Метка «газ»

16.12.12 22:09 Методы обнаружения и устранения утечек природного газа.

Утечка газа из газопроводов и сооружений на них наиболее вероятна в стыковых соединениях газопроводов, в местах установки конденсатосборников, в сальниковых уплотнениях араматуры, в местах соединения и трещинах неметаллических труб.

Одоризация газа, проверка мест предлогаемой утечки газа на газопроводах с помощью мыльный эмульсии, применение различных газовых анализаторов и индикаторов

 

Утечка газа

Утечка газа. Методы обнаружения утечек таза. Качественные и количественные методы:

 

Методы количественного определения утечек газа предусматривают измерение количества газа, проникающего в окружающее пространство через неплотности. Качественным методом утечки газа могут быль обнаружены на поверхности земли приборами или визуально по следующим признакам:

·         шуму газа и запаху, если газ одорирован;

·         изменению цвета растительности или появлению засохшей растительности;

·         появлению пузырьков на водной поверхности в местах  переходов через реки и болота, а также на воде, скопившейся над газопроводом в результате дождя, или таяния снега;

·         потемнению снега от вынесенных газом частицы грунта.

 

 

Признаки отравления газом. Оказание первой помощи при отравлении.

 

Головная боль (главным образом в висках); головокружение, тошнота,

рвота, резкая слабость в руках и ногах, сердцебиение, а в тяжелых оглушенное состояние, нередко-возбужденное состояние с беспорядочными движениями, потеря сознания.

 Меры.

-немедленно оказать первую помощь в лечебном учреждении (на месте)или вызвать скорую помощь. Пострадавшего вывести на свежий воздух, обеспечить, покой, исключить возможность охлаждения.

В случае тяжелого отравления дают вдыхать кислород, проводят искусственное дыхание. Во всех случаях - дают крепкий чай, кофе, вдыхать кислород в течение 30…45 мин).

 

 

 

Основные свойства природного газа.

 

 Газ состоит из горючих и не горючих частей.

Горючая часть – метан - без цвета, вкуса, запаха-93,2%, тяжелые углеводороды - этан-при низких давлениях переходят в жидкое состояние.

Негорючая часть - углекислый газ СО, азот, кислород. Для определения газа в помещениях при его утечке из газопровода или аппаратов его одорируют, т.е. придают резкий запах (искусственно). Одоризация позволяет обнаружить газ даже если его концентрация мала. Средняя норма одоранта (этилмеркаптан) - 1мг на 1000м3

 

 

 

 

читать далее »
29.12.12 14:28 Эксплуатация, обслуживание и ремонт

Эксплуатация, обслуживание и ремонт газопроводов и газового оборудования. Ремонт и эксплуатацияТехническое обслуживание газового оборудования должно проводиться не реже одного раза в месяц. Ремонт газового оборудования и газопроводов должен проводиться не реже одного раза в год, если согласно паспорта завода-изготовителя на оборудование и приборы автоматики не требуется проведение ремонта в более короткий срок. Работы должны выполняться по графикам. Каждый агрегат работающий на природном газе должен иметь инструкцию по эксплуатации, утвержденную главным инженером, она должна быть вывешена на видном месте у агрегата. Газовое оборудование должно проходить планово-предупредительные ремонты согласно графиков ПР и с записью в журнале. График ППР утверждается гл. инженером. К работе с арматурой и газовым оборудованием допускаются лица прошедшие обучение. Сдачу экзаменов и имеющие удостоверение. Разрешение к работе оформляются распоряжением по цеху.
Одоризация газа. Свойства одоранта и его использование.
Согласно ТУ на газ по ГОСТу установлено, что запах природного газа должен ощущаться при его содержании в воздухе, равном 1/5 величины его нижнего предела взрываемости, т.е. 1 об. Процента. Газу придают особый неприятный запах (одорируют), вводя этилмеркаптпн в кол-ве 16г на 1000м3. Этилмеркаптан -прозрачная бесцветная жидкость (допускается зеленоватый оттенок). Характер запаха - напоминает запах гнилой капусты.

читать далее »
02.01.13 16:05 Преимущества газа

Газ имеет много преимуществ по сравнению с другими видами топлива:

  • он обладает высокой теплотой сгорания,
  • его легко можно транспортировать по газопроводам на большие расстояния,
  • газообразное топливо можно использовать в различных технологических процессах производства.

Сжигание газа можно полностью автоматизировать и проводить по заданным режимам без участия человека. Газовое хозяйство объектов в настоящее время представляет собой сложный комплекс сооружений и различного оборудования.

За последние годы разработано новое газовое оборудование, обеспечивающее экономичное и безопасное использование газа. Рациональное и безопасное использование газа немыслимо без контроля за работой газового оборудования при помощи различных по устройству и принципу действия контрольно-измерительных приборов и автоматических устройств. Автоматизация процессов транспортирования и использования газа значительно сокращает и облегчает труд человека, позволяет увеличивать сроки службы газового оборудования.

читать далее »
06.04.13 02:53 СЕВЕРГАЗГЕОФИЗИКА: ИСТОРИЯ СОЗДАНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ.

Лидером в ряду производственных филиалов ДОАО "Газпромгеофизика" по объему выполняемых геофизических работ и предоставляемых услуг является Севергазгеофизика, которая выполняет комплекс промыслово-геофизических, прострелочно-взрывных работ, геолого-технологических исследований при строительстве, капитальном ремонте скважин и контроле за разработкой на Медвежьем, Уренгойском, Ямбургском, Юбилейном, Ямсовейском, Заполярном и других месторождениях. В состав предприятия входят подразделения, базирующиеся непосредственно на месторождениях.

История создания предприятия "Севергазгеофизика" - геофизической службы ОАО "Газпром" на севере Тюменской обл. - относится к 70-м гг. Тогда в октябре 1973 г. была организована Северная геофизическая экспедиция для проведения геофизических и прострелочно-взрывных работ в бурящихся скважинах, а также контроля за разработкой Медвежьего газового месторождения. Первым руководителем в то время был назначен Б.Д. Харитонов. Дальнейшее развитие предприятия связано с выходом на промышленную разработку Уренгойского ГКМ. Значительный вклад в создание и развитие предприятия внесли В.В. Гуляев - старший геофизик, А.И. Шевченко - машинист, А.М. Рожков - каротажник-перфораторщик. В феврале 1976 г. Северная геофизическая экспедиция была преобразована в Тюменскую промыслово-геофизическую экспедицию (руководитель М.С. Иванов), в которой были созданы Уренгойская группа партий (начальник В.В. Гуляев), Вынгапуровская группа партий (Э.Ш. Фаталиев) и Игримская партия (В.Н. Чеботарев). В эти годы геофизическая служба продолжала расти и развиваться. В ноябре 1978 г. экспедиция была преобразована в Тюменскую промыслово-геофизическую контору (ПГК), директором которой был назначен Э.Н. Саевич. База геофизиков переносится в первый газодобывающий центр Севера - г. Надым. В состав конторы вошли три самостоятельные экспедиции с автономными базами: Вынгапуровская (г. Ноябрьск) - начальник А.В. Тюгаев; Пангодинская - начальник В.В. Грушницкий; Уренгойская - начальник В.В. Гуляев. В 1983 г. с выходом на Ямбургское месторождение первые геофизики десантировались на Ямбург, среди них - Ю.П. Ермаков, К.А. Дронов, А.И. Кузнецов.

 

Значительное число специалистов пополнило ряды геофизиков в начале 80-х гг. Это работающие сейчас начальники партий А.С. Сметанин, В.П. Плотников, Ю.Д. Машков, геофизики КИП Л.Н. Белая, Л.И. Третьякова, В.X. Танаева, Л.Е. Силина, С.В. Шароварина, Л.Ю. Малахова и др.

 

В июле 1985 г. Тюменская ПГК была преобразована в трест "Севергазгеофизика" с местом базирования в г. Новом Уренгое. Управляющим трестом был назначен Р.Д. Бондарь.

 

Значительный вклад в развитие работ на Медвежьем, Уренгойском, Ямбургском месторождениях внесли В.И. Каминский, В.В. Жимаринский, C.A. Кравцов, А.Н. Егоров, C.A. Степанов, Ю.Я. Грубеш.

 

В апреле 1991 г. трест "Севергазгеофизика" был преобразован в государственное предприятие "Севергазгеофизика", директором которого был назначен C.A. Кравцов.

 

С июля 1994 г. ГП "Севергазгеофизика" переименовано в предприятие "Севергазгеофизика" ДАО "Газпромгеофизика" РАО "Газпром", затем в производственный филиал "Севергазгеофизика" ДОАО "Газпромгеофизика" ОАО "Газпром".

 

ПФ "Севергазгеофизика" обеспечивает геофизические исследования и работы в скважинах (ГИРС) - бурящихся, действующих и наблюдательных. Основными заказчиками ГИРС являются Уренгойгазпром, Надымгазпром, Ямбурггаздобыча и Тюменбургаз.

 

В геофизические исследования в поисковых, разведочных, эксплуатационных и находящихся в строительстве скважинах входят следующие мероприятия,

 

Изучение геологического разреза скважины. При этом помимо стандартных задач (определение литологии, физических и коллекторских свойств, флюидонасыщенности) методами ГИС решаются следующие актуальные вопросы:

 

построение флюидальной модели залежей - дифференциация продуктивных пластов по зонам насыщенности и притоку (предельная нефтегазонасыщенность, недонасыщение, переходная и слабая нефтегазонасыщенность);

 

литологическое расчленение разреза в скважинах с горизонтальным окончанием;

 

прогнозирование зон АВПД и определение поровых давлений;

 

измерение фоновых нейтронных характеристик пластов.

 

Оценка технического состояния открытого ствола, при этом определяются:

 

пространственное положение ствола скважины, соответствие угла и азимута траектории ствола проекту;

 

геометрия сечения ствола, наличие желобов, каверн, сальников.

 

Сопровождение испытаний в открытом стволе. При испытании пластов в открытом стволе скважины опробователем пластов на кабеле (ОПН) регистрируются давления (пластовые и скважинные), характер притока, флюидальное насыщение.

 

Изучение технического состояния обсадных колонн и качества цементирования скважин включает:

 

определение толщин и целостности обсадных колонн (кондуктор, технические и эксплуатационные колонны), глубин их башмаков и соответствия их проекту скважины;

 

уточнение конструкции скважин и местоположения скважинного оборудования (заколонные пакеры и др.).

 

При контроле затрубной изоляции скважин методы ГИС позволяют оценивать наличие сцепления цемента с колонной и интервалы затрубного движения флюидов.

 

Сопровождение испытаний в колонне. Геофизическое сопровождение вторичного вскрытия пластов обеспечивает:

 

привязку интервалов перфорации к геологическому разрезу;

 

определение местоположения интервалов перфорации;

 

оценку характера насыщения освоенных при испытаниях пластов и прослоев в случае многофазного притока, локализацию приточных прослоев, определение работающих толщин, освоенных при испытаниях.

