Метка «газ»

06.04.13 02:53 ЯМБУРГГАЗДОБЫЧА : ПРОБЛЕМЫ И ПЕРЕСПЕКТИВЫ.

ВОСПРОИЗВОДСТВО МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ

 

ООО "Ямбурггаздобыча" располагает мощнейшей минерально-сырьевой базой. Суммарные начальные запасы Ямбургского, Заполярного и Тазовского месторождений составляют более 10 трлн м куб. газа, около 240 млн т конденсата и 370 млн т нефти.

 

Однако с 1994 г. Общество самостоятельно ведет геолого-разведочные работы для формирования минерально-сырьевой базы в зоне своей производственно-хозяйственной деятельности. Работы идут по трем направлениям.

 

* Доразведка сеноманских и неокомских залежей. Подготовлены к разработке Анеръяхинский и Харвутинский участки. Прирост запасов газа составил около 400 млрд м куб. Идет создание и уточнение геологических моделей неокомских залежей Ямбургского и Заполярного месторождений.

 

* Поисково-оценочные работы в ачимовских и юрских отложениях в пределах лицензионных участков. В результате открыты и подтверждены нефтяные залежи ачимовских отложений с суммарными извлекаемыми запасами около 55 млн т.Открыта газоконденсатная залежь в юрских отложениях на глубине 4350 м с аномальным пластовым давлением 80 МПа. Ведутся подготовительные работы к исследованию перспективных ачимовских объектов Заполярного и Тазовского месторождений.

 

* Поисково-разведочные работы на территории так называемого нераспределенного фонда недр в зоне интересов предприятия. Эти работы сосредоточены на структурах Тазовского п-ова и в акватории Тазовской и Обской губ, обрамляющих уникальное Ямбургское месторождение с запада, севера и востока. Открыты два месторождения - Северо- и Южно-Парусовое; начато бурение на Митикъяхской площади; подготовлены к поисковому бурению перспективные площади - Няхартинская, Поворотная, Угловая; выявлена очень перспективная Драбкинская гравиметрическая аномалия в Обской губе, связанная с крупными газовыми залежами.

 

ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Па Ямбургском ГКМ разрабатываются сеноманская и неокомские залежи.

 

Сеноманская залежь в разработке с 1986 г. Суммарный отбор газа из нее уже составил около 2,3 трлн м куб., или более 40 % от начальных запасов. Общий фонд скважин - 891, из них эксплуатационных - 770. Скважины объединены в 134 куста. Особенность разработки сеноманской залежи - крайне неравномерный отбор газа по площади, что связано с отставанием сроков ввода Харвутинского и Анеръяхинского участков месторождения с суммарными запасами более 1 трлн м куб. газа.

 

В настоящее время в разработке находится центральная часть месторождения, отбор газа из нее составил более 55 %. Пластовое давление по зоне УКПГ снизилось с начала разработки более чем в 2 раза и в центральной части составило 4 МПа.

 

В 2001 г. Ямбургское месторождение вступило в период падающей добычи. Ее фактический уровень в 2002 г. и последующие годы будет целиком определяться сроками ввода вторых очередей ДКС и темпами обустройства Анеръяхинского и Харвутинского участков.

 

Нанеокомской залежи общий фонд скважин составляет 322, из них эксплуатационных 229. Скважины сгруппированы в 36 кустах. Работает одна УКПГ и две УППГ. Из залежей отобрано 92 млрд м куб. газа и 7,3 млн т конденсата.

 

Действующий фонд скважин позволяет добывать 35 млн м куб. газа и 4 тыс. т конденсата в сутки.

 

К основным проблемам разработки нижнемеловых залежей относятся: высокий темп снижения пластового давления; большое число простаивающих скважин, связанное с обводнением наиболее продуктивных пластов и негерметичностью эксплуатационных колонн; отсутствие ДКС на выходе УКПГ-1В.

 

На Заполярном ГКМ в разработке находится сеноманская залежь, эксплуатация которой началась 30 сентября 2001 г. В настоящее время общий фонд скважин - 120, из них эксплуатационных- 101. Скважины объединены в 17 кустах. С начала разработки отобрано 18 млрд м куб. газа.

 

Плановая добыча газа в 2002 г. должна обеспечиваться за счет пуска УКПГ-2С. Внедряется комплекс научно-технических мероприятий, позволяющий довести объемы добычи по УКПГ-1С до 130 млн м куб./сут.

 

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ФОНД СКВАЖИН

 

Требуется проведение капитальных ремонтов 126 бездействующих скважин. Подавляющее большинство газовых и газоконденсатных скважин простаивает по следующим причинам:

 

* обводнение из-за некачественного цементирования эксплуатационных колонн в продуктивной части разреза;

 

* подъем ГВК по основным продуктивным пластам;

 

* разрушение призабойных зон;

 

* негерметичность эксплуатационных колонн;

 

* низкая продуктивность.

 

Анализ позволяет делать прогнозы о ежегодном выбытии в бездействующий фонд до шести газовых и 12 газоконденсатных скважин.

 

Для предотвращения этого необходимы: изоляция водопритоков в скважинах, укрепление призабойной зоны пласта, ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн и интенсификация притока с применением высокоэффективных технологий (в том числе физико-химические, гидродинамические, а также бурение боковых горизонтальных и субгоризонтальных стволов).

 

Внедрение этих мероприятий позволит компенсировать остановку и выход эксплуатационных скважин в бездействие по техническим и геологическим причинам.

 

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

 

Разработанные и внедренные технические решения направлены на повышение качества продукции и уменьшение эксплуатационных затрат. Среди них:

 

* реконструкция и модернизация абсорберов с установкой регулярных насадок и мультикассетных сепарационных элементов, повысившие производительность оборудования на 25 %;

 

* оптимизация работы установок регенерации ДЭГ и метанола в условиях повышения влагосодержания природного газа;

 

* перевод УКПГ-1В на однореагентную схему эксплуатации, позволивший исключить потребление ДЭГ и снизить потребление метанола;

 

* применение новых методов диагностики, включая дистанционные;

 

* оборудование скважин автоматизированными телеметрическими системами фирмы "Атлантиктрансгазсистема" и "Ямбург СТМ".

 

Необходимо отметить, что около 32 % оборудования уже отработало свой нормативный срок и для обеспечения его надежной эксплуатации силами Общества и экспертных организаций постоянно ведутся работы по диагностике, определению остаточного ресурса, паспортизации и оценке риска.

 

На Ямбургском ГКМ интенсивная эксплуатация оборудования первых очередей ДКС вызвана отставанием сроков ввода вторых очередей. В нагнетатели установлены сменные проточные части (СПЧ) со степенью сжатия 1,7. Они эксплуатируются с максимальной частотой вращения, что позволяет снизить темп падения объемов добычи газа до ввода новых мощностей.

 

Переход на высоконапорные СПЧ снизил ряд параметров и привел к изменению проектной схемы работы ДКС. Постоянный режим эксплуатации газоперекачивающих агрегатов обеспечил выполнение плановой добычи газа, но привел к увеличению наработки агрегатов и росту ремонтных работ. В результате отсутствует резерв и идет "работа с колес". Ряд агрегатов с разрешения завода-изготовителя, выдаваемого на основании результатов диагностических исследований, эксплуатируется с превышением нормативного допуска по наработке.

 

Существующая проблема реконструкции первых очередей ДКС особенно остро встанет в 2003-2005 гг. Решить ее и избежать значительных потерь добычи газа можно, если использовать мощности вторых очередей ДКС, оснастив их СПЧ-2,2. Если этого не сделать, то использовать нагнетатели первых очередей можно будет только до степени сжатия 1,6. но тогда производительность УКПГ с 2006 г. снизится до 36 млн м куб./сут.

 

ОБЕСПЕЧЕНИЕ НЕОБХОДИМОЙ ДОБЫЧИ ГАЗА

 

Для обеспечения добычи необходимых объемов газа следует:

 

* продолжить обустройство Заполярного ГНКМ, а также ввести в разработку Анеръяхинскую и Харвутинскую площади ЯмбургскогоГКМ, для чего пробурить около 700 скважин;

 

* вывести скважины Ямбургского ГКМ из бездействующего и неосвоенного фонда;

 

* построить и ввести в эксплуатацию вторые очереди ДКС на всех сеноманских УКПГ, а также ДКС на УКПГ-1В Ямбургского ГКМ.

 

Период падающей добычи характеризуется устойчивым ростом себестоимости добываемых углеводородов. Существенно возрастают затраты на геолого-разведочные работы, капитальный ремонт основных фондов, эксплуатационные затраты.

 

Впоследствии, в связи с уменьшением добычи газа из основной залежи ЯГКМ, уровень добычи по Обществу начнет снижаться до 10 млрд м куб./год. Для его поддержания необходимо обеспечить подачу углеводородного сырья на освобождающиеся мощности по подготовке и транспорту газа из месторождений-спутников (Семаковское, Парусовая группа, Тота-Яхинское, Антипаютинское, Каменномысское, Северо-Каменномысское, Минховское, Няхартинское, Поворотное, Угловое - с суммарными запасами газа более 2,3 трлн м куб.)

 

С учетом поэтапного ввода месторождений дополнительно можно переработать на освободившихся мощностях и подать потребителям от 20 до 40 млрд м куб. газа. При этом резерв освободившихся незадействованных мощностей может составить около 50 млрд м куб., что позволит подключить трубопроводы независимых производителей газа.

 

УВЕЛИЧЕНИЕ ЗАГРУЗКИ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ МОЩНОСТЕЙ

 

Для достижения этой цели требуется трансформация существующей информационно-вычислительной среды предприятия в высокоэффективную интегрированную информационную систему, охватывающую все сферы деятельности предприятия. Параллельно должна развиваться автоматизация технологических процессов, совместимая с этой системой.

 

В связи с этим на Ямбургском месторождении уже начаты работы по замене устаревших систем. HaУKПГ-IB (вторая очередь) и УППГ-2В введены в эксплуатацию современные системы фирмы Siemens, на ДКС-4 и ДКС-7 внедрены системы управления ГПА фирмы ССС, введены в эксплуатацию системы управления общецеховым технологическим оборудованием ДКС "Система-Сервис".

 

На Заполярном месторождении уже на стадии проектирования предусматривалось применение новейшей многоуровневой системы Foxboro. Ее нижний уровень включает противоаварийные защиты, контроль загазованности и пожарной сигнализации, телемеханики кустов скважин и трубопроводов. Рабочие станции верхнего уровня позволяют реализовать любую стратегию управления процессами и элементами всей системы.

