Метка «газ»

06.04.13 03:12 ЭРОЗИЯ ОТСЫПНЫХ СООРУЖЕНИЙ БОВАНЕНКОВСКОГО ГКМ.

Оценка и анализ сложившемся эрозионно опасной обстановки на отсыпных сооружениях Бованенковского ГКМ (БГКИ) показали, что необходимый комплекс противозрозионных мероприятий должен и машет быть успешно проведен в период консервации объектов месторождения. В этот период, когда эксплуатационная нагрузка и техногениые воздействия на отсыпные сооружения невелики, появляется возможность проведения наиболее эффективного комплекса противоэрозионных мероприятий.

 

В пределах территории БГКМ на искусственных отсыпках под сооружение поселков, дорог, кустов скважин и буровых установок, выполненных в основном из песчано-супесчаного карьерного грунта, эрозия при снеготаянии и дождях развита широко и интенсивность ее велика. Поверхность отсыпок покрыта густой сетью мелких или крупных борозд и промоин, в устьях которых наблюдаются характерные конусы смытого насыпного грунта. Отложение наносов приводит к погребению локальных участков почвенно-растительного покрова. Немалая часть смытого материала с поверхностным стоком поступает в ложбины стока, овраги, а затем в озера и реки, загрязняя их продуктами эрозии. Все это нарушает экологическую обстановку не только в пределах месторождения, но и на прилегающей к нему территории.

 

Наиболее крупные эрозионные размывы уже создают угрозу инженерным сооружениям и дорогам. Наибольшую опасность представляют крупные промоины отсыпок, которые сопряжены через ложбины стока с вершинами оврагов и их отвершков. При непроведении противоэрозионных мероприятий эти промоины со временем трансформируются в катастрофически опасные крупные эрозионные формы - овраги (рис. 1).

 

Количественно оценить опасность смыва и размыва насыпей можно величиной выноса отсыпного грунта за их пределы. Потери отсыпного грунта складываются из величины смыва с поверхности уплотненного полотна и бокового размыва откосов насыпи. На хорошо уплотненной и тщательно спланированной поверхности полотна насыпи, имеющего слабовыпуклую форму, сток дождевых и талых вод уже в начальной стадии его формирования происходит в виде пелены или широких пластовых потоков поперек полотна к его краю. На откосах насыпи он разделяется на мелкие ручейки и производит мелкоструйчатый размыв откосов, образуя серию мелких эрозионных бороздок. При таком характере стока величина смыва отсыпного грунта определяется объемом водороин на полотне и откосах насыпи. Пробные измерения объема водороин показали, что величина выноса отсыпного грунта невелика по сравнению с крупными боковыми размывами насыпи, наблюдаемыми при неудовлетворительной планировке ее поверхности. Образовавшиеся водороины на полотне и откосах насыпи легко устраняются при очередном проведении работ по доуплотнению и планировке насыпи.

 

Наибольшую эрозионную опасность представляет поверхностный сток, сформировавшийся на плохо спланированной поверхности полотна насыпи и при наличии следов,

 

Наибольшую эрозионную опасность представляет поверхностный сток, сформировавшийся на плохо спланированной поверхности полотна насыпи и при наличии следов, оставленных транспортными средствами. В этом случае основная масса воды дождевого или талого стока стекает вдоль полотна насыпи по слабо выраженным следам или колеям. В руслах этих потоков появляются заметные размывы, которые прослеживаются до локальных уменьшений продольного уклона, изгибов или виражей на поворотах дорог. В этих местах вначале образуются лужи и отложения наносов, а затем происходит изменение направления движения большой массы воды в сторону откосов насыпи. Резкое изменение уклона и устойчивости отсыпного грунта на откосах приводит к быстрому образованию боковых поперечных размывов откосов и тела полотна насыпи.

 

Механизм боковых размывов насыпей достаточно сложен и трудно поддается аналитическому описанию. Сложность проявления и описания их обусловлена значительной неравномерностью движения стекающей воды, вызванной образованием в русле целого каскада порожков (микроводопадов). Последние создают условия для проявления при размыве не только кинетической, но и потенциальной энергии ниспадающей воды потоков. В этом случае наблюдается так называемая "попятная" регрессивная эрозия грунта, приводящая к наиболее быстрому размыву насыпи и полной реализации эрозионного потенциала (максимально возможного размыва).

 

Наблюдения показали, что по морфологии боковые размывы насыпей можно разделить на два основных вида: 1 ) размывы в виде узких глубоких щелей; 2) размывы в виде микрооврагов. В первом случае ширина размыва мала и практически равна ширине потока 6, размывающего откос и полотно насыпи. Максимальная глубина вреза равна высоте насыпи Нр. Щели образуются при размыве мерзлых или уплотненных талых грунтов, угол откоса их стенок близок к 90ш. Многие из них в результате последующего периодического промораживания и оттаивания, иссушения и увлажнения подвергаются разрушению. В этом случае наблюдается наиболее распространенный тип размыва в виде микрооврагов.

 

Второй вид размыва обусловлен оплыванием и оползанием стенок щелей размыва. Поступающий в русло водотока грунт быстро выносится за пределы насыпи в ложбины стока или отлагается у основания насыпи. Стенки микрооврага принимают уклон, вначале близкий к углу наклона плоскости обрушения, а затем к углу естественного откоса для размыва грунта [1].

 

Размыв дна щелей и микрооврагов прекращается при уменьшении уклона дна до допустимого (по условию неразмываемости грунта) уклона Jдоп. Максимально возможная длина размывов насыпи L определяется из соотношения L = Hp/Jдоп..

 

Максимально возможный объем размывов насыпи можно приближенно оценить с помощью простых геометрических формул. Максимальный объем потерь отсыпного грунта в микрооврагах Vм приблизительно равен объему усеченной пирамиды при треугольном или трапециевидном сечении размыва.

 

Допустимый уклон Jдоп. устанавливается по гидравлическим параметрам потоков и допустимой (неразмывающей) скорости для грунта насыпи Vдм (формула Шези - Маннинга [2]). Величина Vдоп. характеризующая противоэрозионную стойкость грунта, определяется по формуле, установленной ранее [3].

 

На легкоразмываемых грунтах в местах размыва откосов достаточно быстро образуются отдельные порожки-перепады или даже целый каскад.

 

Ступенчатость русла способствует снижению устойчивости грунтов к размыву и предельному насыщению потока наносами. Транспортирующая способность потоков в значительной степени зависит от донной скорости потока на гребне перепадов vдп. Глубина воды на гребне перепадов близка к критической глубине Rк, соответствующей минимуму удельной энергии сечения потока. Значения vдоп. и Rк рассчитывают по формулам гидравлики [4].

 

Наблюдения в реальных условиях и анализ механизма размыва насыпей позволили составить и использовать упрощенную схему расчета для прогноза и количественной оценки наиболее опасных размывов - микрооврагов. Приближенные прогнозные значения основных показателей размывов насыпей БГКМ приведены в табл. 1.

 

Данные табл. 1 показывают, что без противоэрозионных мероприятий в период консервации объектов месторождения отсыпные его сооружения будут подвергаться сильным размывам. Объем размывов в зависимости от интенсивности стока составит 1-864 м3, длина размывов 11- 536 м. Практически все насыпные эрозионно опасные участки месторождения будут изрезаны промоинами в виде микрооврагов.

 

Длительность реализации этих размывов Т различна и зависит от многих факторов. В первую очередь, она определяется запасами воды от таяния снега и объемами дождевых осадков, а также интенсивностью их отекания на водосборных площадях отдельных водотоков. Количественная оценка указанных характеристик стока возможна лишь при экспериментальном их определении в каждом конкретном случае или расчетным путем [5].

 

Приближенные значения Т можно установить по интенсивности выноса грунта за пределы насыпи, если учесть специфику "попятной" эрозии. К последней следует отнести размыв в виде порожков и перепадов. Исследования показали, что с момента поступления стока с полотна на крутые откосы насыпи скорости потоков резко увеличиваются. Даже при относительно небольших расходах воды (0, 5- 2 л/с) в них скорость может достигать 1 м/с и более. Резкое увеличение кинетической энергии потоков приводит к быстрому образованию порожков и перепадов, которое сопровождается уменьшением уклона дна и скорости течения. Донные скорости потоков при расходах 0, 01-2 л/с уменьшаются до 0, 10-0, 25 м/с. Наступает достаточно длительный период размыва в виде движущихся вверх по уклону порожков и перепадов. Интенсивность их размыва зависит от потенциальной и кинетической энергии потоков. Вынос же грунта за пределы насыпи определяется в основном кинетической энергией (транспортирующей способностью) потоков, которая со временем постепенно уменьшается. Эрозия практически прекращается при уменьшении уклона дна и скорости потока до Jдоп и Vдн" соответственно [6 и 7]. Приближенную интенсивность смыва грунта G можно рассчитать по экспериментально установленной зависимости [2]. Длительность Т максимально возможных размывов Vм" определяется из соотношения Т = VJG.

 

Расчетные значения Т(сут) приведены в табл. 2. Эти данные позволяют по известным среднегодовым значениям расходов gc и суммарной длительности дождевого и талого стока Тс определить число лет, за которое эрозионный потенциал возможных размывов насыпей реализуется полностью. Если, например, общая годовая длительность стока Tc составляет 60 сут, то уже за один-четыре года на насыпях высотой 0, 5-1 м при расходах более 0, 01 л/с и на насыпях высотой до 2 м при расходах более 0, 5 л/с размывы достигнут максимальных значений (см. табл. 1).

 

Прогноз возможных размывов, даже в первом приближении, приобретает особую практическую значимость при обосновании выбора и оптимизации противоэрозионных мероприятий.

 

К первой группе мероприятий, уменьшающих потенциальную и кинетическую энергию стока, относятся меры, направленные на уменьшение, распыление, задержание и безопасный в эрозионном отношении сброс поверхностного стока; предупреждение дополнительных скоплений снега; устройство дренажа; тщательную планировку и уплотнение полотна и откосов насыпей; создание водозадерживающих и водоотводящих сооружений в местах локального скопления воды и концентрации стока.

 

Мероприятия, повышающие противоэрозионную стойкость отсыпных грунтов, должны быть направлены на улучшение их противоэрозионных свойств путем увеличения размера и массы агрегатов (частиц), структурной связности и сцепления грунта. Приемами их улучшения могут служить уплотнение грунта, создание отмостки из щебня или гравия, применение связующих химических веществ, искусственное задернение или создание условий для быстрого естественного самозарастания насыпей растительностью.

 

К третьей группе мероприятий относятся отдельные меры, повышающие шероховатость и устойчивость к размыву поверхности насыпей (покрытие щебнем или гравием, искусственное и естественное восстановление растительного покрова, создание водосбросных устройств), а также различные сочетания мер из первых двух групп.

 

Таким образом, рекомендуется следующий комплекс противоэрозионных мероприятий:

 

при засыпке боковых размывов и промоин, а также выравнивании и планировке поверхности насыпей - использование грунта из буртов, содержащих фрагменты органогенных слоев почв;

 

в местах локальной концентрации стока и боковых размывов - создание неразмываемых водосбросов, заключение откосов в обоймы из геотекстиля, содержащие семена трав и проницаемые для растений;

 

на полотнах и откосах насыпей - создание условий для ускоренного самозарастания их растительностью;

 

создание временных (на период консервации) водозадерживающих и водоотводных земляных устройств (валов).

 

Реализация этих мероприятий позволит почти полностью исключить проведение регулярных (несколько раз в год) работ по засыпке боковых размывов и промоин на насыпях. Наблюдения показали, что при отсутствии техногенных воздействий и эрозии, а также удовлетворительных водных условиях для растений за три-шесть лет искусственные насыпи покрываются растительным покровом, имеющим высокие противоэрозионные показатели (рис. 2). Процесс самозарастания может быть ускорен путем дополнительного подсева трав, внесения удобрений и других мероприятий, обеспечивающих благоприятные условия для интенсивного развития растительности.

ГАЗИФИКАЦИЯ ОРЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

 

Согласно структуре ТЭБ региона суммарное потребление ТЭР составляет около 0, 96 млн. т у.т. (рисунок, б). При этом доля твердого топлива (уголь +дрова) равна 57, 8 %, жидкого топлива - 23, 6 %, а природного и сжиженного газа - 18, 6 %. В соответствии с программой газификации области количество природного газа, замещающего традиционные виды топлива, составит 0, 71 млн. т у.т.

 

Согласно табл. 2, в базовом сценарии эмиссия СО2 (жидкое и твердое топливо) составляет 2, 865 млн. т, в проектном сценарии она составит 1, 16 млн. т. Таким образом, реализация данного проекта приведет к снижению выбросов диоксида углерода на 1, 7 млн. т. Годовая стоимость снижения эмиссии CO2 составляет 51 млн. долл.

 

Если стоимость проекта газификации оценить в 100 млн. долл., то, исходя из стоимости годового снижения эмиссии CO2 51 млн. долл., весь проект окупится через два года.

 

ГАЗИФИКАЦИЯ АСТРАХАНСКОЙ ОБЛАСТИ

 

Согласно структуре ТЭБ региона суммарное потребление ТЭР составляет 0, 855 млн. т у.т. (рисунок, в), при этом доля твердого топлива (уголь + дрова) равна 25, 9 %, доля жидкого топлива - 65, 1 %, а природного и сжиженного газа 9, 0 %. В соответствии с программой газификации области количество дополнительного природного газа, замещающего традиционные виды топлива, равно 0, 787 т у.т. Согласно табл. 3, в базовом сценарии эмиссия CO2 (жидкое и твердое топливо) составляет 1, 82 млн. т, а в проектном сценарии она составит 1, 294 млн. т. Таким образом, реализация данного проекта приведет к снижению выбросов диоксида углерода на 0, 525 млн. т. Годовая стоимость снижения эмиссии CO2 составляет 15, 75 млн. долл.

 

Стоимость проекта газификации нами оценена в 75 млн. долл. Исходя из стоимости годового снижения эмиссии CO2 15, 75 млн. долл., весь проект окупится в течение четырех-пяти лет.

 

ГАЗИФИКАЦИЯ КЕМЕРОВСКОЙ ОБЛАСТИ (ЮЖНЫЙ КУЗБАСС)

 

Этот проект отличается от предыдущих тем, что в качестве природного газа предполагается использовать метан, извлекаемый из угольных пластов с глубины 1000 м и более. Добыча угольного метана представляет собой самостоятельную и достаточно сложную научно-техническую проблему. Не останавливаясь на деталях этой проблемы, отметим лишь необходимость для ее реализации крупных инвестиций. С экологической точки зрения нельзя не отметить, что вместе с замещением кузбасского угля ликвидируется эмиссия шахтного метана. По экспертной оценке, выбросы этого метана в процессе добычи угля изменяются от 5 до 10 м3/т угля. В своих расчетах мы приняли эмиссию шахтного метана, равную 7 м3/т.