 

Контроль за разработкой газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений выполняется с целью решения следующих основных задач:

 

промыслово-геологических, включающих оценку характера текущей насыщенности

 

пластов (ГВК) и изучение эксплуатационных характеристик пластов (отдающих и поглощающих интервалов, профиля притока и поинтервальных дебитов, давления, обводненных интервалов, причин обводнения);

 

технологических, включающих определение положения технологического оборудования, изучение фазового состояния флюида в стволе, наблюдение за уровнем жидкости в стволе, контроль за интенсификацией притока (выбор объекта, оценка эффективности результатов интенсификации);

 

технических, сюда входит контроль технического состояния скважин (уточнение фактической конструкции, текущих забоев, определение нарушений целостности обсадных колонн и НКТ, оценка текущего состояния цементного кольца, выявление заколонных скоплений и перетоков УВС, информационное сопровождение капитального ремонта скважин).

 

Специальные исследования (контроль качества гравийной набивки забойных фильтров и т. д.) проводятся по мере необходимости при капитальном ремонте скважин, осуществлении работ по интенсификации притока газа, а также при испытании новых технологий, влияющих на эксплуатацию скважин.

 

Геофизические работы в скважинах, выполняемые предприятием, включают: вскрытие пласта перфорацией, испытание пластов опробователем на кабеле ОПН, вызов притока свабированием.

 

В процессе геолого-технологических исследований скважин (ГТИ) проводятся следующие мероприятия:

 

выявление и предупреждение аварийных ситуаций в процессе бурения;

 

оперативное выявление углеводородных флюидов непосредственно при вскрытии пластов-коллекторов;

 

экспресс-анализ керна на буровой;

 

выдача рекомендаций по оптимизации процесса бурения и испытанию перспективных пластов;

 

информационное обеспечение и контроль процесса цементирования скважин.

 

Гидродинамические исследования в скважинах выполняются с целью уточнения эффективных толщин, исследования степени неоднородности пластов-коллекторов по фильтрационным свойствам, определения характера насыщенности пластов по данным многоцикловых зондирований в исследуемых

 

точках, получения информации о гидродинамических связях пластов по сопоставлению замеренных в них давлений.

 

Таким образом, промыслово-геофизические работы проводятся по следующим основным направлениям:

 

изучение геологического разреза бурящихся эксплуатационных и разведочных скважин;

 

геолого-технологические исследования (ГТИ);

 

прострелочно-взрывные работы в скважинах;

 

контроль качества испытаний (геофизическое сопровождение испытаний);

 

оценка технического состояния скважин;

 

контроль за разработкой месторождений;

 

технологические работы в эксплуатационных скважинах.

 

Параметры регистрируются в цифровом виде, при необходимости информация передается по каналам спутниковой связи непосредственно со скважины в центр обработки. Для интерпретации материалов ГИС используются программно-аппаратные компьютерные сетевые комплексы, специальные системы обработки и хранения данных.

 

Аналитические работы проводятся с целью повышения эффективности управления процессом разработки месторождений по двум основным направлениям:

 

анализ и обобщение промыслово-геофизических исследований по контролю за обводнением залежей УВС.

 

Таким образом, предприятие осуществляет полный цикл сбора, обработки и анализа промыслово-геофизической информации, начиная с разбуривания месторождения (строительство скважин) до завершения его разработки.

 

 

читать далее »
06.04.13 02:53 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТАРИФОВ НА ТРАНСПОРТИРОВКУ ГАЗА ПО СИСТЕМЕ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ОАО "ГАЗПРОМ".

Тема тарифов на транспортировку газа по магистральным газопроводам, их уровней и принципов установления становится все более актуальной в последнее время для нашей страны. Это связано с появлением большого количества независимых производителей газа, продающих или желающих продать свой газ внутри страны и добивающихся своей доли в экспорте газа. Как у российских, так и у иностранных компаний появляется интерес к разработке новых газовых месторождений на территории России. Для оценки эффективности таких проектов перспективный уровень тарифов на транспортировку газа по территории России имеет принципиальное значение.

 

Регулирование транспортировки газа по магистральным газопроводам осуществляет Федеральная энергетическая комиссия (ФЭК)

 

Российской Федерации. Несмотря на уже пятилетнюю практику установления тарифов на транспортировку газа по магистральным газопроводам для независимых организаций, методика расчета этих тарифов ФЭК не утверждена. С отсутствием методологического обеспечения связаны и постоянные упреки в адрес ОАО "Газпром" в непрозрачности тарифов на транспортировку газа.

 

В настоящее время основу Единой системы газоснабжения составляют предприятия, связанные с транспортировкой газа, затраты которых в значительной мере определяют стоимость поставки газа потребителям. Но помимо них значительную долю расходов в сфере транспортировки газа осуществляет и головная компания - ОАО "Газпром". Это и капитальные вложения, и осуществление выплат по кредитам, использованным для газотранспортной деятельности, и услуги по диспетчеризации, и финансирование научных разработок.

 

Действующая система тарификации услуг на транспортировку газа основывается на формировании ФЭК РФ единого тарифа на оказание данного вида услуг для независимых поставщиков газа и дифференцированных тарифов на транспортировку газа для предприятий, входящих в Единую систему газоснабжения.Эти тарифы в соответствии с законом "О газоснабжении" устанавливаются самим ОАО "Газпром". Их форма представляет собой одну ставку за товаротранспортную работу, что может негативно сказываться на экономике предприятий в случае отклонения фактической товаротранспортной работы от запланированной.

 

Сложность в определении тарифов на транспортировку газа в нынешних условиях связана, прежде всего, с разделением расходов головной компании по видам деятельности и, в особенности, выплат по кредитным договорам.

 

На фоне масштабных преобразований в электроэнергетике и железнодорожном транспорте, связанных с изменением структуры управления и собственности, обсуждается вопрос и о целесообразности выделения в структуре ОАО "Газпром" газотранспортной компании. В этом случае установление тарифов на транспортировку газа всем потребителям становится просто необходимым, а вопрос определения тарифов, основанных на затратах на транспортировку газа, методически будет решаться проще. Однако и в настоящее время, до образования такой компании, не существует неразрешимых препятствий к установлению обоснованных и прозрачных тарифов на транспортировку газа. При этом решение всех спорных моментов должно найти отражение в методических указаниях к расчету тарифов на транспортировку газа.

 

ОАО "Газпром" неоднократно направляло в адрес ФЭК России проекты методики по определению тарифов на транспортировку газа, причем все варианты формирования тарифов основывались на прогрессивной двухставочной системе. В основу формирования тарифов на транспортировку газа для ОАО "Газпром" положен принцип разделения расходов на постоянные и переменные, широко применяемый в странах с развитой рыночной экономикой.

 

В экономической теории условно-постоянными расходами называют такие расходы, величина которых не зависит от объема выпускаемой продукции (услуг). К ним относят амортизационные отчисления, расходы на оплату труда, выплаты по кредитам, прочие расходы. К условно-переменным расходам относят такие расходы, величина которых пропорциональна объему выпускаемой продукции (услуг). Это затраты на покупку сырья, топлива, материалов, электроэнергии, расходуемых непосредственно в процессе производства продукции (оказания услуг).

 

В настоящее время в основе расчетов ОАО "Газпром" за услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам лежит товаротранспортная работа - объем транспортируемого газа, умноженный на протяженность его транспортировки. Поскольку оплата услуг по транспортировке газа осуществляется по одноставочному тарифу (в рублях за 1 тыс. м куб газа, транспортируемого на расстояние 100 км) за фактическую товаротранспортную работу, то фактический доход может значительно отличаться от запланированного. Организация, предоставляющая услуги по транспортировке газа, может не возместить все произведенные расходы или же получить незапланированную прибыль.

 

В то же время лишь небольшая часть расходов дочерних газотранспортных обществ - примерно 10-20 % - зависит от объема транспортируемого газа (чем больше объем транспортировки газа, тем больше условно-переменные расходы - расход газа или электроэнергии на работу компрессорных установок, потери газа в газопроводах). Остальная часть расходов газотранспортных обществ - условно-постоянные расходы, их доля 80-90 %, В расходах головной компании доля условно-постоянных расходов - 100 %. Так, амортизация и заработная плата, оплата услуг сторонних организаций (услуги автотранспорта, банков, командировочные расходы и пр.) начисляются и производятся вне зависимости от объема производства продукции (услуг). Данные расходы должны быть полностью возмещены, в противном случае экономия на них или ухудшение финансово-экономического состояния организации (снижение доходности, рост задолженности) приведут к снижению степени надежности газоснабжения.

 

В странах с развитой рыночной экономикой данная проблема давно решена за счет системы двухставочных тарифов (www. ferc.fed. us, www.worldbank.org, www.eia.doe.gov, www.ofgas.gov.uk, www. gascentre.unece. org, www.transco.uk.com). Применение двухставочных тарифов подразумевает использование так называемой ставки за мощность. Она берется за заявленный объем транспортировки газа по газотранспортной системе, который потребитель услуг бронирует для себя. Вне зависимости от того, какой объем газа будет транспортироваться фактически, потребитель оплачивает все запланированные расходы газотранспортной организации, приходящиеся на его долю. Вторая ставка (ее удельный вес в общей стоимости услуг примерно соответствует удельному весу условно-переменных расходов - 5-20 %), часто называемая товарной ставкой, берется за фактический объем газа, прошедший по газопроводам в отчетный период, с учетом расстояния его транспортировки.

 

Большинство стран Восточной Европы в последние годы также перешли на использование системы двухставочных тарифов на транспортировку газа.

 

В подготовленном проекте методических указаний ОАО "Газпром" предложено устанавливать две тарифные ставки для газотранспортной организации и третью тарифную ставку за общесистемные услуги - для возмещения расходов головной компании. Для действующей модели хозяйственных отношений это будет означать две тарифные ставки для каждого из 17 дочерних обществ по транспортировке газа и одну ставку для головной компании.

 

Тогда стоимость услуг ОАО "Газпром" по транспортировке газа для независимых организаций [Для расчета ежемесячной оплаты услуг по транспортировке газа по ставке за пользование газопроводами используются месячные значения заявленного (запланированного) объема транспортируемого газа, указанные в договоре. При оплате услуг по транспортировке газа в части ставки за товаротранспортную работу для расчетов используются значения фактической товаротранспортной работы, выполненной газотранспортной организацией для владельца газа - потребителя газотранспортных услуг за прошедший месяц. Оплата услуг по транспортировке газа по ставке за общесистемные услуги производится в соответствии с месячными значениями заявленного (запланированного) объема газа для подачи его потребителям, указанными в договоре.]

 

 

Тарифная ставка за пользование магистральным газопроводом рассчитывается как сумма условно-постоянных расходов газотранспортной организации, разделенная на суммарный, заявленный всеми потребителями услуг этой организации объем транспортируемого газа. Оплата услуг по пользованию магистральными газопроводами будет осуществляться за заявленный каждым потребителем объем транспортируемого газа. Таким образом, все запланированные и утвержденные регулирующим органом расходы газотранспортной организации будут возмещены. Аналогично производится расчет по ставке за общесистемные услуги. Все запланированные и утвержденные регулирующим органом расходы головной компании также будут возмещены.

