Газовая промышленность № 12 2016. Газовая промышленность журнал 2016

Территория Нефтегаз № 12 2016

В данной работе раскрывается суть интегрированного подхода к управлению месторождением и показаны практические примеры использования интегрированных моделей как для проектирования месторождений, находящихся на ранней стадии разработки, так и для мониторинга месторождений, находящихся на стадии эксплуатации.

Ключевые слова: ИНТЕГРИРОВАННАЯ МОДЕЛЬ, ПЛАСТ, СКВАЖИНА, СЕТЬ СБОРА.

HTML

Подготовка и ввод месторождения в разработку и эксплуатацию – комплексный проект, предполагающий совместную работу и координацию деятельности специалистов разных дисциплин, в частности сотрудников служб главного геолога и главного инженера. Основные технические разработки при проектировании сводятся к поиску общего решения между потенциалом пласта и ограничениями объектов наземного транспорта и подготовки с учетом экономических критериев проекта.

Существует традиционный последовательный, или функциональный, подход к проектированию месторождения. Вначале решается прямая задача проектирования разработки месторождения, за этим следует последовательное решение прямой задачи проектирования обустройства. Основными недостатками такого подхода являются:

·         отсутствие учета взаимо­влияния проектных решений по обустройству на проектные решения по разработке;

·         детерминированность решения без учета риска;

·         отсутствие гибкости проектных решений при изменении параметров системы либо смене оборудования;

·         ограниченность либо вообще отсутствие итераций для поиска оптимального решения между пластовой системой и инфраструктурными объектами.

Принцип интегрированного проектирования, в основе которого лежит интегрированная модель, где решается сопряженная задача поиска оптимального общего решения системы «пласт – скважины – система сбора – технология подготовки – экономика» внедрен в Группе компаний ПАО «НОВАТЭК». Интегрированная модель учитывает сложное взаимовлияние всех объектов проектирования (пласт, скважины, инфраструктура) и позволяет получать быстрые отклики отдельных компонентов модели при изменении исходных данных либо характеристик системы разработки и обустройства в целях поиска оптимального решения задач проектирования.

Переход от традиционного к интегрированному подходу к проектированию месторождений в Группе компаний ПАО «НОВАТЭК» проходил эволюционно и заслуживает отдельного внимания.

На этапе, когда в портфеле проектов компании преобладали «простые» месторождения с точки зрения разработки и обустройства, применение проверенных типовых организационно­управленческих и технико­технологических решений выглядело оправданным как с точки зрения эффективности капитальных вложений, так и с точки зрения эксплуатационной надежности применяемого оборудования. На данном этапе повышение экономических показателей таких проектов происходило в основном за счет массового внедрения современных технологий бурения (в частности, горизонтальное бурение, бурение с большими отходами, многоствольные скважины и т. д.), разработки (в частности, нерегулярные сетки скважин, одновременно­раздельная эксплуатация и т. д.) и высокоэффективного оборудования (в частности, применение турбодетандеров, пластинчатых теплообменников, высокоэффективных центробежных сепарационных элементов и т. д.). При этом оптимизация в основном затрагивала отдельные составляющие процесса разработки и обустройства месторождения. Бурение, разработка, добыча, сбор, подготовка, переработка и транспорт углеводородов рассматривались как обособленные подпроцессы без учета взаимовлияния друг на друга.

По мере расширения ресурсной базы и выработки «простых» запасов компания перешла на более сложные проекты с точки зрения геологического строения и обустройства: многопластовые месторождения с небольшими мощностями, осложненными подстилающими водоносными горизонтами, месторождения с газоконденсатными пластами с тонкими нефтяными оторочками, месторождения с низкопроницаемыми коллекторами, месторождения с высокопарафинистыми пластовыми флюидами, заполярные месторождения в экстремальных климатических условиях и в условиях отсутствия развитой инфраструктуры и т. д. Типовые проектные решения, которые применялись на месторождениях до недавнего времени, в новых условиях оказались недостаточно эффективны либо вовсе неприменимы.