 

Согласно структуре ТЭБ региона суммарное потребление ТЭР составляет 3, 232 млн. т у. т. (рисунок, г), при этом доля твердого топлива (уголь + дрова) равна 99, 2 %, доля жидкого топлива - 0, 2 %, а природного и сжиженного газа - 0, 6 %. В соответствии с программой газификации области количество дополнительного шахтного метана, замещающего традиционные виды топлива, составит 2, 398 млн. т у. т.

 

Согласно табл. 4, в базовом сценарии эмиссия парниковых газов в эквиваленте CO2 (жидкое и твердое топливо) составляет 8, 48 млн. т, в проектном сценарии она составит 3, 94 млн. т. В таблице кроме эмиссии CO2 приведены данные о выбросах и второго парникового газа (шахтного метана). Экологическое воздействие шахтного метана на парниковый эффект оценивается экспертами величиной 21 эквивалента CO2. Таким образом, реализация этого проекта приведет к снижению выбросов диоксида углерода на 4, 54 млн. т. Годовая стоимость снижения эмиссии CO2 составляет 135 млн. долл. Стоимость проекта извлечения угольного метана и газификации им региона нами оценена в 500 млн. долл. Исходя из стоимости годового снижения эмиссии CO2 135 млн. долл., весь проект окупится в течение трех-четырех лет.

 

Итак, рассмотренные проекты газификации четырех областей России имеют не только большое социально-политическое, но и существенное глобально-экологическое значение. Снижение эмиссии парниковых газов, обусловленное замещением твердого и жидкого топлив природным газом, в ценах их стоимости в бюджетном периоде 2008-2012 гг. (30-70 долл/т CO2) будет сопровождаться существенным экономическим эффектом.

 

Эти проекты газификации обсуждались на нескольких международных семинарах и нашли поддержку у профессионалов-экологов.

читать далее »
06.04.13 03:12 РЕКОНСТРУКЦИЯ И СТРОИТЕЛЬСТВО СЕТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СВЯЗИ ГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ.

Условия, в которых существуют ведомства, подобные "Газпрому", диктуют необходимость иметь качественную, надежную связь и средства обмена информацией для обеспечения современных технология автоматизации, делопроизводства и управления. Сеть технологической связи МО "Газпром" -это комплекс сопряженных первичных и вторичных сетей электросвязи, созданных для управления производственно-хозяйственной деятельностью отрасли и оперативно-диспетчерского регулирования технологических процессов.

 

Первичная сеть технологической связи включает:

 

73, 1 тыс. км магистральных и зоновых кабельных линий связи;

 

11, 3 тыс. км цифровых радиорелейных линий;

 

спутник связи "Ямал" и более 100 земных станций спутниковой связи.

 

Данные зоны связи полностью построены на базе оборудования SDH, радиорелейных и волоконно-оптических линиях связи. В результате пропускная способность магистральных линий связи возросла до 34 и 155 Мбит/с на различных направлениях в Северной и до 622 Мбит/с в Московской зонах связи. До недавнего времени цифровые зоны были объединены аналоговыми каналами сети технологической связи. В настоящее время завершена работа по объединению их цифровыми потоками пропускной способностью 2048 Кбит/с.

 

Продолжение работ по цифровизации первичной сети связи ОАО "Газпром" остается одной из основных и приоритетных задач. В рамках реализации этой задачи и в соответствии со Схемой развития и размещения сооружений связи ОАО "Газпром" на перспективу до 2010 года, а также Программой развития и реконструкции ведомственной сети связи ОАО "Газпром" ведется реконструкция и строительство новых цифровых линий связи вдоль газопроводов, таких как Ямал - Европа, "Голубой поток", СРТО - Торжок, Фролово - Изобильный. Предусмотрена реконструкция выкупленной у ОАО "Ростелеком" аналоговой радиорелейной линии связи Серпухов - Острогоржск с целью перевода ее на цифровую систему передачи. Так, в декабре 2001 г. завершено строительство РРЛ Заполярное -Уренгой. В 2002 г. планируется завершить строительство ВОЛС вдоль газопровода Ямал - Европа на участках Москва - Торжок и Торжок - Республика Беларусь. К середине 2003 г. завершится и строительство РРЛ вдоль этого газопровода.

 

При проектировании и строительстве новых магистральных линий связи для обеспечения пропуска трафика, как правило, предусматривается применение цифрового оборудования, изготовленного по стандартам SDH со скоростью передачи не ниже 155 Мбит/с (STM = 1).

 

В зависимости от района строительства транспортной средой могут быть как волоконно-оптические, так и радиорелейные линии связи. В районах Крайнего Севера в условиях многолетней мерзлоты строительство ВОЛС сильно затруднено, а зачастую и вообще невозможно. В этом случае строят радиорелейные линии связи с установкой антенных опор на площадках из насыпного грунта и используют земные станции спутниковой связи.

 

В средней полосе России с сильно разветвленной сетью газопроводов-отводов, большим числом газораспределительных станций, узлов учета поставок газа и других специфических устройств, требующих каналов телеконтроля и телеметрии, как правило, одновременно строят ВОЛС и РРЛ, которые отчасти резервируют друг друга.

 

 

Специфические условия работы сооружений связи в охранной зоне объектов газовой промышленности в отрасли обусловили широкое применение системы радиокабельной связи (более 15 тыс. км) и радиорелейные системы с выделением технологических каналов на ПРС (более 18 тыс. км). Системы радиокабельной связи позволяют сохранить диспетчерскую УКВ-радиосвязь с местом аварии на газопроводе даже в случае его порыва за счет образования автоматического шлейфа по ДП на ближайшем к месту аварии необслуживаемом пункте выделения (НПВ), что является чрезвычайно важным во время производства аварийно-восстановительных работ.

 

Радиорелейные линии связи, используемые на объектах добычи и транспорта газа, также имеют специфические особенности, вызванные необходимостью организации в любой точке трассы выделения каналов связи для организации линейной диспетчерской связи, каналов передачи данных в системе линейной телемеханики и других технологических каналов связи. Для этого, как правило, используют так называемую боковую дорожку в рабочем стволе РРЛ, аппаратуру выделения каналов на всех ПРС и базовые УКВ-радиостанции мобильной связи и телемеханики.

 

Волоконно-оптические линии связи строятся для передачи больших потоков информации между предприятиями, резервирования внутризоновых РРЛ, создания альтернативных маршрутов обхода для других направлений. Как правило, длина регенерационных участков ВОЛС совпадает с расстоянием между компрессорными станциями и составляет примерно 80-130 км. Тип кабеля выбирают в зависимости от условий его прокладки. В последнее время при строительстве ВОЛС широко применяют полиэтиленовую трубку, которая прокладывается одновременно со строительством трубы газопровода. Число волокон в кабеле обычно не превышает 24.

 

В связи с тем, что строительство кабельных линий связи, включая ВОЛС, осуществляется в непосредственной близости от оси газопровода, в случае разрыва газопровода, как правило, повреждается и КЛС. При этом восстановление КЛС возможно только после завершения аварийных работ на газопроводе. К сожалению, существенным недостатком действующих КЛС ОАО "Газпром" является значительное превышение в некоторых случаях сроков устранения повреждений. Поэтому в настоящее время управлениями технологической связи и энергетики ОАО "Газпром" разрабатываются нормативы, определяющие возможность подвески ВОК на опорах вдольт-рассовых ЛЭП. На наш взгляд, использование этого метода может значительно повысить надежность средств связи.

 

Для повышения надежности и обеспечения резервирования средств связи целесообразно также включать мультиплексор SDH по схеме "кольцо", что дает большое преимущество перед линейными схемами и позволяет сохранить тракты и каналы связи в аварийных ситуациях. Такие структуры обеспечивают 100%-е резервирование линейных трактов.

 

 

Сегодня на рынке оборудования связи появились и другие фирмы-поставщики, предлагающие аналогичные разработки. Таким образом, имеется реальная возможность реконструировать существующие кабельные линии связи, оборудование которых уже давно выработало свой ресурс. При этом отпала необходимость в проведении земляных работ на линейно-кабельных сооружениях: не требуется резать и, следовательно, симметрировать кабели, что ведет к значительному снижению капитальных затрат и сокращению сроков на реконструкцию в целом.

 

Таким образом, можно сделать следующие выводы.

 

Главной задачей реконструкции технологической сети ОАО "Газпром" является модернизация существующей аналоговой магистральной сети связи и строительство новых цифровых линий связи.

 

Эти работы планируется провести в два этапа.

 

Первый - цифровизация медных кабельных линий связи, т. е. установка нового цифрового оборудования на существующих кабелях связи; позволит в короткий срок улучшить качество связи, но не обеспечит полностью требуемую пропускную способность (высокоскоростная передача данных, видеоконференция, Internet). Реализация этого этапа позволит вести строительство оптических линий связи, не испытывая острого дефицита в качественной связи, и иметь в будущем резерв, повышающий надежность сети связи в целом.

 

Второй - завершение строительства средств связи по проектам Ямал - Европа, "Голубой поток" и строительство новых цифровых магистральных линий связи на приоритетных направлениях:

 

ВОЛС на участке Москва (Развилка) - Алгасово - Петровск -Саратов - Александров Гай;

 

ВОЛС на участке Петровск -Сергиевск - Шаран - Полянская - Долгодеревенское - Екатеринбург;

 

ЦРРЛ на участке Сургут - Богандинская;

 

РРЛ (реконструкция) на участке Новый Уренгой - Югорск Нижняя Тура - Помары -Курск;

 

ВОЛС на участке Долгодеревенское - Богандинская - Тюмень;

 

ВОЛС на участке Развилка - Нижний Новгород - Помары -Чайковский - Горнозаводск - Нижняя Тура - Екатеринбург;

 

ВОЛС на участке Помары - Казань - Шаран - Уфа - Оренбург;

 

ВОЛС на участке Александров Гай - Фролово.

 

Реализация этих задач строительства позволит создать современную первичную сеть технологической связи отрасли, способную обеспечить надежность и скорость доставки информации.

читать далее »
06.04.13 03:12 СИСТЕМЫ И СРЕДСТВА АВТОМАТИЗАЦИИ ОБЪЕКТОВ ДОБЫЧИ ГАЗА.

НИИИС при технической и организационной поддержке Управления автоматизации и метрологии ОАО "Газпром" в течение ряда лет целенаправленно ведет работы по созданию программно-технических средств (ПТС) и систем автоматизации объектов добычи и подготовки газа (конденсата). С цепью сознания единого информационного технологического поля устье скважины - газосборные сети - УППГ - УНПГ - ДИС - узел подключения и МГ совместно с "Газпромом" разработана среднесрочная программа создания и внедрения систем автоматизации.

 

В рамках этой программы разработаны комплексы программно-технических средств, включающие АСУ ТП УКПГ, САУ УППГ, СКУ КГС, СКУ "Энергия", базовые комплекты проектно конфигурируемых контроллеров КБА-01 М и КПН, а также программно-инструментальный комплекс "Орион" для создания распределенных информационно-управляющих систем (ИУС). Использование в проектах автоматизации предприятий "Газпрома" базовых ПТС позволяет обеспечить сквозной цикл создания и внедрения систем автоматизации от разработки, изготовления, поставки, ввода в действие до сдачи заказчику систем автоматизации "под ключ".

 

В качестве первоочередного объекта автоматизации определен Комсомольский газовый промысел (КГП) Ноябрьскгаздобычи, как наиболее перспективный по показателям добычи и промысловой подготовки газа. Многообразие и разнородность технологического оборудования и систем автоматизации, находящихся в эксплуатации на объектах КГП, обусловили решение задач по созданию интегрированной многоуровневой системы автоматизации с применением ПТС различных фирм-производителей:

 

уровень управления газового промысла (ДП ГП) - на базе современных вычислительных средств, основу которых составляют сдвоенные рабочие станции, и программно-инструментальных средств АСУ ТП (НИИИС);

 

уровень управления УКПГ, УППГ, КГС - на базе проектно конфигурируемых контроллеров КПН и КБА-01М (разработка НИИИС);

 

средства автоматизации дожимной компрессорной станции (ДКС) представлены системами разработки АО "Система-Сервис" - системой автоматического управления вспомогательным оборудованием (САУ ВО) и фирмы "ССС" - системой автоматического управления и регулирования газоперекачивающих агрегатов (САУиР ГПА);

 

программно-технические средства контроля и учета коммерческого расхода газа представлены автоматизированным вычислителем расхода АКУГ ("Автоматика", г. Омск).

 

Базовые ПТС и системы на их основе находятся на различных стадиях разработки и внедрения:

 

базовый комплекс ОКУ КГС прошел межведомственные испытания (МВИ);

 

система ОКУ КГС для Северного купола КГП изготовлена, поставлена заказчику, введена в промышленную эксплуатацию;

 

АСУ ТП УППГ Северного купола КГП изготовлена, прошла МВИ, введена в промышленную эксплуатацию;

 

ИУС КГП изготовлена, введена в опытную эксплуатацию.

 

Структурная схема ИУС КГП приведена на рис. 1. ИУС КГП реализована в виде распределенной, иерархической автоматизированной системы, состоящей из двух уровней управления - верхнего и нижнего (цехового уровня). Верхний уровень системы построен на базе IВМ-совместимых ПК и включает в себя следующие функциональные единицы: компьютеры АРМ оператора (от одного до четырех), резервированный сервер базы данных (БД), АРМ администратора, сетевой принтер, два управляющих компьютера в промышленном исполнении, АРМ ПИР, УОК СКУ КГС-В, резервированный концентратор (HUB), маршрутизатор.

 

Функции, выполняемые отдельными компонентами верхнего уровня ИУС КГП, четко разграничены. Это позволяет повысить производительность системы в целом (выполнение нескольких задач на одном компьютере значительно уменьшит его быстродействие), а также эффективность работы персонала и надежность системы, так как отказ одного компьютера не приведет к останову системы. Кроме того, возможно отключение некоторых компонентов системы без сбоев для ее рабочей программы. АРМ оператора предназначены для реализации функций дистанционного управления технологическим процессом и его визуализации. Сервер БД предназначен для формирования и управления оперативной БД системы. В каждом сервере применена система зеркального дублирования жестких дисков для увеличения надежности хранения информации и повышения отказоустойчивости. АРМ администратора предназначено для контроля работы системы и всех ее подсистем, контроля и управления доступом персонала, коррекции конфигурации системы без останова технологического процесса, изменения уставок рабочей программы, управления локальной сетью, включая контроль за доступом в локальную сеть промысла. Сетевой принтер предназначен для автоматической печати отчетных документов, задаваемых с любого АРМ оператора.

