возмож-ным хрупкое разрушение. На условия возникновения хрупкой трещины у вершины дефекта – концентратора величина внешнего напряжения << т или = 0 в соседних с дефек-том областях расчетного сечения не оказывает влияния, т.к. является лишь некоторой добавкой к величине внутреннего напряжения. У вершины дефекта, где уже имеется внутрен-нее напряжение, равное т , добавка внешнего напряжения может вызвать микропластическую деформацию, од-нако суммарное останется близким к . Величина внешнего , усредненная

на все расчетное сечение, не содер-жит полезной информации и не может быть использована для оценки опас-ности хрупкого разрушения стальной сварной конструкции. Об условиях возникновения хрупкой трещины у дефекта сварного соединения ничего


ЗАщиТА РВС

достоверно не известно. Можно лишь говорить об охрупчивающих факто-рах, но об их количественных значе-ниях ничего не известно. В середине прошлого века Робертсон установил, что хрупкое разрушение имеет две стадии: 1-возникновение хрупкой трещины, и 2- нестабильное распро-странение. Реализация 1-й стадии сопровождается макропластической деформацией, и, следовательно, для ее реализации необходимо напря-жение не ниже т . Развитие макро-пластических деформаций возможно только при росте внешнего усилия, что невозможно у конструкций при постоянной нагрузке. При хрупком разрушении стальных сварных кон-струкций 1-я стадия не реализуется, что подтверждает отсутствие макро-пластической деформации. 1-я стадия является своеобразным энергети-ческим барьером, подобно сифону. Каким-то образом этот барьер «обхо-дится», «выпадает». Механизм этого события неизвестен [1], что породи-ло ряд литературных вариантов. Еще имеются тысячи страниц, в которых проводится количественный анализ процесса возникновения трещины, анализ риска, надежности. В основу всех расчетных схем положено, что возникновение нестабильной (для низкоуглеродистых свариваемых сталей - только хрупкой) трещины происходит в одну стадию – первую, т.е. именно ту, которая при хрупком разрушении стальных сварных кон-струкций всегда отсутствует.Ну как тут не вспомнить героя рас-сказа Ю.Тынянова «Поручик Киже». Нерадивый писарь в царском указе вместо слов «поручики же» записал «поручик Киже». Поручика направ-ляли в караул, для чего было велено считать его живым, ссылали в Сибирь, он женился, у него родился сын, по слухам, похожий на него.

Приведенные выше данные позволяют обосновать экономный способ предот-вращения хрупкого разрушения РВС. Он сводится к устранению внутренних напряжений. Применение термиче-ской обработки сварных соединений для снятия внутренних напряжений известно давно. Новизна заключается в том, что для этого не требуется проводить терми-ческую обработку всех сварных сое-динений РВС. Их общая длина может в зависимости от вместимости РВС достигать нескольких километров. Из анализа хрупких разрушений РВС можно заключить, что хрупкие тре-щины появляются только в опреде-ленных местах [1]. У РВС, смонти-рованных методом рулонирования, это перекрестия первого и второго поясов монтажных швов и т-образное соединение первого пояса с уторным швом. Эти швы выполняются ручной дуговой сваркой. Остальные швы вы-полняются автоматической сваркой на заводских стендах, где перекрестия подвергаются дефектоскопии. С нача-ла применения метода рулонирования не известен ни один случай хрупкого разрушения заводского шва.Достаточно термообработать участки длиной по 100 мм от центра перекре-стия и т-образного соединения. У РВС вместимостью 10000 м3 имеется два монтажных сварных шва. Следова-тельно, необходимо провести термо-обработку всего 2,1м шва из имею-щихся у стенки РВС примерно 2000 м, что можно выполнить в процессе монтажа и практически не повысить стоимость РВС. Хрупкое разрушение угрожает только новым резервуарам. Оно случается во время гидравлического испытания или в первую зиму и очень редко – во вто-рую, напоминая его синоним – хлад-ноломкость. Хрупкое разрушение РВС не связано с накоплением повреж-

дений, с уменьшением его ресурса в ходе эксплуатации. Оно вызывается изначально имевшимися дефектами. Парадоксально, но опасность хрупкого разрушения снижается со временем эксплуатации. Вероятно, в ходе экс-плуатации происходит стабилизация дефектов, снижение величины вну-тренних напряжений. Следовательно, термическую обработку швов целесо-образно делать у РВС, находящихся в эксплуатации не более трех лет: в этом возрасте хрупкие разрушения РВС не известны, или после капитального ре-монта с применением сварки.Целесообразность применения тер-мической обработки для повышения надежности РВС относительно хруп-кого разрушения можно сравнить с идеей строить защитную стенку, предлагаемой ГОСТ Р 52910 - 2008 [5]. Защитная стенка предлагается не для повышения надежности РВС, она должна защитить окружающую природу от поражения в случае раз-рушения РВС, а не предотвратить его разрушение. Это предложение не имеет достаточного расчетного под-тверждения. Практика эксплуатации говорит о прямо противоположном. В г.Ионаве (Литва) произошло раз-рушение РВС вместимостью 15000 м3 для хранения жидкого азота. Защит-ная железобетонная стенка толщиной 1000 мм, а не тонкая стальная была разрушена корпусом РВС, улетевшим на несколько десятков метров.

ВыВодПредлагается теоретически обо-снованный экономичный метод за-щиты РВС от хрупкого разрушения, практически не увеличивающий их стоимость и продолжительность мон-тажных работ. Метод заключается в выборочной термической обработке отдельных участков сварных соединений.

Литература:1. Розенштейн И.М. Аварии и надежность стальных резервуаров. М.: Недра, 1995. 253 с.2. Розенштейн И.М. Особенности хрупкого разрушения сварных стальных конструкций // Заводская лаборатория. 2007. №.3. Ргovisional Report on an Internationl Investigation of Brittle Fracture, Welding in the World. 1965? V.3, n2.4. Стрелецкий Н.С. К вопросу о развитии методики расчета по предельным состояниям. М.: МИСИ, 1966. 57с.5. ГОСТ Р 52910 – 2008. «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Технические условия».


НЕФТЕпЕрЕрАбоТкА

В самом постановлении не указаны числовые значения минимальной мощ-ности, при которых проектируемый НПЗ может быть допущен к подключе-нию к магистральному нефтепроводу. Также не указана и минимально необ-ходимая глубина переработки нефти, при которой проектируемый НПЗ будет внесен в реестр нефтеперерабаты-вающих предприятий Министерства энергетики РФ. В средствах массовой информации для перспективных за-водов чаще всего называются такие цифры: мощность НПЗ не менее 1 млн т нефти в год, глубина переработки нефти – не менее 90%. К осмыслению корректности этих цифр мы предлага-ем подойти с позиций комплексного анализа концептуальных схем про-ектируемых НПЗ в сочетании с тре-бованиями высокого качества про-дукции и расчетной рентабельностью капиталовложений.

Высокое качестВо нефтепродуктоВБезусловно, первое и самое необхо-димое требование, которое должно стать в разрешительной системе учета планируемых к проектированию НПЗ непременным условием. Нормативные требования к качеству светлых мотор-ных и котельных топлив предписаны технологическим регламентом на вы-пускаемую нефтеперерабатывающими заводами продукцию. В ближайшие год-два нефтеперерабатывающая отрасль должна перейти на выпуск бензинов и дизельных топлив по ка-тегориям качества Евро 4 и Евро 5. Для малых НПЗ набор технологий, обеспечивающих выпуск бензинов и дизтоплив по категории Евро 5, по сумме капиталовложений находится за гранью рентабельности. Поэтому в ближайшей перспективе предельно достижимым качеством производимых

светлых моторных топлив на мини-НПЗ будет категория Евро 4.Для некоторых малых НПЗ, обеспечи-вающих только свой ведомственный автотранспорт (крупные автопарки дорожников, карьерные грузовики), предельный уровень качества исполь-зуемого дизельного топлива диктуют технические характеристики эксплу-атируемых двигателей, работающие по стандартам Евро 3. Очевидно, в подобных случаях необходимо будет получить специальное разрешение на производство моторного топлива пониженного качества. Здесь, к сло-ву, следует сказать о необъективных обвинениях в адрес «самоваров», т.е. мини-НПЗ, в глобально больших грехах – производстве некачественных свет-лых моторных топлив. Вопрос ВИНКам: как же могут малые НПЗ, перерабаты-вающие менее 4% нефти (от всей не-фтепереработки), производить более

УДК 665.642.3А.К. Курочкин, к.т.н., директор проектов ООО «НПЦ «Термакат»

РАзРАботКА высоКоРентАбельных схем для пРоеКтиРовАния мАлых нпз с глубиной пеРеРАботКи нефти более 90%

Принятие правительством постановления №1039 от 21.12.2009 г. «О порядке подключения нефтеперерабатываю-щих заводов к магистральным нефтепроводам и/или нефте-продуктопроводам и учета нефтеперерабатывающих заводов в Российской Федерации» на общем фоне увлечения строитель-ством нефтяных «самоваров», безусловно, призвано навести порядок в первую очередь в системе проектирования совер-шенных мини-НПЗ. Возможно ли на малом НПЗ мощностью менее 1 млн т нефти в год добиться одновременно и макси-мальной глубины переработки нефти (более 90%), и высоко-го качества светлых моторных топлив (по Евро-4 или -5)? Ответ однозначен – возможно! А вот какой ценой и будет ли рентабельным малотоннажное производство высококаче-ственных нефтепродуктов, попытаемся разобраться.

WWW.NEFTEGAS.INFO

60% некачественных бензинов и дизтоплив (от общей доли рынка)? Уверен, что это просто «страшилка», используемая для ликвидации малой переработки.Основная специализация существующих мини-НПЗ – это производство дизтоплив. Самый проблемный показатель качества для дизтоплив – содержание серы. Организовать систему контрольного замера качества ДТ у производителя и у продавца не представляет никаких проблем. Контроли-ровать качество компаундированных бензинов несколько сложнее, однако сделать это просто необходимо. Можно предположить, что для мини-НПЗ при производстве бен-зинов могут возникнуть многочисленные проблемы, когда выпуск бензина А-80 должен будет прекратиться. Однако в планируемых к проектированию перспективных НПЗ каче-ство светлых моторных топлив должно гарантироваться как минимум по Евро 4, в том числе и для малых НПЗ. Планируя для малых НПЗ глубину переработки нефти свыше 90%, мазут фактически должен быть исключен из производимой продукции.

рентабельность капиталоВложенийОценивается как отношение суммарной прибыли, приносимой инвестициями, к величине инвестиций. Однако самой слож-ной задачей на предпроектном этапе разработки планов о создании НПЗ является определение именно необходимой суммы инвестиций. Технология должна гарантировать до-стижимость глубины переработки и качества продукции, а объекты ОЗХ должны обеспечивать нормальное функцио-нирование завода. В предыдущих публикациях [1] были приведены методики, формулы и расчеты определения не-обходимой суммы инвестиций на строительство малого НПЗ. Здесь мы примем более простое допущение, однако вполне корректное для мини-НПЗ: из нашего опыта известно, что одна тонна переработанной нефти (для НПЗ с глубиной пере-работки более 90%) приносит чистой прибыли собственнику около 3000 рублей (~100 USD). По ожидаемой прибыли, в совокупности с планируемой мощностью НПЗ можно оценить предполагаемую эффективность вложений капитала. Так, если НПЗ мощностью 100 тыс. т нефти в год за 10 млн USD (годовая чистая прибыль) построить без изъянов практически невозможно, а мы условились “самовары” не строить, то за 20 млн USD (годовая чистая прибыль НПЗ - двухсоттысячника) уже можно построить вполне совершенный завод – НПЗ-0,2. Безусловно, в эти допущения необходимо внести расчеты по сроку окупаемости вложений. Для малых НПЗ приемлемым периодом, в течение которого капитальные вложения должны окупаться, т.е. принести чистый доход, равный объему вло-жений, является срок в 3-5 эксплуатационных лет.

Мощность Мини-нпЗ,планируемого к строительству, чаще всего определяется количеством доступного сырья. И если рядом промысел, да ещё с проблемной по свойствам для сдачи в нефтепровод нефтью, то планирование строительства малого НПЗ может быть вполне рациональной идеей [2]. Конечно, планируемую мощность такого НПЗ все-таки надо соизмерять с ожидаемой окупаемостью. Мини-НПЗ мощностью 50-100 тыс. т в год могут быть рентабельны только при нефтебазах, причем



специализированные на переработку бессернистого газового конденсата. По нашим расчетам для легких и малосер-нистых нефтей, минимальная мощность НПЗ может быть в 100 тыс. т в год, для сернистых нефтей – 200 тыс. т в год. Высокое содержание высококипящих фракций и высокое содержание серы в тяжелых нефтях предопределяют не-обходимость включения в схему НПЗ вторичных процессов глубокой пере-работки тяжелых нефтяных фракций и процессов облагораживания, повышаю-щих качество светлых моторных топлив, особенно по остаточному содержанию серы. Поскольку такие решения могут быть весьма капиталоемкими, то для малых НПЗ приоритетными, по сообра-жениям рентабельности, все-таки явля-ются легкие малосернистые нефти.Привязку к магистральному нефте-проводу целесообразно планировать региональным малым НПЗ мощностью от 500-1000 тыс. т в год и более. Здесь должны возобладать здравый смысл и логика: для НПЗ - миллионника прини-мать ежечасно по 2 железнодорожные цистерны с нефтью довольно хлопот-но, а ведь еще надо и отгружать про-дукцию примерно в таком же объеме. Поэтому представляется, что задача подключения региональных НПЗ-1.0 к магистральным нефтепроводам, с организационно-технических позиций, просто необходима.

Глубина переработки нефтиАхиллесова пята всей нефтеперерабаты-вающей отрасли, а для малых НПЗ – тем более. Ставить задачу, чтобы каждый НПЗ имел глубину переработки не ниже 90%, ориентируясь на мировые достижения, скорее всего необходимо. Однако тот путь, что выбрала отечественная отрасль, скорее всего ориентирован на реализа-цию программы углубления переработ-ки нефти никак не менее чем в течение 15-20 лет. Еще 5 лет назад мы говорили о необходимости и возможности карди-нального углубления переработки неф-ти [3], отмечая, что в России достигнута лишь 70%- ная глубина переработки. И вот теперь констатируем, что этот по-казатель если и вырос, то, увы, только на 1,5-2,0%. И это за 5 лет!Нам представляется, что в развитие отрасли заложена системная ошибка: не достигнув максимально возможной

глубины переработки (хотя бы как в Европе – около 85%), ставится задача кардинально повысить качество товар-ных топлив в соответствии с техноло-гическим регламентом. На борьбу за снижение содержания серы в бензинах и дизтопливах необходимы колоссаль-ные финансовые ресурсы. А теперь еще, по новому постановлению, необходимо наверстывать давно упущенное: углу-блять переработку нефти, причем резко, сразу на 15-20%. Для действующих НПЗ испытаны и предложены эффективные малобюджетные технологии на дове-дение глубины переработки нефти до 80-85% [4], а для остатков наиболее приемлемы процессы гидрокрекинга, обеспечивающие углубление перера-ботки нефти до 95-96%. К ним необхо-димы и дополнительные мощности об-лагораживания и гидрообессеривания бензинов и дизтоплив.На фоне такой и без того тяжелой фи-нансовой нагрузки необходимо еще учитывать, что свойства и качество добываемых нефтей все ухудшаются и доля тяжелых, высокосернистых неф-тей увеличивается. Проектируя НПЗ для глубокой переработки тяжелых нефтей, теперь еще необходимо учитывать и со-держание в них смол и асфальтенов – для тяжелых нефтей один из важнейших показателей, поскольку при их высоком содержании достичь глубины переработ-ки даже в 70-80% весьма проблематич-но. В этом случае наиболее рентабель-но производить высококачественный и весьма высоколиквидный остаточный продукт – дорожный битум. Производ-ство высокосернистых коксов на малых НПЗ нерентабельно.