 

В ЯГД разработаны и применяются программные комплексы моделирования пластов и части наземного оборудования, решающие некоторые проблемы эксплуатации месторождения. Однако без комплексного подхода к моделированию всей системы - от пласта до потребителя (с учетом экономической ситуации) невозможно принимать обоснованные и своевременные решения в стратегическом планировании рациональной газодобычи. Эта задача для ООО "Ямбурггаздобыча" является приоритетной в области информационных технологий на долгосрочную перспективу.

 

Приоритетами в области охраны окружающей среды и рационального природопользования являются:

 

* сохранение природной среды в зоне размещения объектов добычи, подготовки и транспортировки углеводородов;

 

* промышленно-экологическая безопасность при строительстве и эксплуатации объектов газодобычи;

 

* безопасность труда и охрана здоровья работников Общества;

 

* экологическая безопасность регионов (организационное, техническое, финансовое), в которых находятся объекты газодобычи Общества.

 

Экологическая ранимость территории, на которой осуществляется производственная деятельность, потребовала разработки и внедрения элементов системы защиты окружающей среды во всех трех сферах - воздушной, водной и почвенной. Применение новых подходов и нестандартных решений позволило свести до минимума отрицательные воздействия на окружающую среду. Ямбург стал своеобразным полигоном для испытания и внедрения новейших технологий защиты окружающей среды.

читать далее »
06.04.13 02:53 ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО РАЙОНА.

Нефтяная и газовая промышленность России вступает в качественна новую стадию своего развития, называемую стадией зрелости. Для нее характерны высокая степень изученности регионов, постепенный переход крупных месторождений на падающую добычу, снижение качества разведанных запасов, ухудшение показателей эффективности геолого - разведочных работ, рост капиталоемкости проектов освоения новых месторождений и т. д.

 

Уникальные газовые и газоконденсатные месторождения северных районов Западной Сибири уже находятся на стадии падающей добычи либо скоро выйдут на нее. Недавно введенное в эксплуатацию месторождение Заполярное - последнее из известных на сегодняшний день крупных месторождений суши. В качестве объектов, компенсирующих падение добычи газа на эксплуатируемых месторождениях, не в столь уж отдаленной перспективе могут рассматриваться так называемые месторождения-спутники, которые по запасам углеводородов уступают крупным месторождениям, но в то же время могут внести ощутимый вклад в поддержание уровня добычи в целом по региону.

 

На Уренгойском, Ямбургском и других крупных месторождениях создана мощная производственная инфраструктура, имеется высококвалифицированный персонал руководителей, специалистов и рабочих, который обеспечен нормальными условиями жизнедеятельности. Использование накопленного экономического потенциала газодобывающих, транспортирующих и перерабатывающих предприятий в процессе освоения новых месторождений региона может оказать позитивное влияние на технико-экономические показатели и критерии финансовой рентабельности инвестиций.

 

Газовая промышленность относится к наиболее эффективным отраслям национальной экономики, но в то же время ее развитие характеризуется высокими капиталовложениями и значительной фондоемкостью. Поэтому технико-экономические показатели газовой промышленности во многом зависят от выбора стратегии разработки месторождений.

 

Одним из действенных путей повышения экономической эффективности функционирования газовой промышленности является использование в планировании методов оптимизации распределения добычи по объектам газодобывающего региона.

 

Экономические проблемы комплексного освоения группы месторождений нефти и газа рассматривались в трудах таких известных ученых, как Н.К. Байбаков, Б.Б. Лапук, Ф.А. Требин, Н.М. Николаевский, С.Н. Закиров, Ю.П. Коротаев, А.Д. Бренц и др. Эти работы сыграли важную роль в развитии науки об управлении газодобычей. К недостаткам методов решения можно отнести статическую постановку задачи и несовершенство системы критериев оценки эффективности проектных решений.

 

Задача перспективного планирования объемов добычи газа по отдельным объектам разработки газодобывающего района возникает в том случае, если спрос на природный газ меньше его предложения, что характерно для рынка углеводородного сырья. Под предложением в данном случае понимается максимально возможная добыча газа на отдельных объектах с учетом требований охраны недр и пропускной способности газопроводов. В этом случае оказывается возможным распределить добычу газа по месторождениям таким образом, чтобы обеспечить добывающему предприятию суммарный максимальный эффект за расчетный период.

 

Основной задачей планирования на уровне газодобывающего района является выбор таких вариантов освоения ресурсов газа, при которых обеспечивается надежное снабжение страны газом (в том числе экспортных поставок) и наиболее высокая эффективность его добычи как в ближайшей, так и в среднесрочной перспективе. При прочих равных условиях эффективность освоения газовых ресурсов в регионе зависит от темпов разработки отдельных месторождений и очередности их ввода в эксплуатацию. В отношении эффективности эксплуатации отдельного месторождения наиболее целесообразен отбор газа в период стабильной добычи в размере 3-5 % начальных извлекаемых запасов. Переход на падающую добычу происходит при отборе 60-70 % извлекаемой части запасов.

 

Сложность решения проблемы состоит в том, что в отличие от других подотраслей газовой промышленности экономические показатели добычи газа зависят не только от текущих темпов отбора газа, но и от накопленной добычи, т. е. от степени истощения запасов газа на месторождении. Построение аналитической зависимости экономических показателей разработки от двух факторов (годовых темпов отбора и накопленной добычи) -достаточно сложная задача.

 

Газодобывающий район, как экономическая система, является одной из составляющих более крупной системы -топливно-энергетического комплекса страны. Будучи нижней ступенью иерархии по отношению к ТЭК страны, отдельный газодобывающий район в то же время является верхней ступенью иерархии по отношению к отдельным месторождениям. Поэтому оптимальное планирование добычи газа в районе должно осуществляться путем совместной оптимизации функционирования двух взаимосвязанных экономических систем - газодобывающего района и отдельных месторождений.

 

На стадии перспективного планирования развития газодобычи эти системы могут быть связаны следующим образом. Для каждого месторождения на основе проектных расчетов технико-технологических и экономических показателей, а также критериев эффективности выбирается наиболее целесообразный вариант его разработки. Эта информация по отдельным месторождениям используется для формирования перспективного плана добычи газа в целом по району за расчетный период. При этом предполагается, что параметры разработки отдельных месторождений определены как наиболее рациональные, т. е. четко зафиксированы режимы работы скважин, составлены схемы обустройства месторождений, включающие порядок размещения скважин на площади, места расположения пунктов сбора, дожимных компрессорных станций, установок комплексной подготовки газа и т.д.

 

В таком случае эффективность освоения ресурсов газа в районе будет зависеть от распределения добычи газа между отдельными месторождениями, определения очередности их ввода в эксплуатацию, от выбранной схемы внутрирайонного транспорта газа. Из сказанного следует, что только комплексный подход к перспективному планированию добычи газа во взаимосвязи и взаимозависимости между отдельными составляющими системы позволит повысить эффективность развития всего газодобывающего комплекса какого-либо региона.

 

При оптимизации функционирования локальных экономических систем обычно используются два критерия:

 

* максимум эффекта при выполнении всех ограничительных условий;

 

* минимум совокупных затрат на получение фиксированного объема продукции при выполнении всех ограничительных условий.

 

Первый критерий более универсален, так как позволяет сравнивать варианты, различающиеся динамикой и общим объемом выпускаемой продукции. Второй целесообразно использовать при тождественности результатов реализации всех сравниваемых вариантов развития газодобывающего района. Это достигается, если цены и объемы реализации газа на внутреннем и внешнем рынках в целом по району по вариантам не отличаются. По существу, этот критерий является модификацией первого и отражает один из частных случаев - ситуацию с точно определенной на ближайшую перспективу ежегодной потребностью страны в газе, поставляемом из данного региона.

 

Специфика развития газодобывающего района такова, что для рационального обеспечения запланированного уровня добычи возникает необходимость сравнения вариантов с различными сроками ввода в эксплуатацию отдельных месторождений, разновременными капитальными вложениями и переменными текущими затратами. Кроме того, варианты будут отличаться сроками эксплуатации объектов, которые могут быть больше, меньше или равны продолжительности расчетного (планового) периода. В первом случае созданные на месторождении основные производственные фонды (добывающие скважины и элементы обустройства) будут обеспечивать получение продукции за пределами расчетного периода, что необходимо учитывать при формировании критериев и решении данной задачи.

 

Каждый из сравниваемых вариантов характеризуется поэтапными капитальными вложениями, переменными эксплуатационными затратами, различными сроками эксплуатации объектов. Одинаковыми по всем вариантам предполагаются лишь объемы добычи и реализации продукции и продолжительность расчетного периода. При этих условиях выбор наилучшего решений осуществляется по минимуму суммарных затрат за период их оптимизации с учетом остаточной (не перенесенной на продукцию) стоимости основных производственных фондов.

 

Таким образом, применительно к рассматриваемой задаче определения рационального варианта развития газодобывающего района в качестве критерия эффективности может использоваться как критерий максимума эффективности предприятия, так и критерий минимума совокупных затрат при соблюдении всех ограничительных условий. Выбор того или иного критерия зависит от исходной предпосылки - обеспечения установленной потребности страны в газе при минимальных затратах ресурсов или достижения наивысшей эффективности от эксплуатации объектов при выделенных на данные цели инвестициях. Важным условием также является создание нормальных экономических взаимоотношений между газодобывающими предприятиями, предприятиями - потребителями продукции и государством, обеспечивающих эффективное функционирование предприятий и создающих возможности их дальнейшего развития. В свою очередь, это должно оказывать влияние на прогрессивные изменения во всем экономическом комплексе как отдельного региона, так и страны в целом, поскольку именно базовые отрасли формируют возможности дальнейшего развития национального хозяйства.

 

Задача оптимизации добычи газа в газодобывающем районе формулируется следующим образом: распределение плановых объемов добычи газа между отдельными месторождениями и определение рационального порядка ввода объектов в эксплуатацию. Цель решения данной задачи - поиск такой стратегии разработки, которая обеспечивала бы в каждом году расчетного периода установленные уровни добычи газа в районе при минимуме интегральных затрат.

 

Таковы общие концептуальные подходы к моделированию вариантов распределения (в соответствии со спросом) добычи газа по отдельным объектам разработки газодобывающего района.