 

Управляющие компьютеры обеспечивают связь верхнего уровня системы с цеховым уровнем. На этих компьютерах выполняется основная часть рабочего программного обеспечения, отвечающая за опрос САУ ТБ, обработку принятой информации, автоматическое управление САУ, диагностику аппаратных средств и т. д. Связь с САУ ТБ осуществляется по интерфейсу RS-485. Скорость передачи данных составляет 19 200 бод, опрос САУ управляющими компьютерами ведется параллельно.

 

Компьютеры ИУС КГП объединены в локальную сеть Ethernet 100Base-T с использованием активного концентратора. В сети имеется выделенный сервер - АРМ администратора, на который устанавливается серверное ПО. Выбранная архитектура сети имеет резерв расширяемости и пропускной способности благодаря использованию многопортового концентратора и высокоскоростного стандарта 100Base-T. Для сопряжения ИУС КГП с ЛВС ПХД и интегрирования системы в глобальную сеть Оперативно-диспетчерского управления ОАО "Газпром" к одному из портов концентратора подключен магистральный маршрутизатор.

 

В состав нижнего уровня ИУС КГП входят САУ технологическими блоками: пунктом переключающей арматуры (ППА), цехом осушки газа (ОГ), цехом регенерации метанола (РМ), цехом регенерации триэтиленгликоля (РТЭГ).

 

Для построения САУ ТБ (ППА, ОГ, РТЭГ, РМ) используются контроллеры КПН, а также модули ручного управления кранами (МРУК) и силовой коммутации (МСК). В состав САУ ТБ входят: контроллер КПН (число модулей МТИ, МТС, МТУ определяется объемом параметров ТИ, ТС, ТУ); модули МРУК и МСК (число определяется объемом параметров ТУ); источник бесперебойного питания типа Smart-UPS; панель индикации; источники питания CM90-PS-230AC/24DC U/2; клеммы, жгуты и кабели.

 

Контроллер КПН (сертификат N RU.34.011.A N 10076 Госстандарта России) построен на базе микропроцессорного ядра - системной микропроцессорной платы (МП) фирмы Octagon Systems с набором собственных модулей ввода-вывода (до 672 каналов), со стандартными интерфейсами связи RS-232/485, (конструктив 19" высотой 6U).

 

Для обеспечения бессбойной работы САУ, в случае перерывов в питающей сети, в состав САУ ТБ входит источник бесперебойного питания типа Smart-UPS.

 

Для реализации функции управления кранами используются МРУК и МСК. В случае, если функции ручного управления и контроля целостности исполнительных цепей не используются, МСК может устанавливаться в САУ ТБ без МРУК и без какой-либо переделки кабелей управления. МРУК предназначен для управления двумя кранами в ручном или автоматическом режиме, а также контроля целостности цепей управления. Выбор режима и выдача команд управления Открыть/Закрыть в ручном режиме осуществляется переключателями на лицевой панели модуля. МСК с гальванической развязкой электрических цепей управления предназначен для коммутации высоковольтных и сильноточных цепей и обеспечивает управление двумя кранами. Рабочее напряжение МСК до 400 В постоянного тока 1, 4 А, до 560 В переменного тока 3 А в зависимости от модификации. Панель индикации предназначена для отображения состояния кранов и аварийных сигнализаций. Технические средства типовой САУ ТБ размещаются в шкафу фирмы Rittal (Германия).

 

Структурная схема АСУ ТП УППГ-С приведена на рис. 2. АСУ ТП УППГ-С включает в себя: АРМ оператора УППГ; СКУ КГС, содержащую САУ кустами газовых скважин (САУ КГС) и УОК; САУ УППГ.

 

В качестве ПТС АРМ оператора УППГ, реализующего верхний уровень управления, выбрана ПЭВМ (Pentium класса II), обеспечивающая сбор, обработку, локальное конфигурирование системы, визуализацию и передачу информации на уровень ДП ГП.

 

В САУ УППГ и САУ КГС применены программируемые контроллеры КБА-01М, конфигурируемые на необходимое количество входов-выходов. Микроконтроллер КБА-01М (сертификат RU.C.34.011 .А N 6786 Госстандарта России) построен на базе однокристальной микроЭВМ фирмы Analog Devises с набором модулей ввода-вывода до 232 каналов, стандартными интерфейсами RS-232/485, потреблением не более 15 Вт и набором силовых модулей на твердотельных реле. В составе САУ УППГ используются модули МРУК, МСК, панель индикации, источники питания, в том числе бесперебойного, клеммы, жгуты и кабели.

 

СКУ КГС предназначена для автоматизации кустов газовых скважин и состоит из двух частей:

 

"полевой" - до 256 САУ КГС, располагаемых на технологических площадках кустов газовых скважин и выполняющих функции сбора, управления исполнительными механизмами и передачи (приема) данных по каналу связи на (с) управляюще-обрабатывающий комплекс (УОК);

 

стационарной - УОК, размещаемого в операторной УППГ и осуществляющего сбор информации о состоянии технологического процесса на КГС, обработку, отображение, хранение, документирование, формирование управляющих директив в САУ КГС.

 

Для организации связи между каждой из САУ КГС и УОК в СКУ КГС применена радиостанция "Заря - АТМ" с встроенным модемом (изготовитель - Государственный Рязанский приборный завод).

 

Обмен информацией САУ КГС и УОК осуществляется с использованием радиоканала тональной частоты с полосой пропускания от 300 до 3400 Гц со скоростью передачи 1200 бит/с. Взаимодействие радиостанции и КБА (ПЭВМ) осуществляется в стандарте RS-232 с использованием сетевого протокола ОРИОН-РК, доработанного на основе стандартного сетевого протокола АХ.25. Обмен информацией производится с адресным распознаванием абонентов и контролем несущей для исключения коллизий.

 

Опрос САУ КГС осуществляется циклически, период опроса устанавливается программно оператором и может изменяться в широких пределах (от нескольких секунд до нескольких часов). Передача информации производится пакетами длиной до 128 байт. Для повышения достоверности передачи данных используется помехоустойчивое кодирование информации с помощью 16-разрядного циклического кода. В случае аварийной ситуации на КГС САУ КГС имеет возможность инициативной передачи аварийного сообщения.

 

Связь для обмена данными между АРМ оператора и УОК СКУ КГС, на которых установлен один и тот же проект, осуществляется через ЛВС типа Ethernet, что обеспечивает взаимозаменяемость АРМ оператора или УОК при отказе одного из них. Связь между верхним и нижним уровнями управления АСУТП УППГ-С осуществляется через интерфейс RS-485 с использованием стандартного протокола обмена Modbus. Связь АСУ ТП УППГ-С с ИУС КГП осуществляется с использованием цифровой радиорелейной системы связи "Радан-МС-11-АМ" (сертификат N ОС/1-РРС-1 Минсвязи России).

 

Специальное (рабочее) программное обеспечение описанных систем автоматизации, включая ИУС КГП, создано с помощью программно-инструментального комплекса "Орион" (ПИК "Орион"), разработанного НИИИС. ПИК "Орион" предназначен для создания рабочего ПО для ПЭВМ верхнего уровня и загружаемого рабочего ПО (переменной части) для контроллеров нижнего уровня. ПИК "Орион" позволяет программировать главную машину (ПЭВМ) и периферийные контроллеры как во время разработки ПО, так и в процессе эксплуатации системы. При этом ведется общая БД системы, описывающая сигналы и алгоритмы управления. Основные параметры ПИК "Орион": число переменных до 16 000, время отклика на событие 10 мс (Pentium-120, Windows-95), устанавливается под ОС Windows-95 или Windows-NT. В состав ПИК "Орион" входят системный конфигуратор, оболочка рабочей программы (модуль интерфейса оператора, регистратор событий, журнал событий, менеджер отчетов), драйверы обмена с контроллерами КБА и КПН.

 

В настоящее время в НИИ измерительных систем разработан базовый комплект рабочей документации средств автоматизации СКУ "Энергия" (сертификат RU.C.29.006.A N 9673 Госстандарта России).

 

Описанные программно-технические средства и системы автоматизации, создаваемые на их основе, обладают существенными достоинствами:

 

оптимальным сочетанием отечественной и импортной базы технических средств;

 

открытостью для сопряжения с системами и техническими средствами автоматизации других фирм, включая системы пожаротушения и загазованности;

 

развитой системой телекоммуникационных связей составных частей;

 

ориентированным на пользователя инструментальным программным обеспечением, позволяющим производить изменения действующих проектов автоматизации без участия разработчиков системы;

 

сокращенными сроками создания и внедрения АСУ ТП газовых промыслов.

 

Комплексное решение задач автоматизации объектов добычи и подготовки газа с разработкой и внедрением функционально-технологической модели газового промысла позволяет перейти на качественно новый этап управления и мониторинга процессами добычи и подготовки газа.

читать далее »
06.04.13 03:12 ИНФОРМАЦИОННЫЙ ПОИСК НЕФТЕГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ.

Появление на информационном рынке России электронных средств поиска нефтегазового оборудования (ИГО) вызвано целым рядом причин. Прежде всего, следует отметить очевидную в условиях конкуренции потребность участников рынка иметь доступ к подробной информации о стоимостных и эксплуатационных характеристиках выпускаемого оборудования. В настоящее время этот сегмент информационного рынка находится в стадии формирования, но уже сейчас проявляется тенденция и специализации существующих проектов (информационные порталы, торговые площадки, электронные каталоги оборудования и др.).

 

Особенно нужны поисково-информационные системы в период становления рынка потребителей и производителей продукции. Без информационного обеспечения, соответствующего уровню развития современных технологий, сегодня невозможно эффективно решать актуальные проблемы ТЭК.

 

Состояние дел на российском рынке НГО сегодня определяют следующие основные тенденции:

 

Во-первых, приобретя юридическую и финансовую независимость, руководство большинства нефтегазодобывающих предприятий стало самостоятельно определять приоритетные направления инвестирования средств в закупку НГО. В частности, интенсифицировались процессы замещения импортного оборудования.

 

Во-вторых, в условиях рынка конкурентоспособность предприятий во многом определяется внедрением принципиально новых технологий выполнения основных технологических процессов, для реализации которых, в свою очередь, необходимы закупки нового, ранее не используемого оборудования.

 

В-третьих, количество традиционных участников рынка НГО в значительной степени пополнилось за счет оборонных предприятий, которые в рамках конверсии освоили производство широкого спектра нефтегазового оборудования. Причем процесс поиска своей ниши в ряду производителей продолжается до сих пор. В определенные моменты выпуском однотипного оборудования и запасных частей к нему начинало заниматься 10 и более предприятий. Так, в 1998 г. балансирные станки-качалки изготовлялись на 7 предприятиях, запорно-регулирующая арматура - на 64, фонтанная арматура - на 7.

 

В-четвертых, по ряду причин крупные производители оборудования предпочитают работать на рынке через холдинговые представительства и многочисленные посреднические фирмы, что в значительной мере разнообразит перечень цен и наименований оборудования: одно и то же базовое изделие может скрываться под различными "псевдонимами".

 

Все это привело к тому, что информация об оборудовании стала более востребованной. Причем на определенных этапах производителям она была нужнее, чем потребителям. Особенно нужны поисково-информационные системы в период становления рынка потребителей и производителей продукции. Без информационного обеспечения, соответствующего уровню развития современных технологий, сегодня невозможно эффективно решать актуальные проблемы ТЭК. К ним в первую очередь относятся:

 

инвентаризация эксплуатируемого нефтегазового оборудования;

 

сбор и систематизация сведений о потребностях нефтегазовых компаний в материально-техническом обеспечении;

 

продвижение российского оборудования на зарубежные нефтегазовые рынки;

 

разработка программ производства импортозамещающей продукции на отечественных предприятиях.

 

В обращении к Правительству Российской Федерации участников III Всероссийского совещания руководителей предприятий ВПК и ТЭК, проходившего в октябре 2000 г., в числе первоочередных задач отмечается необходимость включения в планы НИОКР Минпромнауки России и Минэкономразвития России работ по совершенствованию системы информационного обеспечения рынка оборудования для нефтегазового комплекса.

 

В свою очередь, одна из первоочередных задач этого информационного обеспечения - создание единого каталога отечественного и зарубежного газонефтепромыслового оборудования с использованием достижений современных информационных технологий.

 

Основа любого банка данных о промышленном оборудовании - классификатор. Общероссийский классификатор продукции (ОКП) является официальным документом, обеспечивающим систематизацию оборудования. Его последняя редакция введена в 1994 г. Он не охватывает полную номенклатуру наименований изделий, находящих применение в процессах разведки, бурения, добычи нефти и газа, их транспортирования. Так, из 500 наименований изделий, применяемых при добыче нефти и газа, он содержит примерно 300.

 

Наибольший интерес представляет зарубежный опыт США. Примерно 160 фирм постоянно связано с производством нефтегазопромыслового оборудования. Информация о подавляющем числе фирм и их продукции приводится в "Композит-каталоге нефтегазового оборудования и услуг", объем которого немногим более 1000 страниц. Информация расположена группами, соответствующими фирмам-производителям. Внутри каждой группы информация располагается в соответствии с пожеланиями фирмы. К недостаткам каталога следует отнести упрощенную систему идентификации оборудования, которая обеспечивается предметным указателем, систематизирующим изделия по названиям. Кроме того, степень детализации классификатора, по существу, один уровень. Для рекламирования фирмами своей продукции подобная структура каталога хороша, однако в нем явно не хватает подробного классификатора с большим количеством классификационных признаков.

 

Подобный подход к решению вопросов предложения оборудования и услуг обусловлен тем, что рынок бурового и газонефтепромыслового оборудования давно устоялся, в его основе имеется ядро крупных фирм, которые занимают лидирующее положение в области производства оборудования и обеспечивают изготовление разнообразных изделий достаточно большой номенклатуры. Как правило, количество типов оборудования составляет десятки, а то и сотни. При этом потребители, номенклатура которых к настоящему времени устоялась, имеют связи с известными им производителями оборудования. Использование каталога подобного типа требует от потребителей относительно высокого уровня специального образования и опыта работы в данной сфере деятельности.

 

В нашей стране как рынок предложений, так и рынок потребления проходит стадию становления. Хотя следует отметить, что в основных чертах его формирование завершено. При этом в наибольшей степени подвержена изменению сфера производства нефтегазопромыслового оборудования, поскольку все большее число предприятий вовлекается в эту деятельность. Надо полагать, что в ближайшие 7-10 лет при отсутствии форс-мажорных обстоятельств мы придем к состоянию производства нефтегазопромыслового оборудования, характерному для промышленности США и Канады. Однако для решения задач ближайшего будущего в нашей стране необходим универсальный инструмент, удовлетворяющий запросы и дилетантов, и специалистов, и производителей, и изготовителей.