исходные данныеРазработка исходных данных на проек-тирование НПЗ, исследованием свойств сырьевой нефти, планируемой к перера-ботке на перспективном НПЗ, является одним из необходимейших условий не только для разработки концептуальных технологических схем переработки неф-ти, но и для выбора оптимальной эконо-мической стратегии получения прибыли на будущем НПЗ.В лаборатории атмосферную и ваку-умную разгонку нефти целесообразно делать на аппарате АРН-2.Очень важно, помимо аналитического исследования физико-химических свойств узких

фракций нефти, проводить еще и экспе-рименты по моделированию основных базовых процессингов, закладываемых в схему завода, что позволит опреде-лить ассортиментный минимум, про-гнозируемое качество и материальные балансы по основным технологическим потокам. Именно эти данные лягут в разработку ТЭО для планируемого НПЗ. Для корректного проектирования высо-корентабельных малых НПЗ на глубокую переработку нефти просто необходимо проводить лабораторное или пилотное моделирование вторичных технологи-ческих процессов: термокрекинг или висбрекинг, замедленное коксование, деасфальтизацию, каталитическое об-лагораживание, сероочистку, окисление до битумов. Результаты процессингов являются основополагающими данны-ми для расчетов оборудования, выбора технологии и разработки регламентов на проектирование.Рассмотрим конкретный пример раз-работки схемы НПЗ для глубокой пере-работки одной из тяжелых нефтей (см.табл.1).

сВойстВа нефти и Выбор технолоГических концепций переработкиАнализируя физико-химические свой-ства сырой нефти (табл.1), планируемой к переработке на перспективном НПЗ H. Refinery, отметим главные негативные факторы, которые создают основные технологические проблемы и предо-пределяют выбор тех или иных техно-логических процессов (см. табл.2)• высокая плотность – меньше 20 API° (более 0,9318 г/см3), указывает на не-обходимость экспериментального под-бора вторичных процессов глубокой переработки, атмосферная и вакуумная разгонка нефти на узкие фракции и ис-следование их свойств не дадут прогно-зов на комплектовку технологий;• высокое содержание серы – больше 3,8%масс, указывает на необходимость применения процессов сероочистки, для всех технологических потоков и для га-зов, и для всех дистиллятных фракций и для остаточных продуктов;• высокое содержание асфальтенов – больше 9,9%масс, указывает на необ-ходимость тщательного выбора вторич-ных процессов, обеспечивающих или удаление асфальтенов, или их концен-

WWW.NEFTEGAS.INFO \\ НЕФТЕпЕрЕрАбоТкА \\ 49


№ п/п покаЗатели раЗМерность Значение

1. Плотность г/см3 0,935

2. Вязкость при 400С мм2/с 171,3

3. Содержание серы % масс. 3,85

4. Содержание воды % масс. 0,47

5. Содержание асфальтенов % масс. 9,9

6. Содержание хлористых солей мг/л 41,0

7. Температура текучести 0С -27

8. Температура вспышки (з.т.) 0С <30

9.

Свойства узких фракций

Пределы выкипания, 0С при 760 мм рт.ст.

Выход фракций, % масс.

Суммарный выход фракций, % масс

Плотность при 150С, г/см3

Выход фракций, % об.

Суммарный выход фракций, % об.

Н.к.-15 0,84 0,84 0,578 1,36 1,36

15-85 3,92 4,76 0,642 5,71 7,07

85-150 3,90 8,66 0,741 4,92 11,99

150-175 2,40 11,06 0,734 2,90 14,89

175-200 2,03 13,09 0,793 2,39 17,28

200-225 2,38 15,47 0,812 2,74 20,02

225-250 2,39 17,86 0,824 2,71 22,73

250-300 5,53 23,39 0,847 6,10 28,83

300-340 4,76 28,15 0,866 5,14 33,97

340-360 2,23 30,38 0,889 2,34 36,31

360-380 2,45 32,83 0,893 2,56 38,87

380-400 2,61 35,44 0,909 2,69 41,56

400-450 6,87 42,31 0,937 6,86 48,42

450-500 9,16 51,49 0,956 8,98 57,40

500-540 5,26 58,75 0,977 5,04 62,44

540+ 43,25 100,00 1,077 37,56 100,00

таблица 1. физико-химический состав и свойства тяжелой нефти н

таблица 2. негативные свойства нефти и выбор процесса

покаЗатели рекоМендуеМые процессы при Значениях

Свойства нефти малое среднее высокое

Плотность, г/см3 0,83Атмосферная перегонка

0,86Вторичные по необходимости

>0,90Вторичные процессы для остатка

Содержание серы, % масс.

<1,0Сероочистка нафты и дизтоплив

1,00-2,00Сероочистка газов и дистиллятов, Производство серы

>2,00Сероочистка всех потоков, производство серы

Содержание асфальтенов, % масс.

<2,0Без внимания

2,0-4,0Внимание при переработке остатков

>6,0Необходимые специальные вторичные процессы

Выход фракцийН.к.-3000С, % масс.

>60,0Обычная перегонка

30.0-50.0Необходимы процессы по увеличению выхода

<30.0Без вторичных процессов не обойтись

Выход атмосферного остатка >3600С

<30.0Найти квалификацию остатку

50.0-70.0Необходимы висбрекинг, битумная

>70,0Висбрекинг необходим в интеграции с АТ

Выход вакуумного остатка

Для малых НПЗ вакуумная перегонка не рекомендуется

Плотность вакуумного остатка, г/см3

<0.89Отличное сырье для висбрекинга

0.90-0.93Хорошее сырье для висбрекинга

>1.00Проверить асфальтеныЛегкий висбрекинг, а остаток на гидрокрекинг



трирование или гидрогенизационное насыщение;• низкий потенциа л б ензино -керосиновых фракций, да еще и с вы-сокой плотностью, высокими температу-рами застывания, высоким содержанием серы, ставит вопрос о необходимости поиска процессов, обеспечивающих дополнительный выход дистиллятов из остатков и дальнейшего облагоражива-ния суммарных первичных и вторичных фракций нафты и легкого газойля;• высокий потенциал газойлевых (ат-мосферных и вакуумных) фракций, выкипающих свыше 300°С (76%масс), указывает на необходимость поиска та-ких вторичных процессов переработки атмосферных остатков, которые могут обеспечить их максимальную конверсию в бензино-дизельные фракции, причем без образования неликвидных остаточ-ных продуктов;• фракции вакуумного газойля являют-ся весьма тяжелыми, высоковязкими и высокосернистыми, имеют малый по-тенциал выхода, и поэтому выделять их на высококвалифицированную перера-ботку нерентабельно; • атмосферные и вакуумные остатки (>360°С и выше) имеют плотность более 1,016 г/см3, и фактически могли бы ис-пользоваться в качестве битумов, однако их высокое содержание в нефти – более 55-70%масс – не создает предпосылок к строительству рентабельного нефте-перерабатывающего завода, поскольку основную прибыль приносят бензин и дизельное топливо, и менее всего, к со-жалению, битум.Для строительства завода по переработ-ке данной тяжелой нефти традиционные схемы компоновки процессов не под-ходят – необходим более рациональный подход.

Выбор технолоГических процессоВ ЗаВодаАнализ физико-химических свойств сы-рой нефти и продуктов ее атмосфер-ной и вакуумной разгонки указывает, что процессом первичной перегонки (атмосферной ректификацией) целе-сообразно отбирать лишь 10,1%масс. нафты (НК-175°С) и 13,3%масс. легко-го газойля (175-300°С). Более тяжелые атмосферные газойлевые фракции (300-360°С), а их всего около 8,5%масс., це-лесообразно направлять совместно с

атмосферными остатками на вторичную глубокую переработку. В сумме количе-ство прямогонных дистиллятов (нафты и дизтоплива), рекомендуемых к отбо-ру на атмосферной колонне, составляет около 24,4%масс. Безусловно, обе эти фракции подлежат очистке от сернистых соединений. Атмосферный остаток (мазут >300°С), доля которого около 75%масс. от исхо-дной нефти, направлять на вакуумную перегонку нецелесообразно, поскольку получаемые вакуумные газойли и ваку-умные остатки не отвечают по свойствам конечным товарным нефтепродуктам и требуют дополнительных, весьма квали-фицированных процессов глубокой пере-работки. Фирмы KBR (США) [5] и “НПЦ “Термакат” (РФ) [3] независимо друг от друга показали, что для переработки ат-мосферных остатков от тяжелых нефтей, потенциал которых более 60%масс., ва-куумная перегонка в схеме НПЗ не нужна, поскольку выход газойлей не велик и они слишком тяжелы, чтобы организовать традиционную схему их переработки с применением гидроочистки, каталитиче-ского крекинга и гидрокрекинга. Более того, вакуумная перегонка нефти Н лишь удорожает суммарные капитальные вло-жения на технологическое оборудование и затраты на переработку.Для переработки атмосферного мазута тяжелой нефти целесообразно искать высокоэффективные технологии глубо-кой конверсии тяжелых углеводородов в максимальное количество бензино-дизельных дистиллятов с минималь-ным выходом квалифицированного и высоколиквидного остатка. Если найти рациональную технологию превращения тяжелых фракций атмосферных и ваку-умных газойлей в бензино-дизельные дистилляты, то технологическая схема НПЗ будет гораздо проще и значитель-но дешевле, главным образом за счет исключения сложных и дорогостоящих водородно-каталитических процессов облагораживания тяжелых фракций.

Выбор Вторичных процессоВМы исходим из собственного опыта пере-работки тяжелых нефтей по технологии «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®» (Вб-Тк) [2] и можем предположить: если в нефти содержится до 10% асфальтенов, то малобюджетная технология Вб-Тк (без катализаторов и без водорода) может

обеспечить суммарный выход бензино-дизельных фракций до 76-80% масс. Остаток, получаемый в минимальном количестве, можно квалифицировать как высококачественные дорожные битумы.Технология «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®» в применении для переработки тяжелых нефтей имеет преимущество перед та-кими процессами, как вакуумная пере-гонка атмосферного остатка, деасфаль-тизация гудрона, коксование остатка и гидрокрекинг. В первую очередь следует отметить основное достоинство Вб-Тк: обеспечивается максимальный выход бензино-дизельных дистиллятных фрак-ций при минимальных удельных капита-ловложениях.Вакуумная перегонка и деасфальтизация – это процессы, которые вырабатывают полупродукты (вакуумный газойль либо деасфальтизат), требующие дальней-шей энергоемкой и квалифицированной переработки. А остатки этих процессов (гудрон и асфальтит) требуют допол-нительной переработки вторичными процессами. Применение процессов вакуумной перегонки и деасфальтиза-ции для схемы завода H. Rafinery не рекомендуется.Коксование остатков – старый, но, увы, и до сегодняшнего дня самый эко-логически грязный и энергетически высокозатратный процесс. Стоимость установки коксования в 3 раза выше, чем висбрекинга. Однако основной не-достаток этого процесса для перера-ботки тяжелых высокосернистых неф-тей – это высокий (до 30-40%) выход невостребованного высокосернистого кокса. Технология обессеривания кок-са весьма дорогостоящая, и вследствие этого высокосернистый (экологически грязный) кокс, вырабатываемый в гро-мадных объемах во всем мире, является неликвидным продуктом. Сжигать его для выработки электроэнергии в 21 веке экологами запрещено из-за загрязне-ния воздушного бассейна сернистыми газами, провоцирующими кислотные дожди. Как отмечалось выше, предва-рительное обессеривание весьма дорого, еще дороже очищать от серы высокосер-нистые дымовые газы после сжигания высокосернистого нефтяного кокса. По вышеназванным причинам применение процесса коксования для схемы завода Н. Rafinery не рекомендуется.


№ п/п покаЗателирасчетная суММа необходиМых капиталоВложений, Млн USD

нпЗ0,2-90-е4200 тыс. т нефти в год

нпЗ1,0-90-е41 млн т нефти в год

1

Минимально необходимый набор установок:

1.1 ЭЛОУ + атмосферная перегонка мазута

4,0 15,0

1.2 Висбрекинг-Термакат 10,0 30,0

1.3 Гидрокрекинг остатка 20,0 50,0

1.4 Битумная 3,0 70,0

1.5 Гидроочистка нафты 4,0 20,0

1.6 Гидроочистка диз.дистиллятов 15,0 45,0

1.7 Изомеризация НК-85 4,0 8,0

1.8 Сероочистка газов, газоразделение и производство серы

3,0 10,0

1.9 Производство водорода 5,0 20,0

1.10 Энергоблок 2,0 15,0

Итого расчетная стоимость НПЗ, включая ОЗХ

70 283

2Расчетная годовая чистая прибыль, млн USD

20 100

3Расчетный срок окупаемости инвестиций, лет

3,5 2,8

таблица 3. необходимый набор установок для малых нпЗ с глубиной переработки нефти 90% и расчетные суммы необходимых инвестиций



Гидрокрекинг остатка – один из новых и перспективных процессов пока еще довольно дорог, однако может обеспе-чить максимальную (до 96% масс.) глу-бину переработки нефти. В сочетании с процессом “Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®», обеспечивающим минимальный выход остатка и, соответственно гидрокрекинг минимальной мощности, может быть весьма перспективным для строитель-ства НПЗ по безостаточной технологии, т.е. на выпуск 95-96% бензинов и диз-топлив. В проекте H. Refinery установка гидрокрекинга будет весьма рентабель-ной для производства малосернистого котельного топлива, направляемого на собственный энергоблок для производ-ства электроэнергии. Поскольку в нефти высокое содержа-ние серы (3,85% масс.), для суммарных потоков прямогонных и полученных вторичными процессами бензинов и дизтоплив будут применены классиче-ские, при необходимости в 2-3 ступени, методы обессеривания. Качество топлив, при необходимости, гарантируется по Евро-5, применением современных методов тонкой очистки от сернистых соединений.Остаточный продукт, по квалификации отвечающий свойствам высококаче-ственного дорожного битума, очищать

от серы нет необходимости, наоборот, серу, выделенную из технологических газов, бензинов и дизтоплив, целесо-образно вовлекать в остаточные до-рожные битумы, тем самым повышая их качество.

схеМа нпЗ Глубокой переработки тяжелой нефти нприведена на рис.1. В состав блок-схемы малого НПЗ, перерабатывающего тяже-лую высокосернистую нефть, включен минимально необходимый набор уста-новок (см.табл.3), одновременно га-рантирующих максимальную глубину переработки нефти и высокое качество светлых моторных топлив по Евро-4.Основываясь на вышеизложенной мето-дике компоновки технологической схе-мы завода, за основу базового процесса глубокой переработки остатка выбрана установка «Висбрекинг-Термакат»®, на которую направляется весь атмосфер-ный остаток, выкипающий выше 3000С. В результате глубокого термолиза тяжелых фракций мазут, на 72% превращается в бензино-дизельные фракции, а остаточ-ные фракции термополиконденсируются до битумного сырья. Из данной нефти, вследствие высокого исходного содер-жания асфальтенов (9.9%масс.), выход битумного сырья, по расчетам, оказался

достаточно высок – 28% (более коррект-ные балансовые цифры и ожидаемое качество продуктов будут определены проведением пилотных процессингов). В дальнейшем битумное сырье компаунди-руется с элементной серой, извлеченной из всех газовых и дистиллятных потоков, и выдается в квалификации высококаче-ственные дорожные битумы различных марок. Для повышения степени глубины переработки, применительно к проек-тируемым крупным нефтеперерабаты-вающим заводам, целесообразно часть потока битумного сырья направлять на установку гидрокрекинга, на кото-рой будут дополнительно произведе-ны бензино-дизельные дистилляты и остаточное малосернистое котельное топливо. Полученное малосернистое котельное топливо без каких-либо эко-логических ограничений целесообраз-но направлять на ТЭЦ для производства электроэнергии. Прямогонные и вторич-ные фракции нафты направляются на 2 ступенчатую гидроочистку, часть легкой фракции направляется на изомериза-цию для получения высокооктанового бензинового компонента. Из гидроочи-щенных средних дистиллятных фракций (прямогонных и вторичных) выделяются товарные керосиновые и дизельные то-плива.

рис. 1. схема нпЗ глубокой переработки тяжелой нефти н

WWW.NEFTEGAS.INFO \\ НЕФТЕпЕрЕрАбоТкА \\ 53


Все кислые газы подвергаются аминной очистке с последующим разделением на АГФУ на топливные сухие (С1+С2) газы, и товарные сжиженные пропан-бутановые топлива.Сероводород на установке Клауса кон-версируется в элементную серу, которая в расплаве идет на компаундирование в дорожный битум. Тип и мощность во-дородной установки, необходимой для работы установок гидроочистки и ги-дрокрекинга, выбирается на этапе де-тального проектирования балансовых потоков.Суммарный выход светлых топлив из данной нефти, по расчетам, составил 72%. Глубина переработки нефти соста-вила 88,5% (за вычетом расхода нефти на топливо).