 

Условно-переменные расходы газотранспортной организации будут рассчитаны на плановую товаротранспортную работу и составят тарифную ставку. Эта ставка возместит все связанные с ее выполнением затраты газотранспортной организации.

 

Тарифная ставка за общесистемные услуги устанавливается для оплаты услуг головной компании в рублях за 1 тыс. м куб газа для подачи потребителям внутреннего рынка (или экспортируемого газа) и отражает ее затраты и расходы из прибыли (с учетом налогообложения), отнесенные к деятельности по транспортировке газа, на период регулирования, а именно расходы на следующие цели:

 

- строительство новых, реконструкцию и модернизацию действующих мощностей в магистральном транспорте газа (капитальные вложения);

 

- погашение кредитов и процентов по ним, взятых для финансирования строительства и развития объектов в магистральном транспорте газа;

 

- содержание центрального административного аппарата, в том числе диспетчерского управления, в части, относимой на магистральный транспорт газа;

 

- организацию технического надзора за состоянием магистральных газопроводов;

 

- выплату дивидендов в части, приходящейся на деятельность по транспортировке газа по магистральным газопроводам;

 

- НИОКР и пр. в части, относимой на магистральный транспорт газа.

 

Тарифная ставка за общесистемные услуги дифференцируется в зависимости от места последующей реализации транспортируемого газа - на внутреннем рынке или на экспорт. Разделение ставок вызвано различной величиной расходов на кредитование инвестиционных проектов и строительство газопроводной системы, ориентированной на внутренний рынок и экспорт газа.

 

 

 

Тарифная ставка за общесистемные услуги устанавливается единой для всех потребителей, реализующих газ на внутреннем рынке, вне зависимости от маршрута и расстояния транспортировки газа. Она взимается за суммарный объем газа для подачи потребителям, отраженный в договоре между газотранспортной организацией и владельцем газа.

 

Тарифная ставка за общесистемные услуги также устанавливается единой для потребителей газотранспортных услуг, экспортирующих газ, вне зависимости от маршрута и расстояния транспортировки газа по территории Российской Федерации. Она взимается за суммарный объем поставки газа на экспорт, отраженный в договоре между газотранспортной организацией и владельцем газа.

 

Таким образом, предлагаемая система формирования тарифов на транспортировку газа позволит независимым поставщикам газа и потребителям на основе прозрачных и экономически обоснованных тарифов выбирать оптимальную для них стратегию поведения на российском рынке газа. Газотранспортным предприятиям, входящим в систему ОАО "Газпром", она даст возможность иметь стабильные финансовые результаты деятельности вне зависимости от изменения товаротранспортной работы.

читать далее »
06.04.13 02:53 КОРПОРАТИВНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ УПРАВЛЕНИЯ СИСТЕМАМИ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ (ИНВЕСТ-ТЕХНОЛОГИЯ).

Инвест-технология позволяет связать воедино реализуемые в рамках крупной бизнес-корпорации инвестиционные проекты. Ее применение повышает эффективность каждого проекта и существенно снимает инвестиционные риски.

 

Крупнейшие компании нефтегазового комплекса исторически сформировались как сложные интегрированные системы с централизованным управлением предприятиями добычи, транспортировки и переработки нефти и газа, ориентированными на обеспечение устойчивого развития стратегически важных отраслей Российской Федерации.

 

С целью эффективного решения актуальных проблем инвестиционной политики нефтегазового комплекса осуществлена инновационная разработка "Корпоративная технология управления системами инвестиционных проектов" или, сокращенно, ИНВЕСТ-технология. Исследования показали, что высокая эффективность ИНВЕСТ-технологии обеспечивается специфическими эффектообразующими свойствами, которыми она наделяет корпоративные системы инвестиционных проектов:

 

* толерантностью - устойчивостью к ошибкам разработки и реализации проектов;

 

* синергизмом - эффектом совместной реализации проектов;

 

* инвариантностью - постоянством эффектов относительно изменений временных параметров реализации проектов;

 

* реинвестированием - способностью инвестировать ресурсы, генерируемые в процессе реализации системы проектов.

 

Комплекс перечисленных свойств, как правило, присутствует в системах инвестиционных проектов, реализуемых по ИНВЕСТ-технологии, и почти всегда отсутствует при раздельной, независимой реализации тех же проектов.

 

В целом, корпоративная ИНВЕСТ-технология включает в себя следующие решения:

 

* финансово-экономические модели систем инвестиционных проектов нефтегазового комплекса;

 

* системные показатели финансово-экономической эффективности инвестиционных проектов нефтегазового комплекса [1];

 

* методы корпоративного управления реструктуризацией кредиторской и дебиторской задолженности [2];.

 

* методы оценки капитализации корпораций нефтегазового комплекса как результата воздействия реализации систем инвестиционных проектов.

 

КОРПОРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПРОЕКТАМИ

 

Вертикальная интеграция ОАО "Газпром" и нефтяных корпораций породила сходство функциональных задач, организационных структур и инвестиционных проблем компаний нефтегазового комплекса. Опыт показывает, что в условиях современного развития и организации управления инвестиционными проектами назрела острая потребность в эффективном решении следующих важнейших задач:

 

* определение приоритетности корпоративных проектов по освоению новых месторождений нефти (газа);

 

* определение приоритетности корпоративных проектов по созданию новых и реконструкции старых транспортных магистралей нефти (газа);

 

* определение собственных и заемных источников финансирования для разработки и реализации систем инвестиционных проектов.

 

Отечественный и зарубежный опыт крупных газовых (нефтяных) корпораций показывает, что решение перечисленных задач традиционными методами обычно не дает значительного результата. Как правило, главной причиной низкой эффективности инвестиций является отсутствие развитых механизмов корпоративного управления разработкой и реализацией проектов. В связи с этим слабость подходов, методов и способов корпоративного управления инвестиционными проектами существенно сужает возможности инвестиционной политики и в конечном счете снижает капитализацию компаний.

 

В результате применения ИНВЕСТ-технологии в значительной степени оказывается реализуемым высокий потенциал корпоративного управления, особенно при решении следующих актуальных задач:

 

* повышение устойчивости развития территорий Российской Федерации за счет системных эффектов совместного осуществления коммерческих, экологических и социальных проектов;

 

* снижение стоимости заемного капитала корпораций вследствие инвестиционной привлекательности эффектов отраслевого масштаба;

 

* повышение отраслевого уровня возврата инвестиций корпораций по отношению к уровням возврата инвестиций от вложений того же капитала в отдельные нефтяные или газовые компании;

 

* сокращение издержек производства на единицу продукции корпорации по отношению к подобным издержкам отдельных газовых (нефтяных) компаний;

 

* сокращение корпоративных издержек технического обслуживания производственного оборудования за счет централизации диагностических и ремонтных работ;

 

* уменьшение удельной энергоемкости посредством реализации неиспользованного ресурса по пропускной способности транспортных магистралей;

 

* повышение коэффициента загрузки производственных мощностей корпораций путем реализации избыточных мощностей компрессорных станций транспортных магистралей;

 

* снижение закупочной цены корпорации на крупные оптовые партии товаров материально-технического обеспечения:

 

* повышение производительности труда корпораций за счет интеграции и внедрения корпоративного ноу-хау в управленческую и производственную сферы деятельности;

 

* сокращение затрат на обучение одного специалиста путем совместного обучения большого числа специалистов.

 

С 60-х гг. XX в. и по настоящее время при углубленном анализе и решении проблем системного управления плодотворно используются результаты теории экономической динамики и теории оптимального управления. Классическими стали задачи общего экономического равновесия, оптимальной стратегии потребления и накопления, оптимального выбора вариантов капиталовложений, а также оптимального управления ресурсами. Однако эти задачи находят приложения лишь в тех случаях, если реальные условия обеспечивают единственность и устойчивость их формальных решений.

 

Характерной чертой теории управления 90-х гг. явилось интенсивное развитие существующих методов с ориентацией на модели крупных корпораций как сложных систем с иерархическим типом управления. При этом необходимость повышения эффективности разработок и реализации корпоративных проектов вызвала к жизни поиск новых методов, среди которых практически значимыми оказались методы управления эффектами толерантности, синергизма и реинвестирования сложных систем.

 

В настоящее время произошло резкое изменение направления управленческих исследований. Формально обоснованная базовая причина этого изменения заключается в том, что для корпорации, как правило, нарушаются традиционные экономические представления: совокупный эффект корпоративных действий по инвестированию системы проектов обычно не совпадает с суммой эффектов независимого инвестирования тех же проектов.

 

Это обстоятельство объясняется тем фактом, что в корпорации, как сложной системе, обнаруживаются эффектообразующие свойства, которые не присущи простым подсистемам.

 

Механизмы ИНВЕСТ-технологии позволяют обеспечить для системы корпоративных инвестиционных проектов превышение совокупного эффекта над суммой эффектов независимой реализации этих же проектов.

 

Для проявления значительных системных эффектов, адекватных потенциалу эффектов отрасли, используются специальные процедуры ИНВЕСТ-технологии, синтезирующие взаимосвязные системы инвестиционных проектов. Эти системы могут содержать проекты различной степени связности:

 

* независимые - проекты, допускающие раздельную реализацию;

 

* взаимодополняющие - проекты, реализуемые лишь совместно;

 

* взаимоисключающие - проекты, не допускающие одновременной реализации, а также проекты различного уровня доходности:

 

коммерческие;

 

социальные;

 

экологические.

 

При этом одна из важнейших особенностей корпоративных систем инвестиционных проектов заключается в том, что, несмотря на убыточность некоторых проектов, реализация системы в целом в ряде случаев оказывается прибыльной.

 

Наибольшие значения показателей финансово-экономической эффективности достигаются на уровне корпоративного управления, осуществляемого высшей администрацией.

 

СИСТЕМА ПОКАЗАТЕЛЕЙ ФИНАНСОВО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

 

Система показателей оценивает финансово-экономическую эффективность реализации системы инвестиционных проектов на различных уровнях корпоративного управления.

 

Первый уровень системы показателей составляют базовые показатели, ориентированные на оценку эффективности одиночных проектов. Показатели более высоких уровней, т. е. системные, определяются путем композиции показателей низших уровней. В отличие от традиционных показателей показатели ИНВЕСТ-технологии ориентированы не на одиночные проекты, а на систему взаимосвязных проектов с учетом ошибок их реализации.

 

По мере повышения уровня иерархии растет число эффективных конфигураций систем инвестиционных проектов, что приводит к росту числа модификаций каждого показателя финансово-экономической эффективности.

 

Иерархический принцип построения показателей ИНВЕСТ-технологии позволяет резко снизить вычислительную сложность оценки финансово-экономической эффективности системы инвестиционных проектов, основу которой составляют три уровня иерархии.

 

Первый уровень показателей - базовые показатели эффективности одиночных проектов. Основу показателей первого уровня составляют показатели UNIDO, применяемые для оценки финансово-экономической эффективности системы независимо реализуемых инвестиционных проектов. При этом проекты считаются независимо реализуемыми, если результаты их реализации не используются как капитальные вложения ни в один из проектов системы. Показатели первого уровня также применяются для отбора проектов, включаемых в корпоративную систему инвестиционных проектов.