 

В настоящее время для удовлетворения возрастающих потребностей в информационном обеспечении служат периодические издания на бумажных и электронных носителях - компакт-диски (CD ROM), а также банки данных, доступ к которым осуществляется через Internet. У каждого из этих способов передачи информации имеется своя "ниша", обусловленная уровнем требований потребителей, их техническими и финансовыми возможностями.

 

К периодическим изданиям на бумажных носителях информации прежде всего следует отнести ежемесячный бюллетень цен "Нефтегазовое оборудование", который помимо своего прямого назначения обеспечивает возможность поиска оборудования и реквизитов организаций-производителей. Данное издание обеспечивает также возможность анализа динамики изменений номенклатуры изделий и состава их производителей. Имеется электронный вариант данного издания с доступом к нему через Internet (www. slant, ru).

 

К группе электронных баз данных, распространяемых на компакт-дисках (CD ROM), относятся:

 

информационно-поисковая система по нефтегазовому оборудованию "МашИнформТЭК" - самый популярный источник для первичного наполнения банка данных. Разработана ОАО "Торговый дом "Воткинский завод" по решению 1 Всероссийского совещания руководителей предприятий ВПК и ТЭК и рекомендована к внедрению Министерством промышленности, науки и технологии РФ;

 

информационная система "Экспонат" (разработка "Кампомаш") эксплуатируется с 1995 г. На ее основе создан первый в России двухтомный "Композит-каталог оборудования, материалов и услуг для нефтегазовой промышленности", который был распространен во всех нефте- и газодобывающих компаниях России, оборонных агентствах, среди большинства крупных заводов-изготовителей оборудования для ТЭК и в ряде зарубежных компаний.

 

К группе информационных систем, доступ к которым осуществляется через Internet, в первую очередь относятся:

 

комплексная маркетинговая система ИНМАРСИС (www. inmarsys.ru) - разработана Научным центром Интернет-технологий "ИНТЕРТЕХ", специализирующимся в области промышленных информационных технологий. Реализованные на сегодняшний день возможности этой системы позволяют отнести ее к разряду электронных торговых площадок по оборудованию для предприятий, ориентированных на нефтегазовый сектор экономики;

 

проект NEFTEGAZ.RU (www. neftegaz.ru; разработчик -НТЦ "Новатор") - попытка в кратчайшие сроки создать универсальный Интернет-ресурс, разработанный для предприятий нефтегазовой отрасли и смежных отраслей промышленности.

 

Большинство опрошенных потенциальных потребителей информационных услуг в области проектирования и технической экспертизы НГО, имевших опыт работы с действующими информационными ресурсами по этой тематике, отмечают следующие принципиальные недостатки, свойственные информационным системам:

 

построение классификаторов по технологическому принципу назначения оборудования;

 

невозможность их использования для поиска оборудования исходя из его принадлежности к определенной группе устройств, по специфическим областям применения оборудования;

 

отсутствие сервисов автозамещения позиций оборудования, реализация которых принципиально невозможна при разрешенном вводе значений характеристик в различных единицах измерений;

 

низкое качество представленных графических материалов и технической описательной части;

 

отсутствие привязки технических параметров к конкретным позициям классификатора, что делает невозможным поиск конкретного вида оборудования по техническим характеристикам;

 

использование значений характеристик в различных единицах измерения;

 

анонсирование заведомо нереализуемых в обозримом будущем сервисов (например, поддержка бартерного обмена и on-line перевод размещаемых материалов), что ставит под сомнение и развитие более реальных сервисов;

 

отсутствие экспертизы и систематической поддержки первичной информации, что неизбежно приводит к изобилию элементарного брака и устаревшей информации.

 

Таким образом, можно констатировать, что ни один из представленных выше проектов, несмотря на отдельные декларативные заявления разработчиков, не может претендовать (по крайней мере, в ближайшие годы) на статус единого технического электронного каталога нефтегазового оборудования.

 

Основными компонентами перечисленных выше ресурсов являются банк данных первичной информации и поисковая система, основанная на классификаторе оборудования. При этом основные потребительские функции каталога определяются уровнем применяемых классификаторов, а объем охвата оборудования - степенью наполнения банка данных первичной информации. Все рассмотренные российские проекты в той или иной мере реализуют функции электронного каталога НГО. Очевидные тенденции развития остальных проектов позволяют сделать следующий вывод.

 

Ресурсы (из представленных выше), поддерживающие каталоги НГО, используют эти модули исключительно в качестве вспомогательных для квалификации торговых заявок (Инмарсис, Neftegaz.ru). Это объясняется тем, что изначально ресурсы ориентированы на обслуживание в первую очередь коммерческих и новостных информационных потоков. Очевидно, что для формирования полного электронного каталога нефтегазового оборудования необходимо принять ряд принципиальных мер, компенсирующих потребности рынка в оперативном обороте техноемкой информации и обеспечивающих реализацию возможностей замещения оборудования (в том числе импортозамещения).

 

Наиболее важными и трудоемкими задачами формирования единого технического электронного каталога оборудования являются:

 

разработка и поддержка комплексной системы классификации оборудования, включающей описание базовых параметров, характерных для конкретных позиций применяемых отраслевых классификаторов;

 

обеспечение поиска и оперативного сравнительного анализа выпускаемой продукции по совокупности значений основных эксплуатационных и технологических параметров.

 

Формирование подобного ресурса на базе упомянутых выше повлечет за собой, помимо реформирования применяемых классификаторов, принципиальную реконструкцию всей информационной структуры ресурсов, алгоритмов унификации и поиска данных, а также пользовательских интерфейсов прикладных модулей. Кроме того, в этом случае необходима ревизия и реконструкция данных, подлежащих экспорту в новые структуры банка данных с непосредственным участием специалистов в предметной области.

 

Данную работу по поручению ОАО "Газпром" в настоящее время выполняет фирма "Нефтегазпрогресс". Опытная коммерческая версия Инженерно-технического электронного каталога нефтегазового оборудования (ИТЭК НГО) будет представлена на сайте www.eqp.ru в первом квартале 2002 г.

 

Исходя из анализа существующих поисковых систем, а также учитывая пожелания потенциальных пользователей банка данных, было определено, что система, осуществляющая поиск информации о нефтегазовом оборудовании, должна обеспечивать аккумуляцию, поддержку и организацию публичного доступа к структурированной информации о производимом оборудовании, включая структуризацию ее эксплуатационной и технической составляющих.

 

При этом должно быть обеспечено выполнение следующих функций:

 

поиск продукции по шифру или маркировке, которая полностью или частично совпадает с заданным символьным шаблоном;

 

поиск продукции по торговой марке, которая полностью или частично совпадает с выбранной из имеющегося в базе данных списка позицией;

 

автоматизированный поиск идентичной продукции, назначение и параметры которой соответствуют заданной, но название и маркировка отличаются от прототипа. Реализация этой функции чрезвычайно важна, поскольку в настоящее время производители оборудования очень часто называют его, не учитывая терминологию, принятую в нефтегазодобывающей промышленности. Кроме того, ее наличие облегчает поиск одинакового оборудования, выпускаемого различными заводами с разной маркировкой;

 

Очевидно, что для формирования полного электронного каталога нефтегазового оборудования необходимо принять ряд принципиальных мер. компенсирующих потребности рынка в оперативном обороте техноемкой информации и обеспечивающих реализацию возможностей замещения оборудования (в том числе импортозамещения).

 

поиск оборудования, предназначенного для выполнения определенных функций, перечисленных в соответствующем отраслевом классификаторе (например, оборудование для перекачивания продукции скважин). В тех случаях, когда заданная функция может быть выполнена только с помощью определенного комплекса оборудования (например, гидравлический разрыв пласта), должна представляться информация, необходимая для поиска всех его компонентов;

 

поиск продукции по значениям базовых эксплуатационных параметров (подача насоса, грузоподъемность агрегата и т. п.). При этом значения параметров, имеющихся в базе данных, должны автоматически пересчитываться в значения, необходимые пользователю (например, значения давлений, выраженные в системе СИ, при необходимости должны пересчитываться в единицы, принятые в США);

 

поиск продукции по значениям базовых эксплуатационных параметров (организация поиска оборудования, для которого значения базовых характеристик определены в заданных интервалах значений, например представление информации о насосах, перекачивающих жидкость с вязкостью, заданной в определенном интервале);

 

поиск продукции, соответствующей документам, регламентирующим ее характеристики, т. е. отвечающей государственным или отраслевым стандартам, руководящим документам, техническим условиям и т.п. Исходной информацией при проведении подобного поиска является обозначение искомого регламентирующего документа;

 

поиск продукции по признаку вхождения в комплектацию выбранного оборудования. Эта операция подразумевает нахождение наиболее важных и емких в энергетическом, стоимостном, габаритном планах изделий, которые используются в выбранном оборудовании;

 

поиск продукции по признаку принадлежности к быстроизнашивающимся деталям и расходным материалам для выбранного оборудования подразумевает, прежде всего, нахождение запасных частей, например поршней буровых насосов, втулок, число изготовителей которых все время увеличивается;

 

поиск оборудования по ценовым показателям, включающим не только отпускные, но и ориентировочные цены на доставку в определенный регион.

 

Помимо информации об оборудовании система должна обеспечивать возможность получения данных о субъектах рынка оборудования, включая юридических и физических лиц, и их взаимосвязях. Это подразумевает поиск одного или нескольких предприятий по следующим признакам:

 

краткому названию, которое полностью или частично совпадает с заданным символьным шаблоном;

 

географическому положению, заданному названием страны, региона, населенного пункта;

 

принадлежности к холдингу (корпорации), в состав которого входит выбранное предприятие;

 

наличию сотрудника (как правило, высшего руководящего звена), фамилия которого полностью или частично совпадает с заданным символьным шаблоном.

 

И наконец, важнейшей информацией являются сведения о производителях продукции, краткая характеристика завода-изготовителя, его реквизиты.

 

Все перечисленные функции выполняются независимо друг от друга при произвольном сочетании критериев поиска. Наиболее сложны в отношении разработки программного обеспечения алгоритмы поисков по технологическим и конструктивным признакам, обеспечивающие ответы на вопросы типа - выбор компонентов комплекса оборудования для добычи высоковязкой нефти с большим содержанием песка (естественно, что помимо общей постановки задачи должны быть определены конкретные количественные характеристики условий эксплуатации).

 

Разработка поисковой системы, отвечающей перечисленным требованиям и функционирующей в Internet, обеспечит информационную базу всех нефтегазодобывающих предприятий, создаст возможность квалифицированного принятия решений о приобретении оборудования, снизит негативное влияние человеческого фактора при решении вопросов выбора независимо от уровня подготовки персонала. Одно из важнейших преимуществ данной системы - ее одинаковая доступность для всех потребителей, независимо от географического положения.

 

Еще одним положительным фактором разработки описываемой поисковой системы является решение вопроса о создании каталога оборудования, информация в котором непрерывно обновляется по мере выпуска или снятия с производства отдельных моделей оборудования. Возможность выбора оборудования по нескольким критериям обеспечивает возможность его поиска с учетом решения различного рода оптимизационных задач, например подбор оборудования с минимальной ценой при обеспечении заданных уровней эксплуатационных показателей. Возможности Internet позволяют обеспечить оперативный сбор информации, отражающей мнение пользователей о том или ином оборудовании, а также достоверность заявляемых изготовителями показателей. Таким образом, разработанная поисковая система имеет широкие перспективы для дальнейшего совершенствования.

читать далее »
06.04.13 03:12 ПРОЧНОСТНАЯ НАДЕЖНОСТЬ ГАЗОПРОВОДОВ НОВОГО ПОКОЛЕНИЯ.

В научно-технической программе "Высоконадежный трубопроводный транспорт" особое внимание уделяется линейной части газопроводов (ЛЧГ) нового поколения. Авторы разработали принципиально новые предложения по обеспечению прочностной надежности ЛЧГ путем последовательного осуществления специальных мероприятий при изготовлении листа и трубы на металлургическом заводе, стыковой сварке и гидравлических испытаниях при строительстве трубопровода. Эти предложения базируются на результатах как оригинальных исследований [1-3] в области прочности металла и разработанной на их основе электронно-компьютерной системы "Прочность", так и новых, специально проведенных экспериментальных и теоретических исследований.

 

В последнее время в технической литературе введено новое понятие -прочностная надежность детали. Под прочностной надежностью обычно понимают отсутствие отказов, связанных с потерей прочности или появлением недопустимых деформаций в течение заданного большого ресурса [4]. Такой надежности требуют магистральные трубопроводы (МГ), которые не должны иметь отказов в течение длительного времени (-100 лет).

 

В научной литературе под прочностью понимают способность тел быть целыми достаточно длительный период времени, не поддаваясь разрушению [5]. Однако такая общепринятая трактовка прочности, лишь грубая абстракция этого явления, не согласуется с принципом противоречия диалектической логики, которая требует рассмотрения объекта (явления) как единства (тождества) противоположностей. Суть этого принципа заключается в том, что явления сначала раздваиваются на противоположные части, которые познаются; затем эти части рассматриваются как единство противоположностей в целом. В этом плане прочность следует рассматривать как единство двух противоположностей: напряженно-деформированного состояния (НДС) от внешних факторов (нагрузки, температура и др.) и сопротивления материала этому состоянию. Очевидно, что НДС и сопротивление материала элемента -это две совершенно равноправные стороны одного и того же явления - прочности. Такая абстракция сложного явления прочности более точна и более теоретически верна. Поэтому механика деформируемого твердого тела (теория упругости, пластичности и ползучести) и ее математический аппарат на основе математического анализа глубоко и достаточно полно с научных позиций рассматривают только одну сторону прочности -напряженно-деформированное состояние. Вторая же, не менее важная, сторона прочности - сопротивление материала -бегло рассматривается лишь в прикладных курсах (сопротивление материалов и строительная механика) с позиций приближенного представления о механических характеристиках и назначения почти волевым решением запаса прочности без привлечения положений физики твердого тела и кибернетики.

 

Заметим, что значительный отрыв по глубине изучения двух сторон прочности был вполне закономерен. Механика деформируемого твердого тела (механика сплошной среды) сложилась в 1820- 1950 гг. как ветвь классической механики Ньютона до появления физики твердого тела и кибернетики. Между тем эти две новые фундаментальные науки, в короткое время давшие мощный толчок развитию современной техники (микроэлектроника, ЭВМ, лазерная техника и т. д.), остаются вне поля зрения при изучении важной стороны прочности - сопротивления материала действию внешних факторов.

 

Переход к всестороннему рассмотрению прочности должен быть обоснован с позиций отсутствия отказов от нарушения прочности при исключении пресловутого запаса прочности и наиболее полного использования сопротивления стального материала для существенного повышения ресурса конструкции. Таким образом, речь идет об одновременном обеспечении безотказности и существенного повышения ресурса с целью уменьшения затрат на ЛЧГ.