расчетная оценка рентабельностивозможных к проектированию мощно-стей НПЗ для данного образца нефти приведена в табл. 4. Применительно к планируемым мощностям НПЗ в 100, 200 и 400 тыс.т в год принята малосернистая нефть. Применение вторичных процес-сов и процессов облагораживания то-пливных дистиллятов при переработке высокосернистой тяжелой нефти для НПЗ малой мощности уводит срок оку-паемости капиталовложений за 5-7 лет. Применение в одной связке процессов «Висбрекинг-Термакат»® и гидрокре-кинга остатка от висбрекинга позво-ляет добиться максимальной глубины переработки тяжелой высокосернистой нефти около 90% при оптимальных инве-

стиционных затратах, срок окупаемости которых оценивается в 3 года. Разработанная и представленная блок-схема может быть базовой технологией при проектировании высокорентабель-ных многотоннажных, а также малых НПЗ на глубокую переработку тяжелых вы-сокосернистых нефтей.

благодаря отечественным малобюд-жетным технологиям, закладывае-мым в качестве базовых процессов глубокой переработки тяжелых высо-косернистых нефтей, можно гаранти-ровать возможность проектирования и строительства малых нпЗ на выпуск более 80-90% высококачественных (по евро-4) светлых моторных то-плив.

Литература:1. А.К. Курочкин и др. Комплектуем среднетоннажный НПЗ. Выбор оптимального набора современных процессов нефтепере-работки для НПЗ топливного профиля // «Территория Нефтегаз». 2007. №5, 9, 10; 2008. №5.2. А.К. Курочкин. Установка безостаточной переработки тяжелых нефтей на промыслах в облегченную товарную нефть и дорожные битумы // «Территория Нефтегаз». 2009. №12.3. Р.Н. Гимаев, А.К. Курочкин. Технология кардинального углубления переработки нефти, VI конгресс нефтегазопромышленников России, г. Уфа, 2005 г., с.87-98.4. А.К. Курочкин и др. Эффективная технология модернизации российских НПЗ на доведение глубины переработки нефти до 80-85% // «Нефтегазовая вертикаль». 2007. №215. Вакуумные установки: быть или не быть? Доклад, KBR, 2-я конференция и выставка России и стран СНГ по технологиям переработки нефтяных остатков, 18-19 апреля 2007г., г.Москва.

планируеМая Мощность нпЗ

по переработке нефти, тыс.т В

Год

Глубина переработки нефти, В % Масс.

рекоМендуеМое наЗначение нпЗ50 70 90

СГП 1) СКВ 2) СГП СКВ СГП СКВ

10015 7 10 • Малосернистые нефти,

• Пилотные, • Ведомственные,20 25 30

20010 14 20 • Промысловые,

• Битумные, • Синтетической нефти,35 50 70

40020 28 40 • Региональные,

• Припортовые, • Высокосернистые нефти,90 110 140

100050 70 100 • Региональный НПЗ ГПН 3) с производством

дорожных битумов200 230 280

2000100 140 200 • Региональный с поставками в соседние

области360 400 600

4000200 280 400 • Полнокомплектный на производство

экологически чистых нефтепродуктов600 800 1000

таблица 4. расчетные суммы прибыли и необходимых капиталовложений (млн USD) в зависимости от мощности и глубины переработки планируемых нпЗ

1) СГП – сумма годовой прибыли (расчетная), млн руб.2) СКВ – сумма капитальных вложений (расчетная), млн руб.3) ГПН – глубокой переработки нефти


попуТНый ГАЗ

В прошлом году были запущены в про-изводство ряд серьезных проектов - за-вод по подготовке 400 млн м3 газа в год (Россия), поршневые компрессорные установки общей мощностью 10,5 МВт (Россия), 2 завода подготовки газа об-щей производительностью 520 млн м3 газа в год (Казахстан), поршневые и винтовые компрессорные установки об-щей мощностью 55 МВт (Казахстан). Одно из основных направлений компа-нии – проектирование, производство и поставка оборудования для подготовки попутного нефтяного и природного газа с учетом индивидуальных особенно-стей месторождения, его удаленности, обеспеченности транспортными маги-стралями, энергетическими и трубопро-водными системами. Экономичность, эф-фективность, успешность предлагаемых и проверенных решений обеспечивается за счет накопленного многолетнего опы-та Экстерран. Проекты и оборудование также имеют массу плюсов за счет инте-грации в проект и «железо» реального опыта эксплуатации. Порядка 5000 спе-циалистов компании Экстерран регуляр-

но эксплуатируют оборудование/заводы на различных объектах, принадлежащих заказчиками либо компании.Новые проекты обустройства изначаль-но предполагают комплексное исполь-зование всех добытых ресурсов, в т.ч. и попутного нефтяного газа. Возможна и модернизация «старых» месторожде-ний, со сложившейся инфраструктурой, сформированной в соответствии с за-дачами «того» времени и зачастую не соответствующей современным требо-ваниям и экономическим показателям. Как правило, «старые» месторождения были ориентированы на добычу неф-ти, а попутный газ рассматривался как «побочный продукт», который частич-но утилизировался, по мере необходи-мости, но в большинстве случаев и в больших объемах сжигался на факеле. В соответствии с государственными про-граммами рационального использова-ния природных ресурсов и сокращения вредных выбросов в атмосферу, пред-стоит серьезная работа по доведению месторождений до уровня современных требований. Компания Экстерран ока-

зывает профессиональное содействие и в разработке новых месторождений, и в усовершенствовании «старых». Ком-пания Экстерран помогает в разработ-ке комплексных решений для каждого конкретного проекта.Производительность установок, ком-плектация технологическим оборудо-ванием зависит не только от состава и параметров исходного газа (или ком-бинации потоков), но и от требований к составу и параметрам товарной про-дукции.Из наиболее распространенных тех-нологий переработки попутного не-фтяного газа применяются процессы, отличающиеся небольшим количеством технологического оборудования и про-стотой эксплуатации:• низкотемпературная сепарация (Низ-котемпературное отделение от газа группы углеводородов С3+ за счет ис-пользования эффекта дросселирования Джоуля-Томсона. Для создания необхо-димого исходного давления требуется предварительное компримирование газа.) (Рис. 1);

Компрессорные и технологичесКие установКи Компании ЭКстерран для подготовКи попутного и природного газа

Компания Экстерран (Exterran) была образована в 2007 г. слия-нием компаний Гановер (Hanover, USA) и Юниверсал Компрешн (Universal Compression, USA), став преемником ресурсов и обяза-тельств каждой из слившихся компаний. Штаб-квартира ком-пании находится в г. Хъюстон, США, а штаб-квартира по вос-точному полушарию, куда входит рынок СНГ, расположена в г. Дубай, ОАЭ. В компании Экстерран работает около 10 тысяч сотрудников на 9 заводах, расположенных в США, Англии, Италии, ОАЭ, Сингапуре, где компания самостоятельно проектирует и изготавливает технологическое оборудование, проектирует и комплектует компрессорные установки на базе компрессоров Ариель (Ariel) и Дрессер-Рэнд (Dresser-Rand), а также Mycom, Fricks, Howden с приводом от газопоршневых двигателей – Ка-терпиллер (Caterpillar) или Ваукеша (Waukesha) различной еди-ничной мощности от 0,5 Мвт до 3,5 МВт.

WWW.NEFTEGAS.INFO \\ попуТНый ГАЗ \\ 55


• низкотемпературная конденсация (Низкотемпературное отделение от газа группы углеводородов С3+ за счет ис-пользования пропанового холодильного цикла.) (Рис. 2).Компания Экстерран предлагает так-же более сложный, запатентованный SCORE процесс низкотемпературного извлечения углеводородов С3+, со степенью извлечения 98-99% (Рис. 3). Комплектный завод по переработке природного газа с турбодетандером и фракционированием конденсата по-казан на рис. 4.

Для предотвращения гидратообразова-ния при проведении низкотемператур-ных процессов предлагается опционная возможность впрыска метанола или гликоля. В случае применения мета-нола он будет отводиться в растворе с пластовой водой как «побочный про-дукт» и безвозвратно теряться. В случае использования гликоля будет приме-нен замкнутый цикл с регенератором прямого огневого нагрева топливным газом. Этот способ является более пред-почтительным по причине минимальных эксплуатационных затрат.

В случае содержания в попутном газе агрессивных и вредных примесей (на-пример, сероводорода) предлагается установка блока предварительной ами-новой очистки в комплекте с вспомога-тельной системой утилизации кислых газов.Блоки гликолевой осушки и аминовой очистки сходны по составу оборудова-ния и по химизму процесса, что можно увидеть на рис. 5.Товарной продукцией на выходе устано-вок низкотемпературной переработки газа являются: сухой отбензиненный

Рис. 1. Вариант применяемого процесса дросселирования газа

Рис. 2. Вариант применяемого процесса НТК с ПХУ

Рис. 3 Вариант применяемого процесса НТК с турбодетандером

Рис. 4. Завод получения пропан-бутана из природного газа (LPG Recovery Plant)

Рис. 5. Вариант применяемого процесса очистки или осушки газа

Рис. 6. Cертифиция оборудования в полном соответствии с нормами и стандартами РФ или других стран СНГ



газ (СОГ), нестабильный газовый кон-денсат (ШФЛУ).Для стабилизации углеводородно-го конденсата компания Экстерран предлагает использование установок фракционирования с получением на выходе стабильного углеводородного конденсата и пропан-бутана в качестве товарной продукции. Подвод тепла осуществляется за счет системы тех-нологического теплоносителя (масла), входящего в комплект поставки. Установки поставляются в блочно-модульном исполнении максимальной заводской готовности, с внутримодуль-ными трубопроводами, арматурой и средствами КИПиА. При невозможности «вписаться» в транспортные габариты длинномерное оборудование (напри-мер, колонны) поставляется отдельно. Компания сертифицирует оборудова-ние в полном соответствии с нормами и стандартами РФ или других стран

СНГ, что подтверждается соответствую-щими сертификатами и разрешениями (Рис. 6).Мобильность установок стандартной производительности позволяет пла-номерно использовать их для место-рождений падающего и/или растущего профиля добычи (добавляя или убирая параллельные установки). Блочность и мобильность завода можно оценить по рис. 7.Переработка попутного нефтяного газа непосредственно на территории месторождения позволяет существенно уменьшить длину «критических» газос-борных трубопроводов. «Критичность» выражается в больших диаметрах из-за низкого давления, дополнительной толщине стенки трубопроводов на кор-розию, необходимостью проведения ме-роприятий по предотвращению гидра-тообразования и т.д. При проведении переработки на месторождении также

облегчается утилизация основного по-бочного продукта - пластовой воды.Для транспортировки готовых про-дуктов переработки к потребителям или точкам врезки в трубопроводные системы требуются трубопроводы мень-шего диаметра (за счет моногенности транспортируемой среды), с меньшей толщиной стенки (за счет некорро-зионной транспортируемой среды), с гарантированной безопасностью экс-плуатации.В связи с отсутствием на многих место-рождениях разветвленной энергети-ческой сети, газотранспортных систем предполагаются различные варианты использования переработанного по-путного газа, например:• в качестве топливного газа для электрогенерирующих установок (как с поршневым, так и с газотурбинным приводом) (Рис. 8);• в качестве топливного газа для печей подогрева нефти, систем промышлен-ного теплоснабжения;• в качестве топливного газа для близ-лежащих населенных пунктов;• компримирование переработанного попутного газа и его подача в трубо-проводную систему;• компримирование переработанного попутного газа и его обратная закачка в пласт для поддержания пластового давления.Стабильный газовый конденсат может использоваться на месторождении для обработки скважин, систем нефтедобы-чи, направляться в нефтепровод и/или отгружаться сторонним потребителям как самостоятельный продукт.Пропан-бутан может частично исполь-зоваться локально, а частично, совмест-но или автономно от ШФЛУ, транспорти-роваться наземным транспортом.

По всем вопросам и предложениям просим обращаться в московский офис компании Экстерран:Тел.: +7 (945) 287-04-10Факс: +7 (945) 287-04-11e-mail: [email protected] e-mail: [email protected] e-mail: [email protected]

Рис. 8. Генерация электроэнергии

Рис. 7. Установка переработки попутного газа (Dewpoint Plant)



Газовый фактор добываемой нефти, или газосодержание пластовой нефти, – это отношение объёма выделенного из неф-ти газа к объёму нефти, дегазированной при нормальных условиях. Газовый фак-тор (ГФ) может значительно различаться не только для нефти разных месторож-дений, но и иметь сильный разброс в пределах одного месторождения, а также с ходом разработки месторож-дения существенно изменяться (как повышаться, так и понижаться). Чаще ГФ находится в диапазоне 40-500 м3/т, редко имеет низкие значения (менее 20), иногда достигает значения 1000 и выше. Точная оценка среднего значе-ния ГФ для России не встречена в от-крытых публикациях. Вполне вероятно, что централизованная статистика по этому вопросу до сих пор отсутствовала просто по причине ненужности этих сведений на фоне огромного множества других нужных данных и обязательно-го контроля утилизируемых потоков. По различным оценкам, средний ГФ может составлять как 120 м3/т, так и 200 м3/т.По фактическим показателям 2007-2009 гг. и по прогнозам на 2010 г., в России годовая добыча нефти при-мерно одинаковая – около 490 млн

тонн. Различные источники сообща-ют, что в России от добытого на её нефтяных промыслах ПНГ суммарно сжигают на факелах до 30-40% ПНГ. А это значит, что с учётом объёмов добычи нефти и возможной величи-ны ГФ официальная оценка годового объёма сжигаемого ПНГ (20 млрд м3), скорее всего, не является завышен-ной и базируется на данных измерений расхода газа из отчётов компаний. И при этом также остаётся вероятным, что близки к истине и оценки других российских и зарубежных источни-ков – до 30-40 млрд м3. Здесь нами рассматривается только ПНГ, но в не-которых случаях на газоконденсатных месторождениях, не подключённых к магистральному газопроводу, на факе-ле постоянно сжигают основную часть объёма добываемого газа (который не принято называть попутным, т.к. газ составляет основную долю добытого сырья), и такое мероприятие в срав-нении со сжиганием ПНГ по удельным показателям ещё в большей мере явля-ется нерациональным использованием ископаемых углеводородов. Возможно, что в сторонних оценках объёма сжи-гаемого газа учитывается и газ газо-конденсатных месторождений.

В ноябре 2009 г. правительство нашей страны ещё раз выступило с критикой существующего положения с исполь-зованием углеводородных ресурсов, сообщив очередной срок перехода на обязательный новый уровень ис-пользования ПНГ и пообещав приня-тие строгих мер за нерациональное использование ПНГ как ценного не-возобновляемого природного ресурса. Мнение руководства страны о том, что сжигание ПНГ является «вопиющим фактом или примером неэффектив-ного использования энергоресурсов», в целом отражает текущие явления и искренне поддерживается большин-ством граждан.Достаточно сильным остаётся взгляд российских нефтяников на ПНГ как на побочный продукт добычи нефти или даже как на отход производства, и ком-пании часто считают более простым и дешёвым выходом сжигать неисполь-зованный газ на факеле. Этим дей-ствиям они находят оправдания, и во многих случаях нельзя сказать, что эти оправдания надуманные или необосно-ванные. Нередко места добычи нефти являются весьма отдалёнными от нуж-ных инфраструктур и располагаются в малонаселённых районах со сложными

обязательная утилизация попутного газа в россии:тема знаКомая, но не полностью понятнаячто, как и зачем утилизировать?

с.н. Широков, генеральный директор; м.в.елистратов, главный специалист ООО «Газсертэк»

По некоторым оценкам, в настоящее время доля России в сжига-нии на факелах попутного нефтяного газа (ПНГ) составляет 25-30% при общем мировом годовом объёме сжигаемого ПНГ око-ло 150 млрд. м3 и Россия является мировым лидером по сжиганию ПНГ.