 

Второй уровень показателей - показатели систем инвестиционных проектов. Показатели второго уровня иерархии характеризуют финансово-экономическую эффективность управления разработкой и реализацией систем взаимосвязных инвестиционных проектов. Эти показатели сформированы путем композиции показателей первого уровня и представлены следующим набором показателей.

 

А1. Индекс синергизма - SI (Synergos Index).

 

Новый показатель. Измеряет рассогласование эффекта системы совместно реализуемых проектов и суммы эффектов этих же проектов, но реализуемых независимо друг от друга. Значения индекса синергизма определяют уровень доминирования "эффекта целого" над суммой "эффектов его частей". Показатель является индикатором синергизма системы проектов.

 

А2. Синергетический потенциал - SP (Synergos Potential).

 

Новый показатель. Оценивает число всех возможных вариантов корпоративного управления инвестиционными ресурсами и выражается в синергетических единицах - сед. Оценка производится как по раздельному управлению ресурсами, так и по их совместному управлению. Показатель является индикатором потенциала финансово-экономической эффективности корпорации.

 

A3. Средневзвешенная стоимость капитала - WACC (Wtighed Awerage Cost of Capital).

 

Традиционный показатель. Используется для оценки стоимости инвестиционного капитала, при формировании которого привлекается как собственный, так и заемный капитал. Этот показатель также применяется для оценки рыночной стоимости корпорации в целом. При выполнении определенных условий значение показателя ориентировочно равняется норме дисконта.

 

А4. Доходность инвестиций - ROI (Return on Investments).

 

Адаптированный традиционный показатель. Показатель характеризует величину возврата вложенных в проекты средств и определяется следующими составляющими: суммой средств, уплаченных за использование заемного капитала; суммой выплаченных дивидендов; суммой реинвестированной прибыли.

 

А5. Чистый дисконтированный доход системы - PVS (Present Value of System).

 

Адаптированный традиционный показатель. В отличие от традиционного показателя равняется сумме чистых доходов инвестиционных проектов системы. При этом разновременные чистые доходы проектов приводятся к их ценности в момент начала реализации первоочередного проекта системы.

 

А6. Индекс доходности системы - PIS (Profitability Index of System).

 

Новый показатель. Рассчитывается на основе традиционных индексов доходности отдельных проектов системы как отношение суммы приведенных эффектов системы инвестиционных проектов к величине финансовых вложений. В зависимости от конфигурации системы используется ряд модификаций индекса доходности системы.

 

А7. Норма безубыточности системы - PZS (Profitability Zero of System).

 

Адаптированный традиционный показатель. Характеризует минимальный объем реализации нефти (газа) или минимальный объем транспортировки нефти (газа), при которых выручка корпорации от реализации нефти (газа) или услуг по транспортировке нефти (газа) обеспечивает "нулевую прибыль". Специфика показателя заключается в том, что его значение, как правило, отличается от значения суммы норм безубыточности предприятий корпорации.

 

А8. Внутренняя норма доходности системы - IRS (Internal Rate of System).

 

Адаптированный традиционный показатель. Представляет собой ту норму дисконта системы, при которой величина приведенных эффектов системы равна приведенным капитальным вложениям. Специфика показателя состоит в том, что внутренняя норма доходности системы нередко выше внутренней нормы доходности части проектов системы.

 

А9. Срок окупаемости системы - PPS (Payback Period of System).

 

Адаптированный традиционный показатель. Специфика показателя состоит в том, что срок окупаемости системы инвестиционных проектов в большинстве случаев меньше срока окупаемости части проектов системы. На практике часто определяется дисконтированный срок окупаемости системы инвестиционных проектов.

 

А10. Норма толерантности системы - FTS (Fault Tolerant of System).

 

Новый показатель. Характеризует финансовую устойчивость системы инвестиционных проектов к ошибкам разработки и реализации проектов. Показатель измеряет резерв устойчивости системы по отношению к заданным финансово-экономическим показателям в условиях рисков и неопределенностей и численно равен средневзвешенному числу финансовых путей системы проектов.

 

Третий уровень показателей - показатели устойчивости систем инвестиционных проектов. Набор системных показателей третьего уровня характеризует финансовую устойчивость реализации системы инвестиционных проектов по отношению к ошибкам реализации проектов, а также влияние этих ошибок на режимы нормального функционирования корпорации.

 

ФИНАНСОВО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ СИСТЕМ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ

 

Модели ИНВЕСТ-технологии представляют собой фундаментальный набор финансово-экономических показателей и типовых компонент (структур) систем инвестиционных проектов нефтегазового комплекса.

 

Библиотека компонент ИНВЕСТ-технологии построена по иерархическому принципу, в соответствии с которым каждый последующий уровень является композицией компонент предыдущих уровней. В результате ИНВЕСТ-технология наделяется эффективными практическими структурами, основу которых образуют первые три уровня систем инвестиционных проектов.

 

Первый уровень системы проектов - модели независимо реализуемых инвестиционных проектов. Основу первого уровня составляют одиночные корпоративные проекты; компоненты слияния, разветвления и рефинансирования финансовых потоков; компоненты генерирования и анализа финансовых потоков.

 

Второй уровень системы проектов - типовые модели корпоративных систем инвестиционных проектов.

 

В1. Толерантная компонента системы проектов. Компонента используется в условиях существенных рисков и неопределенностей конечного результата осуществления инвестиционных проектов, особенно проектов по добыче и транспортировке нефти и газа, а также по управлению финансовыми ресурсами. Компонента обладает высокими показателями доходности, синергизма и очень высокими показателями толерантности.

 

В2. Ветвящаяся компонента системы проектов. Компонента применяется в условиях активизации программ проектного инвестирования, особенно интегрированных программ добычи, переработки, транспортировки и реализации нефти или газа. Компонента обладает высоким показателем доходности и средними показателями толерантности и синергизма.

 

В3. Линейная компонента однократного инвестирования. Компонента применяется при однократном инвестировании системы различных проектов, реализуемых последовательно во времени. В соответствии со структурой компоненты доля финансового результата каждого предыдущего проекта используется для вложений в последующий проект. Доли задаются коэффициентами реинвестирования проектов системы. Компонента обладает высокими показателями доходности, синергизма и низкими показателями толерантности.

 

В4. Линейная компонента многократного инвестирования. Компонента используется при многократном инвестировании системы различных проектов, реализуемых последовательно во времени. Вложения в каждый проект складываются из капитальных затрат и долей финансового результата предыдущего проекта. Доли задаются коэффициентами реинвестирования проектов системы. Компонента обладает высокими показателями доходности, синергизма и низкими показателями толерантности.

 

В5. Циклическая компонента однократного инвестирования. Компонента используется при однократном инвестировании системы проектов, особенно проектов по реконструкции и модернизации объектов добычи и транспортировки нефти или газа. Циклический режим реинвестирования задается долями финансового результата каждого предыдущего проекта, вкладываемыми в каждый последующий проект контура системы. Компонента обладает очень высокими показателями доходности, синергизма и низкими показателями толерантности.

 

В6. Циклическая компонента многократного инвестирования. Компонента используется при многократном инвестировании системы проектов, особенно проектов по капитальному строительству, реконструкции и модернизации объектов добычи и транспортировки нефти или газа. Цикл реинвестирования задается объемами вложений, формируемыми для каждого проекта путем суммирования капитальных вложений и долей финансового результата предыдущего проекта. Компонента обладает очень высокими показателями доходности, синергизма и низкими показателями толерантности.

 

В7. Резервированная компонента системы проектов. Компонента используется при однократном инвестировании системы, содержащей различные, независимо реализуемые проекты. Компонента обладает небольшим временем реализации, низкими показателями доходности, синергизма и средними показателями толерантности.

 

В8. Циклическая резервированная компонента системы проектов. Компонента применяется при однократном инвестировании системы, содержащей независимо реализуемые проекты. Компонента обладает небольшим временем реализации и средними показателями доходности, синергизма и толерантности.

 

Разработанные эффективные корпоративные системы инвестиционных проектов превосходят традиционные инвестиционные системы либо более низкой стоимостью инвестиционного капитала, либо более высокой доходностью, либо более низкими рисками конечного результата реализации.

 

Полученные преимущества обеспечиваются таким использованием ИНВЕСТ-технологии, при котором корпоративные управленческие решения в полной мере учтут специфику масштаба сырьевых, производственных и инвестиционных ресурсов нефтегазового комплекса. В силу масштабности "свершившиеся риски и неопределенности" только снижают эффективность реализации системы инвестиционных проектов, но не лишают ее возможности обеспечить выполнение необходимых финансово-экономических показателей.

 

читать далее »
06.04.13 02:53 ЭЛЕКТРОННЫЙ АРХИВ ПРЕДПРИЯТИЙ "ГАЗПРОМА": СОЗДАНИЕ, НАПОЛНЕНИЕ, УПРАВЛЕНИЕ.

 ЭЛЕКТРОННЫЙ АРХИВ ПРЕДПРИЯТИЙ "ГАЗПРОМА": СОЗДАНИЕ, НАПОЛНЕНИЕ, УПРАВЛЕНИЕ.

 

В течение последних лет процесс перехода от бумажных архивов к электронным получил широкое распространение. Использование специализированного оборудования и передовых технологий обработки данных и хранения электронной информации привело и тому, что предприятия и организации промышленно развитых стран мира переводят массивы хранящихся документов в электронный вид. Что это, насущная необходимость или увлечение модной новинкой?

 

Многие из нас проводили немало времени в архиве, пытаясь найти нужный документ. Иногда поиск приводил к результату довольно быстро, чаще приходилось тратить на это десятки минут, а то и часы. Бывало и так, что документ отсутствовал: он выдан сотруднику, который находится в отпуске или в командировке.

 

В любом случае при поиске нужных документов в бумажном архиве тратится немало времени. К тому же документы могут теряться, приходить в негодность, что приводит к потере информации, нередко весьма важной для предприятия. Все эти проблемы присущи предприятиям и департаментам "Газпрома", хранящим в своих архивах большое количество самых разнообразных документов. Умение надежно хранить и эффективно использовать накопленную на предприятиях информацию - одна из возможностей обеспечить компании стратегическое превосходство в условиях конкурентной экономики. Конечно, никто не отменил и не отменит в обозримом будущем бумажных документов, однако работать с ними можно и на экране компьютера, сохраняя при этом оригинал.

 

ОРГАНИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОННОГО АРХИВА

 

Электронный архив обеспечивает оперативный поиск, надежное хранение данных, управляемый доступ к ним пользователей корпоративной информационной сети и широкие возможности работы с документами.