 

Естественно, что переход к более глубокой абстракции прочности трубопровода, т. е. существенному повышению теоретического уровня ее рассмотрения, требует принципиально новых экспериментальных и теоретических исследований на базе привлечения физики твердого тела, кибернетики и теории вероятностей.

 

Расчет трубопроводов по новой редакции СНиП 2.05.06-85 "Магистральные трубопроводы" исходит только из положений механики сплошной среды при полном пренебрежении сложными физическими процессами, имеющими место при изготовлении листа, трубы, сварке труб при строительстве трубопровода и гидравлических испытаниях труб и трубопровода, и принятия ответственных проектных решений без получения и обработки количественной информации об этих процессах. Такой расчет даже при увеличении суммарного запаса прочности и выборе более дорогостоящих марок стали не может полностью исключить отказа трубопровода. Мало что меняют, как показала практика, гидравлические испытания без обоснования параметров их проведения. Таким образом, дальнейшее совершенствование СНиП 2.05.06-85 без учета физики твердого тела и кибернетики малоперспективно. Очевидно, необходимо проведение качественных и количественных исследований физических процессов, имеющих место при производстве листа, изготовлении трубы, сварке трубопровода при его строительстве и гидравлических испытаниях. На основе результатов этих исследований можно перейти к разработке методики выполнения и оптимизации технологических операций изготовления труб и строительства трубопроводов, которые должны обеспечить длительную прочность при минимальных затратах.

 

Отметим, что некоторая часть результатов таких исследований уже опубликована [1-3]. В последующих статьях будут представлены результаты дальнейших исследований для составления научно обоснованных методических документов по производству и контролю листовой стали и труб, выполнения и контроля стыковой сварки при строительстве трубопровода и контроля его прочности гидравлическими испытаниями с целью полного обеспечения прочностной надежности (отсутствие отказов при значительном сроке службы) и уменьшения стоимости трубопровода за счет перехода на более дешевую углеродистую марку стали и меньшую толщину трубы. Очевидно, металлургические заводы, выпускающие трубы, и организации, строящие трубопроводы, которые первыми используют такие методики, будут иметь явное преимущество в конкурентной борьбе за получение соответствующих заказов.

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАКСИМАЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ В ГАЗОПРОВОДЕ

 

В силу различных причин давление газа в трубопроводе несколько изменяется во времени. Очевидно, для расчета его прочности во внимание надо принимать максимальные значения давления. Для его определения обычно учитывают коэффициент надежности по нагрузке, принимаемый по соответствующей таблице СНиПа. При этом правомерность его значения для проектировщика конкретного трубопровода остается неизвестной. Поэтому представляется целесообразным в данном случае определять максимальное давление не из нормативов, а путем предварительного сбора и обработки информации о давлении газа на различных участках аналогичного МГ. Таким образом будет обеспечен главный принцип кибернетики.

 

Для разработки методики получения и обработки информации по данным журналов измеренных давлений на компрессорных станциях (КС) в два этапа были проведены специальные исследования.

 

На первом этапе из журналов учета давления (через каждый час) за полтора года на трех КС Мострансгаза были отобраны максимальные значения за каждые 8 ч, которые составили выборку из 1329 значений [1]. Эта выборка была обработана на ПЭВМ методом максимального правдоподобия на соответствие двум альтернативным законам распределения: нормальному и второму типу распределения крайних членов выборки Фишера и Типпета [6]. После обработки результатов оказалось, что выборка в соответствии с критерием при уровне значимости 0, 1 согласуется только со вторым типом распределения крайних членов выборки:

 

 

На втором этапе исследования метод определения максимального давления был существенно видоизменен. Данные о давлениях в газопроводе определяли отдельно для двух из трех ранее исследованных КС Мострансгаза - Октябрьской и Егорлыкской за период с 1989 по 2000 г. Из отобранных за каждые 8 ч данных отбирались максимальные значения за каждый месяц. Окончательно отобранные максимальные величины составили выборки в 147 и 146 значений соответственно для Егорлыкской и Октябрьской КС. Эти выборки были обработаны на ПЭВМ с определением оценок параметров методом максимального правдоподобия на соответствие двум альтернативным законам распределения: нормальному и второму типу распределения крайних членов выборки Фишера и Типпета. После обработки результатов оказалось, что выборки согласуются только с вторым типом распределения крайних членов выборки (1).

 

После построения доверительных интервалов (3) находим при доверительной вероятности 0, 999, что коэффициент перегрузки составляет 1, 265 и 1, 224 соответственно на Егорлыкской и Октябрьской КС. Таким образом, увеличение времени наблюдений до 11 лет вызвало некоторое повышение коэффициента перегрузки. Кроме того, имеется некоторое различие коэффициентов перегрузки у каждой КС.

 

Проведенные исследования позволили рекомендовать следующую методику для определения с большой степенью точности коэффициента перегрузки. Такая методика складывается из следующих этапов.

 

1. Выбирается эксплуатируемый трубопровод, максимально аналогичный проектируемому.

 

2. По каждой КС эксплуатируемого трубопровода за 10-15 лет отбираются значения максимального месячного давления.

 

3. Полученные выборки обрабатываются по описанной методике и выбирается больший из полученных для каждой станции коэффициентов перегрузки.

 

Очевидно, эта методика должна войти в соответствующий нормативный документ.

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МИНИМАЛЬНЫХ ЗНАЧЕНИЙ И РАССЕИВАНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ЛИСТА И ТРУБЫ

 

Для всестороннего и точного вероятностного расчета прочностной надежности трубопровода, а также его контроля гидравлическими испытаниями и выбора наиболее дешевой марки стали необходимо точно оценить минимальные значения и рассеивание механических характеристик материала листа и изготовленной из него трубы. При этом следует учитывать, что механические характеристики в силу многочисленных причин (дефекты кристаллической решетки зерен в виде вакансий, дислокаций и микротрещин, а также небольших отклонений хода многостадийного процесса производства стали) являются случайными величинами, имеющими определенное рассеивание.

 

Если учитывать в расчетах закон распределения механических характеристик (например, предела текучести), то их выполнение будет весьма усложнено. Это объясняется тем, что математический аппарат методов строительной механики представлен в детерминированном виде. Поэтому лучше всего выбрать следующую стратегию изучения случайных величин механических характеристик. Сначала надо определить закон распределения этих величин, затем достаточно точно (в статистическом плане) определить их минимальные значения для практических расчетов и наконец оценить рассеивание механических свойств.

 

В работах [9, 10] на основе большого объема экспериментальных исследований доказано, что в большинстве случаев для стального проката предпочтителен трехпараметрический закон Вейбулла, в меньшем - трехпараметрический логарифмически нормальный закон и в малом числе случаев - нормальный закон. Однако до настоящего времени в различных руководствах и нормативных документах в качестве закона распределения принимается нормальный закон. С целью окончательного решения этого спорного вопроса были исследованы механические характеристики малоуглеродистых сталей марок ст. 3, сталь 15, 20, 25, 09Г2С, полученные при разливке в изложницы.

 

При составлении выборок образцов для определения механических характеристик была сделана попытка максимального выдерживания репрезентативности, т. е. максимальных условий реализаций исследуемых случайных величин. С этой целью образцы вырезали из разных прутков металлопроката, а сами прутки выбирали по возможности из разных плавок.

 

Для получения значений пределов текучести и прочности, относительного удлинения были проведены стандартные испытания на разрывной машине ИР-200, а ударную вязкость определяли на маятниковом копре PSWO-30.

 

Для получения однозначного значения критерия Мизеса соответствия эмпирического распределения предполагаемым теоретическим объем каждой выборки принимали одинаковым, равным 100. Кроме того, в соответствии с ГОСТ 11.006-74 уровень значимости для проверки нуль-гипотезы принимали равным 0, 1.

 

В качестве предполагаемых теоретических распределений принимали: 1) трехпараметрическое Вейбулла; 2) трехпараметрическое логарифмически нормальное; 3) нормальное. Оценки параметров этих распределений производились методом максимального правдоподобия, предложенным Р. Фишером.

 

1. Трехпараметрический закон Вейбулла соответствует эмпирическим данным в 14 случаях из 15. Не выполняется этот закон лишь по ударной вязкости стали марки ст. 3.

 

2. Трехпараметрический логарифмически нормальный закон выполняется в

 

8 случаях из 15, в том числе в 2 из 5 по пределу текучести. 3. Нормальный закон имеет место в

 

9 случаях из 15, в том числе в 3 из 5 по пределу текучести.

 

Таким образом, у строительных сталей механические характеристики почти во всех случаях распределяются по трехпараметрическому закону Вейбулла. В отдельных случаях распределение механических характеристик соответствует сразу двум и даже трем теоретическим законам, однако даже и тогда трехпараметрический закон Вейбулла имеет меньшее значение критерия т. е. является более предпочтительным. Поэтому полученные экспериментальные данные позволяют сделать безусловный вывод о том, что механические характеристики строительных сталей распределяются по трехпараметрическому закону Вейбулла.

 

Полученный результат позволяет подойти к определению минимальных значений механических характеристик. Чтобы использовать детерминированный аппарат сопротивления материалов и строительной механики, введем событие - появление минимального значения механической характеристики. Это событие обязательно имеет вероятность, как численную меру степени объективной возможности его появления. Однако, назначив эту вероятность весьма малой, практически можно считать, что в единичном исполнении данное событие не наступит согласно принципу теории вероятностей о невозможности маловероятных событий [8]. Тогда, например, вероятностный расчет на недопущение необратимых деформаций сведется к приравниванию такого минимального значения предела текучести к максимальному напряжению, определенному по максимальной величине нагрузки, которая вычисляется из принципа достоверности события с вероятностью близкой к единице.

 

Как известно, трехпараметрический закон Вейбулла является третьим типом распределения крайних членов выборки, теория которого была разработана Фишером и Типпетом еще в 1928 г. [6].

 

Для оценки рассеивания механических характеристик строительных сталей в табл. 2 приведены минимальные и максимальные значения механических свойств исследуемых сталей.

 

Из данных табл. 2 видно, что рассеивание предела текучести составляет в среднем 40 %, а предела прочности несколько ниже - около 30 %. Однако рассеивание значительно выше у относительного удлинения - 80-130 %. Еще больше рассеиваются значения ударной вязкости - 210-340 %. Так как эти две характеристики определяют пластичность и вязкость, необходимо при выборе марки стали во избежание вязкохрупкого перехода принимать во внимание только минимальные значения этих характеристик.

 

Заметим, что переход на непрерывную разливку стали при оптимально подобранном режиме ее охлаждения позволит существенно улучшить механические характеристики стали и уменьшить их рассеивание. Некоторые предварительные данные показывают, что непрерывная разливка стали при оптимизации процесса охлаждения металла повышает величину механических характеристик на 15-20 %, а их рассеивание уменьшает на 20-25 %.

 

читать далее »
06.04.13 03:12 ЖИЛЬНЫЙ ХАРАКТЕР НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В ТЕРСКО-КАСПИЙСКОМ ПРОГИБЕ.

 ЖИЛЬНЫЙ ХАРАКТЕР НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В ТЕРСКО-КАСПИЙСКОМ ПРОГИБЕ.

 

Открыты новые, существенно более значительные перспективы нефтегазоносности Терско-Сунженской системы складок и Горного Дагестана. Причем в качестве основного нефтегазоносного комплекса отношений рассматривается палеоген-миоценовое поверхностное выполнение Терско-Каспийского прогиба.

 

Терско-Каспийский предгорный (передовой) прогиб привлекает к себе повышенное внимание, как интересный нефтегазоносный объект. В последние годы в его геологическом строении выявлены сложности, обусловленные активными проявлениями покровной тектоники и преобладанием в разрезе его кайнозойского поверхностного выполнения глинистых образований. Стремление выявить связь между указанными особенностями геологического строения прогиба и его нефтегазоносностью определило появление двух точек зрения на формирование здесь зон нефтегазонакопления.

 

Одна точка зрения выглядит вполне традиционно: она допускает формирование антиклинальных пластовых (стратиформных) залежей нефти и газа. Суть ее изложена в работах Б.А. Соколова в соавторстве в основном с сотрудниками возглавляемой им кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ им. М.В. Ломоносова [1, 2].

 

Вторая точка зрения принципиально отличается от первой. Она разрабатывается на кафедре геологии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина [3] и связывает возможности нефтегазонакопления в Предкавказье вообще и на западе (Западно-Кубанский прогиб) и на востоке (Терско-Каспийский прогиб) в частности с формированием преимущественно жильных залежей углеводородов (УВ).

 

В свете высказанных ранее точек зрения на покровное строение Горного Дагестана [3] отпадает необходимость говорить о дугообразном изгибе, который испытывает Терско-Каспийский прогиб в своем простирании с северо-запада на юго-восток на участке Дагестанского клина. Последний фактически представляет собой останец былого более обширного аллохтона, простиравшегося и в западно-северо-западном направлении в пределы Грозненского региона, и в восточно-юго-восточном направлении в пределы Азербайджана.

 

Обоснование более широкого былого распространения аллохтонного комплекса юрских и меловых пород - задача достаточно сложная. Однако фрагмент временного разреза регионального профиля, проходящего через антиклинальные поднятия Серноводск и Горское, приведенный в работе [1], может получить вполне соответствующую высказанному предположению интерпретацию. Включения верхнемеловых пород, прослеживающиеся в толще глинистых отложений неогена, могут, очевидно, рассматриваться как сохранившиеся фрагменты этого покровного комплекса. Они никак не могли быть захвачены из подстилающих меловых отложений, поскольку процессы диапиризма и нагнетания могут быть связаны в основном с кайнозойским разрезом отложений, причем не только с майкопской серией пород, которой в этих процессах, как полагают Б.А. Соколов и Н.Ш. Яндарбиев [1], должна быть отведена решающая роль.

 

В пределах Кавказской складчатой области, и в частности на северо-западном и юго-восточном погружениях Большого Кавказа, а также в прилегающих к Большому Кавказу бортовых частях Предкавказского прогиба и Куринско-Рионской впадины, весь палеоген-миоценовый комплекс отложений представлен в основном (а то и не менее чем на 90 %) глинистыми образованиями. Из этого разреза, учитывая его глинистость, едва ли следует выделять майкопскую серию пород. Особое отношение к ней обусловлено тем, что она лучше изучена бурением. Ее большие мощности и сложная складчатая структура определили трудности вскрытия и изучения с помощью даже глубокого бурения, проведенного в достаточно большом объеме по всему обрамлению горно-складчатого сооружения Большого Кавказа, нижних горизонтов палеогена. В еще большей степени это относится к меловым отложениям, которые нередко были основным объектом поисково-разведочных работ.