 

Как отмечалось, основными параметрами, входящими в целевую функцию, позволяющую найти наиболее рациональный вариант распределения добычи газа по объектам газодобывающего района, являются:

 

* продолжительность периода оптимизации;

 

* капитальные вложения в разработку новых и доразработку эксплуатируемых газовых месторождений;

 

* текущие издержки (эксплуатационные расходы) на добычу газа;

 

* выручка от реализации;

 

* налоги и отчисления;

 

* экономический эффект от оптимизации распределения добычи газа по отдельным объектам района.

 

В данной задаче продолжительность периода оптимизации выбрана в пять-семь лет (среднесрочный период) с тем расчетом, чтобы в рассматриваемую совокупность объектов не входили месторождения, которые за этот период могут быть открыты, разведаны и введены в эксплуатацию. Таким образом, оптимизации подлежит добыча газа на эксплуатируемых на начало периода объектах, а также на месторождениях, законченных разведкой и имеющих на этот момент утвержденную технологическую схему (проект) разработки.

 

Капитальные вложения в разработку месторождений определяются на основе цен на оборудование, материалы, расценок на строительно-монтажные работы, смет на бурение скважин и т. д.

 

Эксплуатационные расходы могут рассчитываться на основе калькуляций издержек на добычу газа по элементам и статьям расходов.

 

Валовой доход определяется исходя из цены 1000 м куб. газа и объема продаж в натуральном выражении.

 

Расчет налогов и отчислений проводится в порядке, установленном законодательством РФ на год начала периода оптимизации.

 

Экономический эффект в общем случае определяется как разность между валовым доходом и полными затратами с учетом налогов и отчислений или как разность между интегральными затратами на добычу газа за расчетный период без оптимизации и с оптимизацией его добычи в масштабе газодобывающего района.

 

Расчет параметров, входящих в целевую функцию, можно проводить с учетом и без учета инфляционной составляющей. Если инфляция учитывается, то валовой доход, капитальные вложения и текущие затраты, налоговые выплаты и коэффициент дисконтирования умножаются на индекс инфляции. В данном случае все расчеты можно проводить в ценах года начала периода оптимизации, т. е. в постоянных ценах, поскольку учет равномерной по годам периода инфляции, одинаковой для выгод и затрат, не влияет на выбор наиболее рационального варианта размещения добычи газа по отдельным месторождениям. К тому же нестабильность налоговой системы не позволяет сделать прогноз изменений ставок налогов и отчислений даже на ближайшие пять-семь лет. Поэтому, как уже отмечалось, расчет налоговых выплат осуществляется в порядке, установленном в первом году расчетного периода.

 

Экономические показатели разработки месторождений (капитальные вложения, амортизационные отчисления, текущие издержки, полная и удельная себестоимость добычи газа и др.) могут быть определены в соответствии с методическими подходами к технико-экономическому проектированию процессов разработки газовых месторождений.

 

Предлагаемая модель реализована в виде компьютерной программы, позволяющей проводить многовариантные расчеты с изменением значений используемых переменных технологических и экономических параметров. В процессе проведения расчетов по всем месторождениям были получены и проанализированы зависимости годовой добычи газа, капитальных вложений, текущих затрат, налогов и денежных потоков в налоговой и безналоговой среде от уровней отбора газа. Кроме того, определялись зависимости критериев эффективности от цен на газ, размеров капитальных вложений, эксплуатационных затрат, налоговых платежей и нормы дисконта.

 

Апробация предложенной модели оптимизации распределения добычи газа по объектам газодобывающего района, интерпретация полученных результатов говорят о возможности и целесообразности ее использования при решении подобных задач по какому-либо газодобывающему району страны.

 

***

 

Основной задачей планирования на уровне газодобывающего района является выбор таких вариантов освоения ресурсов газа, при которых обеспечивается надежное снабжение страны газом (в том числе экспортных поставок) и наиболее высокая эффективность его добычи как в ближайшей, так и в среднесрочной перспективе.

читать далее »
06.04.13 02:53 ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И ИХ РЕАЛИЗАЦИЯ НА ОБЪЕКТАХ "ГАЗПРОМА".

Проводимая ВИИИгазом совместно со специалистами ОМ "Газпром" рабою по долгосрочиому прогнозу развития газовой отрасли позволяет сосредоточить основные усилия науки на решении самых актуальных проблем развития газовой промышленности России. При этом цепью выполнения работ всегда остается надежное функционирование ОАО "Газпром" и обеспечение бесперебойного снабжения газом и продуктами его перерабатки отечественных и зарубежных потребителей.

 

Более 90 % добываемого в стране газа приходится на долю ОАО "Газпром". Бурный рост добычи газа в конце 70-х гг. стал возможен благодаря открытию и вводу в разработку уникальных сеноманских залежей месторождений севера Западной Сибири - Медвежьего, Уренгойского и Ямбургского, введенных в разработку с 1973 по 1986 г.

 

Суровые климатические условия, ограниченность материальных, финансовых и людских ресурсов требовали создания принципиально новых методов освоения этих месторождений. Совместно со специалистами Министерства газовой промышленности ведущими учеными ВНИИгаза в сжатые сроки была проделана гигантская работа по обоснованию новых технических решений, учитывающих характерные особенности сеноманских залежей и способствовавших скорейшему вводу в разработку новых месторождений. Именно внедрение самых экономичных и эффективных путей освоения месторождений позволило довести добычу газа по России со 100 до 600 млрд м куб./год.

 

В целом сеноманские залежи характеризуются относительно низкими пластовыми давлениями (11,7-13,0 МПа) и температурами (30-32 шС), высокой проницаемостью (600 мД) и пористостью (30-34 %), по всей площади подстилаются подошвенной водой. Максимальная толщина газовой части залежи достигает 220 м. Хорошие коллекторские свойства пласта позволили в начальный период эксплуатации достичь дебитов скважин около 2 млн м куб./сут и обеспечить проектные отборы газа.

 

Однако в настоящее время сеноманские залежи базовых месторождений в значительной мере выработаны. На начало 2002 г. текущая газоотдача по сеноманской залежи Медвежьего месторождения составила 76 %, по Ен-Яхинской площади - 65 %, по Уренгойской площади - более 74 %, по Ямбургской площади - более 58 %.

 

Хорошие коллекторские свойства пласта при снижении пластового давления на поздней стадии разработки приводят к вторжению пластовой воды в газонасыщенную часть залежи и защемлению части начальных запасов газа. В соответствии с прогнозами на поздней стадии разработки будет обводнено более 60 % начального перового объема, где может остаться до 10 % начальных запасов газа. В целом по разрабатываемым сеноманским залежам в обводненной зоне может быть защемлено в свободном состоянии почти 1,5 трлн м куб. газа. Следует отметить, что столь значительные запасы газа будут находиться в районах с уже готовой инфраструктурой, на полностью обустроенных месторождениях, где нет альтернативы при трудоустройстве для населения.

 

Понимая важность данной проблемы, специалисты ВНИИгаза на протяжении ряда лет изучали закономерности поведения защемленного газа при снижении пластового давления. Специальные исследования, проведенные с использованием уникального лабораторного оборудования на моделях обводненных пластов, позволили предложить новый способ добычи газа. Его суть заключается в нагнетании в пласт азота, который, смешиваясь с природным газом, делает его подвижным. Применение этого способа позволяет извлечь природный газ, оставшийся ниже текущего газоводяного контакта, и повысить конечную газоотдачу. Результаты экспериментов и математического моделирования дали возможность рекомендовать проведение опытных исследований на промысле. В настоящее время готовятся работы на опытном полигоне на сеноманской залежи Медвежьего месторождения. Отработка практических вопросов и создание затем промышленной технологии добычи защемленного газа позволят продлить жизнь выработанных месторождений и повысить конечную газоотдачу уникальных сеноманских залежей.

 

Несмотря на то, что основную добычу газа по России обеспечивают сеноманские залежи, существенный вклад вносят и газоконденсатные месторождения. Причем в перспективе до 2030 г. доля газа, добываемого из таких месторождений, увеличится более чем в 3 раза. В отличие от сеноманских залежей, газ которых состоит преимущественно из метана (более 98 %), в продукции газоконденсатных месторождений содержится значительное количество жидких углеводородов, которые являются ценным сырьем, используемым для получения моторных топлив и для переработки на газохимических комплексах. В настоящее время значительные объемы газа из газоконденсатных залежей добываются на месторождениях Западной Сибири. Для переработки жидких углеводородов построены газохимические комплексы в Новом Уренгое и Сургуте. Однако и остающиеся в газе промежуточные углеводороды (этан, пропан, бутан) могут также направляться на переработку. Применение новых схем промысловой подготовки продукции, добываемой из новых газоконденсатных месторождений, реконструкция действующих промыслов позволят увеличить объем направляемых на переработку углеводородов. Это, с одной стороны, дает возможность получить необходимую стране продукцию (изделия из полиэтилена и полипропилена) из ранее сжигавшихся углеводородов, а с другой - повысить прибыльность предприятий ОАО "Газпром". Так, реализация полиэтилена в 7 раз выгоднее, чем продажа используемого в качестве сырья этана, а реализация изделий из полиэтилена (трубы низкого давления, бытовые предметы) выгоднее уже в 35 раз.

 

В настоящее время все газоконденсатные месторождения разрабатываются так же, как и месторождения с сухим газом, с использованием естественной пластовой энергии. При этом большая часть жидких углеводородов (до 60 %) остается в пласте в виде неподвижной жидкости. Применение специальных методов разработки, предназначенных для обеспечения максимальной добычи жидких углеводородов, оказывается экономически приемлемым при их высоком содержании в газе (более 300-350 г/м куб.). Проведенные оценки показывают, что для разрабатываемых в настоящее время и планируемых к вводу в разработку месторождений остаточные запасы жидких углеводородов (так называемого конденсата) составят почти 700 млн т. Несмотря на то, что для части месторождений эта проблема еще не столь актуальна, решать ее придется уже в ближайшее десятилетие.

 

Впервые проблема добычи выпавших в пласте жидких углеводородов остро встала на Вуктыльском ГКМ, которое разрабатывается на истощение с 1968 г. За время разработки значительное количество конденсата выпало в пласте и не могло быть извлечено с использованием традиционных технологий. Проводимые с начала 80-х гг. исследования взаимной растворимости углеводородов показали, что путем подбора специального состава газа можно или придать подвижность выпавшему конденсату, или добиться его активного испарения в газовую фазу. Тем самым можно на истощенных месторождениях извлечь конденсат, считавшийся ранее потерянным. Разработанная ВНИИгазом и впервые внедренная на Вуктыльском месторождении технология добычи выпавшего в пласте конденсата путем закачки сухого газа позволила добыть дополнительно 120 тыс. т конденсата и продлить работу Сосногорского комбината.