 

В процессе построения электронного архива предприятия происходит переход от использования в повседневной работе бумажных оригиналов документов к их точным электронным образам (со всеми печатями, визами, резолюциями и т. п.). Эти образы можно просмотреть на экране компьютера; распечатать, получив тем самым копию оригинала; направить нужные документы другим сотрудникам предприятия по электронной почте. Доступ пользователей к документам электронного архива осуществляется в соответствии с их правами: одни могут обладать правом доступа ко всем документам, другие - только к их определенной части, третьи могут знать о наличии документов, но не иметь доступа к их содержимому; также возможен фрагментированный доступ - показ не всего документа, а только его части.

 

Сам процесс построения электронного архива включает в себя решение следующих основных задач:

 

* разработку технологии и организацию перевода в электронный вид существующего массива бумажной документации;

 

* организацию перевода в электронный вид текущих поступлений документов;

 

* создание системы управления электронными документами.

 

НАПОЛНЕНИЕ ЭЛЕКТРОННОГО АРХИВА ПРЕДПРИЯТИЯ

 

Самый трудоемкий этап в процессе создания электронного архива - разработка технологии и организация перевода в электронный вид существующего массива и текущих поступлений документов, т. е. наполнение электронного архива. Информацию, которая должна храниться в электронном архиве, можно разделить на два независимых массива: существующий, годами накопленный бумажный архив и текущие ежедневные поступления документов. Для их ввода обычно используются разные технологии обработки.

 

Существующий массив документов бумажного архива характеризуется, как правило, значительным объемом, разнообразными типами и форматами хранящихся в нем документов, различным их качеством.

 

При обработке бумажного архива своими силами организация вынуждена привлекать большой штат временного персонала для ввода документов, закупать дорогостоящее оборудование для его сканирования, которое после выполнения проекта практически не будет использоваться на полную мощность, оставаясь при этом на балансе предприятия. Сам процесс обработки бумажного архива может затянуться на месяцы и годы.

 

Мировой опыт решения данного вопроса показывает, что необходимо привлечение внешнего подрядчика, который профессионально выполнит работы по сканированию документов на территории предприятия на своем специализированном оборудовании в сжатые сроки без изъятия документов из обращения. В дальнейшем полученные документы обрабатываются подрядчиком на своей территории с соблюдением всех мер по обеспечению защиты информации. Заказчику электронные документы выдаются обработанными, в требуемом формате. Исключением являются "закрытые" фонды (как правило, небольшого объема), которые персонал предприятия может обработать после соответствующего обучения.При такой организации работ предприятия получают наполненный информацией электронный архив в короткие сроки без дополнительных затрат на закупку оборудования и плату за набор и обучение дополнительного персонала.

 

Технология организации процесса при таком способе обработки бумажного архива (его еще называют "залповым вводом") включает в себя следующие этапы:

 

* постановку задачи;

 

* экспертизу бумажных массивов, определение этапов работы и выбор техники;

 

* разработку технологического маршрута (сканирование, индексация, верификация и формирование выходных форматов);

 

* пилотный проект и корректировку, при необходимости, технологического маршрута;

 

* запуск и производство работ;

 

* генерацию и экспорт конечного продукта;

 

* архивацию истории проекта, гарантийную поддержку.

 

Текущие поступления документов на предприятия "Газпрома" имеют относительно небольшой объем и хорошее качество. Для помещения этих документов в электронный архив достаточно сил уже имеющегося в организации персонала. На долю внешнего подрядчика приходится поставка необходимого оборудования, совместное с предприятием определение технологии обработки поступающих документов и обучение персонала.

 

Полученный образ будет храниться на каком-либо носителе информации и для того, чтобы обеспечить возможность его поиска, необходимо провести индексирование (создание карточки) документа.

 

Это подразумевает заполнение некоторых полей (индексных), однозначно определяющих каждый документ. Индексные поля определяются заказчиком для каждого вида документов в ходе экспертного обследования архива предприятия. Например, для приказов такими полями могут служить номер приказа, дата и название; для книг по расчету заработной платы - это год, месяц, Ф.И.О. В результате выполнения описанных действий получается электронный образ документа и связанный с ним набор индексных полей, используя которые можно впоследствии найти данный документ.

 

Завершающим этапом в создании электронного архива является организация надежного хранения полученных данных и обеспечение доступа пользователей к информации.

 

УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОННЫМ АРХИВОМ

 

Результатом обработки бумажных документов является помещение их образов на носитель информации (жесткий диск, RАID-массив, CD/DVD-накопитель) и размещение индексной информации, связанной с этими документами, в пользовательской базе данных. Помимо этих данных на каждом предприятии существует большой объем документов в электронном виде, которые также должны быть доступны пользователям электронного архива.

 

Существующая система управления электронным архивом обеспечивает:

 

* надежность - гарантирует сохранность хранящихся в электронном архиве данных даже в случае разрушения базы данных с информацией;

 

* масштабируемость - возможность обеспечения работы системы минимальной конфигурации с последующим-наращиванием ее мощности;

 

* интеграцию - совместимость с использующимся на предприятии программным обеспечением, в том числе с системами документооборота;

 

* архивную технологию хранения документов - ведение подробного протокола доступа к документам, сохранение всех версий после каждого изменения без возможности их уничтожения;

 

* защиту информации на основе встроенной системы кодирования всех архивных данных, включая образы документов, возможности интеграции дополнительных специальных средств защиты данных, аутентификации пользователей и фрагментарного маскирования образов документов, системы контроля доступа и использования электронной цифровой подписи.

 

Вместе с тем система управления электронным архивом обеспечивает возможность быстрого доступа к хранящимся документам одновременно нескольких пользователей, в том числе и через Интернет, создания запросов на поиск информации, получения отчетных форм и выборок из архива, организацию иерархического построения документов и установку ссылок между ними.

 

Теперь каждый сотрудник "Газпрома" имеет возможность со своего рабочего места в течение нескольких секунд получить нужный ему документ из архива.

 

Требования к системе управления определяются с учетом специфики деятельности конкретного предприятия исходя из общих подходов к управлению архивной информацией и доступом к электронным документам.

 

Результатом внедрения предлагаемой технологии является:

 

* создание аппаратно-программного комплекса электронного архива с целью перехода предприятий на современные технологии управления его деятельностью;

 

* формирование на основе существующего документального массива структурированного электронного архива;

 

* поддержка электронного архива в актуальном состоянии путем пополнения его текущими поступлениями документов;

 

* организация надежного хранения и обработки информации;

 

* организация доступа к информации электронного архива пользователей корпоративной сети, а также удаленного доступа, причем в строгом соответствии с устанавливаемыми правами;

 

* обеспечение сервисного обслуживания технических средств и поддержка программного обеспечения, наличие обученного персонала.

 

Решения, приведенные в данной статье, описаны в общем концептуальном виде. При их реализации на конкретном предприятии "Газпрома" должны быть учтены характерные особенности данной организации: объем, структура и состав архива документов, уровень технического и информационного обеспечения, цели, которые должны быть достигнуты в результате внедрения новой технологии. Указанные характеристики определяются в ходе предпроектного обследования организации.

 

Модульность предлагаемых решений предполагает возможность как комплексной работы электронного архива, так и автономного функционирования его компонентов, что позволит получить реальную отдачу от вложенных инвестиций с первых этапов реализации проекта.

читать далее »
06.04.13 02:53 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ ПРИ ИЗУЧЕНИИ ОБЪЕКТОВ ДЛЯ ПХГ.

 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ ПРИ ИЗУЧЕНИИ ОБЪЕКТОВ ДЛЯ ПХГ.

 

Т. В. Ольнева, главный геолог ЦОИОАО "Костромагеофизика": Существенное повышение стоимости структурного бурения в настоящее время, возросшие требования к качеству, информативности, срокам проведения геолого-разведочных работ, с одной стороны, и значительное развитие геофизических методов, с другой, обусловили необходимость применения в первую очередь сейсморазведки при изучении объектов для ПХГ.

 

Сейсмические исследования на ПХГ, выполненные в интересах "Газпрома", имеют достаточно большой удельный вес в общем объеме работ Костромагеофизики.

 

Объекты, пригодные для создания ПХГ, контролируются определенными структурными и литологическими факторами. Первые предполагают наличие структурной ловушки амплитудой не менее 25-30 м, способной обеспечить сохранность газовой залежи, под вторыми понимается наличие пластов-коллекторов с достаточно высокими фильтрационно-емкостными свойствами, залегающих на оптимальных для ПХГ глубинах и перекрытых герметизирующими их флюидоупорами. Традиционно предпочтение в изучении подобных объектов отдавалось структурному бурению, что было обусловлено высокой степенью соответствия структурных планов по верхним и нижним структурным этажам, соизмеримой стоимостью работ и достаточно высокой подтверждаемостью результатов последующим глубоким бурением. В 60-80-е гг. стоимости подготовки структуры под ПХГ сейсморазведкой и структурным бурением были соизмеримы. В последние годы стоимость сейсморазведочных работ росла более медленными темпами по сравнению со стоимостью структурного и глубокого бурения, что обусловливает значительное развитие геофизических методов при изучении ПХГ.

 

Использование сейсморазведки позволяет:

 

значительно сократить время на выявление и подготовку структур под ПХГ;

 

повысить информативность геолого-разведочных работ за счет более высокой плотности наблюдений, непрерывного прослеживания отдельных пластов и толщ, решения задачи литолого-стратиграфического расчленения разреза, выявления выклинивания отдельных пластов либо резкого раздува толщины пласта и т. п.;

 

существенно снизить стоимость геолого-разведочных работ.

 

Однако опыт показывает необходимость оптимального сочетания буровых и сейсморазведочных работ при обязательном поэтапном и последовательном изучении объектов для ПХГ. Ярким примером, подтверждающим это положение, могут служить работы на территории Вологодского и Шекснинского районов Вологодской обл.

 

По результатам обработки и интерпретации сейсморазведочных материалов была подтверждена и оконтурена выделенная ранее Федотовская структура. Плотность сейсмических профилей в пределах структуры была явно недостаточной, по результатам работ рекомендовалось проведение структурно-параметрического бурения и дальнейшая детализация структуры сейсморазведочными работами. В 1995 г. Федотовская структура была передана под бурение только для ускорения проектирования глубокой поисковой скважины по согласованию с заказчиком с условием детализации структуры сейсморазведочными работами. Тем не менее без проведения дополнительных сейсморазведочных работ в 1997-1999 гг. были пробурены три глубокие скважины. Результаты бурения изменили существующее представление о структурном плане и глубинах залегания основных отражающих горизонтов.

 

Во всех скважинах проводились сейсмокаротажные работы - вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП). В результате был установлен факт резкого увеличения скоростных характеристик в сопоставимых пластах девонских и каменноугольных отложениях в скв. 1, в отличие от скв. 2 и скв. 3. Положительная временная аномалия, отмечаемая в районе скв. 1 по всем опорным отражающим горизонтам (ОГ) разными интерпретаторами при построении структурных карт с постоянными интервальными скоростями, отображалась в структурном плане, создавая ложную структуру. При построении структурных карт с учетом скоростных неоднородностей Федотовская площадь была снивелирована увеличением скоростей в районе скв. 1 и распалась в плане на более мелкие малоамплитудные структурные элементы.