климатическими и географическими условиями. Ограниченный или невы-годный доступ к монопольной системе магистральных газопроводов, отсут-ствие местных потребителей продук-тов переработки ПНГ, нерентабельность многих возможных решений по «циви-лизованному» использованию ПНГ – эти явления не появились внезапно, а прочно формировались в течение мно-гих лет, и их быстрое изменение вряд ли произойдёт до 2012 г., с начала которого нефтяные компании будут обязаны ути-лизировать не менее 95% ПНГ.Причины создавшегося положения дел с ПНГ можно посчитать понятными и даже естественными: добыча нефти проис-ходит не в отдельном мире нефтяников, а в условиях нашей общей российской действительности, в которой для важ-ных дел часто не хватает открытости, дорог, хороших руководителей, «пра-вильных» законов и строгости их ис-полнения...Требования к рациональному использо-ванию углеводородных ресурсов, обе-щания и сроки начала действия жёст-ких мер выдвигаются государством в течение нескольких последних лет, за которые нефтяным компаниям можно и нужно было подготовиться к полному переходу на требуемый уровень ути-лизации ПНГ.Но, как это часто бывает, в этих мас-штабных действиях с участием многих сторон пока не хватило сбалансирован-ности по всему комплексу вопросов как единому целому. На уровне государ-ственных и корпоративных ведомств для решения многих важных вопросов не подготовлена та полноценная нор-мативная и техническая база, на основе которой требуется выполнять постав-ленную задачу. Такую базу за один-два следующих года вряд ли получится соз-дать в требуемом объёме.Вот небольшой пример из области тех-нологии переработки ПНГ и природно-го газа: внедрение важного и нужного способа утилизации кислого газа (смеси сероводорода и диоксида углерода, из-влечённых при сероочистке газа) путём подземного захоронения газа тормо-зится не отсутствием технических или финансовых средств, а прежде всего отсутствием соответствующей норма-тивной базы по закачке газовых отходов в пласты, не являющиеся газоносными.

Пионерный этап этого способа утили-зации кислого газа уже пройден США и Канадой, и всё необходимое техно-логическое оборудование и основные научно-инженерные знания доступны как от зарубежных, так отчасти и от отечественных компаний. Но из-за не-достатка законодательных документов в ближайшие годы не получится достичь значимого уровня по количеству объ-ектов и объёмам закачки кислого газа в пласт с целью захоронения.Общепринято, что ежегодный объём сжигаемого ПНГ наносит огромный ущерб как окружающей среде, так и государству, т.е. в совокупности всем нам. Относительно приводимых оце-нок финансовых потерь государства от недоиспользования ПНГ можно по-спорить – в некоторых случаях полно-ценная утилизация ПНГ находится на грани рентабельности или даже за ней, и упрощённый расчёт суммы денежно-го ущерба может дать необъективный результат из-за неоднозначности ис-ходных данных и методик расчёта.Относительно ущерба окружающей среде не все выводы однозначны, не-которые из них довольно спорные (на-пример, воздействие человечества на глобальное изменение климата) или спекулятивные, отражающие интересы отдельных стран, компаний или групп людей. Но трудно оспорить то, что, в отличие от экономического ущерба, экологический ущерб в большинстве своих проявлений не текущий или кратковременный, а накопительный, частично необратимый, и ряд серьёз-ных последствий вредного воздействия сжигания ПНГ трудно будет исправить и игнорировать в будущем.В отношении выброса оксидов серы в атмосферу особых разногласий не наблюдается – эти вещества наносят ощутимый экологический вред, и повсе-местно проводятся меры по снижению содержания сернистых компонентов во всех видах топлива.Особая ценность ПНГ состоит в том, что это не только энергетический, но и материальный ресурс. В ПНГ содер-жание тяжёлых углеводородов обычно невысокое, и значительную часть мас-сы добытого ПНГ составляют важные сырьевые вещества для нефтехимии – этан, пропан, бутаны и компоненты лёг-ких фракций С5+. Поэтому во многих

проектах всё чаще рассматривают и реализуют варианты переработки ПНГ с глубоким извлечением не только про-пана и бутанов, но и этана. В большей степени этого свойственно развитым промышленным районам, где извлечен-ный этан направляют на близко рас-положенные химические производства (например, в Татарстане).Когда дело дойдёт до денежных наказа-ний нарушителей норм утилизации ПНГ, то в существующих условиях слабой нормативной базы при разбиратель-ствах возможны манипуляции многими понятиями.Например, рассмотрим термины такого ключевого вопроса, как нормирование сжигания или утилизации ПНГ, и во-прос о том, что следует называть сте-пенью утилизации попутного газа. При определении штрафного уровня пока-затель сжигания ПНГ сейчас принят от-носительный, выраженный в виде про-центного отношения сожжённого газа к объёму добытого ПНГ. Соответственно, относительный показатель утилизации ПНГ – т.н. степень (уровень) утилиза-ции газа – подразумевает в процентном отношении объём утилизированного газа к объёму добытого ПНГ. При этом в документах, публикациях и устных выступлениях почти в равной мере ис-пользуются оба показателя и в таком сочетании, что их сумма применительно к одному и тому же случаю равна 100% (например, уже привычные сочетания значений норм утилизации и сжигания ПНГ: 95 и 5; 85 и 15).Единое чёткое определение иностран-ного слова «утилизация» отсутствует, и различная трактовка этого понятия может привести к подмене понятий. Так, основное значение слова «утилизация» – «использование» в смысле полезного применения. Например, в словосочета-нии «утилизация тепла дымовых газов». Применительно к ПНГ слово «использо-вание» (т.е. вместо сжигания на факеле) также применяют, но в последние годы оно встречается реже, чем его ино-странный синоним «утилизация».В промышленности термин «утилиза-ция» применительно к материальным потокам очень часто принято исполь-зовать в контексте обхождения с объектом утилизации как с отходом. Например, характерные сочетания: утилизация стоков путём закачки в



пласт; утилизация кислого газа путём сжигания; утилизация отработанного сорбента путём захоронения. Т.е. смысл «полезное использование» не всегда подразумевается, а более подходящим является «направление», «выбрасыва-ние». Таким образом, в словосочетании «утилизация ПНГ» получается аллюзия на характер ПНГ как отхода или чего-то не совсем нужного.Покажем, что для расчёта степени сжи-гания ПНГ нефтяникам выгодно для себя трактовать объём сжигаемого ПНГ как объём газа, явно сжигаемого на факеле, а для степени утилизации ПНГ – объём ПНГ, направляемого в установку пере-работки, и дополнительно к нему объ-ём газа собственных нужд, если этот газ берут из состава сырьевого, а не подготовленного ПНГ. Также с целью показать, что в вопросах нормативов и показателей утилизации ПНГ много неоднозначного, рассмотрим некото-рые примеры из практики проработки технологических вопросов установок подготовки ПНГ и аспекты утилизации ПНГ. В них всех присутствует такой мо-мент, что использование газа в качестве топлива означает его сжигание, и здесь граница целевого и нецелевого исполь-зования довольно размытая.Рассмотрим случай очистки газа от сероводорода, когда количество из-влечённого сероводорода позволяет утилизацию кислого газа за счёт сжига-ния и рассеивания продуктов сгорания в атмосфере. С целью исключения фа-кельного устройства сжигание можно произвести закрытым способом. Чтобы обеспечить приемлемую высоту дымо-вой трубы (например, не более 40-60 м) и выполнить требования по приземной концентрации диоксида серы, осущест-вляют добавление углеводородного газа к сжигаемому кислому газу, а продукты горения перед подачей в дымовую трубу разбавляют воздухом. При этом в раз-личных вариантах реализации такого способа расход добавочного топлив-ного газа может превышать расход кислого газа до 3-10 раз. В итоге доля сжигаемого таким образом газа может составить более 5% от сырьевого ПНГ. Этот комплекс по закрытому сжиганию части ПНГ должен числиться в проект-ной документации не как установка сжигания газа, а как установка для утилизации (уничтожения, обезврежи-

вания) отхода (кислого газа). Например, утилизатор или инсинератор, для рабо-ты которой «по технологии» требуется топливный углеводородный газ (т.е. из состава газа на собственные нужды). Рассматривая этот способ, разработчик и заказчик проекта, со своей стороны, считают обоснованным включить весь объём сжигаемого таким образом газа как часть ПНГ, утилизированного без использования факела. Получаемый ды-мовой газ с диоксидом серы включают в состав общих выбросов производства в атмосферу. Со своей стороны, над-зорный орган, утверждающий проект, вправе рассматривать весь объём газа, сжигаемого в таком «утилизаторе», как относящийся к неутилизируемому газу. А если в проекте добавить в утилизатор нагревательный элемент и использовать малую часть тепла сгорания газа для получения тепла технологических нужд, тогда это устройство следует считать печью собственных нужд или оставить за ним статус устройства преимуще-ственно бесполезного сжигания газа.Другой аспект утилизации ПНГ. Суще-ствуют ли действенные государствен-ные нормативы по эффективности ис-пользования частными предприятиями топлива и стимулированию энергосбе-режения? Возможно ли в законодатель-ном порядке обязать стороннее пред-приятие нормами по использованию газа на собственные нужды? Полно-ценного ответа на поставленный вопрос у нас сейчас нет. Так, существуют про-екты по полному использованию ком-панией собственного подготовленного ПНГ для производства электроэнергии собственных нужд. В подобном случае в зависимости от технических решений, оборудования и режимов работы можно поставить целью и получить энерге-тический КПД электрогенерирующей установки как 20%, так и 40%. А если добавить утилизацию остаточного теп-ла дымовых газов, то общий КПД ис-пользования газа можно ещё повысить. Возможно ли в случае неэффективно-го использования газа на собственные нужды зачесть часть объёма исполь-зованного ПНГ как сожжённого сверх лимита? Поэтому единый лимит на сжи-гание газа без учёта энергетической эффективности предприятия может представляться не вполне обоснован-ным предприятию, которое превысило

установленный лимит (например, за счёт сжигания низконапорного газа послед-ней ступени стабилизации нефти), но в других частях того же промысла ис-пользует эффективное энергетическое оборудование и энергосберегающие технологии.Как видно из приведённых примеров, в определённых случаях намеренно или непреднамеренно вследствие приме-нения нерациональных технологиче-ских решений или низкоэффективного оборудования может происходить (или даже проводиться) «псевдоутилиза-ция» газа, при которой из добытого ПНГ, направленного на переработку или использование, значительная часть объёма углеводородов нерационально сжигается, но не открыто на факелах, а в устройствах с закрытым пламенем (печах нагрева, утилизаторах, энергоу-становках и т.п.), вроде как с использо-ванием в технологических целях, но со сбросом повышенного объёма горячего дымового газа. В итоге задача выпол-нена: «факел потушен».При определении уровня утилизации ПНГ нельзя не учесть вопрос количества и способа утилизации газообразных от-ходов переработки ПНГ, составленных из инертных и вредных компонентов (азот, диоксид углерода, сероводород), которые извлекают из газа для обеспе-чения кондиционности товарных про-дуктов и доля которых по отдельности или общая часто составляет десятки процентов. Выделенный азот, а также диоксид углерода, не содержащий сер-нистые компоненты, в основном сбра-сывают в атмосферу. При этом можно заметить, что сброс диоксида углерода в атмосферу равнозначен сжиганию не-которого эквивалентного количества газа. Поэтому за рубежом всё шире на-чинают использовать закачку в пласт не только сероводородсодержащего кис-лого газа, но и почти чистого диоксида углерода. В ограниченном количестве сероводород можно сжигать на факеле или в закрытом утилизаторе. Для ис-ключения сжигания сероводород мо-жет быть переработан в твёрдый или жидкий нетоксичный отход или продукт или закачан в подземный пласт с целью захоронения.Из вышесказанного проявляются сле-дующие аспекты. Во многих случаях приведённый объём товарных про-


дуктов (газ, ШФЛУ или пропан-бутан, этан, др., которые являются полезны-ми составляющими утилизации ПНГ) в сумме с газом собственных нужд может быть относительно низким (составлять, например, не более 30-70% от объёма сырья). На утилизацию одного и того же отхода в пределах соблюдения норм выбросов вредных веществ в атмосферу предприятие может затратить различ-ное количество ресурсов. Например, закачка сероводорода в пласт значи-тельно дороже сжигания на факеле по капитальным и эксплуатационным рас-ходам. Ясно, что степень утилизации – понятие неоднозначное, и в случае при-дания ему разного смысла по-разному можно учитывать отходы производства и определять степень утилизации. Так-же в этом комплексном показателе по-лезно учесть экологичность способов утилизации отходов.Итак, за объём утилизации ПНГ в чистом виде нельзя принимать ни объём ПНГ, направленного на утилизацию (т.е. не отправленного напрямую на факел), ни приведённый объём товарных продук-тов переработки ПНГ в сумме с газом собственных нужд. Понятия уровней

(степеней) утилизации и сжигания газа целесообразно разделить и не связы-вать между собой как составляющие вместе 100%. Необходимо проводить развёрнутое и уточнённое формули-рование важных технических и техно-логических понятий для нормативных документов, и сделать это нужно, как обычно, вчера, т.к. проекты установок и заводов нужно разрабатывать уже сегодня.Можно найти другие подобные неопре-делённые или неоднозначно толкуемые положения в части технологии и утили-зации ПНГ. В итоге следует ожидать, что такие неясности станут причиной ряда разбирательств при определении штра-фов за недостаточное или нецелевое использование ПНГ.Вопрос обязательной утилизации ПНГ в России, как и многие другие технико-технологические и экологические во-просы, приобретает для многих сторон важное экономическое, гражданское и политическое значение. Задача и сроки её выполнения поставлены на самом высоком уровне и без особой вероят-ности обратного хода, даже несмотря на продолжение так называемого кризиса.

Правительство намерено «действовать решительно … и никаких отговорок от добывающих компаний не прини-мать». Во многих гранях мероприятий по утилизации ПНГ переплелись или противоборствуют благие намерения и корысть, поспешный пыл и расчёт-ливое бездействие, старая Русь и на-нотехнологии. В целом проблема ПНГ в России комплексная и многогранная, и в решение вопросов обустройства не-фтяных промыслов и объектов перера-ботки ПНГ вовлекается большое число российских и зарубежных участников. Непродуманные технологические реше-ния по принципиальным положениям (включая структуру взаимосвязи объ-ектов промысла и сторонних объектов, конфигурацию и параметры процессов, выбор технологического оборудования) с большой вероятностью приведут к неэффективности всего мероприятия и последующим затратам на доработку или реконструкцию технологических объектов. Поэтому разумным является всесторонняя проработка всех связан-ных с этим вопросов, даже если про-ект необходимо завершить в сжатые сроки.



Логика подобного подхода основывает-ся на том, что при разработке месторож-дения с заводнением пластовое давле-ние, в принципе, не может снизиться до уровня давления насыщения. Считалось также, что при заводнении в течение всего времени эксплуатации величи-на газового фактора нефти остается постоянной. Однако, как показывает опыт промысловых исследований, та-кой подход к прогнозированию объе-мов добычи газа не всегда корректен и зачастую приводит к значительным расхождениям между фактическими и проектными показателями по добыче попутного нефтяного газа. Причина данного расхождения связана с изме-нением газового фактора нефти в про-цессе разработки месторождения. Объ-яснением существующим расхождениям между проектными и фактическими объемами добычи газа может служить явление, заключающееся в развитии в разрабатываемых с заводнением не-фтяных пластах режима фильтрации газированной жидкости, причем при явном превышении текущих давлений над величиной давления насыщения нефти газом [1, 5, 6]. Некоторые аспекты этого явления, особенно при движении жидкости по стволу скважины, рассма-тривались в работах ряда исследовате-лей [2, 3 и др.].

В данной работе рассмотрены резуль-таты промысловых измерений рас-хода газа и газового фактора нефти на устье добывающих скважин, полу-ченных с помощью установки АСМА-Т, в подтверждение развития в заво-дняемом пласте данного явления. На сегодняшний день по всем объектам разработки нефтяных месторождений территориально-производственных предприятий ООО «ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь» сформирована опорная сеть скважин по контролю за величиной про-мыслового газового фактора нефти. Постоянный контроль за изменением этого параметра осуществляется в со-ответствии с отраслевыми Правилами разработки нефтяных месторождений и внутрикорпоративными руководящими документами, в том числе Положением о единой системе учета нефтяного по-путного газа от скважин до потребите-ля для организаций Группы «ЛУКОЙЛ». Измерения дебита скважин по нефти и газу для определения газового фактора на их устье проводятся два раза в год: в зимний и летний периоды. Основ-ным критерием выбора скважины для опорной сети является обязательное требование к режиму её работы: она должна постоянно эксплуатироваться с забойным давлением выше давления насыщения нефти газом. Скважина

должна быть представительной для объекта разработки, характеризоваться близкими к средним показателями (по дебиту жидкости и обводненности). В опорную сеть не должны включаться скважины ближнего к нагнетательному ряда.Отмеченным условиям в полной мере соответствует скважина 3296/276 Ва-тьеганского месторождения (объект АВ1-2). Кстати, выбор данной скважины для изучения явлений разгазирования пластового флюида обусловлен и тем, что её показатели контролируются с момента задействования опорной сети. По этой скважине газовый фактор определялся на протяжении четырех лет и накоплен достаточный материал для анализа. В то же время тенденции развития явлений разгазирования и де-газации пластового флюида, а также фильтрации свободного газа отмечены и при эксплуатации и других скважин Ватьеганского и ещё некоторых место-рождений.По данным исследований глубинных и поверхностных проб получены сведе-ния о свойствах нефти пласта АВ1-2 Ва-тьеганского месторождения. Принятые значения давления насыщения нефти газом для пласта АВ1-2 ниже первона-чального пластового в 2,46 раза. Для условий скважины 3296/276 давление

об изменении газового ФаКтора неФти при разработКе заводняемых залеЖеЙ

а.е. бортников, е.Ф. Кутырев, ю.в. белоусов, К.е. Кордик, ООО «КогалымНИПИнефть»;а.а. Каримов, ТПП «Лангепаснефтегаз»

В последние годы в нефтяной отрасли России значительное вни-мание уделяется вопросу утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Очевидным является и то, что планирование каких-либо мероприятий по использованию ПНГ невозможно без точного про-гнозирования объемов добычи газа как на краткосрочную, так и на долгосрочную перспективы. По сложившейся в нефтегазодо-бывающих компаниях практике планируемые объемы добычи попутного газа определяются путем умножения величины газо-вого фактора на планируемую добычу нефти по каждому место-рождению (залежи). Причем при долгосрочном прогнозе газовый фактор нефти, как правило, принимается постоянным.