 

Освоение газоконденсатных месторождений п-ова Ямал связано с необходимостью сооружения МГ в сложных природно-климатических и геокриологических условиях. В аналогичных условиях эксплуатируются газопроводы Ямбургского коридора и система газопроводов Ухта -Торжок. Основными факторами, ухудшающими техническое состояние этих газотранспортных систем, являются:

 

* образование всплывших участков и арочных выбросов трубопроводов;

 

* непроектное положение переходов через реки, ручьи, овраги;

 

* тепловое взаимодействие газопроводов с мерзлыми грунтами, приводящее к просадке отдельных участков, пучению грунтов и смещению трассы.

 

Современная комплексная система диагностики формируется из таких стратегических направлений, как комплексная разработка теоретических проблем ресурса (остаточный ресурс) и прочности газопроводных конструкций с дефектами, создание и внедрение новых технологий ремонта и технологий, повышающих работоспособность газопроводов, разработка совершенных методов оценки напряженно-деформированного состояния трубопроводов в реальных эксплуатационных условиях и решения задач их диагностического обслуживания.

 

Перечисленные задачи не являются полностью автономными, а тесно связаны между собой и взаимозависимы. При этом ключевая роль в развитии данных направлений на современном этапе должна отводиться экспериментальным исследованиям как при отработке технологий и приборных средств диагностики, так и в области прочности и ресурса газопроводных конструкций.

 

По данным направлениям разработаны и реализуются отраслевые комплексные программы. На основе научно-экспериментальных исследований разработана и используется на практике серия методических материалов и отраслевых документов. К настоящему времени ВНИИгаз впервые в отрасли разработал и согласовал с Госгортехнадзором России Положение о порядке продления ресурса магистральных газопроводов ОАО "Газпром".

 

Среди существующих наиболее прогрессивным направлением технической диагностики являются внутритрубные методы инспекции, позволяющие эффективно определять дефекты на протяженных участках (100-120 км) газопровода. Применение этих методов позволяет дать быструю и достоверную количественную оценку технического состояния газопровода, по результатам которой на основе расчетов определяется межремонтный ресурс и порядок устранения обнаруженных дефектов.

 

При эксплуатации рассматриваемой системы газопроводов на отдельных участках опасные процессы (пучение грунта, оползни) могут привести к непредсказуемым внешним нагрузкам, превосходящим по своей величине расчетные. Для поддержания безопасной эксплуатации газопроводов необходимо осуществлять мониторинг напряженно-деформированного состояния. С этой целью создаются системы измерения напряжений, основанные на ультразвуковых, тензометрических, магнитных и электромагнитных методах. Среди существующих следует отметить ультразвуковой прибор ПИНТ разработки НИИИС и ВНИИгаза, показавший удовлетворительные результаты при стендовых испытаниях катушек труб, нагруженных внутренним давлением, а также внутренним давлением и растягивающей осевой силой. Целесообразность его использования в полевых условиях проверяется на тестовом эксперименте путем сравнения результатов измерений напряжений с результатами расчетов, полученных на оползневом участке газопровода.

 

Одним из важнейших направлений диагностики МГ является определение качества изоляционного покрытия. В этом направлении предусматривается создание системы контроля дефектов изоляции, аналогичной зарубежной системе C-SCAN. Разработка системы ООО "АкаГео" и ВНИИгаза ведется на базе новой технологии диагностики изоляционных покрытий, изложенной в Методике оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов. Система отличается от аналога тем, что дает возможность непосредственно интегрально оценивать состояние изоляционного покрытия на трубопроводе в интервале между двумя точками измерений в параметрах сопротивления изоляционного покрытия.

 

Оперативно оценить масштабы и состояние процессов взаимодействия газопроводов с окружающей средой, протекающих на больших территориях, возможно лишь на основе применения дистанционных (аэрокосмических) методов, позволяющих:

 

* оценить техническое состояние МГ;

 

* определить пространственное положение оси газопроводов;

 

* оценить степень устойчивости ландшафтов к техногенным воздействиям;

 

* создать карты местности с природно-техническими условиями эксплуатации.

 

Со стороны ООО "ВНИИГАЗ" в совершенствовании технологии контроля особое внимание уделяется вопросам организационно-методического обеспечения.

 

Как уже отмечалось, освоение новых месторождений, расположенных на п-ове Ямал, требует строительства нескольких тысяч километров магистральных газопроводов в новых ненаселенных районах. Учитывая ограниченные сроки строительства (первый газ должен быть получен в 2007 г.), была рассмотрена возможность магистрального транспорта газа при повышенных давлениях, что позволит сократить число ниток МГ и КС, сроки и стоимость строительства, а также стоимость перекачки газа.

 

Разработанная ВНИИгазом и впервые внедренная на Вуктыльском месторождении технология добычи выпавшего в пласте конденсата путем закачки сухого газа позволила добыть дополнительно 120 тыс. т конденсата и продлить работу Сосногорскогокомбината.

читать далее »
06.04.13 02:53 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ОСВОЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ НА ПЕРИОД ДО 2020 Г.

В 2001 г. "Газпромом" быт добыто около 512 млрд м куб. газа, из которых 92 % пришлось на территорию Надым-Пур-Тазовского региона (НПТР). При этом около 74 % добычи газа приходилось на Уренгойское, Ямбургское и Медвежье месторождения, которые в настоящее время находятся в стадии падающей добычи, требующей значительных операционных затрат, приводящих к ежегодному росту себестоимости добычи газа. Высокий рост затрат связан с тем, что технологии добычи газа, используемые сегодня, были разработаны в 70-80-е гг. прошлого века в условиях плановой системы хозяйствования. На современном этапе, когда резко изменилась экономическая среда, данные технологии оказались неконкурентоспособными и их использование приводит к объективному ухудшению технико-экономических показателей.

 

В последние годы XX в. газовая промышленность являлась наиболее устойчивым и эффективным сектором ТЭК страны, обеспечивающим около 50 % внутреннего энергопотребления, более 40 % выручки от экспорта топливно-энергетических ресурсов, около 25 % налоговых поступлений в бюджет.

 

Устойчивая и эффективная работа отрасли была обусловлена эксплуатацией уникальных по мощности и эффективности месторождений и газотранспортных систем, сооруженных в 70-80-е гг. Созданные предпосылки и сохранение целостности ЕСГ с поэтапной реструктуризацией отрасли (выделение непрофильных производственных структур) позволили обеспечить устойчивое ее функционирование в ходе экономических реформ. Это было бы невозможно без соответствующей работы газодобывающих предприятий "Газпрома", разрабатывающего 68 месторождений, из них 10 -в Западной Сибири. Следует отметить, что, несмотря на имеющийся потенциал, добыча газа в 1991-2001 гг. по Обществу снизилась на 9,1 % в основном вследствие сокращения платежеспособного спроса на газ в России и странах СНГ. За этот период деятельность газодобывающей подотрасли характеризовалась:

 

* ухудшением геолого-промысловых факторов разработки месторождений;

 

* дефицитом инвестиций;

 

* ростом затрат на добычу газа;

 

* дефицитом финансовых ресурсов.

 

Складывающиеся условия для воспроизводства ведут к росту затрат на добычу и транспорт газа. В силу этого эффективность производства в газовой отрасли не может основываться на концепции безусловного повышения эффективности капитальных вложений и использования производственных фондов, а должна учитывать и неблагоприятные тенденции, связанные с объективным усложнением условий для воспроизводства.

 

Естественное ухудшение горно-промысловых характеристик месторождений за последние 10 лет обусловило падение дебита скважин по месторождениям и, как следствие, сокращение объемов добычи газа. По всем предприятиям "Газпрома" дебит одной газовой скважины снизился на 40 % (таблица). Максимальное снижение дебита газа за рассматриваемый период произошло в Ямбурггаздобыче ( на 45 %), причем темп снижения дебита стал возрастать. Падение дебита обусловило необходимость ввода в эксплуатацию новых скважин. Максимальное число скважин было введено в 1996 г. - 245, что в 1,6 раза превысило уровень 1992 г., в 2000 г. было введено в эксплуатацию 105 скважин.

 

Дефицит финансовых ресурсов в последние годы сдерживал подготовку к вводу в разработку новых объектов. Динамика инвестиций, направляемых в добычу газа (рис. 1), свидетельствует о том, что в отдельные годы выделялось всего 25 % от потребности в них. Всего за 1997-2000 гг. дефицит инвестиций в добычу газа составил более 4 млрд долл. США. Недостаток финансовых средств привел к тому, что Заполярное месторождение было введено в эксплуатацию только в 2001 г. вместо 1998 г.

 

За последние годы себестоимость добычи газа газодобывающих предприятий НПТР, занимающего основной удельный вес в этом виде подотрасли, возросла более чем в 2,5 раза, а внутренняя оптовая цена на газ для всех газодобывающих предприятий - в 4 раза. Подобный рост цен отражает сложившуюся структуру эксплуатационных расходов в процессе добычи, увеличение затрат, связанных с естественным ухудшением геолого-промысловых характеристик месторождений, и необходимость обеспечения экономической эффективности работы газодобывающих предприятий.

 

Эффективное развитие газодобывающей промышленности в перспективе будет зависеть от того, достаточен ли научно-технический, организационный и управленческий потенциал "Газпрома", чтобы управлять и реально воздействовать на стабилизацию и снижение негативных факторов, основными из которых являются:

 

* вступление в ближайшее время в стадию падающей добычи уникальных месторождений НПТР;

 

* переход к освоению сложно построенных объектов разработки с аномальными термобарическими характеристиками, глубокозалегающими горизонтами, низкими продуктивными свойствами и сложным составом ресурсов (газ, конденсат, нефть, сероводород, гелий и др.);

 

* проблема использования газа низкого давления на заключительных этапах разработки месторождений, подача которого в магистральные газопроводы при сегодняшнем уровне газопромысловых технологий и оборудования становится нерентабельной;

 

* освоение новых регионов газодобычи, которое требует значительных финансовых вложений из-за экстремальных природно-климатических условий, отдаленности, неразвитой транспортной и социальной инфраструктуры, увеличения объема вложений в природоохранные мероприятия и необходимости решений региональных социальных проблем;

 

* освоение объектов добычи на шельфе, требующих применения нетрадиционных методов и значительных инвестиций.