 

Чтобы убедиться в глинистом составе всего разреза миоцен-палеогеновых отложений и в сложном, а главное, автономном, бескорневом характере их складчатой структуры, можно было бы сослаться на грязевой вулканизм. Его проявления, причем достаточно активные, известны помимо северо-западного и юго-восточного погружений Большого Кавказа и в Средне-Куринской впадине (приграничные районы Азербайджана и Грузии). Сама суть грязевого вулканизма заключается в преимущественно глинистом составе отложений, с которыми он связан [4]. В брекчии грязевых вулканов, широко распространенной в перечисленных районах обрамления Большого Кавказа, возраст которой строго ограничен рамками кайнозоя, обломки относительно плотных неглинистых пород играют совершенно незначительную роль. При этом следует подчеркнуть большую частоту извержений одних и тех же грязевых вулканов, фиксируемых, в частности, на Юго-Восточном Кавказе с раннемиоценового времени, когда шло накопление осадков верхней части майкопской серии пород.

 

Это означает, что и для системы складок, морфологическим выражением которой являются Терский и Сунженский хребты, должно быть их отражение только в кайнозойских, причем наиболее выразительно в палеоген-миоценовых, отложениях. Такой характер обратных структурных соотношений в Грозненском регионе между олигоцен-неогеновым и более древним комплексами отложений показан в работе [1], в которой не обоснованным, на наш взгляд, выглядит структурно-формационное единство нижних ярусов палеогена и мела.

 

Справедливо рассматривая формирование Терско-Сунженской системы складок как следствие инъекционных процессов, а также процессов нагнетания и диапирового внедрения и не допуская участия в подобных процессах палеоценэоценовых образований, Б.А. Соколов и Н.Ш. Яндарбиев [1] вместе с тем считают необходимым подчеркнуть в этом плане роль и титонских соленосных пород. Непонятно, однако, почему нагнетание этой более ранней толщи происходит значительно позднее, уже в апшерон-плейстоценовое время.

 

Очевидно, что с любой толщей пластичных пород могут быть связаны автономные процессы флюидной динамики и соответственно пластическая деформация пород и складкообразование, протекающие в основном в ее собственном объеме. Результатом этих процессов должно быть в первую очередь возникновение обратных соотношений в структурном рельефе подошвы и кровли самой этой толщи пород или фактическое проявление инверсии геотектонического режима. Ибо при этом прогиб, сохранивший свой первоначальный морфологический облик, постепенно превращается в поднятие за счет образования системы автономных бескорневых или наложенных складок. Интенсивность смятия толщи пластичных пород в складки, их амплитуда (как и амплитуда новообразованного инверсионного поднятия) находятся в прямой зависимости от мощности самой этой толщи и протекающих в ней геохимических трансформаций, литологических и минералогических изменений пород, связанных с изменчивостью температуры и давления. В этом смысле едва ли можно провести параллель между титонской соленосной и палеоген-миоценовой глинистой толщей пород, учитывая к тому же значительные различия в их возрасте.

 

Условия формирования в толщах пластичных пород поверхностного выполнения крупных прогибов и впадин автономной складчатой структуры достаточно детально проанализированы в работе [5]. Следует подчеркнуть, что в этом процессе существенную роль играет флюидная динамика, а еще точнее - динамика УВ флюидов. При этом с динамикой УВ связывается не только сам процесс складкообразования, но и формирование жильных зон нефтегазонакопления.

 

Обоснование обязательности или неизбежности возникновения жильных скоплений УВ может существенно изменить представления о нефтегазоносности или нефтегазовых ресурсах как самих осадочных бассейнов, так и мощных толщ пластичных пород, выделяющихся в разрезе их поверхностного выполнения. С толщами пластичных пород связывают, причем вполне обоснованно, процессы генерации УВ, поэтому редкие и, как правило, тонкие прослои пород-коллекторов едва ли могли бы определять исчерпывающие возможности формирования нефтегазовых скоплений или залежей УВ в таких толщах пород. Вот почему процессы автономного складкообразования должны сопровождаться превращением возникающих при этом зон дробления и высокой трещиноватости пород в резервуары для нефтегазонакопления, в емкости для аккумуляции УВ.

 

Речь, очевидно, должна идти о любой категории разломов, которые не могут не сопровождаться зонами дробления и растрескивания пород. Но основной интерес должны представлять периферийные для прогибов и впадин разломы, по которым происходит или произошло ранее их грабенообразное опускание(Такие зоны разломов и соответственно зоны дробления пород интересны тем, что нефтегазонакопление в них может быть связано с породами консолидированной или кристаллической коры. Именно блоковое расчленение последней приводит к образованию грабенов, их последующей трансформации в прогибы и в бассейны седиментации.) и разрывы, приуроченные к осевым зонам антиклинальных структур. В последнем случае процесс углеводородонакопления (практически непрерывного) может привести к возникновению очага напряженности вследствие одновременного формирования зоны аномально высоких поровых давлений.

 

Рассматривая в соответствии с изложенным формирование в Терско-Каспийском прогибе зон нефтегазонакопления, можно со всей очевидностью говорить о том, что поиски нефтегазовых залежей здесь не могут ограничиться локальными структурами. Они скорее всего должны непрерывно прослеживаться вдоль каждой из антиклинальных зон, в частности соответствующих Терскому и Сунженскому хребтам, и не обрываться при подходе к Дагестанскому клину. Авторы полагают, что они должны иметь погребенное продолжение под покровной пластиной юрских и меловых пород (рисунок).

 

Это означает, что разделяющие локальные структуры седловины должны стать так же объектом поискового бурения, как и полоса возможного погребенного продолжения Сиазанского месторождения, прослеживаемого в Азербайджане вдоль тектонического контакта между мезозойскими и кайнозойскими отложениями по южной границе Кусаро-Дивичинской мульды. Кроме того, диапазон нефтегазоносности каждой из жильных зон нефтегазонакопления может оказаться резко увеличенным по вертикали, поскольку нефтегазонасыщение может быть связано с трещиноватыми породами всего разреза палеоген-миоценовых отложений. Что же касается Сиазанского месторождения, то его, по существу, следует рассматривать как убедительное свидетельство вероятности формирования жильных залежей УВ вдоль периферийных разломов грабенов, трансформированных в процессе осадконакопления в крупные прогибы и впадины. Ибо это месторождение строго приурочено к южной структурной границе Терско-Каспийского передового прогиба.

 

В заключение необходимо лишь подчеркнуть, что приведенную схему (см. рисунок) необходимо рассматривать как принципиальную. Она отражает позицию авторов, допускающую высокую степень вероятности локализации в Горном Дагестане, в границах Дагестанского клина, под аллохтоном жильных зон нефтегазонакопления, жильных залежей. Число таких зон необязательно должно соответствовать схематическому изображению. Однако важным ориентиром для проведения поисковых работ должны быть очаги землетрясений, характеризующих Горный Дагестан как сейсмически достаточно активный регион. Поэтому вполне возможно, что в соответствующих зонах жильных скоплений УВ газовая составляющая будет играть заметную или существенную роль.

 

читать далее »
06.04.13 03:12 ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ НА ПРИРОДНЫЙ ГАЗ В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ В XXI В.

 ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ НА ПРИРОДНЫЙ ГАЗ В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ В XXI В.

 

Западная Сибирь - основной газодобывающий центр России, на нее приходится 92 % общероссийской добычи газа. Ведущая роль в добыче газа сохранится за ней и в будущем. Современное состояние запасов газа с учетом разведанных запасов Ямала и Гыдана позволяет оптимистично смотреть на перспективы добычи до 2020-2025 гг., однако дальнейшее развитие газодобычи связано с подготовкой дополнительных запасов за счет открытия и разведки новых месторождений.

 

Объем неразведанных ресурсов позволяет планировать в XXI в. прирост запасов в количестве 23, 4 трлн м3, в том числе в 2001-2030 гг. - 10 трлн м3, в 2031-2060 гг. - 7, 5 трлн м3 и в 2061-2100 гг. - 5, 9 трлн м3. При этом разведанность НСР природного газа на суше возрастет до 70 % (рис. 1 ).

 

Поиски новых месторождений будут вестись в сеноманском, готерив-барремском и валанжин-юрском комплексах при последовательном снижении роли в подготовке запасов ныне главного газоносного комплекса - сеномана и относительном возрастании роли нижних, менее благоприятных для разведки и разработки, но в меньшей степени разведанных комплексов.

 

Оцененный объем неразведанных ресурсов газа позволяет планировать крупные приросты запасов в течение XXI в. Вопрос заключается в том, ценой каких объемов разведочного бурения эти приросты могут быть получены. Прогноз объемов бурения, необходимых для получения планируемых приростов запасов, проводился двумя методами.

 

Первый - базируется на прогнозе структуры прироста запасов по крупности разведуемых месторождений, коэффициента успешности разведки, глубины поисковых и разведочных скважин, а также принимаемых данных о среднем числе поисковых и разведочных скважин на месторождениях конкретного класса крупности и среднем числе поисковых скважин на площадях, оказавшихся непродуктивными.

 

В работах [1, 2] был дан прогноз структуры неразведанных ресурсов по крупности месторождений, а также предполагаемой структуры приростов запасов по этапам по этому показателю. В основе этих прогнозов лежит представление о соответствии распределения числа месторождений региона или крупного плея по классам крупности (по интервалам запасов) распределению Парето [3, 4].

 

Прогнозы были сделаны для трех плеев раздельно - сеноманского, неокомского и юрско-ачимовского. Таким образом, был дан прогноз распределения по запасам групп залежей, приуроченных к плею, а не месторождений в общепринятом смысле. Подход, использованный авторами, представляется оправданным, поскольку поисково-разведочные работы реально ведутся именно на плеи (этажи), а не на весь газоносный мезозой каждой скважиной.

 

Общее число прогнозируемых газовых месторождений (групп залежей) в Западной Сибири составляет около 27 тыс., среди них резко преобладают мелкие и мельчайшие скопления (с запасами менее 10 млрд. м3). При обсуждении результатов прогноза числа месторождений и их распределения по крупности некоторыми коллегами-геологами высказывалось сомнение в реальности столь большого числа месторождений. Однако использование распределения Парето (наиболее плотно совпадающего с фактическими данными во всем мире) всегда дает прогноз большого числа мелких по запасам скоплений. В связи с этим следует отметить, что по прогнозу А.Э. Конторовича, В.И. Демина и В.Р. Лившица [4] в Западной Сибири ожидается более 13 тыс. месторождений, включающих залежи всех трех плеев, т. е. месторождений в общем понимании.

 

 

Прогноз структуры приростов запасов газа по этапам 2001-2030 гг., 2031-2060 гг. и 2061-2100 гг. по крупности месторождений (табл. 1) был сделан по прогнозной структуре всей совокупности неоткрытых месторождений с использованием "фильтра" (представление о том, что в каждый этап времени прежде открываются относительно крупные из ранее неоткрытых, а вместе с ними и более мелкие месторождения).

 

Конкретная характеристика месторождений, которые будут открыты и разведаны в течение столетнего периода, кроме предполагаемых интервалов запасов, остается неизвестной, поэтому были приняты средние величины числа скважин для месторождений каждого класса крупности с учетом существующих требований к подсчету запасов газа промышленных категорий и накопленного опыта разведки (табл. 2).

 

Для определения вероятных глубин поисковых и разведочных скважин в XXI в. использовали данные о глубинах размещения прогнозных ресурсов газа по результатам оценки на 01.01.1993 г. и региональные структурные карты перспективных комплексов. Средние глубины скважин на суше Западной Сибири в сеноманском, неокомском и юрском (совместно с ачимовской свитой) комплексах приняты соответственно 1000, 3400 и 3900 м на все периоды прогноза.

 

Не каждый объект, введенный в глубокое поисковое бурение, оказывается месторождением. Долю месторождений от общего числа объектов, получивших оценку поисковым бурением, называют коэффициентом успешности разведки. Этот коэффициент изменяется в широких пределах от района к району и во времени, составляя в среднем по миру около 0, 3. Таким он и был принят.

 

Наиболее вероятное среднее число скважин на пустых объектах с учетом научно-технического прогресса - 2.

 

Общий объем бурения для получения планируемого прироста запасов за тот или иной период определяют как сумму объемов поисково-разведочного бурения по месторождениям всех классов крупности и на пустых объектах.

 

Второй метод определения потребных объемов бурения базируется на прогнозе удельных приростов запасов (эффективности) по кривой. Удельный прирост -функция степени разведанности НСР региона. Последняя определяется как частное от деления объема начальных запасов на объем НСР. По статистике эффективность поисково-разведочного бурения возрастает в начальный этап освоения региона и достигает максимума обычно при 20-25 % разведанности НСР, а затем снижается. При полной 100%-й разведанности НСР эффективность должна стать нулевой. Кривая зависимости удельных приростов от разведанности состоит из левой части (фактической) и правой (прогнозной), достроенной исходя из фактической до 100%-й разведанности НСР с использованием данных о темпах снижения эффективности по другим районам [3].

 

После построения кривой динамики эффективности как функции разведанности НСР, включая и прогнозную ветвь, по оси степени разведанности откладывают планируемые приросты запасов по крупным периодам (% от НСР). По кривой определяют среднюю ожидаемую эффективность в каждый из временных этапов. Планируемый прирост запасов на период, разделенный на средний удельный прирост за тот же период, дает прогнозный объем бурения. Результаты прогнозов объема бурения, полученные разными способами, сопоставлялись между собой (табл. 3, 4).

 

Прогноз объемов бурения на суше Западной Сибири по первому методу был сделан раздельно для трех комплексов - сеномана, неокома и юры с ачимовской свитой, по кривой эффективности - для всех комплексов мезозоя совместно (без разделения на плеи).

 

В табл. 4 приведены также удельные приросты (эффективность), исчисленные как отношение приростов запасов к объему бурения.

 

В реализации второго метода прогноза была построена кривая динамики эффективности бурения на газ на суше Западной Сибири (рис. 2). Степень разведанности на 01.01.2001 г. составила 46, 2 %; вправо от достигнутой изученности по оси разведанности НСР откладываем последовательно планируемые по этапам (2001-2030 гг. и т. д.) приросты запасов, выраженные в % НСР: 2001-2030 гг. - 10, 2; 2031-2060 гг. - 7, 6; 2061-2100 гг. - 6, 0.

 

Средние значения эффективности определяются по кривой:

 

2001-2030 гг. - 1300 тыс. м3/м;

 

2031-2060 гг. - 600 тыс. м3/м;

 

2061-2100 гг. -350 тыс. м3/м.

 

Учитывая удовлетворительную сходимость результатов прогноза необходимых объемов бурения первым и вторым методами, принимаем значения, полученные первым, как окончательные.

 

Таким образом, вероятные показатели поисково-разведочного бурения на газ в Западной Сибири за XXI в. представляются следующими. Прирост запасов на суше Западной Сибири за столетний период может составить 23, 4 трлн м3 что потребует объема бурения 40, 4 млн. м.