насыщения нефти газом составляет 6,9 МПа при проектной величине газового фактора – 36 м3/т. Вязкость нефти – 2,78 мПа*с, плотность нефти – 815 кг/м3. Систематические наблюдения за ве-личиной газового фактора нефти по скв. 3296/276 ведутся с 2005 г. (рис. 1а, 1б, 1в и 1г). Согласно рисунку 1, фак-тическая величина газового фактора нефти с самого начала наблюдений (с зимнего периода 2005 г.) в 3,3 раза превышала проектный показатель (121 м3/т против 36 м3/т). При этом обвод-ненность продукции по этой скважине составила 76%, величины пластового и забойного давлений значительно пре-вышали значение давления насыщения нефти газом – 14,1 МПа и 8,8 МПа соот-ветственно, что, казалось бы, в принци-пе исключает возможность дегазации пластовой нефти и появления в пласте свободного газа. В течение 2005 г. величина газового фактора нефти оставалась на отно-сительно стабильном уровне (от 121 до 95 м3/т), при сохранении стабиль-ных показателей по обводненности продукции, дебиту по жидкости, пла-стовому и забойному давлениям. С летнего периода 2005 г. отмечается рост текущих давлений с 14,1 МПа до 16,4 МПа, что связано с увеличением объема закачки воды по данному участ-ку пласта АВ1-2. Рост текущих давлений привел к значительному увеличению в 2006 г. среднесуточного дебита жидко-сти по скважине 3296/276 – со 105 м3/сут до 193 м3/сут. При этом обводнен-ность продукции скважины увеличилась с 72% до 88%, а дебит по нефти снизил-ся с 21 т/сут до 9,25 т/сут. На фоне обводнения скважины, свя-занного с негативными последствиями увеличения объемов закачки воды в пласт, отмечается резкое возрастание газового фактора (с 95 м3/т до 450 м3/т) и суточного дебита газа (с 1995 м3/сут до 4163 м3/сут). Факт увеличения дебита данной сква-жины по газу в 2 раза при снижении дебита по нефти с ростом пластового давления на 2 МПа свидетельствует о развитии в пласте течения газирован-ной жидкости. Причем, как явно следует из графика, рост дебита газа и, соот-ветственно, газового фактора сопро-вождается увеличением обводненности продукции. В дальнейшем характер из-

менения показателей разработки стаби-лизируется (2006 г.). С 2006 г. по 2007 г. отмечается ещё один скачок пластового давления с 16,4 МПа до 18,4 МПа, при этом происходит самое значительное снижение забойного давления с 9,5 до 7,7 МПа. В этот же период наблюдается характерный рост добычи нефти с 9,25

до 13 т/сут, обусловленный максималь-ной депрессией на пласт в 10,7 МПа. При этом добыча газа и обводненность про-дукции скважины стабилизировались. С 2007 г. по 2008 г. отмечается ещё один пик добычи жидкости – рост со 198 м3/сут до 235 м3/сут с некоторым увеличе-нием обводненности продукции, с 97 до

Рис. 1. Динамика показателей эксплуатации скважины 3292/276 Ватьеганского месторождения: а) газовый фактор нефти; б) дебит жидкости и газа; в) пластовое и забойное давления; г) дебит нефти и обводненность



99,8%. Как и при первом пике, данные изменения сопровождаются увеличени-ем величины газового фактора нефти. В дальнейшем, с увеличением обвод-ненности продукции, отмечается рост газового фактора и снижение объемов добычи нефти. Резюмируя изложенное в части анализа динамики основных показателей экс-плуатации скважины 3296/276 Ватье-ганского месторождения, необходимо отметить следующие тенденции:• величина газового фактора нефти, измеренная установкой АСМА, на протя-жении всего периода наблюдений пре-вышает проектное значение (36 м3/т);при этом пики возрастания дебита сква-жины по жидкости сопровождаются увеличением обводненности продукции и снижением дебита по нефти;• в свою очередь, увеличение обводнен-ности продукции скважины способству-ет росту добычи газа и соответственно величины газового фактора. Причем в течение всего периода наблюдений ни пластовое, ни забойное давления не снижались до уровня давления на-сыщения нефти газом. Следовательно, по данной скважине отмечен парадок-сальный факт, свидетельствующий о режиме фильтрации в пласте газиро-ванной жидкости при явном превыше-нии текущих давлений над величиной давления насыщения нефти газом.Отмеченные особенности эксплуатации скважины №3296/276 Ватьеганского ме-сторождения отражают явление, которое само по себе не ново и фактически отме-чалось ранее на месторождениях других регионов (Южно-Александровское ме-сторождение Белоруссии, Холмогорское, Покачевское, Урьевское и др. место-рождения Западной Сибири, Узенское и Жетыбайское месторождения Западного Казахстана). Во всех отмеченных слу-чаях явление разгазирования и после-дующей дегазации нефти связывалось (Е.Ф. Кутырев и др., 2005-2008) с ростом нагнетания в пласт подтоварной воды. Физика данного процесса, согласно ран-ним исследованиям (Н.Д. Шустеф, А.Н. Иванов,1956; Д.М. Шейх-Али,1976-2001 и др.), основана на явлении диффузи-онного массообмена в системе нефть–закачиваемая вода, т.е. газообмена между пластовой нефтью и нагнетае-мой водой посредством диффузии газа через нефть. Данное предположение

сделано на основании промысловых и экспериментальных исследований, когда в процессе разработки пласта с заводнением при Р > Рs, наблюдалось заметное снижения давления насыще-ния нефти газом.Однако непреодолимым противоречи-ем версии диффузионного газообмена между указанными фазами является факт резкого роста промыслового га-зового фактора в течение довольно не-продолжительного времени, особенно контрастного именно в период увеличе-ния объемов нагнетания воды в пласт. Ведь совершенно очевидно, что такое количество нефтерастворенного газа не может раствориться в воде в силу существенного различия в структур-ном построении последней (четвертая координация) и нефти. С другой сто-роны, как известно, диффузия – чрез-вычайно медленный процесс. С учетом этого проанализированы промысловые свидетельства формирования в пласте газированной жидкости [1, 5, 6], а также проведены целевые эксперименты по установлению возможного выделения нефтерастворенного газа в свободную фазу, спровоцированного нагнетанием воды в бомбу PVT [1]. В отмеченной работе [1] в качестве модели пластовой нефти принята глу-бинная проба Когалымского место-рождения (пласт ЮС1), отобранная из скважины 171р и имеющая следующие параметры: плотность (дегазир.) – 846,2 кг/м3; молекулярная масса – 194,2 кг/кмоль; содержание в процен-тах серы – 0,5; смол – 7,26; асфальте-нов – 0,96; парафинов – 2,11. Содер-жание растворенного газа, по данным стандартной сепарации, составляло 100,1 м3/м3. В качестве модели воды использовалась соответствующая про-ба, отобранная из сеноманских отло-жений Когалымского месторождения, предварительно дегазированная и со-держащаяся вне контакта с воздухом, плотностью 1013,5 кг/м3 и минерали-зацией 21,73 г/л.В ходе эксперимента, проведенного в ООО «КогалымНИПИнефть» (ЦИКиПФ), использовались: установка фазового поведения PVT, пробоотборник высо-кого давления с плавающим поршнем объемом 700 см3, автоматический насос высокого давления и хрома-тограф НР6890. Схема лабораторной

установки PVT и детальное описание технологии исследований приводятся в работе [1]. В бомбу PVT в условиях, имитирующих пластовые (Р = 29 МПа, Т = 950C), вво-дится порция пластовой нефти объемом 50 см3 и такая же по объему дегази-рованной сеноманской воды. Данная смесь интенсивно перемешивается в бомбе в течение 1,5 часа. Всего в ходе эксперимента в бомбу с исходной про-бой пластовой нефти подано 20 порций дегазированной воды, т.е. фактически исполнено 20 циклов заводнения за-данного объема нефти, изначально содержащей в растворенном виде по-рядка 100 м3 газа на один кубометр жидких УВ. После перемешивания и отстоя вода удаляется из бомбы в мерный цилиндр, заполненный такой же водой, из ко-торой в цилиндре выделяется раство-рённый газ, объём которого измеряется. Давление газа приводится к атмосфер-ному посредством выравнивания уров-ней воды в дренажной ёмкости и самом цилиндре. Объёмы удаляемой из бомбы PVT и поступающей в нее воды измеря-ются катетометром. Выделившийся газ анализируется в хроматографе.Согласно данным измерений, в резуль-тате поступления в бомбу воды, после-дующего смешения ее с нефтью и в силу происходящего газообмена иницииру-ются процессы дегазации жидких УВ и соответствующего разгазирования воды. Так, после смешения исходной пробы пластовой нефти с двадцатым объемом воды давление насыщения пластовой нефти уменьшилось более чем в два раза (с 11,9 МПа до 5,65), а ее газовый фактор – в полтора раза (со 100,1 м3/м3 до 67,2). При этом давле-ние насыщения поданной в бомбу уже первой порции дегазированной воды достигает максимума (8,8 МПа) при га-зосодержании 2,183 м3/м3. В процессе дальнейшего отвода нефтяного газа водой ее газосодержание снижается практически в два раза (с 2,18 м3/м3 до 1,11), а давление насыщения – в 1,9 раза (с 8,8 МПа до 4,7).В соответствии с результатами ин-терпретации данных экспериментов, с первого по пятый цикл подачи воды в исходную пробу пластовой нефти фиксируется рост давления насыще-ния и газового фактора нефти (в виде



отклонения в область более высоких значений от линии тренда, определен-ного в работе [1]), что свидетельствует о появлении сорбированного, а возмож-но, и свободного газа, образовавшегося при давлении в бомбе, превышающем давление насыщения нефти. Таким образом, принципиальная воз-можность появления в пласте свобод-ной фазы газа при Рпл>Ps подтвержда-ется результатами экспериментов по объемному смешению закачиваемой воды с пластовой нефтью. Присут-ствие в рассматриваемой системе во-донефтяной эмульсии также является свидетельством возникновения фазы свободного газа в заводняемом пласте. Согласно данным моделирования про-цессов газообмена при прямом интен-сивном контакте жидких фаз в пласто-вых условиях, потери растворенного в нефти газа весьма значительны. Другим не менее важным аспектом от-меченного явления разгазирования пластовой нефти, спровоцированного нагнетанием воды, является форми-рование в пласте и его призабойной зоне иммобилизованной (обездви-женной) нефти, что служит причиной снижения дебита нефти и приводит к значительным пластовым потерям [1,5,6]. В результате дегазации проис-ходит образование эмульсии, сопро-вождающееся увеличением вязкости, снижением подвижности нефти вплоть до образования АСПО, осаждающихся на поверхности поровых каналов [7]. Явление образования фазы свободного газа (рост добычи газа по скв.) совмест-но с явлением иммобилизации нефти (снижение дебита нефти по скв.) при-водят к аномальному росту величины газового фактора.

Чем чреваты описанные явления с позиции утилизации попутного не-фтяного газа? Тем, что фактическая добыча газа по рассмотренной сква-жине 3296/276 Ватьеганского ме-сторождения за период наблюдений превысила проектные показатели на 4 млн м3 газа (см. рис. 2). Учитывая, что отмеченное явление отнюдь не частный случай скважины 3296/276, а уже весьма распространенная тен-денция (так, например, к 2009 г. на 40% скважин опорной сети Ватьеганского месторождения ТПП «Когалымнеф-тегаз» отмечено аномально высокое газосодержание добываемой нефти), необходимо проводить полномас-штабные научно-исследовательские работы по контролю над величиной газового фактора. Поступление на тех-нологические объекты переработки (или иного использования) ПНГ до-полнительных (незапланированных) объемов газа приведет к перегрузке

данных мощностей и, как следствие, вынудит недропользователя сжигать излишние объемы, что в свою очередь чревато снижением уровня утилизации попутного нефтяного газа на место-рождении. Принимая во внимание всю значимость проблемы утилизации ПНГ, недропользователь должен быть заин-тересован в достоверном определении объема добытого газа и, что не менее важно, в точном прогнозировании объемов добычи газа в будущем (для планирования соответствующих меро-приятий по использованию ПНГ). Для этого необходимо уже сегодня уделять внимание исследованиям динамики газового фактора нефти в процессе разработки месторождения (объекта), а также осуществлять лабораторные исследования, позволяющие смодели-ровать процессы газообмена, проис-ходящие в системе нефть–нагнетаемая вода на разных стадиях заводнения месторождений.

Литература:1. Кутырев Е.Ф., Шкандратов В.В., Белоусов Ю.В., Каримов А.А. Некоторые результаты физического моделирования про-цессов газообмена в пластовой системе нефть–нагнетаемая вода//Георесурсы. 2008. № 5. С. 33-36. 2. Бульчук Д.Д. О перенасыщенности нефти газом//Разработка и эксплуатация месторождений. Тр. УНИ, вып. IV. М.: Недра, 1967. С. 30-33.3. Бульчук Д.Д., Чеботарев В.В. Определение количества свободного газа в стволе нефтяной скважины//Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Тр. УфНИИ, вып. IV. М.: Недра, 1967. С. 50-53.5. Кутырев Е.Ф., Каримов А.А., Рамазанов Р.У. О роли газа при формировании эмульсий в процессах нефтедобычи// Не-фтепромысловое дело. 2008. № 6. С. 52-56.6. Кутырев Е.Ф., Сергиенко В.Н., Кутырев А.Е. О концепции разработки заводненных залежей нефти на поздних стадиях// Нефтяное хозяйство. 2005. № 9 (c. 184-185) и № 10 (с. 44-48).7. Габдрахманов А.Г., Сафонов Е.Н., Алсынбаева Ф.Л., Адиев Р.З. Образование эмульсии в нагнетательных скважинах и способы борьбы с ней/ // Нефтяное хозяйство. 1998. № 7. С. 65-68.