 

Сейсморазведочные работы на Федотовской площади подтвердили сложность сейсмогеологических условий в этом районе, помогли приобрести опыт работ в этих условиях и еще раз позволили убедиться в необходимости последовательного изучения предварительно выявленных объектов по схеме: площадные сейсморазведочные работы - > структурное бурение - > детализация объекта сейсморазведочными работами - > глубокое бурение.

 

С учетом приобретенного опыта Костромагеофизика в 2000 г. начала работы на Грязовецкой площади (Ярославская, Вологодская обл.), на Васильевском, Скалинском, Южно-Скалинском участках. На Скалинском участке сейсморазведочными работами была подтверждена и оконтурена Скалинская структура.

 

В 2001 г. по предварительным результатам сейсморазведочных работ были пробурены три скважины (скв. 1, скв. 4, скв. 6), подтвердившие не только наличие структуры по кровле нижнепермских отложений, но и глубины, полученные в результате интерпретации. В настоящее время продолжается структурное бурение еще нескольких скважин, необходимых для уточнения структурного плана. По мере поступления сведений о результатах этого бурения интерактивно осуществляется переинтерпретация сейсмических материалов. В структурных скважинах проведено ВСП. По окончании бурения планируется дальнейшая детализация структуры с помощью сейсморазведки.

 

Применение сейсморазведки целесообразно на различных стадиях и этапах ПХГ: как при поисках пригодных объектов на площадях, где практически отсутствуют какие-либо данные, указывающие на возможное наличие структур-ловушек, так и при уточнении структуры уже действующих ПХГ и их доразведке с целью расширения.

 

Интересным примером результативности сейсморазведки для оценки структурных факторов являются работы на площади Невского ПХГ (1999-2000 гг.), которое эксплуатируется уже более 25 лет и где накопились нерешенные вопросы как по уже действующим очередям, так и по северо-восточному продолжению структуры, перспективному на наращивание мощностей ПХГ. Одним из основных результатов работ явилась принципиально новая структурно-тектоническая модель фундамента (рис. 1).

 

По поверхности кристаллического фундамента был выявлен выступ локального характера. Обнаружение этой структуры позволило установить причину минимальной толщины пласта-коллектора в скважине, которая, как оказалось, была заложена на крыле этого выступа. При анализе сейсмических материалов была предпринята попытка прогноза распространения пласта-коллектора путем стохастического моделирования, как демонстрация возможностей метода по изучению коллекторов.

 

Структурные построения и их анализ по материалам сейсморазведки - это только вершина айсберга возможностей изучения геологических условий среды, предоставляемых методом. Кроме того, источниками дополнительной информации о свойствах отдельного пласта из волнового поля являются изучение сейсмических атрибутов, АVО-анализ, использование геостатистических методов, позволяющих на основе установления статистических зависимостей между динамическими характеристиками среды и коллекторскими свойствами пласта оценивать и моделировать пространственное распределение последних.

 

Реализовать на практике заманчивую идею о прогнозировании коллекторских свойств путем интегрирования точечных (скважинных) и пространственных (сейсмических) данных достаточно сложно по целому ряду причин, таких как несоответствие разрешающей способности сейсморазведки коллекторов малой толщины; недостаточное число точечных данных; общеизвестные проблемы оценки сейсмических характеристик (мгновенные амплитуды, фазы, частоты), а также необходимость изучения их взаимосвязи с точечными данными в условиях наземной съемки и т. д. Однако это направление имеет большие перспективы и должно развиваться как путем совершенствования теоретической базы, так и путем накопления фактического материала и, в первую очередь, всевозможных статистических зависимостей.

 

Новые проблемы, связанные с применением сейсморазведки для изучения объектов под ПХГ, выявили работы на Шатровской площади. Поиск путей их разрешения выводит на совершенно новый уровень в подготовке подобных объектов (рис. 2).

 

В 1998-1999 гг. Кострома-геофизика проводила поисковые сейсморазведочные работы методом отраженной глубинной точки (МОГТ) в пределах Шатровского участка магистрального газопровода Тюмень - Челябинск (Курганская обл.) для изучения глубинного геологического строения и картирования антиклинальных структур в меловых отложениях с целью проектирования ПХГ. Этому предшествовали региональные исследования, выполненные на данной территории в зимний период 1997-1998 гг.; были определены наиболее благоприятные участки для проведения поисковых сейсморазведочных работ.

 

По результатам поисковых работ были подготовлены геофизические материалы на передачу Северного купола Шатровской структуры, который представляет собой брахиантиклинальную складку северо-восточного простирания с крутым восточным и более пологим западным склонами, осложненную разрывными нарушениями - сбросами. В пределах подготовленной структуры было рекомендовано заложение глубокой скважины для уточнения положения свода структуры и изучения скоростных характеристик среды. В 1999-2001 гг. пробурены три глубокие скважины (скв. 1, скв. 7, скв. 8), расположенные в своде и на критических направлениях вдоль меридиональной оси складки, в целом подтвердившие общий структурный план.

 

Площадными сейсморазведочными работами были установлены тектонические нарушения незначительной амплитуды в отложениях пласта-коллектора (викуловская свита нижнего мела) вне свода ловушки. Однако результат интерпретации нелинейного вертикального сейсмопрофилирования (НВСП), выполненного в сводовой скв. 1 ОАО "Уралнефть", заставил заказчиков усомниться в целесообразности дальнейших работ по изучению Шатровской структуры для организации ПХГ, так как по заключению авторов пласт-коллектор в районе скв. 1 разбит серией тектонических нарушений меридионального простирания амплитудой до 30 м. Такая раздробленность пласта-коллектора в своде ловушки делает невозможным ее использование для ПХГ.

 

Разночтения в интерпретации площадных сейсмических материалов и НВСП обусловили необходимость поиска новых средств для более детального изучения структуры, так как дальнейшее глубокое бурение, НВСП, площадные сейсморазведочные работы 2D в этих условиях уже неэффективны.

 

Специалисты Костромагеофизики предложили провести на Шатровской площади сейсморазведку 3D. Современные возможности сейсморазведки позволяют при проведении площадных съемок 3D получать более полную и детальную информацию о структурном факторе, трассировать в пределах площади разрывные нарушения, изучать свойства пласта-коллектора. Применение сейсморазведочных работ 3D откроет новый этап в организации ПХГ, так как на основании данных этой сейсморазведки будет создана базовая структурно-динамическая модель для проведения последующего мониторинга при эксплуатации ПХГ. Таким образом, значительно усложняется схема использования сейсморазведочных работ для организации и эксплуатации ПХГ: региональные сейсморазведочные работы - > площадные работы 2D - > детализация сейсморазведочными работами - > площадные работы 3D - > мониторинговые работы 4D.

 

До настоящего времени сейсморазведка 3D не использовалась в практике геолого-разведочных работ при создании ПХГ, поэтому работы на Шатровской площади будут первым пробным камнем и их можно рассматривать как опытно-методические по применению наукоемких технологий при поисках и разведке объектов под ПХГ. Полученные результаты этих работ будут использоваться в дальнейшем на этапах проектирования, строительства и эксплуатации ПХГ. Внедрение в практику подготовки объектов для ПХГ сейсморазведочных работ 3D, а в дальнейшем мониторинг этих объектов сейсморазведкой 4D значительно расширит сферу использования данных работ в этой области.

 

***

читать далее »
06.04.13 02:53 ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ АППАРАТУРЫ МАГНИТНО-ИМПУЛЬСНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ МИД-К.

 ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ АППАРАТУРЫ МАГНИТНО-ИМПУЛЬСНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ МИД-К.

 

В.В. Киселев, главный геолог Ставропольского ГПУ: В последние годы в России был создай совершенно новый тип аппаратуры для изучения технического состояния скважин - магнитно-импульсный дефектоскоп (МИД-К). Работа этого прибора основана на использовании импульсных магнитных полей и измерении переходных процессов в паузах между импульсами. Это позволяет проводить одновременно дефектоскопию и толщинометрию первой и второй колонны, что ранее не представлялось возможным.

 

Сам метод магнитно-импульсной дефектоскопии, по замыслу его создателя - В.А. Сидорова, дает возможность зондировать многоколонные конструкции с временным разделением сигналов от разных колонн и, таким образом, получать информацию об их состоянии. Для одноколонной конструкции скважины характер зарегистрированных переходных процессов будет определяться толщиной стенок и диаметром колонны, удельной электрической проводимостью и магнитной проницаемостью металла (В.А. Сидоров. Магнитно-импульсная дефектоскопия колонн в газовых скважинах//Каротажник. - 1998. - N47. - С, 74-78). Малый диаметр скважинной аппаратуры (45 мм) и большие теоретические возможности интерпретации получаемых результатов позволяют использовать этот прибор для оценки технического состояния действующих скважин в газовой среде. Однако широкое применение данной аппаратуры на ПХГ и месторождениях в настоящее время сдерживается несколькими факторами. Основными из них являются недостаточная завершенность обрабатывающих интерпретационных алгоритмов получаемых параметров по различным задачам, а также отсутствие современного метрологического обеспечения, позволяющего контролировать толщину стенок колонн с требуемой для заказчика точностью. В 2001 г. перед Ставропольгазгеофизикой встала задача доработать данные вопросы при эксплуатации прибора МИД-К на объектах деятельности Кавказтрансгаза. Работы проводились в тесном сотрудничестве со специалистами НПФ "Контакт" (г. Кимры), обеспечившими регистрацию информации от каждого импульса запуска скважинного прибора, а также обработку полученных данных. Исследования велись по следующим направлениям.

 

Создание метрологической базы измерения толщины стенок обсадных колонн

 

В связи с большим объемом предстоящих работ по изготовлению моделей различного типоразмера на первом этапе исследований была выбрана для создания метрологического обеспечения колонна диаметром 168 мм, как наиболее распространенная в действующих скважинах региона. Были изготовлены модели с различной толщиной стенок, имитирующих внешний и внутренний износ эксплуатационной колонны диаметром 168 мм, а также имитаторы технической колонны диаметром 245 мм и насосно-компрессорной трубы диаметром 60 мм. Необходимая толщина стенок имитаторов эксплуатационной колонны достигалась различной глубиной внешней проточки труб разного внутреннего диаметра.

 

Регистрируемые параметры обрабатывали по продольному зонду, показания которого в приборе передаются по четырем каналам, имеющим разные коэффициенты усиления: канал К1 имеет коэффициент усиления 5 и предназначен для обработки показаний продольного зонда на ближних задержках; канал Кб с коэффициентом усиления 100 - на средних; два канала К4 и К5 (с коэффициентом усиления 800) - на средних и дальних задержках.

 

Анализ полученных результатов установил, что показания канала К1 на ближних задержках практически не зависят от толщины стенки колонны (задержки 2, 3) или же данную зависимость однозначно интерпретировать невозможно (задержки 4-6). Эти задержки более чувствительны к изменению внутреннего диаметра колонны, а также к деформациям и нарушениям, что подтвердил анализ замеров в тестовой скважине, расположенной на территории СевКавНИПИгаза.