 

Поисково-разведочные работы на суше выглядят по прогнозу недостаточно эффективными на фоне успешной разведки в 60-70-х гг. XX в.Однако снижение эффективности в процессе освоения НСР за пределами 25-20%-й разведанности их - общая и достоверно установленная закономерность. Работы на шельфе по натуральным показателям будут на порядок более эффективными, но вместе с тем гораздо более капиталоемкими, а также требующими специальных технических средств. Скорее всего работы на суше и на шельфе должны будут развиваться параллельно.

 

Публикуемый прогноз следует воспринимать как ориентир при планировании геолого-разведочных работ на газ в перспективе, но не как конкретный и обязательный план. Приведенные показатели объемов прироста запасов и разведочного бурения, исходя из имеющихся прогнозных оценок ресурсов газа и закономерностей развития геолого-разведочного процесса, представляются наиболее вероятными. Однако реализация их в значительной степени будет зависеть от экономических факторов и, прежде всего, от цены на газ. Последнее в отдаленной перспективе будет определяться темпами развития и энергоемкостью материального производства и освоением альтернативных источников первичной энергии.

 

читать далее »
06.04.13 03:12 УГОЛЬНЫЙ МЕТАН КАК ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ СЫРЬЕ.

Проблеме извлечения и использования угольного метана уделяется пристальное внимание. Причин здесь несколько - истощение невосполнимых энергетических запасов, экологические проблемы, безопасность труда в шахтах. В последние годы завершается международный проект под эгидой ООН по изучению влияния угольного метана на глобальный климат и разработке способов его эффективной утилизации. Действует программа GEF - Global Environment Facility. Проводятся международные конференции и симпозиумы по проблемам угольного метана.

 

Существует несколько вариантов прогноза потребления топлива до 2020 г. Для нас интересны два из них: 1) при ускоренном развитии экономики; 2) при развитии с учетом требований экологии - в 1, 65 и 0, 97 раза от уровня 1990 г. соответственно [1]. По первому сценарию потребление газа возрастет в 2, 08 раза по сравнению с 1990 г., угля -в 2, 09, нефти - в 1, 65 раза, по второму - соответственно 1, 37, 0, 91 и 0, 97 раза. По первому сценарию будет потребляться 24, 7 млрд. т у. т. топливно-энергетического сырья, по второму - 16, причем доля природного газа в обоих сценариях будет составлять 20-21 %, угля 28 и 19 % и нефти 27 и 24 %. Это обусловливает важность использования новых экологически чистых и с богатыми ресурсами энергоносителей, в частности угольного метана.

 

Запасы угольного метана оценены приблизительно, поскольку для расчетов берут газоносность горной породы в какой-либо точке, а затем осуществляют ее интерполяцию на все угольное месторождение. При этом газоносность вмещающих пород оценивают по еще более редкой сетке скважин, чем угольных пластов. Мировые запасы угольного метана оцениваются в 140-160 трлн м3, в том числе 8-10 % - свободные скопления. Угольные месторождения России до глубины 1800 м от поверхности содержат, по отдельным оценкам, 72-79 трлн м3 угольного метана [2] (по данным Международного газового союза, запасы природного газа восьми крупнейших стран-владельцев составляют 398 трлн м3, в том числе разведанные - 143 трлн м3).

 

В России большинство запасов угольного метана приурочено к неосвоенному Тунгусскому, Ленскому и Кузнецкому угольным бассейнам (25, 75 трлн м3) и не относится к промышленным. Объем свободных скоплений распределяется между угольными бассейнами следующим образом: Кузнецкий - около 100 млрд. м3, Донецкий - до 35, Печорский - до 28 (для сравнения, в США - 280 млрд. м3). Для промышленной добычи угольного метана перспективны в настоящее время Кузнецкий и Печорский бассейны. Однако угольный метан в других угольных бассейнах может служить дополнением к местному топливу, что особенно актуально на Севере и Дальнем Востоке. В табл. 1 приведены данные по угольным регионам, содержащим не менее 20 млрд. м3 угольного метана каждый [2]; некоторые из них могут быть пригодны для промышленной добычи газа.

 

Прогнозные запасы метана в промышленно освоенных и изученных угольных бассейнах России (Кузнецкий, Печорский, Восточный Донбасс, Сахалинский, Партизанский и др.) до глубины 1800 м от поверхности оцениваются в 15 трлн м3

 

Средние удельные запасы метана в Кузнецком бассейне и на Апсатском месторождении достигают 300-900 млн. м3/км2. Максимальная же величина удельных запасов метана в Кузнецком бассейне равна 1600-2100 млн. м3/км2. Такие величины характерны для Ерунаковского, Мрасского и Томь-Усинского районов.

 

Особое значение угольный метан имеет, если его запасы сосредоточены в пределах действующих шахтных полей. Так, на действующих (или проектируемых) шахтах Южного Кузбасса удельные запасы достигают 3000-3400 млн. м3/км2 -шахтные поля с высокой угленосностью, млн. М3/км2: "Коксовая" - 2450, "Центральная" - 2600, "Томская-Глубокая" - 1700, "Ноградская" - 1200 и "Тайбинская" - 1150. В Печорском бассейне большие запасы угольного метана сосредоточены в Воркутском, Усино-Сейдинском и Хальмер-Юском районах. Удельные запасы метана (млн. м3/км2) в Печорском бассейне достигают максимума на Воркутском (2650), Усинском (1460) и Воргашорском (840) месторождениях. Только на поле действующей шахты "Воркутинская" запасы метана в угольных пластах и вмещающих породах составляют 40 млрд. м3, на поле шахты "Усинская" - 13, 5 млрд. м3. Общие прогнозные запасы метана в угольных пластах Печорского бассейна, по данным ПечорНИИпроекта, достигают 2, 6 трлн м3

 

Запасы угольного метана зависят от метаноносности угля и вмещающих пород (определяется метаноемкостью данного угля или породы, давлением газа и температурой системы). На их величину оказывают влияние также угленосность месторождения, свойства вмещающих пород и степень дренажа продуктивной толщи в период угленакопления и метаморфизма. Природная метаноносность угольных пластов редко превышает 30 м3/т (см. табл. 1). Зависимость природной метаноносности от глубины залегания угольного пласта Н - параболическая (рис. 1):

 

 

Метаноносность тесно связана с метаноемкостью угля, т. е. суммой свободного газа в порах и трещинах единицы массы угля, удерживаемого в нем физико-химическими силами. Многочисленные исследования природы связи метана с углем, проведенные в 1948-1995 гг. в России [3, 4], обнаружили следующие закономерности:

 

метаноемкость угля зависит от степени генетического возраста угля, развитости его пористой и трещинной структуры, наличия примесей в органической массе;

 

метан в угле находится одновременно в свободном состоянии (8-12 % метаноносности), подчиняясь законам газового состояния, и связанном (адсорбированном, абсорбированном и в состоянии твердого раствора); переход метана из связанного в свободное состояние не является мгновенным;

 

пористость угля в пластовых условиях, как правило, составляет 4-12 %, в отдельных случаях -2-16% и больше [5];

 

для угольных пластов характерно большое разнообразие пор: макропоры (просветность > 200 нм), переходные (200 - 3 нм) и микропоры " 3 нм); микропоры являются основным коллектором связанного метана, в них сосредоточено до 90 % всей метаноносности [3];

 

перемещается метан в угле при его дегазации также неоднородно: свободный метан фильтруется в пористо-трещинной структуре угля по законам вязкого течения под градиентом давления; связанный метан переносится в мелких порах и трещинах по законам диффузии под влиянием градиента метаноносности [4] (табл. 2);

 

чем выше остаточная энергия газа в связанном состоянии, тем меньше его термодинамическая стабильность [4];

 

скорость выделения метана из угля (газоотдача) определяется как фильтрационной, так и диффузионной газопроницаемостью последнего; с ростом содержания углерода в угле, т. е. степени его метаморфизма, газоотдача возрастает [5] (рис. 2);

 

с повышением температуры метаноемкость угля уменьшается;

 

с увеличением влажности угля его метаноемкость снижается.

 

Учитывая невысокую метаноносность угля в массиве по сравнению с газовыми месторождениями и наличие микро-пор, для промысловой добычи угольного метана требуется охват большой дренирующей площади угольных пластов с

 

Учитывая невысокую метаноносность угля в массиве по сравнению с газовыми месторождениями и наличие микро-пор, для промысловой добычи угольного метана требуется охват большой дренирующей площади угольных пластов с целью получения длительных дебитов метана, удовлетворяющих требованиям экономической эффективности. Современные освоенные технологии извлечения угольного метана могут позволить его дренирование на таких площадях.

 

Давление метана в угольном массиве зависит от степени метаморфизма угля, глубины залегания от земной поверхности и температуры массива. Газовое давление в угольном пласте обусловлено избыточным метаном в пористо-трещиноватом массиве полезного ископаемого. При этом в массиве, в отсутствие техногенного вмешательства, сохраняется равновесие между давлением метана в свободной фазе и метана, находящегося в связанном состоянии. Это равновесие определяется по изотерме метаноемкости. Таким образом, изотерма метаноемкости и газовое давление являются индикаторами метаноносности угольного пласта.

 

Давление угольного метана на глубинах 600-800 м в США и Австралии оценивается в 5, в КНР - 8, в Германии на глубине 800 м-4, 5 и на глубине 1200 м -8 МПа. Как правило, в пределах исследованного диапазона глубин нарастание газового давления с увеличением глубины горных работ имеет линейный характер. При сравнении с газовыми месторождениями ясно видно отличие от них термодинамического состояния угольных пластов - давление газа в порово-трещинном объеме коллектора последних, как правило, ниже на один - два порядка (табл. 3).

 

Газопроницаемость угля значительно меньше, чем газовых коллекторов. Многими исследователями доказано, что в большинстве угольных месторождений газопроницаемость массива (особенно на глубине более 300-400 м) не превышает 1 мкм2, тогда как в газовых коллекторах наблюдают ее значения на несколько порядков больше. Из этого правила имеются исключения - проницаемость скоплений свободного угольного метана, т. е. так называемых газовых ловушек, отличается повышенными значениями и в некоторых случаях приближается к характеристикам газовых месторождений. Однако объем метана в них невелик.

 

Обобщая представленные краткие результаты многолетних исследований, можно сформулировать следующие особенности газоносных угольных месторождений, влияющие на эффективность извлечения (добычи) угольного метана как энергоресурса:

 

газопроницаемость угольного массива меньше по сравнению с газовой залежью на несколько порядков (1-5 мкм2 по сравнению с (1-50)103 мкм2);

 

пористость угля в массиве, как правило, в 2-10 раз меньше, чем газовых коллекторов;

 

давление газа в угольном, а тем более породном массиве не превышает, как правило, 4-6 МПа;

 

вследствие наличия микропор уголь значительно медленнее (на несколько порядков) отдает метан при соответствующих барических условиях, чем продуктивная толща газового месторождения;

 

удельная продуктивность угольного коллектора по отдаче метана через скважину в среднем значительно ниже, чем газового.

 

Такие выводы объясняют серьезные трудности, возникающие при попытках использования газоносных угольных месторождений для промысловой добычи угольного метана. Поэтому на данном этапе в угольной промышленности получила промышленное применение лишь дегазация угольных месторождений, осуществляемая для создания безопасных условий труда в шахтах. Обширный опыт дегазации угольных месторождений позволяет быстро освоить интенсивные технологии добычи угольного метана для энергетических целей. Это важно и в отношении борьбы с "парниковым эффектом".

 

Выброс угольного метана в атмосферу Земли сейчас составляет 31, 5-42, 6 млн. т/год, в том числе из угольных бассейнов стран СНГ - 6, 2-8, 9 млн. т/год [6]. Вклад угольного метана в потепление климата планеты оценивают в 8-10 %. Эту составляющую потепления нельзя не учитывать, тем более что динамика содержания метана в атмосфере, особенно в последние 20 лет, не внушает никакого оптимизма.

 

В настоящее время объем ежегодной эмиссии метана в атмосферу составляет 579-600 млн. т/год. Массу метана в атмосфере оценивают в 4, 8 млрд. т, а ее прирост - в 28-45 млн. т/год. Выброс метана в атмосферу за последние 10 лет увеличился с 15 до 20%. Большая часть поступающего в атмосферу метана разрушается озоном и диоксидом азота под

 

В настоящее время объем ежегодной эмиссии метана в атмосферу составляет 579-600 млн. т/год. Массу метана в атмосфере оценивают в 4, 8 млрд. т, а ее прирост - в 28-45 млн. т/год. Выброс метана в атмосферу за последние 10 лет увеличился с 15 до 20%. Большая часть поступающего в атмосферу метана разрушается озоном и диоксидом азота под действием солнечной радиации. Однако темпы прироста содержания метана в атмосфере вызывают тревогу; нужно остановить его на уровне 1, 75-1, 80 pm.

 

Для этого необходимо сократить выброс метана на 10-15 %. Задачу можно решить, применив способы интенсификации и утилизации угольного метана.

 

Сложность искусственного извлечения (промысловой добычи и (или) дегазации) угольного метана заключается в низкой газоотдающей способности ископаемых углей и вмещающих пород, что обусловливает низкую эффективность простого вакуумирования дегазационных скважин. Проблема искусственного увеличения газоотдающей способности газоносного массива является центральной в серии технологических трудностей освоения месторождений угольного метана. Последние достижения (в частности, МГГУ, ИПКОН РАН и ИГД им. А.А. Скочинского в России и ученых США) позволяют использовать методы интенсификации извлечения угольного метана из недр, которые дают возможность преодолевать барьер низкой проницаемости угля.

 

Основными методами промышленного извлечения угольного метана являются скважинные - гидравлическое расчленение угольных пластов и их физико-химическая обработка (Россия), а также использование кавитации (США). Ведется научная разработка и других эффективных способов. Они направлены не только на увеличение естественной проницаемости угольного массива, но и на повышение метаноотдачи из ультратонкой структуры угля. Нашими работами доказано, что связь метана с углем носит сложный физико-химический характер. Формы этой связи разнородны и неодинаковы.

 

МГГУ имеет приоритет в развитии гидрорасчленения (ГРП) как процесса заблаговременной (задолго до ведения горных работ) дегазации угольных месторождений с 1961 г. Сам процесс гидрорасчленения аналогичен гидроразрыву пласта. Однако технологическая схема и параметры процесса при гидрорасчленении сильно отличаются от нефтяного опыта - объемами, темпами закачки и составом рабочих жидкостей, а также морфологией трещин в массиве. Схема работ по заблаговременной дегазации с использованием гидрорасчленения пласта (ГРП) приведена на рис. 3.