Рис. 2. Соотношение накопленной фактической и проектной добычи газа по скважине 3296/276 Ватьеганского месторождения за период наблюдений



Актуальность решения проблемы ис-пользования нефтяного попутного газа в России в настоящее время стремительно и небывало возрастает по ряду причин. Помимо курса мировой экономики на низкоуглеродный и энергоэффективный путь развития прибавляется повышенное внимание и контроль со стороны Прези-дента РФ и установка о необходимости решительных и быстрых действий. Официальные и неофициальные данные по объемам добычи и использования НПГ сильно разнятся, и их точность под-вергается сомнению из-за несовершен-ства методики и техники измерения, учета и оценки ресурсов газа. По дан-ным Всемирного Банка Россия возглав-ляет список стран с самыми высокими показателями по объему сжигания НПГ на нефтепромысловых факелах. В то время как подавляющее большинство нефтедобывающих стран демонстриру-ют в последние годы тренд на снижение сжигания НПГ, в РФ такой тенденции нет. Нефтедобыча заняла первое место по выбросам загрязняющих веществ в атмосферу, обогнав такие традицион-ные загрязнители, как электроэнерге-тика, цветная и черная металлургия. Сегодня объемы сжигания попутных газов в нашей стране колоссальны и сопоставимы с ежегодными затратами на энергообеспечение всей Москвы.Сжигание НПГ приводит к потере невос-полнимого энергетического ресурса, ценного химического сырья для получе-ния различного рода нефтехимических продуктов, а также к ряду экологических проблем. Среди них - попадание в атмос-феру более 250 опасных как для при-родной среды, так и здоровья человека

химических соединений и существенные выбросы парникового углекислого газа. Это дает около 1% всех мировых выбро-сов и, по нашим оценкам, более 2% вы-бросов парниковых газов в РФ. В резуль-тате сжигания газа в факелах в России ежегодно образуется почти 100 млн т выбросов СО2. По данным общественной организации «Экологическое движение конкретных дел», в 2006 г. объем загряз-нения атмосферы при сжигании НПГ со-ставил 12% от общего объема выбросов вредных веществ в стране. Недавние научные исследования уста-новили, что частицы чистого углерода (сажа), образующиеся в том числе и при сжигании НПГ, – критический фактор воздействия на климат, особенно для Арктики. Объем выбросов сажи при сжигании НПГ оценивается приблизи-тельно в 0,5 млн т в год.Три основных направления использова-ния НПГ – в качестве топлива с целью выработки электроэнергии в первую очередь для промысловых нужд, для поставки в трубопроводную систему Газпрома с целью продажи как на вну-треннем рынке, так и на экспорт, и в качестве сырья для нефтехимии – хоть и способствуют решению проблемы, но имеют множество трудностей осу-ществления. Масштабное сжигание НПГ в России происходит по ряду причин: техниче-ские, экономические, организационно-институциональные. Важным факто-ром является также низкий уровень общественного контроля за пробле-мой. Непоследовательность и противо-речивость действий государственных органов приводит к тому, что устанав-

ливаются оптимальные стратегические задачи, но на практике отсутствует чет-кий механизм их реализации.Разработан ряд правительственных мер для решения проблемы использования НПГ.1. Постановление Правительства РФ N7 от 8 января 2009 г. «О мерах по сти-мулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках». В настоящее время согласно правительственному ре-шению уровень утилизации НПГ должен быть доведен до среднемировых 95% к 2012 г. (вместо перенесенных сроков, назначенных изначально на 2011 г.).2. Указ Президента РФ Д.А.Медведева от 4 июня 2008 г. №889. Поставлены задачи, направленные на повышение энергетической и экологической эф-фективности экономики России.3. Поручения Президента РФ от 2 июля 2009 г. о совершенствовании законо-дательства РФ в части, касающейся обеспечения приоритетного доступа к мощностям газотранспортной системы независимых производителей попут-ного нефтяного газа и продуктов его переработки.4. Одобренный 27 августа 2009 г. про-ект Энергетической стратегии России на период до 2030 г., содержащий на-правление на эффективное использо-вание НПГ.5. Послание Президента РФ Федераль-ному Собранию РФ от 12 ноября 2009 г. Дмитрий Медведев назвал сжигание по-путного газа наиболее острой экологи-ческой проблемой, вопиющим примером неэффективного использования энерго-

КомплеКсныЙ подход К реШению проблемы сЖигания неФтяного попутного газа в россии

а.ю.Книжников, е.а.КутеповаПрограмма WWF России по экологической политике нефтегазового сектора

Решение проблемы использования НПГ имеет поддержку со сто-роны Президента (согласно Посланию ФС РФ от 12.11.09), ряда правительственных мер, но до сих пор не имеет объективной законодательной основы.



ресурсов. «Загрязняется окружающая среда, и десятки миллиардов рублей превращаются в дым, - заявил прези-дент. - Правительство еще раз недавно обратилось к этой теме и обещало покон-чить с этим безобразием. Действовать нужно решительно и быстро, и никаких отговорок от добывающих компаний не принимать». Президент обещал про-контролировать решение данной задачи вместе с председателем комиссии Совета Федерации Н.И.Рыжковым.6. В первой половине 2009 г. в Госу-дарственную Думу был внесен проект федерального закона «О внесении из-менений в отдельные законодательные акты Российской Федерации по вопро-сам эффективного использования не-фтяного (попутного) газа», принятие которого могло способствовать реше-нию проблемы сжигания НПГ. Осенью 2009 г. данный законопроект был ото-зван субъектом права законодательной инициативы. В настоящее время рабо-чей группой Совета Федерации активно разрабатывается новый законопроект с учетом мнения всех заинтересованных сторон, в который планируется внести ряд стимулирующих к увеличению эф-фективности использования НПГ спосо-бов и средств, а также предполагается согласовать законопроект с нефтяными компаниями. Разработка объективного законопроекта и его скорейшее приня-тие должны стать одним из ключевых факторов в решении проблемы. Возможными позитивными мерами, спо-собствующими решению проблемы ис-пользования НПГ, могут стать механизмы гибкости в рамках Киотского протокола. 28 октября 2009 г. В. Путин подписал Постановление «О мерах по реализации статьи 6 Киотского протокола», что по-

зволяет теперь российским компаниям продавать иностранным партнерам со-кращаемые выбросы парниковых га-зов, инвестируя полученные средства в энергоэффективность, в частности в проекты по использованию НПГ.Для скорейшего решения проблемы сжигания НПГ в России Всемирный фонд дикой природы (WWF) России начал вес-ной 2009 г. общественную кампанию (http://wwf.ru/about/what_we_do/oil/casingheadgas/). Первым этапом данной кампании было обращение к ведущим нефтяным ком-паниям РФ с предложением принять на себя Добровольные обязательства по утилизации НПГ не ниже 95% при введении новых месторождений в экс-плуатацию начиная с 2010 г. Результаты проведенных переговоров, а также со-временная ситуация по вопросу исполь-зования НПГ отражены в ежегодном обзоре «Проблемы и перспективы ис-пользования нефтяного попутного газа в России», опубликованном совместно с ИМЭМО РАН. Первой крупной компани-ей, которая выразила готовность взять на себя такие обязательства, стала ком-пания «Сургутнефтегаз». Показатели добычи и использования НПГ ведущих нефтяных компаний, их тренды по го-дам WWF России делает публичными и ежегодно будет обновлять, чтобы обще-ственность могла оценивать состояние экологической ответственности той или иной компании, в том числе и по этим данным (см. таблицу).В качестве следующего этапа кампании по решению проблемы утилизации НПГ было успешное проведение круглого стола совместно WWF России с ИМЭМО РАН «Сотрудничество в скорейшем ре-шении проблемы утилизации НПГ как

важный вклад России в смягчение изме-нений климата». На круглом столе при-сутствовали представители нефтегазо-вых, газохимических, технологических компаний, международных финансо-вых организаций, научных институтов, разработчики законопроекта, ученые, эксперты, представители регионов (в частности, ЯНАО). Проведенное меро-приятие помогло найти взаимопонима-ние между всеми заинтересованными в решении проблемы сторонами, обсудить интересующие аспекты и продолжать совместное сотрудничество. Осенью 2009 г. WWF России вошел в рабочую группу Совета Федерации по разработке законопроекта по НПГ. В марте 2010 г. планируется прове-дение круглого стола по обсуждению нормативно-правовых и финансово-организационных путей решения про-блемы сжигания нефтяного попутного газа. По итогам данных этапов деятельности, по мнению WWF России, наиболее пер-востепенным и актуальным вопросом, который может способствовать эффек-тивному использованию НПГ, является необходимость совершенствования за-конодательной базы. WWF России планирует и в дальней-шем развивать сотрудничество со всеми заинтересованными сторонами в решении проблемы сжигания НПГ, в том числе по вопросу разработки за-конопроекта, проведение совместных мероприятий, придание данной про-блеме общественной огласки. Мы на-деемся, что деятельность WWF России в комплексе с действиями государства, бизнес-структур, общественности будет способствовать скорейшему решению проблемы использования НПГ.

КомПаНия объем Добычи НПГ, млРД м3 УРоВеНь иСПольЗоВаНия, % СожжеНо, млРД м3

2006 2007 2008 2006 2007 2008 2006 2007 2008

Сургутнефтегаз 14,62 14,13 14,096 93,5 94,3 95,37 1,012 0,861 0,684

Татнефть 0,74 0,762 98 Около 95%

ТНК-BP 8,72 8,3 10,1 78,4 70,4 80

ЛУКОЙЛ 6,7 7,6 7,4 75 70 71 1,7 2,3 2,2

Славнефть 0,92 0,93 0,899 62,5 68,1 69,5 0,55 0,44 0,40

Газпром нефть 2,06 55

Роснефть 13,56 15,7 12,4 59 60,3 62,9

Иркутская НК 0,02 0,03 0,04

Таблица. Показатели по добыче и использованию НПГ, 2006–2008 гг.

(Источник: данные нефтяных компаний); Пустые ячейки – компания не предоставила данные


рЕмоНТ сквАжиН

В таблице 1 приведены составы НЦР, разработанные отечественными НИИ для этих целей. Широкого распро-странения тампонажные растворы на углеводородной основе в дальнейшем не получили, причинами стали: слож-ность в технологии приготовления и проведения РИР. Успешность работ по изоляции водопритоков была низкой из-за несовершенства техники и тех-нологии, используемых для приготов-ления и диспергирования суспензий, малые объемы закачиваемого тампо-нажного раствора на углеводородной основе. Отсутствие промышленного производства эффективных ПАВ, не позволяло регулировать в необходимых пределах их реологические, фильтра-

ционные свойства. Суспензии цементов в углеводородной жидкости получались высоковязкими с низкой плотностью и седиментационной устойчивостью. Зарубежные составы не нашли ши-рокого применения из-за их высокой стоимости, см. таблицы 2 и 3. С появ-лением современной техники, новых отечественных композиционных ПАВ, составов и технологий проведения РИР интерес к тампонажным растворам на углеводородной основе заметно вырос, что во многом определяется техноло-гичностью их применения и ценовой доступностью. Исходя из опыта и анализа применения нефтецементов, изучения отечественной современной базы производства ПАВ, лабораторных

исследований, проведенных Россий-ским государственным университе-том нефти и газа имени И.М.Губкина, разработана рецептура безводного тампонажного раствора на углеводо-родной основе (БТРУО) и технология для его применения (9). БТРУО пред-ставляет собой суспензию цемента в углеводородной среде, с комплексом ПАВ, который регулирует вязкость, фильтрационные потери, седимен-тационную устойчивость, скорость и степень замещения углеводородной жидкости на воду, соответственно и скорость образования цементного кам-ня. В качестве углеводородной среды используется дизельное топливо или керосин, возможно так же применение

М.А. Силин, Л.А. Магадова, В.Л. Заворотный, Н.Н. Ефимов, М.Н. Ефимов, Л.А. ФеткулаевРГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

РЕМоНтНо-иЗоЛяциоННыЕ РАботы В НЕФтяНых и гАЗоВых СкВАжиНАх С иСпоЛьЗоВАНиЕМ УСтАНоВки гибкАя тРУбА (Угт)-коЛтюбиНг С пРиМЕНЕНиЕМ бЕЗВодНого тАМпоНАжНого РАСтВоРА НА УгЛЕВодоРодНой оСНоВЕ

Опыт применения тампонажных растворов на углеводородной основе (нефтецемент, дизельцемент, керосиноцемент) для лик-видации поглощения раствора при бурении скважин и для селек-тивной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах насчи-тывает более 60 лет (1). Первое успешное практическое применение нефтецементных растворов при ликвидации погло-щений было достигнуто нефтяниками Грозного в 50-х годах прошлого столетия, дальнейшее развитие этих работ, но для изоляции водопритоков получило у нефтяников Татарии и Баш-кирии (2,3,4) и Западной Сибири (5).

WWW.NEFTEGAS.INFO \\ рЕмоНТ сквАжиН \\ 69


НефтецемеНтНые растворы

ГрозНИИ азНИИ вНИИ татНИИ

Цемент тампонажный, т:

Новороссийского завода 1 - - - - - - - - - - - -

Карадагского завода - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 - - -

Вольского завода - - - - - - - - - - 1 1 1

Углеводородная жидкость, т:

нефть активная - - - - - - - - 0,25 0,25 - - -

нефть неактивная - - - 0.3 0.4 - - - _ - - -

нефть ромашкинская - - - - - - - - - - - - 0.4

диз. топливо 0.4 0.3 0.4 0.3 - - - - - - 0.52 0.52

керосин - - - - - - - - 0.3 0.5 - - -

ПАВ, кг:

креозол 10 5 10 - - - - - - - - - -

асидол - - - 4 3 - 8 - 1 - 8 - -

нчк - - 20 - - 40 - 15 - 2 - - 2

контакт Петрова - - - - - - - - - - - 10 -

Параметры НЦР

Растекаемость , см 20 20 17 24 23 18 27 27 22 21 27 27 27

Плотность, г/см3 2,0 2,0 1,9 2,0 2,0 1,8 2,0 1,8 2,1 2,0 1,6 1,6 1,9

Примечание. Согласно классификации В.Г.Малышева, нефти по содержанию органических кислот (%) подразделяются на неактивные (0,01-0,06), малоактивные (0,25-0,1), активные(0,39-1,0), высокоактивные (1,0,-2,5).

таблица 1. отечественные нефтецементные растворы для ликвидации поглощений

таблица 2. Зарубежные нефтецементные растворы для ликвидации поглощений

фИрма составы для лИквИдацИИ поГлощеНИй

Halliburton Химические реагенты, кг/м3

Bentonite-Disel-Oil Бентонит Цемент Полимер Диз.топ. ρ, г/см3

1 Марка BDO 535,0 нет нет 635,0 1,19

Bentonite-Disel-Oil-Cement

2 Марка BDOС 333,5 395,0 нет 615,5 1,3

Bengum-Sealant

3 Марка Bengum 525,0-630,0 нет 55,0-70,0 600,0-560,0 1,18 - 1,26

Фирма

Clearwater

Disel-Cement-Sistem

4 Марка DCS-100 нет 25 нет 800 0,84

маловязких нефтей после лаборатор-ной корректировки рецептуры. Пласти-ческая вязкость раствора не превышает 50 мПа*с при плотности суспензии до 1900 кг/м3 и 90 мПа*с при плотности 2050 кг/м3. Раствор обеспечивает по-лучение прочного, непроницаемого для воды цементного гидрофобного камня (прочность на сжатие не менее 10 МПа, проницаемость не выше 0,00001 мкм2 при перепаде давления 10 МПа) за 24 ч в температурном интервале 20-2000С. Прочность цементного камня при за-твердевании раствора превосходит

прочность цементного камня, получен-ного из обычного тампонажного рас-твора на водной основе или нефтеце-ментного раствора, за счет увеличения дисперсности и уменьшения углеводо-род : цементного соотношения.Для этой цели разработан и выпускает-ся ЗАО «ХИМЕКО-ГАНГ» комплекс ПАВ, который включает: гидрофобизаторы - «Гидрофобизатор АБР» (ТУ-2483-081-17197708-03), «Нефтенол АБСК» (ТУ 2458- 026- 54651030-2008), стабилиза-тор - «Нефтенол ВКС-Н» (ТУ-2483-025-54651030-2008) и регулятор фильтрации

«Нежеголь» (ТУ- 2381- 050-17197708-99). При приготовлении БТРУО можно использовать широко применяемые при строительстве и ремонте скважин мар-ки тампонажного цемента: G, ПТЦ-50, ПТЦ-100, микроцемент, микрокремнезем или их смеси.Разработанный безводный БТРУО может применяться для ремонтно - изоляци-онных работ в нефтяных скважинах: при ликвидации заколонных перетоков, изоляции подошвенных вод, изоляции межпластовых вод, докрепления изо-лирующих составов и восстановления


рЕмоНТ сквАжиН

крепи за обсадной колонной, изоляция водоносных горизонтов при бурении скважин растворами на водной и угле-водородной основах, а также ликвида-ции поглощений в процессе бурения скважин.В июле-августе 2008 года были про-ведены промысловые испытания БТРУО при ремонтно-изоляционных работах на площадях ОАО «Оренбургнефть». Рабо-ты проводились с целью изоляции под-тянутого конуса обводненности (сква-жина № 340 Сорочинско-Никольского месторождения), заколонных перетоков и конуса обводненности (скважина № 566 Сорочинско-Никольского месторож-дения) и ликвидации негерметичности обсадной колонны, негерметичности забоя скважины и конуса обводнен-ности (скважина № 57 Долговского ме-сторождения). Объем закачиваемого БТРУО составлял 6 - 8 м3 на скважину, плотность раствора была в диапазоне 1950-1980 кг/м3, фильтрация 5-7 см3/30 мин., пластическая вязкость 50-60 мПа*с, время ОЗЦ составляло-24-36 часов. Результаты (10) показали, что по всем скважинам получен прирост добычи нефти. Для скважины № 566 Сорочинско-Никольского месторожде-