 

При измерениях в колонне информация на ближних задержках каналов К4, К5, К6 из-за большого усиления находится в насыщении и может выходить из него лишь в случае значительных нарушений в колонне. На средних задержках продольного зонда (для канала К1 в случае одноколонной конструкции приблизительно до 10-й, для К6 - до 15-й, для К4 и К5 - до задержки 20 - 25) зависимость показаний от толщины стенки выражена четко. На дальних задержках сигнал уже не несет информации о толщине стенок колонны данного диаметра, так как спадает за это время до значений, близких к фоновым. По дальним задержкам каналов К4 и К5 хорошо выделяются муфты колонн, только они несут информацию о второй, а тем более о третьей колонне.

 

Зависимость интерпретационных параметров от толщины стенки колонны хорошо прослеживается на показаниях декремента спада наведенной намагниченности X. Данный параметр рассчитывается с учетом остаточной намагниченности по программе APPMID, разработанной сотрудниками НПФ "Контакт". На него гораздо меньше влияют положение прибора в скважине (эксцентриситет), изменение с глубиной (градиент) температуры, наличие намагниченных участков труб, направление и скорость движения прибора. Однако значения [лямбда] зависят от интервалов задержек, выбираемых для расчета, и в определенных ситуациях, если их интерпретировать без учета показаний каналов продольного зонда, эти значения могут ввести в заблуждение. Полученные значения декремента можно использовать для расчета толщины стенок колонны. С целью определения такой количественной зависимости выполнены экспериментальные замеры двумя комплектами аппаратуры МИД-К (Ставропольгазгеофизика и Кубаньгазгеофизика). Для исключения влияния окружающих металлических конструкций на показания прибора замеры проводились в поле. Имитатор устанавливался на деревянные подставки, и прибор перемещался в нем с шагом 2-5 см (для учета краевого эффекта). Измерения проводились в каждом имитаторе эксплуатационной колонны при разных положениях приборов, как центрированных по оси модели, так и смещенных к стенке имитатора. Затем замеры были проведены для случаев двухколонных конструкций, имитирующих замеры в скважине через НКТ и в эксплуатационной колонне, расположенной внутри технической колонны диаметром 245 мм. Замеры выполнены при разных положениях труб друг относительно друга (три положения внутренней трубы - по центру, на стенке внешней трубы и с зазором). Все полученные данные в настоящий момент обрабатываются для создания математической модели и алгоритма подсчета толщины стенки эксплуатационной колонны диаметром 168 мм.

 

Выделение интервалов перфорации для перфораторов различного типа

 

Работа велась по следующим направлениям:

 

выяснение возможности выделения интервалов ранее проведенных перфораций в скважинах, исследуемых для определения технического состояния;

 

проведение фонового замера прибором МИД-К и повторение процедуры сразу после перфорации для сопоставления полученных результатов и выделения по ним интервала перфорации;

 

систематизация полученных результатов по типам перфораторов.

 

Теоретические аспекты данной проблемы таковы. Как уже говорилось, характер переходных процессов в случае одиночных колонн определяется толщиной стенок и диаметром колонны, удельной электрической проводимостью [Сигма] и магнитной проницаемостью [Мю] металла. Чем больше произведения этих характеристик на толщину колонны (колонн), тем медленнее затухают вихревые токи, возникающие в трубах при изменениях возбуждающего магнитного поля. В свою очередь, [Мю] и [Сигма] зависят не только от заводской технологии изготовления и состава металла, но и от скорости коррозии, поэтому без проведения фонового замера перед перфорацией, особенно в скважинах старого фонда, на показаниях зондов трудно отличить изменения, вызванные перфорацией, от аномалий, вызванных коррозионными процессами,

 

При перфорации из колонны с внешним диаметром D и внутренним - d механически удаляются незначительные по массе [Дельта m] и объему [Дельта V] участки трубы, имеющие форму, близкую к цилиндрической, диаметром dотв и высотой, равной толщине стенки колонны (D - d)/2. Число отверстий N в перфорированном участке колонны длиной h определяется плотностью перфорации (n = /V/h).

 

Таким образом, данный параметр практически не зависит от толщины стенки трубы. В самом благоприятном случае для участка перфорированной трубы диаметром 114 мм при максимальной плотности перфорации 20 отверстий на погонный метр и диаметре отверстий 1 см [Дельта] составит менее 0,5 %, а для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм - еще меньше, т. е., учитывая размеры зондов (длина катушки продольного зонда равна 240 мм, а поперечного - 110 мм), удаленный из колонны при перфорации объем не окажет на показания каналов существенного влияния. Это подтверждают и измерения в тестовой скв. 1 Северо-Ставропольского ПХГ. Прибор "не чувствует" как просверленные отверстия, так и не деформированные при перфорации участки труб. Другое дело, если перфорация сопровождается увеличением диаметра труб (раздутием) или растрескиванием.

 

Деформация, связанная с образованием протяженных трещин, приводит к резкому уменьшению вихревых токов, и, как следствие, к значительному снижению показаний каналов продольного и поперечного зондов, увеличению расчетного декремента спада наведенной намагниченности. Именно возникновением трещин при перфорации можно объяснить резкое уменьшение показаний всех задержек продольного зонда (кроме двух начальных) и увеличение декремента затухания наведенной намагниченности, наблюдаемое на замерах после перфорации при применении перфораторов ПРК-42 в скв. 147, площадь Петровско-Благодарненская (рис. 2). Отличительной особенностью перфораторов данного типа является расположение зарядов "в строчку", плотность перфорации - 14 отверстий на метр (допускается неполное снаряжение зарядами). Перфоратор имеет смещенный центр тяжести, что обеспечивает направление кумулятивной струи к ближайшей стенке. Образующиеся продольные трещины приводят к уменьшению токов Фуко, показания на задержках продольного зонда минимальны. Так выделяются участки, имеющие протяженные сплошные трещины. Участки колонны, на которых трещины не соединены между собой, отмечаются, как и щелевые фильтры, резкими скачками показаний продольного зонда на всех задержках.

 

Следует отметить, что интервалы ранее проведенных перфораций в скв. 147 (Петровско-Благодарненская) - перфораторами ПК-105, в скв. 20 (Безопасненская) - гидропескоструйной выделить сложно из-за отсутствия значительных аномалий и фоновых замеров.

 

При перфорации ленточными перфораторами ПКС-80 в колонне возникают деформации другого рода: из-за большей фугасности зарядов перфорация сопровождается изменением диаметра (раздутием), уменьшением толщины стенок, что приводит к увеличению значений декремента спада наведенной намагниченности и уменьшению показаний задержек канала К4 продольного зонда. При этом показания ближних задержек канала К1 увеличиваются.

 

Иная картина наблюдается при вскрытии пластов корпусными перфораторами ПК-105, в которых кумулятивные заряды ориентированы по спирали таким образом, что направление кумулятивных струй расположенных рядом зарядов отличается на угол 90ш. Плотность перфорации - 10 отверстий на метр. Корпусные перфораторы отличаются малой фугасностью. Качественно проведенная перфорация не вызывает растрескивания и вздутия колонны и практически не выделяется прибором МИД-К (скв. 7-б, Северо-Ставропольское ПХГ) или же наблюдаются слабые изменения показаний фона, заметные на дальних задержках, причем повторяемость кривых очень высокая. По-видимому, такой эффект связан с изменением магнитных свойств металла под воздействием кумулятивного взрыва или с изменением остаточной намагниченности, связанным с локальной деформацией колонны после перфорации.

 

Глубинная привязка технологических отверстий и элементов конструкции колонны

 

Еще одним видом геофизических работ, выполняемых с использованием аппаратуры МИД-К, является привязка технологических отверстий (вырезов) и элементов конструкции колонны, в том числе и через НКТ или по второй колонне. При выполнении работ такого рода обычно не возникает никаких затруднений. Прибор идеально отбивает границы вырезов, муфты НКТ, эксплуатационной колонны, фильтры, трубы различной толщины и т. п.

 

Оптимизация технологии исследований прибором МИД-К

 

Значительные дефекты колонны в виде трещин, вмятин, износов и коррозии труб хорошо выделяются по показаниям МИД-К. В остальных случаях для уверенной интерпретации показаний прибора при определении технического состояния скважин в настоящий момент требуется подтверждение данных дефектоскопии другими геофизическими методами. Измерения в тестовой скв. 1 Северо-Ставропольского ПХГ и скважине, расположенной на территории СевКавНИПИгаза, подтвердили способность прибора хорошо выделять участки колонн со значительными дефектами: продольными щелями и вмятинами (см. рис. 1). Однако, мелкие отверстия (перфорированные и сверленые) однозначно прибор не выделяет. Кроме того, показания каналов поперечного зонда не отличаются стабильностью. Повторяемость показаний поперечного зонда в отличие от показаний продольного довольно низкая. Это можно объяснить конструктивными особенностями катушек, расположенных под углом 90ш друг к другу. Наводимая в катушках ЭДС сильно зависит от положения прибора в скважине, поэтому интерпретация показаний каналов поперечного зонда, предназначенного для выделения поперечных дефектов в трубах, часто неоднозначна. Так, в тестовой скважине СевКавНИПИгаза по материалам МИД-К поперечные щели, в отличие от продольных, четко не выделяются.

 

В 2001 г. исследования были проведены более чем в 20 скважинах ПХГ и газовых месторождений Ставропольского края, все полученные материалы имели хорошее и удовлетворительное качество. В 2002 г. будут продолжены анализ возможностей прибора и разработка рекомендаций по его применению.

 

На протяжении всей работы с прибором МИД-К ведется постоянный поиск оптимальных режимов регистрации и обработки сигнала. К этому вынуждает отсутствие каких-либо нормативных документов и рекомендаций по проведению магнитоимпульсной дефектоскопии в скважинах. Здесь можно выделить следующие проблемы.

 

Центровка прибора. Первоначально прибор комплектовался короткими резиновыми центраторами, что обеспечивало его центровку только в НКТ. Изготовление и применение рессорных центраторов позволили улучшить центровку прибора в эксплуатационной колонне, но в случае работ через НКТ диаметром 60 мм приходится применять резиновые центраторы, а через НКТ диаметром 48 мм - работать прибором без центраторов, что ухудшает условия измерения ниже башмака НКТ.

 

Выбор оптимальной скорости регистрации и направления движения прибора. В некоторых скважинах (в том числе тестовых) показания МИД-К регистрировались с различной скоростью при спуске и подъеме прибора. Анализируя полученный материал, можно сделать вывод, что на показаниях ближних задержек изменение скорости и направления движения прибора практически не сказывается. Не видно существенных отличий в значениях декрементов, рассчитанных в различных интервалах задержек. Существенные различия выявлены в показаниях дальних задержек, если в исследуемых интервалах имеются участки постоянной намагниченности. Увеличение скорости регистрации приводит к увеличению амплитуд, а смена направления движения прибора - к изменению полярности аномалий на дальних задержках. В этом случае для скорости регистрации применим принцип "чем меньше, тем лучше".