 

Первые скважины ГРП были построены и обработаны водой в 1961 г. на поле шахты N 22 комбината "Карагандауголь". С тех пор проведено около тысячи пластоопераций из 200 поверхностных скважин ГРП. Опытные работы по заблаговременной дегазации проведены на полях шахт N 22, им. Костенко, им. 50 лет Октябрьской революции, "Саранская", "Сокурская", им. Ленина, "Карагандинская", им. Калинина, "Чурубай-Нуринская" в Карагандинском бассейне и им. Менжинского, "Селезневская-Восточная", "Коммунист", им. Скочинского, им. XVII партсъезда, "Зуевская", им. Калинина в Донецком бассейне, "Комсомольская" в Воркутинском бассейне.

 

Создана надежная технология скважинного извлечения угольного метана, отработаны оптимальные параметры процесса, получены дебиты метана из скважин, улучшена газовая обстановка в зонах угольных пластов, подвергнутых дегазации этим способом. В указанных зонах не было аварий, связанных с метаном. В результате опытных работ [4, 7]:

 

получен дебит метана из одной скважины 4, 4-6, 0 тыс. м3/сут;

 

за период дегазации удельный съем метана из угольного пласта составил 3-5 м3/т запасов;

 

природная газоносность пласта снизилась на 6-9 м3/т;

 

из одной скважины извлечено 1, 5-2, 5 млн. м3 метана;

 

метановыделение в горные выработки уменьшилось на 50-80 %;

 

пылеобразование в горных выработках сократилось на 60-70 %;

 

стали значительно реже (в большинстве случаев - отсутствовали) внезапные выбросы угля и газа.

 

Физико-химическое воздействие на угольный массив (приоритет МГГУ с 1966 г.) применяется для интенсификации выделения угольного связанного метана из микропорового объема угля [4]. В качестве рабочих жидкостей используют химически активные растворы и неионогенные ПАВ, а также растворы комплексонов. За период использования физико-химических способов в 1967-1992 гг. на полях 11 шахт Карагандинского и Донецкого угольных бассейнов в угольные пласты закачано около 3 тыс. т соляной кислоты и несколько тонн ПАВ, обработано 42 млн. т угля, проведено более 60 пластоопераций с поверхности и более 120 из горных выработок. Обширный опыт применения физико-химических способов воздействия на угольные пласты через скважины показал следующее:

 

воздействие солянокислотным раствором снижает метановыделение в горные выработки на 28-37 % больше, чем пластовые дегазационные скважины, с коэффициентом эффективности дегазации 0, 4-0, 5;

 

последовательное воздействие на угольный пласт растворами соляной кислоты и ПАВ снижает метанообильность горных выработок на 40-60 % при коэффициенте эффективности 0, 5-0.7;

 

нагрузка на очистной забой в зонах дегазации с использованием физико-химических способов возросла на 30-50 %, а темпы проведения подготовительных выработок увеличились в 1, 2-1, 4 раза.

 

Экономический эффект от заблаговременной дегазации достаточно высок и получен, например, на шахте им. Ленина [7], в результате:

 

сокращения на 1500 м проведения парных бремсбергов на восточном крыле пласта d6 стоимостью 24 млрд. руб.;

 

роста добычи угля в зонах ГРП (при извлечении 20 млн. м3 угольного метана добыча увеличивается на 450 тыс. т) на 18 млрд. руб.;

 

утилизации добываемого метана (за 1996-1998 гг. добыто 1, 6 млн. м3), что обеспечило экономию угля для сжигания в котельных на сумму 4 млрд. руб.

 

В настоящее время развиваются новые научные направления на базе скважинного способа заблаговременной дегазации угольных пластов: использование взрывчатых веществ для повышения проницаемости угольного массива, волновых полей для его направленной обработки с целью интенсификации газоотдачи угля, пневматического и теплового воздействий на массив; закачка в пласт сжиженного газа для повышения газопроницаемости массива; опробование кавитационных режимов для активизации призабойной зоны продуктивного угольного массива.

 

В США активно развиваются технологии hydrofracturing и cavitation. Там через поверхностные скважины ежегодно добывают 25 млрд. м3 угольного метана. Технология добычи метана строится на богатом опыте изучения геологической информации (около 17 тыс. геологических скважин). На разведку запасов угольного метана истрачено почти 17 млрд. долл. В угольных бассейнах функционирует около 3 тыс. продуктивных скважин, в том числе 80 - на месторождении Сан-Хуан. Дебиты метана некоторых скважин после процессов гидроразрыва или кавитации достигают в отдельных случаях 30-40 м3/мин. Такое месторождение, как Сан-Хуан, является в этом отношении уникальным. В США вклад угольного метана в выработку электроэнергии на газовых станциях составляет около 10 %.

 

С начала 70-х гг. в США разрабатываются и внедряются проекты использования углекислого газа для интенсификации добычи угольного метана [8]. Американские специалисты из Advanced Resources International и Shell COg Company полагают, что закачка в угольные пласты углекислого газа может обеспечить 100%-ю добычу метана из пласта. По их расчетам при закачке в угольные пласты 30-60 млн. м3/сут CO2 запасы добываемого метана можно увеличить на 285 млрд. м3, дополнительно к уже зарегистрированным к добыче 365 млрд. м3 в бассейне Сан-Хуан. Специалисты используют крупнейшие доказанные запасы CO2 (285 млрд. м3) высокой чистоты (98 %) в бассейне Shell's MacEImo Dome в юго-западной части Колорадо. Преимуществом служит, что трубопровод, доставляющий CO2, проложен по метанообильным районам бассейна Сан-Хуан, его пропускная способность достигает 28, 3 млн. м3/сут CO2.

 

В качестве примера можно также привести австралийский опыт [9]. Там в 1995 г. начат проект использования угольного метана на 100 млн. долл. для получения электроэнергии в установках Caterpillar G 3516 на шахтах Appin и Tower, расположенных в 80 км к югу от Сиднея в Новом Южном Уэльсе. Установки будут перерабатывать 145 тыс. т/год дегазационного метана. Используется угольный метан содержанием 40-60 %. Из добываемых 578 тыс. м3/сут угольного метана вырабатывается 94 МВт электроэнергии. На обеих шахтах установлено 94 генератора. Дегазационные системы шахт объединены общим газопроводом длиной 8 км. В час пик предусмотрена подпитка системы природным газом. Вырабатываемая электроэнергия поступает к дистрибьютору, который выручает за него до 3, 6 млн. долл. ежегодно.

 

Весьма перспективно использование угольного метана на интегрированных предприятиях по технологии "углегазэлектричество" при скважинных способах освоения угольных метаноносных месторождений [10]. Эта технология основана на добыче угольного метана, подземного или наземного сжигания угля для выработки горючего генераторного газа, синтеза этих газов и получения электрической и (или) тепловой энергии непосредственно на шахтном поле.

 

Предлагаемая скважинная технология разработки угольных пластов с прямым получением электроэнергии на шахтном поле отличается от традиционной серьезными преимуществами.

 

В итоге можно сделать следующие выводы.

 

1. Ресурсы угольного метана в угольных месторождениях достаточно велики, однако их промышленное освоение сталкивается с проблемой интенсификации метаноотдачи пластов.

 

2. Решение проблемы интенсификации метаноотдачи будет способствовать переводу технологий дегазации угольных месторождений для целей безопасного ведения горных работ на рельсы промысловой добычи угольного метана и становлению этого энергоносителя как важного энергоресурса.

 

3. Угольный метан является экономичным и экологически чистым, дополнительным источником получения тепловой и электрической энергии.

 

4. Учитывая имеющиеся в России научные наработки, перспектива создания скважинных способов разработки угольных пластов и утилизации угольного метана достаточно оптимистична, а научное и промышленное значение этих технологий столь велико, что для решения данной проблемы целесообразно привлечь серьезные финансовые ресурсы в рамках государственной программы энергетического обеспечения России.

читать далее »
06.04.13 03:12 ДЕМЕРКАПТАЛИЗАЦИЯ БЕНЗИНОВОЙ ФРАКЦИИ АСТРАХАНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТА.

В целях повышения эффективности процесса демекраптизации легкой бензиновой фракции Астраханского газоперерабатывающего завода были проведены исследования на лабораторной установке. Согласно полученным результатам, концентрацию меркаптанов в исходном сырье удалось снизить на 71 %.

 

Наиболее надежным способом уменьшения концентрации меркаптанов в углеводородном сырье считается каталитическое гидрирование или гидроочистка, позволяющая удалить из нефтепродуктов практически все соединения RSH [1]. Однако это дорогой и энергоемкий процесс, требующий применения сложной аппаратуры.

 

Способы демеркаптанизации, основанные на окислении меркаптанов до дисульфидов, более просты и экономичны, позволяют использовать доступные и дешевые реагенты [2]. Оптимизация режимов и интенсификация демеркаптанизации обеспечивают высокую степень очистки сырья.

 

Процесс окислительной демеркаптанизации легкой бензиновой фракции Астраханского ГПЗ был исследован на лабораторной установке. В качестве окислителя использовалась элементная сера, катализатором служил диэтаноламин ( ДЭА), вводимый в количестве 0, 1-0, 3 % от массы исходного сырья. Процесс проводили при температуре 40 шС. В результате реакции 2RSH + S -> RSSR + H2S в присутствии RNH2 образуются дисульфиды.

 

Элементную серу (сорт 9998, по ГОСТ 127-76) вводили в виде раствора в гидроочищенной дизельной фракции Астраханского ГПЗ в количестве 0, 1 % от массы исходного сырья. Использование серы в растворенном состоянии позволило точно дозировать ее количество, а также сократить время обработки сырья; применение дизельной фракции как растворителя дало возможность упростить и удешевить процесс.

 

Выбор ДЭА в качестве катализатора обусловлен его сравнительно высокой каталитической активностью в реакции окисления меркаптанов с растворенной элементной серой. Кроме того, ДЭА хорошо растворим в нефти, газоконденсате и, что немаловажно, доступен для практического применения.

 

Процесс проводили по методике, аналогичной [2]: в термостатированную колбу, снабженную мешалкой и обратным холодильником, загружали 250 мл фракции 62-180 шС. Затем с помощью пипетки вводили 0, 1 % элементной серы и 0, 1-0, 3% ДЭА (по массе). Смесь перемешивали в течение 15-45 мин при температуре 40 шС, после чего промывали водой, отделяли очищенный продукт и проводили количественный анализ на содержание меркаптановой серы методом потенциометрического титрования по ГОСТ 17323-71 (возможно также применять хроматографический способ по ГОСТ 50802-95). Результаты экспериментов приведены в таблице. Содержание меркаптанов в неочищенной бензиновой фракции составляло 156, 9 мг/л.

 

Исследования показали, что проведение второй ступени очистки не улучшило результатов. Очевидно, весь окислительный процесс при данных условиях происходит на первой ступени.

 

Наименьшее содержание меркаптанов наблюдается при демеркаптанизации бензиновой фракции смесью S + ДЭА (92%-й) в соотношении 1:1 при температуре 40 шС в течение 45 мин. Концентрация меркаптанов снижается при этом на 71 % и составляет в очищенном продукте 46, 3 мг/л.

читать далее »
06.04.13 03:12 КОМУ И ЗАЧЕМ НУЖНЫ НОРМАТИВЫ НИЖЕ ГОСТ N 2874-82 "ВОДА ПИТЬЕВАЯ"?.

Самой иадежиой технологией по очистке хозяйственно-бытовых сточных вод являются схемы биологической очистки, которые за последние 20 лет существенно не изменились. Необосиованиое включение для этих схем в число нормируемых дополнительных показателей обусловливает ряд проблем в деятельности предприятий.

 

Первоначально расчетными и контролируемыми показателями этих схем являлись взвешенные вещества и биологическая потребность в кислороде (БПК). Остальные восемь показателей (таблица), такие как химическая потребность в кислороде (ХПК), сухой остаток, хлориды, сульфаты, азот аммонийных солей, фосфаты и др., несомненно снижали свои концентрации при биологической очистке, но не являлись лимитируемыми.

 

Взвешенные вещества и БПК до сих пор являются расчетными показателями. Однако при появлении методики расчета предельно допустимого сброса (ПДС) в перечень нормируемых показателей был дополнительно введен целый комплекс химических загрязняющих веществ (всего 23 наименования), которые не являются результатом хозяйственно-бытовой деятельности предприятия. В их состав стали входить: марганец, кальций, магний, медь, железо, алюминий, цинк, натрий, фенолы, фосфор и др. Таким образом, методика расчета ПДС создала условия, когда, даже при сбросе воды, соответствующей ГОСТ "Вода питьевая", в водный объект, необходима ее предварительная очистка. Это обстоятельство заставляет проектные институты для достижения требуемых нормативов использовать сомнительные технологии очистки.

 

Согласно Хельсинской комиссии по защите Балтийского моря зарубежные партнеры Лентрансгаза в качестве нормативных используют только основные расчетные показатели, такие как взвешенные вещества, БПК, азот аммонийных солей и общий фосфор. При этом концентрации указанных загрязняющих веществ в очищенной воде в 3-4 раза выше требований ПДС и составляют: БПК - 12 мг/л (вместо 3 мг/л), ХПК - 90 мг/л (вместо 30 мг/л), азот аммонийных солей - 8 мг/л (вместо 0, 4 мг/л), фосфор общий - 1, 5 мг/л (вместо 0, 5 мг/л).

 

Исходя из этого напрашивается вывод, что требования методики расчета ПДС - это узаконенная и ничем не обоснованная санкция, которая не способствует охране окружающей среды.

 

На объектах Лентрансгаза имеются и дождевые сточные воды, очистка которых осуществляется по расчетным показателям - взвешенным веществам и нефтепродуктам. Это казалось бы логичным. Но при разработке ПДС опять появляется целый ряд химических показателей из ряда тяжелых металлов и БПК. Указанные соли тяжелых металлов, азот аммонийных солей и БПК, количество которого в дождевой воде достигает 15-20 мг/л, не являются результатом технологической деятельности предприятия. Объяснения разработчиков появления этих загрязнений просты. К примеру, цинк образуется при контакте атмосферных осадков с оцинкованными парапетами кровель и водосточными трубами, марганец - в результате использования сварочных электродов и т. д. Такая логика размышлений может привести к тому, что потребуется осуществлять очистку стоков по химическим показателям всей таблицы Менделеева. При сбросе в водоем дождевых стоков как отдельно, так и совместно с очищенными хозяйственно-бытовыми водами, контролирующими показателями должны быть расчетные.

 

"Газпрому" давно пора выйти с законодательной инициативой к правительству Российской Федерации с целью прекращения необоснованно узаконенных штрафных санкций и приведения нормативов сброса загрязнений в водоем в соответствие с реальными возможностями технологий очистки стоков (см. таблицу).

 

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