 

Начиная с 2007 г., в связи с падением добычи газа, недостающие объемы могут восполняться за счет ввода в разработку месторождений новых газоносных районов со сложными географическими и геолого-промысловыми характеристиками разработки (п-ов Ямал, Обская и Тазовская губы, шельф Баренцева и Карского морей, объекты ачимовской свиты НПТР). С перемещением центра газодобычи в районы Крайнего Севера и на арктический шельф России значительно увеличиваются капитальные вложения и эксплуатационные расходы на разработку месторождений.

 

Удельные капитальные вложения в разработку новых месторождений п-ова Ямал (Бованенковское, Харасавэйское, Крузенштернское, Тамбейская группа) на период до 2030 г. с учетом развития производственной и социальной инфраструктуры достигнут примерно 85-110 долл/1000 м куб. Освоение месторождений на акватории Обской и Тазовской губ и примыкающей суши при максимальном уровне добычи около 90 млрд м куб. потребует привлечения таких инвестиций, при которых удельные капитальные вложения достигнут 60-70 долл/1000 м куб. Удельные капитальные вложения в разработку Штокмановского месторождения при уровне добычи 90 млрд м куб. будут достигать 122 долл/ 1000 м куб., этот показатель для объектов ачимовской свиты НПТР составляет около 120-130 долл/1000 м куб. Увеличение затрат приведет к значительному росту себестоимости углеводородов и стоимости их добычи.

 

Прогнозная стоимость добычи газа, долл/1000 м куб.

 

П-ов Ямал (на условиях действующего налогового законодательства) 19-35

 

Обская и Тазовская губы (на условиях СРП) 16-20

 

Ачимовская свита НПТР (на условиях действующего налогового законодательства) 26-35

 

Штокмановское ГКМ (на условиях СРП) 33

 

Анализ динамики соотношения цен на газ на промысле к цене реализации газа конечному потребителю показал, что если в 1998 г. она составляла 15 %, а в 2002 г. - 25 %, то в 2030 г. (при цене на газ 19-35 долл/1000 м куб.) -от 40 до 60 %. Понятно, что такой уровень цен на промысле не выдержит ни отечественный, ни зарубежный потребитель.

 

Не менее пессимистическую картину представляет и прогноз цен на добычу и транспортировку газа до 2010 г., т.е. цен на газ для конечного потребителя (рис. 2). К 2010 г. на грани рентабельности будут находиться месторождения НПТР. Затраты на освоение месторождений п-ова Ямал и месторождений шельфовой зоны (Штокмановское) значительно превышают цену на газ у конечного потребителя, определенную Энергетической стратегией России. Можно ли изменить столь непривлекательный прогноз? Анализ зарубежного опыта показал, что за последние три-четыре года крупные компании ("Бритиш Газ", "Статойл" и др.) добились снижения реальных затрат на добычу газа в 1,5 раза за счет внедрения новых технологий и совершенствования системы управления объектами добычи.

 

Ни для кого не секрет, что все наши уникальные месторождения (Медвежье, Уренгойское и Ямбургское) проектировались на научно-технической и управленческой базе 70-80-х гг. прошлого века, в условиях социалистической системы хозяйствования. Переход отрасли на самофинансирование, государственное регулирование цен на газ ОАО "Газпром" при либерализации цен в промышленности, низкие цены на внутреннем рынке обусловили предельно низкий уровень рентабельности. Крупные расходы по обслуживанию кредитов крайне сузили финансовую возможность процесса воспроизводства в отрасли, резко снизилась доля собственных источников финансирования.

 

На современном этапе, учитывая отмеченные факторы функционирования и развития добычи газа, существенно возрастает значение экономических аспектов деятельности, направленных на снижение затрат на добычу газа, повышение эффективности производственной и инвестиционной деятельности, оптимальное использование системных свойств ЕСГ. Важным также является объективный прогноз цен, конкурентных возможностей отрасли и перспектив снижения налогообложения.

 

В настоящее время в отрасли сложилась следующая ситуация:

 

* продолжает увеличиваться диспаритет цен на газ и промышленную продукцию, полученную с использованием газа;

 

* сохраняется энергетическое несоответствие между ценами на различные виды топлива (природный газ при действующем регулировании цен оказался самым дешевым среди первичных энергоносителей);

 

* объективно существует зависимость конъюнктуры внешних цен на газ от конъюнктуры цен на нефть и нефтепродукты;

 

* сохраняется существенное различие внутренних и внешних цен на газ (внутренние цены примерно в 6 раз ниже экспортных цен и пока тенденция к их сближению весьма неопределенна).

 

Дальнейшее развитие отрасли будут определять инвестиционная политика, повышение эффективности производства за счет внедрения новых технологий и техники добычи газа. Таким образом, необходимо изменение в экономической работе компании, в ценовой и налоговой политике, т. е. реформирование, цели которого:

 

* повышение эффективности и хозяйственной самостоятельности всех субъектов рынка при расширении сфер их деятельности, исходя из коммерческих интересов компании, в том числе акционерных обществ, входящих в "Газпром", при сохранении его целостности;

 

* расширение деятельности на рынке независимых производителей и поставщиков газа при условии свободного доступа к газотранспортной системе и цивилизованной конкуренции между участниками рынка;

 

* снижение налоговой нагрузки на вновь вводимые труднодоступные месторождения на период срока окупаемости (возврат инвестиций);

 

* введение дифференцированного налога на добычу газа в зависимости от стадии разработки месторождения. Например, к существующему уровню ставки (16,5 %) ввести механизм (шкалу) уменьшения этой ставки на завершающей стадии разработки месторождений, что создаст возможность для внедрения новых технологий для рентабельной добычи низконапорного газа;

 

* введение широкой дифференциации систем налогообложения в зависимости от качества осваиваемых запасов газа;

 

* внедрение других мер государственной поддержки и протекционизма.

 

Реформирование хозяйственных отношений в отрасли потребует опережающей подготовки нормативно-правовой базы, разработки новых законодательных актов, контрактных отношений субъектов рынка, правил доступа к сетям, методов регулирования естественно-монопольных сфер деятельности и т. д.

 

Наряду с реформированием внешних условий необходимо дальнейшее совершенствование деятельности Общества по экономическому обоснованию вариантов перспективного развития добычи газа, минимизации капитальных вложений, более эффективное управление операционными затратами за счет внедрения сервисного обслуживания и активное освобождение от непрофильных видов деятельности.

 

 

читать далее »
06.04.13 03:12 РЕШЕНИЕ ПРОБЛЕМЫ ПОИСКА И ОБНАРУЖЕНИЯ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ.

Сегодня можно с оптимизмом смотреть в будущее решения проблемы поиска полиэтиленовых трубопроводов.

 

Недостатком отечественных приборов для обнаружения полиэтиленовых трубопроводов, скрытых под землей, является то, что они обнаруживают неметаллические трубопроводы, только когда вдоль трубопровода проложен электрический кабель, который при поиске указывает местоположение и направление трубопровода. К недостаткам импортных приборов - георадаров можно отнести нестабильную работу при наличии снежного покрова. Сегодня можно с уверенностью сказать, что с помощью прибора ИГА-1 сделан существенный шаг в решении проблемы поиска полиэтиленовых трубопроводов. Прибор ИГА-1 представляет собой высокочувствительный селективный измеритель электромагнитного поля. Принцип работы прибора заключается в приеме сигнала шумовой компоненты электрической составляющей естественного электромагнитного поля Земли в диапазоне частот 5-10 кГц и анализе его характеристик.

 

В качестве выходного параметра прибора используется интеграл фазового сдвига на частоте приема, величина которого изменяется на границе перехода сред (грунт - труба, грунт -вода и т. д.).

 

Прибор ИГА-1 не требует дополнительных излучателей, не чувствителен к акустическим шумам и радиопомехам, адаптирован к использованию в полевых условиях. ИГА-1 является автономным, его электропитание осуществляется от аккумуляторной батареи напряжением 12 В. Прибор обнаруживает трубопровод на глубине залегания до 20 м. Масса комплекта аппаратуры в упаковке не более 5 кг, масса же самого измерительного датчика, переносимого оператором, не более 1, 2 кг. Принцип работы прибора ИГА-1 позволяет обнаруживать полиэтиленовый газопровод также и через снежный покров. Кроме того, учитывая сезонные колебания прохождения электрической составляющей естественного электромагнитного поля Земли, чувствительность приборов ИГА зимой даже возрастает. Работоспособность прибора гарантируется при температуре окружающего воздуха -40... 40 'С и влажности до 80 %.

 

В настоящее время приборы ИГА-1 успешно эксплуатируются в подразделениях АО "Газсервис" (Башкортостан), а также в ОАО "Тюменрегионгаз". Автор изобретения и разработчик прибора - уфимский изобретатель Ю.П. Кравченко. Прибор защищен авторскими свидетельствами и патентами Российской Федерации и имеет сертификат соответствия Госстандарта России.

 

читать далее »
06.04.13 03:12 НОВАЯ КОМБИНИРОВАННАЯ АНТИКОРРОЗИОННАЯ ЛЕНТА ЛИАМ.

Разработана комбинированная изоляционная лента ЛИЯМ для антикоррозионной защиты магистральных газопроводов. По сравнению с другими видами покрытии новая лента обладает рядом преимуществ: высоким защитным эффектом, продолжительным сроком службы, технологичностью меньшей стоимостью.

 

По мнению многих исследователей, основной причиной аварий линейной части магистральных газопроводов является коррозионное растрескивание под напряжением (КРН) металла труб [1]. Широко применявшиеся в 80-е годы на отечественных газопроводах большого диаметра пленочные изоляционные покрытия, наносимые в трассовых условиях, не обеспечивают защиту от КРН. Поэтому введенный в 1999 г. ГОСТ Р 51164-98 запрещает использование таких покрытий на газопроводах диаметром более 820 мм. В связи с этим особую актуальность приобретает проблема создания изоляционных покрытий нового поколения. Эффективным способом ее решения является применение покрытий на основе нефтеполимера Асмол, обладающих не только высокими защитными свойствами, но и способностью адаптироваться к условиям эксплуатации [2].

 

В НИЦ "Поиск" разработана изоляционная асмольная модифицированная лента ЛИАМ (ТУ 2257-016-16802026-99), предназначенная для защиты от коррозии подземных газонефтепродуктопроводов при их строительстве и ремонте. Лента ЛИАМ выпускается двух видов: ЛИАМ-Л - летняя (температура нанесения на трубу от 0 до +30 "С) и ЛИАМ-З -зимняя (от 0 до -20 шС).