ния закачанного объема 6,0 м3 БТРУО оказалось недостаточно. Геофизиче-ские исследования по притоку воды по-казали, что были изолированы только заколонные перетоки, а конус обвод-ненности не был ликвидирован. Этому способствовало резкое несоответствие профилей притока и приемистости пла-стов и тампонажный раствор проникал, прежде всего, в поглощающие, но не всегда обводненные участки коллек-тора. В ноябре-декабре 2008 года ЗАО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН» были успешно (100%) проведены РИР по устранению зако-лонных перетоков на различных ме-сторождениях Западной Сибири на 6 скважинах, объемы БТРУО составили 2,5 - 4,0 м3 (10).В декабре 2008 г. были проведены работы по изоляции водопритоков с использованием водоизолирующего состава (ВИС-1) и докреплением его дизельцементным раствором (БТРУО), с применением установки колтюбинг. В настоящее время при помощи гибких труб с промежуточными значениями диаметров в этом диапазоне (19 –114,3 мм) можно эффективно осуществлять весь набор операций ремонта скважин

и бурения с минимальными затратами времени.Нами разработана и апробирована технология проведения РИР с исполь-зованием установки гибкая труба (кол-тюбинг). Перед началом работ по РИР скважину глушили инвертно-эмульсионной жид-костью глушения (ЖГ-ИЭР). После чего с использованием установки подзем-ного ремонта скважин, производили подъём подземного оборудования, и спуск НКТ. Затем демонтировали уста-новку подземного ремонта и проводи-ли монтаж установки гибкая труба с дальнейшей промывкой забоя. После окончания промывки проводили гео-физические работы (ГИС), определяли вид ремонтно-изоляционных работ и количество БТРУО для проведения РИР. Далее производили спуск гибкой трубы с резиновым пакером до места изоляции водопритока, с дальнейшим распакеро-ванием резинового пакера. После чего производили закачку буферной пачки обезвоженной нефти в объёме 2-3 м3, и закачивали необходимый объем БТРУО (2,5 - 4,0 м3). После окончания закачки БТРУО, время ОЗЦ (ожидание застыва-ния цемента) составляло 48 часов. За-

таблица 4. результаты рИр с использованием вИс-1 и БтрУо в республике казахстан (ао мангистаумунайгаз) декабрь 2008 года

№ скважИНы деБИт по жИдкостИ, м3/сут % оБводНеНИя деБИт НефтИ, т/сут.

до РИР после РИР до РИР после РИР до РИР после РИР

Скв. 3022 Жетыбайское месторождение

10 25 98 50 0,4 11,5

таблица 3. Зарубежные нефтецементные растворы для водоизоляции

фИрма составы для водоИЗоляцИИ

Halliburton Химические реагенты, кг/м3

Disel-Oil-Cement Цемент КПАВ АПАВ Диз.топ. ρ, г/см3

1 Марка DOC-3 1475,0 5,2 нет 430,0 1,91

Disel-Oil-Cement

2 Марка DOC-10 1170,0 нет 4,1 510,0 1,68

Фирма

Dowell Schluberger Цемент КПАВ ПАВ Диз.топ. ρ, г/см3

Slurry-Oil-Sgueeze М-54 F-33

Марка SOS 1 1476 5,2 5,2 430 1,91

3 Марка SOS 2 1165 4,1 4,1 508 1,68

Фирма Цемент КПАВ ПАВ Диз.топ. ρ, г/см3

Clearwater

Brine*Blok 901 * B*B 909 B*B 908

4 Марка B*B 901 микроцем. не известен

Портландцемент марок А,С или Е по АНИ

WWW.NEFTEGAS.INFO \\ рЕмоНТ сквАжиН \\ 71


тем производили срыв пакера и вызов притока продукции скважины бустер-ной установкой, или азотным компрес-сором СД-100/9. После вызова притока осуществляли глушение скважины ЖГ-ИЭР, производили демонтаж установки гибкая труба (колтюбинг) и проводили ГИС, по определению качества РИР. В последующем монтажом установки под-земного ремонта спускали подземное оборудование, и скважина запускалась в эксплуатацию.

ИспольЗоваНИе УстаНовок с ГИБкой трУБой Имеет ряд преИмУществ по сравНеНИю с оБычНой колоННой НасосНо-компрессорНых трУБ:1. Обеспечение герметичности устья скважины на всех этапах выполнения внутрискважинных операций, начиная с подготовки комплекса ремонтного оборудования, и вплоть до его свер-тывания;2. Возможность осуществления работ в нефтяных и газовых скважинах без их предварительного глушения; от-сутствие необходимости освоения и вызова притока скважин, в которых вы-полнялись работы с использованием колонны гибких труб;3. Безопасность проведения спуско-подъемных операций, так как в данном

случае не нужно осуществлять свин-чивание – развинчивание резьбовых соединений и перемещать насосно-компрессорные трубы (НКТ) на мост-ки;4. Значительное улучшение условий труда при выполнении всего комплекса операций.В таблице 4 представлены полученные результаты, которые показали успеш-ность разработанной технологии:

выводы:1. Разработан состав безводного там-понажного раствора на углеводородной основе, используемый для селективной изоляции водопритоков в добывающих скважинах с карбонатными коллекто-рами и изоляции водопроявляющих горизонтов при бурении скважин рас-творами на углеводородной основе, а также в качестве докрепляющего агента при использовании селективных изо-лирующих составов в скважинах с тер-ригенными коллекторами.2. БТРУО обладает высокой седимен-тационной устойчивостью во времени, что позволяет приготовить его заблаго-временно, а неиспользованный состав применить на следующей скважине.3. БТРУО обладает низкой пластической вязкостью и динамическим напряжени-ем сдвига, что способствует снижению

потерь давления при закачивании рас-твора в скважину.4. За счет использования комплекса ПАВ и дополнительного диспергиро-вания суспензии цемента достигается резкое увеличение дисперсности частиц цемента (практически до монодисперс-ного состава размером 4-6 мкм), что позволяет закачать цементный раствор на большую глубину в водонасыщен-ную часть, тем самым повысить качество изоляционных работ.5. Использование комплекса ПАВ по-зволяет резко снизить фильтрационные потери при закачивании тампонажного раствора, что дает возможность зака-чать больший объем в изолируемый горизонт, при сохранении его прока-чиваемости.6. Использование комплекса ПАВ по-зволяет регулировать время начала и конца схватывания тампонажного рас-твора, что сокращает время на прове-дение РИР.7. Прочность цементного камня полу-ченного из БТРУО превосходит проч-ность цементного камня, полученного из обычного тампонажного раствора на водной основе, а также полученного из нефтецементного раствора за счет увеличенной дисперсности и умень-шенного углеводород/цементного со-отношения.

Литература:1. Рагимов М. С., Исаев М. Р. Опыт изоляции пластовых вод нефтецементным раствором.—«Нефтяное хозяйство», 1958, № 6, с. 65—68.2. Севостьянов С.И. Новая технология изоляции вод нефте-цементными растворами в эксплуатационных скважинах. «Нефтепромысловое дело», 1960,№3, с.33-34.3. Ясов В.Г. Способ обработки концентрированных нефте-цементных растворов. АС СССР, 1963, Б.И.,№13.4. Умрихина Е.Н., Блажевич В.А. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах.- М.:-«Недра», 1966,164 с.:ил.5. Сафин В.Г., Иманаев Н.Г., Копылов Л.М. Изоляция притока пластовых вод цементными растворами на углеводородной основе. —«Нефтяное хозяйство», 1974, № 6, с. 63—65.6. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ. пособие: В 6 т.-М.:ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. –Т.2.-413 с.: ил.7. Химическое проектирование для нефтяных месторождений. Отличие компании Клиарвотер. Краткое описание про-дуктов. 2005 г.8. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006.-295с.:ил.9. Силин М.А., Магадова Л.А., Заворотный В.Л., Бернштейн А.М., Ефимов М.Н. и др. Тампонажный раствор «НЦР ХИМЕКО-ВМН» - Патент РФ № 2357999 от 05.03.2007 г.10. Силин М.А., Магадова Л.А., Ефимов М.Н., Заворотный В.Л., Ефимов Н.Н., Феткулаев Л.А., Бернштейн А.М., Воропаев Д.Н., Алиев Р.А. Ремонтно-изоляционные работы в нефтяных скважинах с использованием тампонажных растворов на углеводородной основе. «Эфиры целлюлозы и крахмала. Опыт и особенности применения на предприятиях нефтегазо-вого комплекса»: материалы XIII Международной Н-П конференции, 2-5 июня 2009 г.- Владимир: Изд-во ВлГУ г. Владимир, 2009 г.. – 218 с., с. 164-171.


спЕцТЕхНикА

Проектирование и изготовление тяга-ча производилось на основании тех-нического задания, предоставленного дочерним подразделением ОАО «ГАЗ-ПРОМ». Данное техническое задание подразумевало изготовление автомо-биля, позволяющего решить пробле-мы, возникающие перед потребителем, использующим тяжелые тягачи произ-водства КЗКТ и МЗКТ, а именно: малый ресурс основных узлов и агрегатов; габариты, превышающие допустимые; высокая снаряженная масса тягача.В то же время необходимо было со-хранить основные достоинства вы-шеуказанных автомобилей, такие как колесная формула 8х8 (повышенная проходимость), высокая грузоподъем-ность.В итоге получился автомобиль, специ-ально подготовленный для российского бездорожья и суровых климатических условий эксплуатации. За счет допу-стимой нагрузки на седло в 27 тонн тягач имеет возможность буксировать полуприцепы полной массой 90 тонн. В качестве базового двигателя на «ТА-ГАНАЙ» установлен дизель Caterpillar С-18 мощностью 600 л.с. Совместно с ним используется автоматическая ко-робка передач ALLISON типа 4700OFS.

Трансмиссия включает двухступенчатую раздаточную коробку ZF VG-200 с бло-кируемым межосевым дифференциалом. Мосты имеют межосевые и межколесные блокируемые дифференциалы. Под за-явленные нагрузки была специально спроектирована мощная сварная рама из сортового проката с установленным на ней седельным устройством фирмы Jost (Йост) с тремя степенями свободы. В настоящий момент автомобиль про-шел предварительные эксплуатацион-ные испытания на территории заказ-чика и показал себя с положительной стороны. В ходе изготовления велось тесное со-трудничество с представителями за-казчика, вносились изменения в кон-струкцию и компоновку автомобиля для улучшения его потребительских свойств, которые изначально не были учтены в техническом задании. Основной акцент в ходе совместной работы был сделан на улучшение эр-гономических показателей. Специали-стами дочернего подразделения ОАО «ГАЗПРОМ», имеющими большой опыт эксплуатации импортной техники, был высказан целый ряд пожеланий по улучшению данных показателей. Эти пожелания были полностью реализо-

ваны при изготовлении тягача, что по-зволяет нам говорить о новом уровне потребительских свойств относительно первоначального плана изготовления. Также стоит отметить, что постоянная работа наших специалистов по удовлет-ворению потребностей потенциальных заказчиков привела к разработке кон-структорской документации для вари-антов компоновки тягача «ТАГАНАЙ» различными агрегатами. Теперь на тягач можно устанавливать линейку двигате-лей Caterpillar мощностью от 540 до 600 л.с. и две автоматические КПП Allisson Transmission 4700 и Caterpillar СХ31, что позволяет заказчику выбирать лучший вариант автомобиля для конкретных условий эксплуатации.

Тягач высокой грузоподъемносТи «Таганай»

Группой предприятий г. Миасса (Челябинская обл.) под руковод-ством Производственного объединения «УралАЗ-НОСТА» была произведена работа по проектированию, изготовлению и серти-

фикации опытного образца Тяжелого седельно-го тягача «ТАГАНАЙ» с колесной формулой 8х8.

ООО ПО «УРАЛАЗ-НОСТА»456313, Челябинская обл., г. Миасс, ул. Севастопольская, д. 1, этаж 2, а/я 691Тел./факс: +7 (3513) 29-88-16, 29-86-41Тел.: +7 (3513) 59-05-34e-mail: [email protected]


эколоГия

Одной из наиболее важных задач со-временной России является развитие регионов Дальнего Востока, в том числе создание новых и расширение суще-ствующих производств переработки природного газа с экспортным направ-лением. Предпосылками для этого яв-ляются огромные разведанные запасы природного газа на территории регио-на и близость к растущим азиатским рынкам.В сентябре 2007 г. приказом Министер-ства промышленности и энергетики РФ утверждена Государственная «Програм-ма создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы до-бычи, транспортировки газа и газоснаб-жения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР» (Восточная газовая программа). Восточная газовая программа предпо-лагает формирование центров газодо-бычи в Красноярском крае, Иркутской области, Республике Саха (Якутия), Са-халинской области и Камчатском крае. Программой определено, что вместе с созданием центров газодобычи и еди-ной системы транспортировки газа будут синхронно развиваться газопе-рерабатывающие и газохимические производства, в том числе мощности по производству гелия и сжиженного природного газа (СПГ).

Центры газохимии имеют различия по источникам сырья, рынкам сбыта, глу-бине переработки природного газа и получаемой продукции. В одном случае переработка ограничивается выделе-нием из общей массы газа отдельных ценных компонентов, в другом случае из газа получают новые продукты. Приори-тетом является переориентация исполь-зования природного газа с топливного направления на сырьевое.Конверсия природного газа в более цен-ные и легко транспортируемые жидкие продукты на базе современных инно-вационных технологий может решить проблему превращения природного газа в глобальный и универсальный энергоресурс. Это позволит основным отечественным газодобывающим регио-нам обеспечить собственные потребно-сти в жидком топливе и снизить потери углеводородного сырья. Одной из особенностей переработки природного газа, добываемого с место-рождений в Восточной Сибири, является наличие в газе промышленных запасов гелия. Для наиболее эффективного ис-пользования нефтегазовых ресурсов месторасположение мощностей по пе-реработке газа должно соответствовать возможностям извлечения гелия, этана, ШФЛУ, которые являются компонентами продуктов газохимического производ-

ства полиэтиленов и изделий из них, а также хранения гелиевого концен-трата. Дальневосточный регион имеет ряд специфических особенностей, кото-рые необходимо учитывать при разра-ботке природоохранных мероприятий: сейсмичность, низкие отрицательные температуры, высокая экологическая уязвимость природных систем. Все это создает условия большей веро-ятности аварий и больших эколого-экономических последствий, чем в других регионах страны.Охрана окружающей среды и рацио-нальное использование природных ре-сурсов относится к одной из глобальных проблем современности. Нефтегазовый комплекс в целом является источни-ком загрязнения окружающей среды, которое происходит на всех стадиях существования объектов, начиная со строительства и обустройства и закан-чивая транспортом и переработкой. В Российской Федерации для обеспе-чения требований по охране объектов природной среды и ресурсов, общих принципов управления и предотвраще-ния неблагоприятных воздействий на окружающую среду создана и действует система нормативно-правовой доку-ментации. Общие принципы управления и предотвращения неблагоприятных

Экологические аспекты развития газохимических производств в восточной сибири и на дальнем востоке

н.б. пыстина, е.е. ильякова, Э.б. бухгалтер, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Наша страна обладает почти 27% доказанных мировых ресурсов газа, а потенциальные ресурсы составляют до 40% мировых. При этом в качестве химического сырья в России используется ~3% добываемого газа (в мире не более 5%).