 

Выбор скорости регистрации в зависимости от шага квантования при обработке сигнала МИД-К. В настоящее время на регистратор компьютеризированной станции для контроля ведется запись информации от каждого импульса запуска при движении прибора (регистрация "на точке" невозможна). Периодичность запуска - 256 мс.

 

 

Уменьшение скорости регистрации приводит к появлению избыточной дополнительной информации, не применяемой при обработке, а лишь увеличивающей размеры файлов. Кроме того, не все программы обработки хорошо работают с кривыми, зарегистрированными с малым шагом квантования. По этой причине, а также из-за значительных размеров зондов применение шага квантования 0,01 м пока не выявило значительных преимуществ перед более крупным шагом квантования (0,1 м).

 

Поиск наиболее удобной формы представления результатов измерения. Проблема является актуальной, так как многообразие полученной информации затрудняет выбор оптимальных информативных кривых. Сделана попытка вывода результатов обработки в виде "волновой картинки" (см. рис. 1), вывода декрементов, подсчитанных в различных интервалах задержек и т. д. Задача может быть облегчена после создания по данным модельных исследований алгоритма для получения кривой толщины стенок колонны, но эти данные будут применимы для однотипных труб. Наличие в колонне труб, обладающих другими электрическими и магнитными свойствами (марка стали и т. д.), усложнит задачу "аттестации колонны". Показания МИД-К должны интерпретироваться с учетом всех условий измерения и данных о компоновке скважин, а эти данные не всегда достоверны или отсутствуют.

 

Таким образом, рассматривая первые результаты применения аппаратуры МИД-К на ПХГ и месторождениях Ставропольского края, следует отметить довольно большие перспективы использования данного прибора для решения различных производственных задач. Хотя эта аппаратура в настоящий момент широко не используется, в случае доработки метрологического обеспечения и совершенствования интерпретационных алгоритмов регистрируемых параметров прибор МИД-К способен оценивать техническое состояние колонн на объектах деятельности Кавказтрансгаза с требуемой степенью точности. Внедрение этой аппаратуры в производство и совершенствование методики интерпретации должны быть продолжены и в дальнейшем.

читать далее »
06.04.13 02:53 ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН ПХГ МЕТОДАМИ МАГНИТНО-ИМПУЛЬСНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ.

В настоящее время свыше 30 % фонда скважин на ПХГ эксплуатируются более 25 лет, а скважины Самарского, Саратовского, Щелковского и Калужского ПХГ - более 35 лет. Вследствие испытываемых скважинами многолетних циклических термобарических нагрузок, обусловленных характером работы газохранилищ, необходимо постоянно контролировать техническое состояние обсадных труб цементного камня.

 

К основным источникам информации о техническом состоянии действующих скважин относятся статистика аварийных и осложненных ситуаций, данные о ликвидации заколонных перетоков, а также данные акустического и радиоактивного каротажа о качестве цементирования и полноте заполнения заколонного пространства, внутритрубной профилеметрии, результаты электрометрических и магнитно-импульсных измерений.

 

ОАО "Газпром" совместно с ООО "Мострансгаз" и ДОАО "Газпромгеофизика" разработан комплекс геофизических исследований по оценке технического состояния скважин. Для подтверждения достоверности интерпретируемой информации каждый информационный параметр определяется не менее чем двумя методами, основанными на изучении различных физических и искусственных полей.

 

Контроль технического состояния обсадных колонн, муфтовых соединений и забойного оборудования включает:

 

* уточнение компоновки колонн и местоположения элементов конструкции скважин;

 

* поинтервальное определение внутреннего диаметра одноколонной конструкции скважин;

 

* определение интервалов абразивного износа, внутренней и внешней коррозии, порывов, трещин, свищей и иных дефектов обсадных и насосно-компрессорных труб;

 

* выделение интервалов негерметичности.

 

Контроль состояния заколонного пространства и крепи включает:

 

* оценку качества цементного кольца;

 

* определение качества изоляции и разобщения пластов;

 

* выявление интервалов заколонной циркуляции и скоплений флюида.

 

Геофизические исследования и работы в скважинах (ГИРС) по оценке текущего технического состояния обсадных колонн при двух- и трехколонной конструкции действующих скважин ПХГ проводятся по технологии, предусматривающей два этапа:

 

первый - исследования в газовой (незаглушенной) среде через НКТ;

 

второй - исследования в заглушенных скважинах без НКТ и при капитальном ремонте.

 

На первом этапе проводятся:

 

* техническая диагностика и дефектоскопия обсадных, насосно-компрессорных труб и муфтовых соединений эксплуатационной и технической колонн, забойного оборудования (фильтр, пакер, перфорационный патрубок и т. д.). Эти исследования включают, основные методы - магнитную локацию, электромагнитную и магнитно-импульсную дефектоскопию и дополнительные методы - индукционную толщинометрию, механическую профилеметрию;

 

* выделение интервалов заколонной миграции флюида (газ, вода) методами двухзондового нейтронного или импульсного нейтронного каротажа, гамма-методом и высокочувствительной термометрией и барометрией. При сложной конструкции забойного оборудования выполняются дополнительные исследования методами радиоактивного и электрического каротажа.

 

На втором этапе выполняются следующие геофизические исследования и работы (ГИРС):

 

* диагностика состояния труб и муфтовых соединений эксплуатационной и технической колонн и выделение интервала перфорации. Данные исследования включают основные методы - магнитную локацию, электромагнитную и магнитно-импульсную дефектоскопию (радиоактивную, акустическую), толщино- и дефектометрию, механическую (акустическую) профилеметрию и дополнительные методы - индукционную профилеметрию, толщинометрию, шумометрию и акустическое сканирование;

 

* оценка качества цементного кольца и определение качества изоляции пластов и интервалов их затрубного сообщения. Проводятся исследования методами акустической широкополосной цементометрии с регистрацией волновых картин (аналоговых параметров и фазокорреляционные диаграммы), гамма-гамма-цементометрии и толщинометрии;

 

* выделение интервалов заколонной миграции флюида (газ, вода) методами двухзондового нейтронного или импульсного нейтронного каротажа, гамма-методом и высокочувствительной термометрией и барометрией. При сложной конструкции забойного оборудования могут выполняться дополнительные исследования методами радиоактивного и электрического каротажа.

 

Основную геофизическую информацию о толщине стенок, наличии дефектов обсадных и насосно-компрессорных труб, муфтовых соединений и забойного оборудования несет магнитно-импульсная дефектоскопия, выполняемая аппаратурой МИД-Газпром (магнитно-импульсный дефектоскоп на геофизическом кабеле) и МИД-А (автономный дефектоскоп), разработанной по договорам с ОАО "Газпром". Данная аппаратура позволяет проводить ГИРС как в незаглушенных, так и в заглушенных скважинах, как при наличии НКТ, так и без них. При этом допустимая основная погрешность определения средней по окружности толщины первой (центральной) колонны +0,5 мм, второй колонны +1,5 мм, диаметры приборов 40-45 мм, термостойкость до 100 шС. Многократные измерения, проведенные на моделях и стендовых скважинах, подтвердили возможности метода как по оценке толщины колонн с данными погрешностями при диаметре обсадных труб до 245 мм и суммарной толщине металлических труб до 25 мм, так и по выделению и диагностированию дефектов и зон развития коррозии. Данные характеристики аппаратуры также были подтверждены методическими работами по ее сертификации в метрологическом центре (СКК) фирмы "Шлюмберже" в Японии.

 

В ходе промысловых испытаний аппаратуры в скважинах на диаграммах, полученных при обработке цифровых данных измерений, четко выделяются элементы конструкции и подземного оборудования: башмаки первой, второй и третьей колонн, все муфты первой колонны и, при некоторых конструкциях скважин, сглаженно - второй колонны, переходы к другим диаметрам и толщины стенок труб, пакеры, компенсаторы (детали из немагнитных материалов, например из нержавеющей стали, на диаграммах отражаются в виде резкого минимума), а также фиксируются в виде интервалов со сниженной эффективной толщиной стенок колонн интервалы перфорации (особенно кумулятивной), что усиливается при наличии интервалов растрескивания металла в зоне перфорации.

 

В 1999-2000 гг. исследования с применением аппаратуры МИД-Газпром были проведены на скважинах ПХГ Мострансгаза и Лентрансгаза (таблица). В 17 скважинах выявлены дефекты обсадных труб и НКТ, в том числе при исследованиях через НКТ интервалы развития коррозии (3 скважины), дефекты муфтовых соединений (3 скважины), овальные нарушения эксплуатационной колонны (2 скважины), износ фильтра (4 скважины), трещины в эксплуатационной колонне (2 скважины), трещины в НКТ (3 скважины). Кроме того, в семи скважинах выполнены работы по определению интервалов перфорации, перекрытых НКТ.

 

Пример выделения интервала перфорации через НКТ приведен на рис. 2. Отметим, что в большинстве случаев интервал перфорации по данным магнитно-импульсной дефектоскопии выделяется однозначно, за исключением интервалов сверлящей перфорации.

 

Определению интервалов наличия трещин, зон деформирования обсадных труб при исследованиях магнитно-импульсным каротажем уделяется особое внимание, так как это трудоемкая задача. Последнее обусловлено тем, что трещины имеют достаточно малый размер (менее 50 % длины периметра), что сказывается на величине аномальных значений сигнала. В 2000 г. В трех скважинах  выделены дефекты типа трещина: в скв. 38 Касимовского ПХГ на глубине 665 м, скв. 158 и скв. 201 Щелковского ПХГ.

 

 

Интервалы развития внешней коррозии по данным магнитно-импульсной дефектоскопии более точно выделяются при сопоставлении фонового и текущего замера и при комплексных исследованиях путем сопоставления толщины труб, определенных по данным методов ГИС, основанных на изучении различных полей: радиоактивного и электромагнитного.

 

Вопросы, касающиеся оценки качества крепи (цементирования), решаются по стандартным технологиям с применением аппаратуры гамма-гамма-цементометрии и акустического каротажа. Отметим, что, начиная с 1999 г., применяется широкополосная акустика с регистрацией волновых картин. Обработка и интерпретация данных ГИС осуществляются комплексом программ фирмы "Камертон". В заключениях по результатам обработки и интерпретации исследований выдается характеристика качества сцепления, распределения цемента и величина зазора цемент - колонна.

 

В результате проведения многочисленных работ по диагностике скважин ПХГ создана технология по оценке технического состояния и дефектоскопии скважины на основе применения компьютеризированных комплексов и цифровых скважинных приборов.

 

В целом информация, полученная при комплексных геофизических исследованиях, является базовой, используется для принятия решений по переаттестации скважин с целью их дальнейшей эксплуатации и заносится в базу данных по скважине.

 

***

читать далее »
 «[1][2][3][4][5][6][7][8][9][10][..]» 
« Список меток

 

  • Узнавать новости по rss

    Подписаться Подписаться на новости
  • Дополнительно о других моторных топливах

    Поиск


    Ключи

    Ваше мнение!

    Защита газопроводов откоррозии

    Какая защита от коррозии газопроводов эффективнее

    активная
    пассивная


    Результаты опроса

    Статистика

    fuel-gas.ru