 

Изоляционную ленту изготавливают в базовых (стационарных) условиях методом нанесения асмольной мастики МАК (ТУ 2384-015-16802026) на полимерную ленту-основу на базе композиций полиэтилена высокого давления по ГОСТ 16337-77 и ГОСТ 16336-77.

 

Оборудование для нанесения комбинированной ленты в трассовых условиях включает щеточную очистную машину для обработки поверхности трубы перед нанесением пленочного покрытия и изоляционную машину, оснащенную дополнительным устройством для сматывания антиадгезивного слоя.

 

В отличие от традиционных (битумных) асмольные покрытия содержат высоко-полярные функциональные группы, обладающие химической и поверхностной активностью (сульфоновые и сульфокислотные). Присутствие нейтральных высокодонорных функциональных групп обеспечивает высокую адгезионную способность асмольной ленты к металлам и ингибиторные свойства по отношению ко многим коррозионным агентам.

 

Благодаря наличию олигомерных и полимерных сульфокислот, способных вступать во взаимодействие с металлами и поверхностными пленками продуктов коррозии с образованием растворимых в асмольной мастике соединений [3], лента ЛИАМ обладает уникальными свойствами, к числу которых относятся:

 

возможность нанесения ленты на трубопровод, очищенный лишь от поверхностных загрязнений и ржавчины (4-я степень очистки);

 

диффузия продуктов коррозии с границы полимер - металл в асмольную мастику, что позволяет сохранять высокую адгезию покрытия в течение всего срока эксплуатации;

 

улучшение барьерных свойств покрытий в процессе эксплуатации.

 

Исследования набухаемости ленты ЛИАМ на стальной подложке показали, что, несмотря на наличие полярных функциональных групп, влагопоглощение находится в пределах нормы.

 

Уникальным свойством Асмола является его адаптивность к условиям нанесения и эксплуатации. Химический состав нефтеполимера подобран таким образом, что его реакционная способность по отношению к металлам и продуктам их коррозии (остаточная реакционная способность) сохраняется в течение некоторого времени после изготовления (несколько месяцев) и нанесения. Этого времени достаточно для нанесения покрытий и формирования на границе полимер - покрытие барьерного слоя с высокими защитными свойствами. После нейтрализации сульфокислотных групп продуктами коррозии водонабухаемость покрытия резко снижается. При этом сохраняется способность покрытия транспортировать продукты коррозии, которые отводятся из реакционной зоны, что обеспечивает высокие адгезионные свойства покрытия в течение всего времени эксплуатации.

 

Покрытие трубопровода лентой ЛИАМ соответствует нормальному и усиленному (по ГОСТ Р 51164-98) или весьма усиленному (по ГОСТ 9.602-89) типу изоляции.

 

Технические характеристики ленты ЛИАМ в сравнении с другими изоляционными лентами приведены в табл. 1.

 

Разработано и согласовано с Госгортехнадзором РФ изоляционное покрытие на основе ленты ЛИАМ и термоусаживающейся ленты (ТУ 2245-023-16802026-2000), предназначенное для защиты от коррозии линейной части подземных газонефтепродуктопроводов диаметром до 1420 мм включительно.

 

В последнее время на рынке изоляционных материалов появились битумно-полимерные ленты ЛИТКОР и ЛИТЭП (ТУ 2245-001-48312016-01), рекомендуемые как более дешевый аналог ленты ЛИАМ. В этих лентах асмольная мастика заменена обычной битумной мастикой. Сравнительные характеристики двух видов лент приведены в табл. 2.

 

Из данных табл. 2 следует, что замена асмольной мастики приводит к потере уникальных защитных свойств комбинированной ленты в целом. Адгезия битумно-полимерной ленты к металлу обеспечивается либо подплавлением мастичного битумного слоя, либо его подрастворением за счет грунтовки и имеет физическую природу. Адгезия асмольной комбинированной ленты является результатом химической связи и имеет химическую природу (на уровне структурных связей).

 

Разница в защитной способности битумной и асмольной ленты подтверждается малой площадью катодного отслаивания покрытия при поляризации, а также рекомендуемой нормативной документацией конструкцией изоляционного покрытия: один слой ленты и один слой обертки для асмольной ленты, два слоя ленты и один слой обертки при использовании битумной ленты.

 

По данным коррозионных исследований Института органической химии Сибирского отделения РАН, скорость коррозии металла под асмольным покрытием составляет 6, 5-10(-3) мкм/ч, а под битумным покрытием - 1, 2-10(-2) мкм/ч. При этом расчетный срок службы асмольного покрытия толщиной 300 мкм составляет 35 лет, т. е. превышает нормативный (33 года)

 

Лента ЛИАМ находит широкое применение в ОАО АК "Транснефть", а также внедряется на объектах ОАО "Газпром". В 2000 г. лента использовалась при ремонте газопровода Уренгой - Новопсков диаметром 1420 мм. Проведенное Баштрансгазом обследование состояния покрытия после его годичной эксплуатации показало, что исходные характеристики ленты ЛИАМ полностью сохранились. Опытная апробация ленты в зимний период 2002 г. осуществлялась в Пермтрансгазе, Уралтрансгазе, Оренбурггазпроме.

 

Результаты опытно-промышленной проверки позволяют рекомендовать антикоррозионную ленту ЛИАМ к промышленному внедрению на объектах ОАО "Газпром".

читать далее »
06.04.13 03:12 СТАТИСТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДЛИН РАЗРЫВОВ ГАЗОПРОВОДА.

Обеспечение надежной и безопасной эксплуатации магистральных газопроводов является важнейшей задачей предприятий по транспорту природного газа. От этого во многом зависит нормальная деятельность производственного персонала, жителей населенных пунктов, а такте экологическая безопасность. Данная проблема рассматривается в настоящее время на качественно новом уровне, что требует использования более эффективных методов оценки и прогнозирования промышленного риска.

 

Оценка экологических последствии разрывов газопроводов может производиться на основе эмпирических законов распределения, называемых гистограммами. Но они позволяют оценить вероятности последствий разрывов лишь в первом приближении и только в тех диапазонах показателей, где гистограмма характеризуется представительной выборкой. При малых выборках, какими являются фактические данные экологических последствий разрывов газопроводов, эти диапазоны соответствуют наиболее вероятным случаям, т. е. случаям с относительно высокой вероятностью негативных последствий. Однако вероятностные требования к безопасности (к экологическим рискам) обычно находятся в областях очень малых значений (10(-3) - 10(-6)), которые в фактических данных обычно плохо представлены. Такие вероятности можно получить лишь с использованием теоретических выражений.

 

Проведем предварительный анализ описаний функций распределения вероятностей одного из основных показателей экологических последствий разрывов газопроводов - длины разрыва трубы. Анализ гистограмм для газопроводов диаметром 720, 820, 1020 и 1220 мм показал, что все они определены для положительных значений параметров и могут быть аппроксимированы унимодальными функциями. В табл. 1 приведены статистические характеристики фактических данных, а на рис. 1 дана зависимость средних значений длины разрыва, полученных по фактическим данным, от диаметра газопроводов, а также линейная аппроксимация этой зависимости и соответствующее аналитическое выражение. Из рис.1 видно, что среднее значение длины разрыва газопровода возрастает с увеличением диаметра газопровода.

 

Наилучшим путем решения задачи был бы вывод математического выражения для теоретического распределения исходя из сути самого случайного процесса формирования трещины. И хотя имеются работы, в которых дан теоретический анализ процесса коррозии, рассмотрена статистика пространственного распределения коррозионных трещин, их размеров и глубин, их недостаточно для вывода теоретического выражения. Поэтому в данном случае теоретическое распределение было выбрано из уже известных в статистике распределений.

 

В качестве потенциальных теоретических распределений были исследованы широко известные в инженерной практике экспоненциальное, гамма-распределение, распределения Релея, Вейбулла и логнормальное распределение. Все они удовлетворяют нужным требованиям: определены для положительных значений параметра и имеют один максимум в области определения. Методика выбора наиболее подходящего распределения состоит в аппроксимации гистограмм этими распределениями и выборе в качестве теоретического распределения того, которое наилучшим образом накладывается на гистограмму.

 

Процесс аппроксимации эмпирических распределений может проходить по двум схемам. Первая предполагает аппроксимацию с использованием метода максимального правдоподобия. В этом случае параметры теоретического распределения подбирают так, чтобы было реализовано наилучшее приближение теоретического распределения к экспериментальному (гистограмме). По второй схеме сначала оценивают параметры теоретического распределения исходя из рассчитанных по фактическим данным средних значений и дисперсий и затем теоретическое распределение с уже известными параметрами накладывается на гистограмму.

 

В данной работе была использована вторая схема, и последующий анализ показал, что гамма-распределение наилучшим образом аппроксимирует имеющиеся гистограммы фактических данных. Гамма-распределение широко используется в инженерном статистическом анализе. Оно играет важную роль в теории массового обслуживания, где рассматриваются задачи, связанные с ожиданием в очереди и обслуживанием клиентов. Кроме того, опытным путем обнаружено, что многие случайные величины, для которых невозможно теоретически обосновать применимость гамма-распределения, также хорошо аппроксимируются этой статистической моделью. Гамма-распределение часто также используется в байесовском анализе как априорная модель, описывающая интенсивность некоторого процесса, когда вначале точная форма распределения неизвестна.

 

В данном случае можно предложить не очень строгое обоснование применимости гамма-распределения для описания статистики длин разрывов газопроводов. Известно, что гамма-распределение описывает продолжительность отрезка времени, необходимого для появления ровно т) независимых событий, если эти события происходят случайно с некоторой средней интенсивностью .

 

Применительно к механизму формирования разрыва газопровода случайный процесс представляет собой раскрытие трещины вдоль некоторой траектории по длине трубы. В процессе разрыва на пути трещины могут встречаться участки повышенной прочности (не тронутые или менее тронутые коррозией) со средней интенсивностью

 

На отрезке потенциального разрыва одновременно с раскрытием трещины падает давление в газопроводе, и на одном из более прочных участков стенки трубы разрывное усилие не сможет превысить прочность трубы и разрыв прекратится.

 

Гамма-распределение дает вероятность длины разрывах, при котором процесс раскрытия трещины прекратится после т) участков повышенной прочности. Плотность гамма-распределения имеет вид:

 

 

Полученные законы распределения позволяют, опираясь на экономико-вероятностные критерии оптимальности формирования запасов труб, арматуры и материалов провести строгий расчет норм аварийного запаса труб и другого оборудования для ремонта газопроводов. Однако и при более простом подходе можно сделать важные практические выводы в этом направлении.