WWW.NEFTEGAS.INFO \\ эколоГия \\ 75


воздействий на окружающую среду устанавливают основные федеральные законы природоохранной направлен-ности.При проектировании новых объектов газохимии должны быть предусмотре-ны мероприятия, обеспечивающие вы-полнение требований существующего законодательства в части охраны окру-жающей среды, а также нормативно-технических документов, содержащих требования природоохранного законо-дательства (ГОСТов, СНиПов, СанПиНов, и др.).Необходимо учитывать, что объекты газохимического производства, в том числе связанные с получением гелия из природного газа, как и любое хими-ческое производство, относящееся к I классу опасности, связаны со значи-тельным воздействием на окружающую среду в районах их расположения. В связи с этим такие проекты требуют крайне тщательного экологического сопровождения, в основе которого должны лежать отечественный опыт и передовая мировая практика, бази-рующиеся на процедуре Оценки воз-действия на окружающую среду (ОВОС), основная задача которой заключается в выборе и разработке экологически оптимального варианта проекта, учиты-вающего все возможные экологические и социальные риски. Основным документом, регламенти-рующим проведение ОВОС в Россий-ской Федерации, является Положение об оценке воздействия намечаемой хозяйственной и иной деятельности на окружающую среду в Российской Федерации (Приказ Госкомэкологии России от 16.05.2000).Состав, структура и cодержание ОВОС должны соответствовать требованиям,

предъявляемым Р Газпром 035-2008 “Ре-комендации по составу и организации прединвестиционных исследований в ОАО “Газпром” и СТО Газпром 2-2.1-031-2005 “Положение по экспертизе пред-проектной и проектной документации в ОАО “ГАЗПРОМ”. В частности, должны быть учтены специфические характери-стики перерабатываемого сырья, усло-вия привязки заводов к конкретному ре-гиону, местности, влияние воздействия объекта на окружающую природную среду (атмосферный воздух, водную среду, земли, растительный и животный мир). Результаты ОВОС служат основой для проведения мониторинга, после-проектного анализа и экологического контроля за реализацией намечаемой хозяйственной и иной деятельности.Освоение месторождений и строитель-ство объектов добывающей, перераба-тывающей и транспортной инфраструк-туры может существенным образом изменить экологическую обстановку не только в районе расположения ме-сторождения, но и, в зависимости от выбранных вариантов транспортировки и размещения газохимических комплек-сов, в других регионах. В этих условиях крайне необходим комплекс мер по обе-спечению экологической безопасности, чтобы минимизировать воздействие на природную и этнокультурную среды. Разрабатываемые природоохранные разделы проектов должны быть на-правлены на сокращение воздействия на атмосферу, водную среду, почвы, недра, растительный и животный мир и на рациональное использование природных, материальных и топливно-энергетических ресурсов. Выбранные проектные решения должны обеспечи-вать минимальное загрязнение окружа-ющей природной среды, как одного из

главных условий строительства завода в каждом конкретном регионе.Рассмотрим в качестве примера объек-ты по получению гелия, принципиаль-ная схема которых приведена на рис.1. Влияние на все компоненты окружаю-щей среды будет оказываться как при строительстве, так и при эксплуатации. Воздействие на этапе строительства носит временный характер и зависит от сроков строительства, при этом основными источниками являются ав-тотранспорт, строительные машины и механизмы. В результате их работы в атмосферный воздух поступают оксид углерода, оксиды азота, диоксид серы, углеводороды, соединения свинца, сажа. Уровень загрязнения атмосфер-ного воздуха после завершения ста-дии строительства объектов отрасли сравнительно быстро возвращается к фоновому.В целях уменьшения загрязнения ат-мосферного воздуха в период строи-тельства необходимо проводить ком-плектацию парка техники машинами с минимальными удельными выбросами вредных веществ; не допускать к работе неисправные машины; не оставлять ма-шины, не задействованные в технологии строительства, с работающими двига-телями; планировать режимы работы строительной техники, исключающие неравномерную загруженность в одни периоды времени и простой техники в другие периоды; предусмотреть меро-приятия по снижению шума от техники и т.д. В период эксплуатации функционируют организованные и неорганизованные источники выбросов. Организованными источниками от основного производ-ства являются дымовые трубы подо-гревателей, факельные системы, вен-

Нефтехимическая продукция Газохимическая продукция

этилен аммиак

пропилен карбамид

полиэтилен метанол

полистирол и сополимеры стирола метилтретбутиловый эфир

поливинилхлорид и сополимеры поливинилхлорида синтетическое жидкое топливо

этиленгликоль диметиловый эфир

полиэтилентерефталат

программой создания в Восточной сибири и на дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки и газоснабжения определен перечень рекомендуемой продукции для производства на газохимических комплексах (Гхк) и нефтехимических комплексах (Нхк) в Восточной сибири и на дальнем Востоке:


эколоГия

тиляционные трубы производственных помещений. Источниками неорганизо-ванных выбросов являются запорная арматура, фланцы, предохранительные клапаны, установленные на оборудова-нии и в помещениях, не оборудованных вентиляцией, операции сварки и рез-ки металла, перегрузки отработанных сорбентов, выбросы от маслоловушек, кратковременные сбросы при про-дувках оборудования и другие, менее значимые источники. Распределение основных загрязняющих веществ в ва-ловых выбросах, по данным заводов-аналогов, соответствует следующему: оксид углерода – 30%; оксиды азота – 14%; углеводороды – 54%; метан – 1%; прочие – 1%.От вспомогательных производств (элек-тросварка и др.) в атмосферу могут по-ступать и другие вещества. Загрязнение этими веществами носит локальный характер. Для снижения воздействия на окружающую среду необходимо применять современные технические решения, оборудование и технические средства, способствующие снижению выбросов. Кроме перечисленного выше, значи-тельное воздействие на атмосферный

воздух оказывает сопутствующая ге-лиевым производствам инфраструкту-ра. Так, основным вопросом создания и развития инфраструктуры вокруг новых гелиевых производств, особенно в пе-риод их проектирования и строитель-ства, т.е. до подвода природного газа к указанным объектам переработки газа, является обеспечение их энер-госнабжения как изолированных по-требителей. Как потребители I катего-рии по надежности электроснабжения, такие объекты должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых, взаимно резервирующих источников питания, например, таких как ГТУ-ТЭЦ и аварийные дизельные электростанции, характеризующиеся существенными выбросами в атмосферу загрязняющих веществ.На этапе строительства объектов водо-потребление ограничено хозяйственно-питьевыми нуждами и осуществляется из систем централизованного водоснаб-жения (при их наличии) либо привозной водой питьевого качества. Однако на-рушение стока с поверхности, загряз-нение вод грунтом, нефтепродуктами и могут привести к ущербу для рыбного хозяйства.

В целях предотвращения загрязнения поверхностных водных объектов пред-усматриваются меры по очистке и ути-лизации бытовых и производственно-дождевых стоков, оборотная система водоснабжения, оборудование стокоу-лавливающих канав, размещение объ-ектов на водоразделах и др. Функционирование гелиевого произ-водства связано с потреблением значи-тельных объемов воды. Анализ произ-водства по заводу-аналогу показывает, что в общей структуре потребления на хозяйственно-питьевые воды прихо-дится 9%, а на производственные воды – 91%. При этом 40% от общего объема водопотребления передается на водо-отведение, которое, в свою очередь, складывается из хозяйственно-бытовых сточных вод (18%) и производственных сточных вод (82%).Особое внимание должно уделяться хи-мически загрязненным сточным водам, для которых необходимо проведение специальной обработки. Канализацион-ные очистные сооружения (КОС) долж-ны проектироваться для обеспечения требуемой степени очистки сточных вод и включать стадии механической, физико-химической очистки, глубо-кую доочистку, обеззараживание. Для минимизации влияния проектируемых гелиевых производств на водную сре-ду необходимо предусмотреть повтор-ное использование воды и очищенных сточных вод, а также максимальное использование систем оборотного водоснабжения, которое пополняется водой технического качества и глубоко очищенными бытовыми, производствен-ными и дождевыми сточными водами.Строительство и функционирование производства сопровождается обра-зованием строительных, промышлен-ных и бытовых отходов, относящихся в основном к 5, 4 и 3 классу опасности (соответственно 68%, 9% и 22%). При разработке мероприятий по обраще-нию с отходами следует решать вопросы по их обезвреживанию и утилизации, при этом особо обратить внимание на направления их утилизации. Необхо-димо учитывать основные принципы государственной политики в области обращения с отходами, которые в соот-ветствии с Федеральным законом “Об отходах производства и потребления” заключаются в следующем:

рис. 1. принципиальная схема объектов по получению гелия

WWW.NEFTEGAS.INFO \\ эколоГия \\ 77


• охрана здоровья человека, поддер-жание или восстановление благопри-ятного состояния окружающей среды и сохранение биологического разноо-бразия;• научно обоснованное сочетание эко-логических и экономических интересов в целях обеспечения устойчивого раз-вития общества;• использование новейших научно-технических достижений в целях реа-лизации малоотходных и безотходных технологий;• к о м п л е к с н а я п е р е р а б о т к а материально-сырьевых ресурсов в це-лях уменьшения количества отходов.Поэтому в соответствии с современными мировыми и отечественными тенденция-ми и образованием профильного рынка услуг целесообразно предусмотреть в проектах новых гелиевых производств передачу на переработку (рециклинг) максимально возможного числа отхо-дов, в т.ч. ТБО, строительных отходов и т.д.Строительство новых гелиевых заводов сопряжено с отводом значительных пло-щадей земель. Часть из них переходит в категорию «земли промышленности» и фактически безвозвратно теряется для традиционного природопользования. Другая часть – временно изымаемые из хозяйственного оборота земли, ко-торые после окончания строительства требуют проведения рекультивации и возврата землепользователю.При строительстве гелиевых заводов и прокладке газо- и продуктопрово-дов наиболее выраженными видами антропогенного воздействия на по-чвы являются механические наруше-ния земельного и почвенного покрова при выполнении подготовительных и строительно-монтажных работ и хи-мическое загрязнение почвогрунтов на этапе строительно-монтажных работ и в период эксплуатации.Для снижения негативного влияния на почвенно-растительный покров

необходимо предусматривать про-ведение системы противоэрозионных мероприятий, технической и биологи-ческой рекультивации, которые должны учитывать технологические процессы и производства, оказывающие как не-посредственное, так и вторичное воз-действие на почву.Дополнительные мероприятия тре-буются в районах распространения многолетнемерзлых пород (ММП). Строительство может осуществлять-ся с сохранением или растеплением ММП. При этом должна обеспечиваться устойчивость сооружений, предусмо-трен комплекс мер по предотвращению процессов термоэрозии и др.При размещении новых объектов важ-ным вопросом, требующим повышен-ного внимания, является охрана рас-тительного и животного мира.Основное воздействие на раститель-ный покров будет оказываться на эта-пе строительства, заключающееся в вырубке древесной и кустарниковой растительности и уничтожение живого напочвенного покрова на отведенной территории.В период эксплуатации на раститель-ный покров оказываются опосредо-ванные воздействия, связанные с изменением экологических условий участка строительства и прилегающей территории.Строительство и эксплуатация объектов газовой промышленности будут оказы-вать негативное влияние на животный мир, что выражается в изъятии среды обитания животных, разнообразными экологическими изменениями среды, беспокойством и разрушением цепей питания животных.В целях снижения воздействия на жи-вотный мир на стадии проектирования строительства должны быть проведе-ны детальный анализ распространения редких и охраняемых видов растений и животных, с целью минимизации ущер-ба для этих групп организмов; анализ

ценных охотничьих угодий для предот-вращения ущерба промысловым видам млекопитающих (в особенности запасам соболя) и птиц. Должны предусматри-ваться соблюдение размещения объек-тов в соответствии с биоэкологически-ми ограничениями среды; проведение специальных мероприятий на местах возможных миграционных путей жи-вотных и др.В целях сокращения негативного воз-действия при размещении объектов должны быть учтены следующие эко-логические ограничения: особо охра-няемые территории, территории водо-охранных и прибрежных защитных зон; места обитания редких и исчезающих видов растений и животных; археоло-гические памятники, культурные и при-родные ландшафты, зоны охраняемого ландшафта исторических поселений, культовые места и другие объекты культурного наследия. При этом долж-на учитываться степень негативного влияния на этнокультурную среду. Для минимизации воздействия побочных эффектов на традиционную экономику и культурную жизнь населения необ-ходимо принимать во внимание места проживания и ведения хозяйственной деятельности коренных малочислен-ных народов и представителей других этнических общностей.Для снижения воздействия на окру-жающую среду при строительстве и эксплуатации объектов газохимии необходимо обеспечить соблюдение природоохранного законодательства и предусмотреть ряд мероприятий, на-правленных на безаварийную работу как строительных машин и механизмов в период строительства и самого объек-та при эксплуатации, так и мероприятий, направленных на минимизацию выбро-сов, сбросов и образования отходов. В частности, следует предусмотреть про-ведение экологического мониторинга и контроля по всем основным видам воздействия.

Литература:1. А.Г.Коржубаев, И.В.Филимонова, Л.В.Эдер. Стратегия комплексного освоения ресурсов и запасов газа Восточной Сибири и Дальнего Востока - Минеральные ресурсы России // Экономика и управление. 2009. №1.2. Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынке Китая и других стран Азиатско-тихоокеанского региона, утверждена 3 сентября 2007 г. приказом Министерства промышленности и энергетики.

WWW.NEFTEGAS.INFO \\ выставки и форумы \\ 79

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕфтЕГаЗ \\ № 2 \\ февраль \ 2010

ПЛаН НЕфтЕГаЗовыХ форумов На 2010 гг.ДАТА СобыТие МеСТо

3-4 марта УСИНСК. НЕФТЬ И ГАЗ. ЭНЕРГО – 2010 Усинск

9-12 марта ИнтерЛакоКраска Москва

16 марта Нефтегазснаб Москва

17-19 марта NDT-RUSSIA/MERATEK Москва

17-19 марта Покрытия и обработка поверхности EXPOCOATING Москва

13-16 марта МАШИНОСТРОЕНИЕ. МЕТАЛЛООБРАБОТКА. СВАРКА. МЕТАЛЛУРГИЯ Новосибирск

17-19 марта Промтехэкспо Сибирский промышленно-инновационный форум Омск

18-19 мартаVI международная научно-техническая конференция «СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ПОЛИМЕРНЫХ ПОКРЫТИЙ В ОБОРУДОВАНИИ И СООРУЖЕНИЯХ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ»

Москва

24-26 марта НефтегазЭкспо Петербургский Международный форум ТЭК Санкт-Петербург

24-26 марта Саха. НЕФТЬ. ГАЗ. УГОЛЬ. ЭНЕРГО – 2010 Якутск

24-26 марта Russia Power Москва

30-02 апреля GeoForm Москва

6-8 апреля Недра Москва

6-8 апреля ATYRAU OIL & GAS 2010Атырау, Кахахстан

7-9 апреля НИЖНЕВАРТОВСК. НЕФТЬ И ГАЗ. ЭНЕРГО - 2010 Нижневартовск

7-10 апреля Всероссийский энергетический форум “ТЭК России в XXI веке” Москва

13-15 апреля Строительная техника, оборудование и сервис. Урал 2010 (CEMMS.Ural 2010). Екатеринбург

14-17 апреля Двигатели Москва

20-21 апреля Конференция по нефтепереработки и нефтехимии России и стран СНГ-RPEC Москва

21-24 апреля Антикор-Гальваносервис Москва

22-23 апреляКонференция и выставка России и стран СНГ по технологиям переработки нефтяных остатков - ВВТС

Москва

22-23 апреля Международная конференция «Argus LPG 2010» Москва

20-24 апреля Коммерческий транспорт Москва

26-29 апреля АTESTex (Аналитика-экспо) Москва

27-29 апреля Горное дело Сибири. СИБНЕДРА Новосибирск

27-30 апреля ТрансРоссия Москва

11-13 мая OGU-2010 Ташкент, Узбекистан

19-21 мая VII «Нефтепереработка. Нефтехимия. Энергетика. Экология. Смазочные материалы» Нижнекамск

19-21 мая Cварка 2010 Санкт-Петербург

24-27мая Трубы-Россия. Металлургия-Литмаш Москва

24-27 мая Технологии промышленной окраски Москва

24-27 мая Смазочные материалы Москва

25-28 мая Нефть. Газ. Технологии Уфа

25-28 мая Рос-Газ-Экспо Санкт-Петербург

26-28 мая Астрахань. Нефть и газ. Энерго Астрахань

1-4 июня Каспийский Нефть и Газ Баку, Азербайджан

1-4 июня Уголь России и Майнинг Новокуцнецк

1-5 июня Строительная Техника и Технологии/Москва Москва

7-10 июня Электро Москва

9-11 июня Безопасность. ТЭК Пермь

1-25 июняКонференция «Техника и технологии добычи и подготовки нефти и газа в осложнённых условиях эксплуатации»

Москва

21-25 июня НЕФТЕГАЗ 2010 Москва

22-24 июня 7-й Российский Нефтегазовый конгресс RPGC Москва

Documents

14 30 - neftegas.infoneftegas.info/upload/uf/04c/04cf23816ff822058080ad748ad5b39d.pdf · седельного тягача «ТАГАНАЙ» с колесной формулой