 

В табл. 2 приведен ряд необходимых показателей, полученных по массиву фактических данных (первая и вторая строка) и рассчитанных с использованием теоретических законов распределения (третья - шестая строка). Квантиль дает длину разрыва, меньше которой находится 95 % длин разрывов. Из табл. 2 следует, что наиболее вероятные длины разрывов, т. е. длины разрывов, которые встречаются чаще всего, значительно меньше, чем средние длины разрывов. Это связано с тем, что на расчет средних значений по фактическим данным влияют очень редкие разрывы с большой длиной. Этот факт надо учитывать при выборе готовых длин труб на промплощадках линейно-эксплуатационных служб (ЛЭС) предприятий по транспорту газа. Например, если за единицу длины трубы так же, как и в документе [2], принять отрезок длиной 12 м, то на промплощадках ЛЭС, обслуживающих газопроводы диаметром 720, 820 и 1020 мм, основной единицей хранения должна быть труба длиной 12 м. Если на промплощадках ЛЭС для более быстрого проведения ремонта трубы хранятся также и в плетях по 24м, то соотношение количества труб двух разных размеров можно оценить по табл. 2.

 

Общий объем аварийного запаса труб определяется вероятностью разрыва на обслуживаемом участке газопровода и прогнозируемой длиной разрыва. Во второй строке табл. 2 приведены максимальные значения длин разрыва, которые были в выборке фактических данных. Но теоретически возможны разрывы и большей длины. Правда, вероятность таких длин разрывов очень мала. Так, вероятность разрыва длиной 300 м и более у газопровода диаметром 1220 мм равна 10-6. Рассчитывать аварийные запасы труб на такие длины разрыва нерационально, поэтому надо задаться какой-то вероятностью длин разрыва. При обработке экспериментальных статистических данных очень часто используется 95%-й квантиль. Этот показатель можно использовать в качестве прогнозируемой максимальной длины разрыва (см. табл. 2).

 

В нормативном документе [2] рекомендуются нормы неснижаемого запаса труб для нормальных условий прохождения трассы газопровода, которые более чем в 10 раз превышают 95%-й квантиль для всех диаметров газопроводов.

 

Нормы неснижаемого запаса труб [2]

 

Диаметр газопровода, мм 700-800 1000 1200

 

Запас труб на 1000 км газопровода, м 600 800 1000

 

Вероятность разрыва газопровода в течение года на отрезке 1000 км зависит от ряда его характеристик, но в среднем не превышает 0, 5, т. е. один разрыв за 2 года. Учитывая этот факт, а также приведенные теоретические расчеты, можно сделать вывод, что рекомендованные нормы неснижаемого запаса труб в [2] завышены.

читать далее »
06.04.13 03:12 ПРОДЛЕНИЕ РЕСУРСА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ.

С увеличением возраста газопроводов, имеющих высокие эксплуатационные параметры (диаметр, давление газа, протяженность и т. п.), появились новые научно-технические проблемы, среди которых, прежде всего, необходимо выделить проблему оценки остаточного ресурса и его продления. В последние годы эта проблема приобрела государственное значение, что было отражено в специальном Постановлении Правительства РФ N в 241 от 28 марта 2001 г., посвященном решению задач оценки остаточного ресурса и продления сроков эксплуатации.

 

В ОАО "Газпром" эти вопросы проработаны применительно к магистральным газопроводам. Так, специалистами Упртрансгаза, ВНИИгаза и Газнадзора в 2001 г. было разработано Положение о порядке продления ресурса магистральных газопроводов, согласованное с Госгортехнадзором. На основе этого Положения Упртрансгазом были выбраны для апробации шесть газотранспортных предприятий, которые эксплуатируют наиболее "старые" газопроводы, и определен порядок выполнения в 2002 г. практических работ по продлению ресурса, включая финансовые, организационные и методические вопросы.

 

Следует отметить, что первые публикации постановки этой проблемы появились около 8 лет назад [1], затем последовали инженерные разработки [2] и в результате в отрасли появились первые методические и научно-практические пособия, в которых реализованы требования эксплуатации и надзорных органов [3, 4].

 

Основные аспекты проблемы. Формальный аспект- газопроводы, отработавшие амортизационный срок (33 года), не проходят по финансовым документам, и службы эксплуатации не имеют на них начислений; таким образом, для поддержания технического уровня данных газопроводов отсутствуют средства.

 

Научный аспект -газопроводы представляют собой протяженные системы с восстановлением, работающие в условиях переменного нагружения в различных климатических зонах. Как правило, газопроводы входят в Единую систему газоснабжения, т. е.работают в связанных технологических режимах. Поэтому требуется изучение конструктивной и технологической надежности для последующей оценки ресурса.

 

Инженерный а спек т. Необходимо выполнить комплекс расчетных и инструментальных работ по анализу технического состояния, выявлению потенциально опасных участков, оценке опасности дефектов и непосредственно экспресс-оценке ресурса или работоспособности.

 

Концепция оценки ресурса газопроводов включает в себя следующие основные этапы:

 

анализ исходной информации, ее обработку, накопление, выбор потенциально опасных участков;

 

инструментальный - обследование дефектного участка методами неразрушающего контроля применительно к конкретному дефекту: трещина - УЗК, утонение - толщиномер, оценка уровня НДС - тензометрирование и т. п. Очевидно, что выполняется измерение размеров дефекта;

 

расчетный - оценка опасности дефекта и работоспособности потенциально опасного участка. Используются расчетные методики и программные средства. Специальное внимание уделяется ранжированию дефектов по степени критичности, а также оценке вероятности необнаружения дефекта на обследуемом участке трубопровода;

 

экспресс-оценку остаточного ресурса трубопровода или его работоспособности до назначения следующей инспекции;

 

составление экспертного заключения для эксплуатирующей организации.

 

Научно-методическое обеспечение. Как следует из концепции, для составления заключения о продлении ресурса необходим анализ технической документации, эксплуатационных режимов и нагрузок, результатов инспекций, позволяющий определить потенциально опасные участки. При проведении анализа могут встретиться следующие ситуации.

 

Ситуация 1.Имеется отдельная текущая информация, связанная с характеристиками газопровода и режимом транспорта газа. При этом полностью отсутствует информация, необходимая для выполнения расчетных работ по оценке остаточного ресурса и продлению срока службы.

 

Ситуация 2. Имеется проектно-исполнительная документация, характеристики грунтов, режимы эксплуатации, результаты геологических и геодезических исследований. Отсутствуют данные обследования качества изоляционных покрытий, металла труб. Нет информации по отказам и ремонтно-восстановительным работам на газопроводе.

 

Ситуация 3. Полностью отсутствуют проектно-исполнительная документация, сертификаты на трубы и информация о раскладке труб. Имеется отдельная текущая информация о режимах транспорта газа. Имеются результаты обследований технического состояния газопровода, включая данные о внутритрубной дефектоскопии, информация о характере отказов и ремонтно-восстановительных работ.

 

Ситуация 4. Имеется базовая информация по всем позициям для выполнения расчетных работ по оценке остаточного ресурса и продлению срока службы газопровода.

 

Исходя из анализа этих ситуаций формируются практические мероприятия и

 

решения о продлении ресурса. В качестве основной составляющей общего анализа работоспособности и ресурса газопроводов следует рассматривать инспекцию их технического состояния и, прежде всего, диагностику потенциально опасных участков. Принципы, методы и средства диагностики подробно изложены в отраслевых документах [5-7]. Относительно, анализа потенциально опасных участков следует заметить, что первоочередное внимание в этих работах уделяется оценке напряженно-деформированного состояния трубопровода в зоне дефекта.

 

Напряженно-деформированное состояние оценивается на основе расчетных схем, сформированных в соответствии с общими правилами строительной механики и с учетом результатов временного анализа нагрузок и воздействий.

 

По результатам оценки напряженно-деформированного состояния в зоне дефекта и анализа технической документации оценивается остаточный ресурс или работоспособность участка газопровода.

 

В качестве примера оценим остаточный ресурс участка газопровода с коррозионными дефектами, предварительно рассчитав утонение стенки и среднюю скорость коррозии.

 

 

 

Аналогичные алгоритмы разработаны для трубопроводов с дефектами в виде гофр, вмятин, трещин.

 

В итоге по результатам анализа принимаются следующие варианты решений:

 

продолжение эксплуатации без изменения режима до полного исчерпания остаточного ресурса или до назначения следующего срока инспекции;

 

эксплуатация при пониженном рабочем давлении;

 

прекращение эксплуатации для проведения ремонта или замены дефектного участка.

 

Приведенная процедура оценки остаточного ресурса детально изложена в "Рекомендациях к работам по продлению ресурса магистрального газопровода", которые разработаны ВНИИгазом в 2002 г. в качестве приложения к "Положению..." [4].

 

Таким образом, в отрасли разработано научно-методическое обеспечение работ по продлению ресурса магистральных газопроводов, которое апробировано на газотранспортных предприятиях "Мострансгаз", "Самаратрансгаз", "Югтрансгаз", "Лентрансгаз", "Волготрансгаз" и "Уралтрансгаз".

 

***

 

В качестве основной составляющей общего анализа работоспособности и ресурса газопроводов следует рассматривать инспекцию их технического состояния и, прежде всего. диагностику потенциально опасных участков.

 

Таким образом, в отрасли разработано научно-методическое обеспечение работ по продлению ресурса магистральных газопроводов, которое апробировано на газотранспортных предприятиях "Мострансгаз", "Самаратрансгаз". "Югтрансгаз". "Лентрансгаз", "Волготрансгаз" и "Уралтрансгаз".

 

По результатам оценки напряженно-деформированного состояния в зоне дефекта и анализа технической документации оценивается остаточный ресурс или работоспособность участка газопровода.

читать далее »
06.04.13 03:12 ДВИЖЕНИЕ МНОГОКОМПОНЕНТНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ПРИ ОСВОЕНИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

При разбуривании нефтяных и газовых пластов важно значение имеет толщина тинистой нории, образующейся на стенках скважин. Детальное исследование глубины проникновения фильтрата раствора в пласт и характера его распределения в нем в зависимости от коллекторских свойств пласта, водоотдачи глинистого раствора и времени, прошедшего после вскрытия пласта, позволило создать математические модели процесса внедрения фильтрата раствора в нефтеносный пласт.

 

 

На начальной стадии процесса проникновения, когда влияние глинистой корки еще невелико, внедрение фильтрата в пласт определяется в основном разницей давлений между скважиной и пластом. Однако по мере увеличения толщины глинистой корки, способствующей гидродинамической изоляции пласта, скорость дальнейшего поступления фильтрата уменьшается, а его распределение в околоскважинном пространстве происходит благодаря процессам диффузии и действию капиллярных сил.

 

Формирование зоны проникновения -сложный процесс, зависящий не только от гидродинамических и физико-химических явлений, но и от технологических режимов бурения скважин (спуско-подъемные операции, приводящие к срыву и деформации глинистой корки на стенках скважины, циркуляция промывочной жидкости, перепад давления между скважиной и пластом и др.).

 

 

 

На рис. 2 приведены кривые распределения удельного сопротивления в зоне проникновения на различные моменты после вскрытия нефтеносного пласта. В результате проведенных исследований можно сделать следующие выводы.

 

1. Объем фильтрата, поступающего из скважины в пласт в ходе формирования зоны проникновения, зависит только от проницаемости глинистой корки и дифференциального давления и не зависит от характера насыщенности пласта (нефтеносного или газоносного).

 

2. Распределение водонасыщенности в зоне проникновения зависит от пористости пласта т (при этом отсутствует зависимость от проницаемости пласта k) и функции распределения фаз (p(S). Положение и толщина окаймляющей зоны обеспечивают более точное определение коэффициента нефтегазонасыщения коллектора.

 

3. Описанные методы дают оценку размеров и характера флюидонасыщения в зоне проникновения в радиальном направлении от скважины в глубь пласта, и тем самым дают прямую оценку зоны поражения пласта в ходе его вскрытия. Данная методика моделирования применяется при выборе технологии первичного вскрытия пластов и совершенствовании качества заканчивания скважин.

 

читать далее »
06.04.13 03:12 ПРОГРАММА ИНЖЕНЕРНЫХ ИЗЫСКАНИЙ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОБЪЕКТОВ ОБУСТРОЙСТВА ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

Для обеспечения проектирования обустройства группы перспективных морских месторождений в Обской и Тазовской губах исходными данными о природных условиях ВИИИгаз по заданию ОАО "Газпром" подготовил программу инженерных изысканий на 2002-2007 гг.

 

Начиная с 1995 г., на акватории Обской и Тазовской губ проводятся сейсморазведочные работы. По материалам этих исследований установлена газоперспективность изучаемого района и выделен ряд газоперспективных структур. В настоящее время здесь ведутся геолого-разведочные работы и подготовка к освоению группы газоперспективных морских месторождений.

 

Первоочередными являются месторождения: Обское, Северо-Каменномысское и Каменномысское - в Обской губе; Чугорьяхинское, Адер-Паютинское, Анти-Паютинское - в Тазовской губе. Природно-климатические условия изучаемого района очень сложные. Характеристики природных условий, необходимые для проектирования морских сооружений, либо отсутствуют, либо не отвечают требованиям нормативных документов как по составу, так и по детальности и достоверности.

 

Для получения данных о природных условиях, необходимых и достаточных для проектирования объектов обустройства, была разработана программа инженерных изысканий. Программа включает только морские изыскания (участки постановки платформ и подводные трубопроводы). В ней предусмотрены следующие виды инженерных изысканий: инженерно-геодезические, инженерно-геологические и инженерно-гидрометеорологические (рисунок).

 

Инженерно-геодезические и инженерно-геологические изыскания проводятся последовательно на каждой площади в соответствии со сроками защиты запасов в ГКЗ РФ.

 

На каждой структуре предусматривается проведение инженерно-геологических и инженерно-геодезических работ в два этапа:

 

съемка участков 1х1 км и предполагаемых трасс трубопроводов для уточнения точек постановки платформ и разработки Обоснования инвестиций (ОИ);

 

работы на выбранных площадках строительства и трассах трубопроводов для разработки ТЭО (проекта).

 

В задачу инженерно-геодезических изысканий, помимо промерных работ, входит обеспечение инженерно-геологических и инженерно-гидрометеорологических изысканий.

 

При проведении промерных работ будет использоваться эхолот HYDROTRAC, установленный на НИС "Керн".

 

СХЕМА: Структура программы инженерных изысканий на акватории Обской и Тазовской губ для проектирования объектов обустройства

 

Оценку точности промера следует выполнять сличением отметок рельефа дна в точках пересечений промерных галсов. Среднеквадратичная погрешность промера не должна превышать +0, 1 м.

 

Плановую привязку объектов изысканий предполагается выполнять с использованием глобальной спутниковой навигационной системы в дифференциальном режиме (DGPS) с точностью +3 м. Для обеспечения дифференциального режима на берегу в точке с известными координатами будет установлена опорная станция.

 

Высотная привязка объектов изысканий будет выполнена путем измерения глубин эхолотами HYDROTRAC, ПЭЛ-4 и в отдельных случаях с помощью ручного лота (при выполнении буровых работ) от мгновенного уровня. Для этого должен быть установлен автономный уровнемер на буйковой станции в районе работ и организован временный уровенный пост, наблюдения на котором проводятся ежечасно.

 

Помимо работ на участках и трассах предусматривается навигационно-гидрографическое обеспечение проектирования и строительства:

 

создание морской электронной карты на районы месторождений Обской и Тазовской губ и на регион в целом;

 

определение путей движения судов и способов установки средств навигационного оборудования на подходах к месторождениям;

 

разработка предложений по навигационно-гидрографическому обеспечению проводки ледостойких платформ в Обскую и Тазовскую губы.

 

Программа инженерно-геологических изысканий включает в себя ряд работ: геофизическое профилирование, бурение, пробоотбор, статическое зондирование и лабораторные определения.

 

В состав инженерно-геофизических работ входят: непрерывное сейсмоакустическое профилирование (НСП), основной задачей которого является установление характера залегания литологических слоев и картирование в пространстве геологических тел, однородных по физическим свойствам;

 

опытные работы, определяющие оптимальные параметры приемно-излучающей системы, величины ее заглубления и скорости буксировки исходя из конкретных геологических условий;

 

гидролокация бокового обзора, позволяющая получить более полное представление о формах рельефа дна и строении донных отложений, а также обнаруживать различные предметы на поверхности дна.

 

Бурение инженерно-геологических скважин с отбором керна проводится с целью получения сведений о строении грунтового разреза, составе и свойствах отложений. Бурение инженерно-геологических скважин планируется проводить с экспедиционного судна - НИС "Кимберлит", .которое оснащено буровым станком ЗИФ-1200 МРК.

 

Буровые работы будут осуществляться тремя способами:

 

гидроударным без вращения бурового снаряда; вращательным колонковым; задавливанием керноприемного стакана.

 

Для отбора проб ненарушенного сложения будет применена технология рейсового бурения задавливаемыми пробоотборниками.

 

Пробоотбор донных грунтов проектируется проводить с помощью забортной установки с гидроударным приводом -УГВП-132М с НИС "Кимберлит".

 

Для изучения состава донных отложений и их пространственной изменчивости планируется использование пробоотбора дночерпателем ковшового типа "Океан" с НИС "Керн".

 

Опробование керна будет производиться непосредственно сразу после извлечения его на поверхность, описания и контроля его состояния и пригодности для отбора на тот или иной вид анализа. Пробы нарушенного сложения (гранулярный состав, пластичность, засоленность, содержание органики, влажность) планируется отбирать в интервалах: 0, 0-0, 5 м через 0, 2 м; 0, 5-3, 0 м через 0, 5 м; 3-30 м через 1 м; ниже 30 м с шагом 2 м, но не менее трех проб на один слой. Параллельно будут отбираться пробы ненарушенного сложения для определения полевыми экспресс-методами плотности грунта и прочностных свойств. Кроме того, планируется отобрать пробы ненарушенного сложения (монолиты) с их последующей доставкой в стационарные лаборатории для определения прочностных и деформационных характеристик.

 

Статическое зондирование в сочетании с другими методами инженерно-геологических исследований позволяет произвести расчленение геологического разреза с выделением границ распространения грунтов различного типа и получить некоторые характеристики грунтов in situ (тип грунта, сопротивление недренированному сдвигу), а также поровое давление и температуру грунта.

 

Непосредственно по результатам полевых исследований грунтов методом статического зондирования будут определяться в зависимости от типа зонда:

 

удельное сопротивление грунта как под конусом зонда, так и на муфте трения зонда;

 

поровое давление; температура грунта.

 

Планируется использовать зонд, соответствующий евростандарту. Запись информации будет производиться на автономный блок памяти, находящийся в зонде, с последующим считыванием на бортовой компьютер. Статическое зондирование проектируется выполнять с НИС "Кимберлит".

 

Лабораторные работы выполняют с целью определения показателей физико-механических свойств грунтов в соответствии с требованиями государственных стандартов и нормативных документов. В судовых лабораториях будут определяться естественная влажность и плотность грунта и проводиться полевые экспресс-определения прочностных свойств грунтов. В стационарных лабораториях будет выполнен комплекс исследований физико-механических свойств грунтов.

 

Инженерно-гидрометеорологические изыскания предусматривают комплекс натурных наблюдений за течениями, колебаниями уровня, волнением, ледовым режимом в районе расположения структур. На основании полученных материалов изысканий определяются расчетные характеристики гидрометеорологических элементов, удовлетворяющие требованиям нормативных документов.

 

Для обеспечения необходимого временного ряда наблюдений гидрометеорологический режим изучают в течение всего периода работ на опорных постах в характерных точках изучаемого района. Для установления корреляционных связей с опорными постами в точках постановки платформ проводятся дополнительные краткосрочные наблюдения.

 

Литодинамические исследования осуществляются на основе данных о гидродинамике района, полученных при производстве наблюдений за течениями, уровнем и волнением. Исходя из ледовых исследований определяются участки возможной экзарации грунта торосами.

 

Научно-методическое сопровождение изысканий и кураторские работы проводит ВНИИгаз с привлечением соисполнителей. В составе этих работ выполняются исследования геокриологических, сейсмических и тектонических условий района, установление расчетных гидрометеорологических характеристик, определение свойств грунтов при динамических нагрузках, разработка компьютерного банка данных.

 

На основе анализа и обобщения результатов изысканий и исследований ВНИИгаз разрабатывает и представляет на утверждение специальные технические условия по природной среде для выполнения ОИ и ТЭО для каждой площади.

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