Одним из первых сигналов, побуждающих к смене устоявшихся подходов к инжинирингу месторождений, послужило систематическое расхождение прогнозных проектных показателей разработки с фактическими данными. Расчеты, полученные путем последовательной передачи информации от одного функционального отдела к другому, зачастую не учитывали комплекс ограничений, накладываемых одной системой на другую. Это приводило к завышению потенциала добычи месторождения и неправильному прогнозу сроков ввода наземного оборудования – к примеру, дожимной компрессорной станции (ДКС) (рис. 1).

Декомпозиция всего процесса разработки и эксплуатации месторождения на подпроцессы и элементарные операции дает возможность определить всю цепочку создания ценности проекта (рис. 2).

Каждое звено в цепочке создания ценности было поэлементно проанализировано. Детальный анализ позволил выявить проблемные области, которые не позволяют сделать качественный скачок в реализации процесса выбора оптимальных систем разработки и обустройства «сложных» месторождений:

·         организационная проблема. Отсутствие у специалистов из смежных отделов четких представлений о процессах и явлениях, происходящих до или после их функциональной зоны ответственности, т. е. проблема междисциплинарных стыков. Как следствие, некорректный учет внешних и междисциплинарных ограничений и недостижение заявленных показателей по добыче. Стоит отметить, что именно междисциплинарные «стыки» являются точками оптимизации технико­технологических решений, и связана она с взаимопроникновением методов смежных дисциплин;

·         проблема мотивации. Отсутствие сквозной технологической ответственности за финальные результаты работы, связанные с достижением технико­экономических показателей. Каждый функциональный отдел отвечает только за эффективность решений своего направления;

·         проблема единой модели актива. Отсутствие единого инструмента, который связывал бы специалистов в едином информационном поле и учитывал взаимовлияние процессов, относящихся к предметным областям разных дисциплин.

Преодолеть сложившуюся ситуацию помогло внедрение интегрированных подходов к освоению месторождений, которые заключались в следующем:

·         смена философии организации работы специалистов с функциональной или каскадной на процессную, или мультидисциплинарную. Для этого были сформированы мультидисциплинарные отделы, закрепляющие профильных специалистов за конкретными месторождениями (рис. 3). Во главе каждого отдела стоит руководитель, который осуществляет интегрирующие функции продуктов труда специалистов смежных дисциплин. Именно при процессной организационной структуре обеспечивается максимальный эффект интегрированного подхода, мотивирующего мультидисциплинарную команду к поиску оптимального общего решения;

·         создана единая интегрированная база данных с исходной информацией для всех специалистов, привлекаемых в рамках отдельного месторождения (рис. 4). Информационно­аналитические инструменты в ней позволяют не только осуществлять оперативный поиск необходимых данных, но и выполнять их верификацию, отбраковку и контроль достоверности;

·         выработаны проектные решения по разработке и обустройству месторождений, которые повышают гибкость и устойчивость системы к возможным изменениям макро­ и микропараметров проекта, как внешних, так и внутренних;

·         реализована единая информационная система с ядром в виде интегрированной модели, которая стирает стыки между функциональными направлениями при выборе и оптимизации систем разработки и обустройства месторождений.

Интегрированная модель месторождения – совокупность взаимоувязанных моделей пласта, скважин, объектов системы сбора, подготовки и внешнего транспорта углеводородов, взаимодействующих друг с другом через «интегратор» в целях поиска общего решения (рис. 5). Интегрированная модель позволяет создать целостную картину месторождения и быстро получать отклик системы при изменении любых параметров и оказании управляющих воздействий.

В терминах информационных технологий интегрированная модель представляет собой информационную систему как совокупность взаимосвязанных функциональных подсистем (пласт, скважины, инфраструктура и т. д.), взаимодействующих друг с другом и обеспечивающих единство решений на границах подсистем (в узловых точках). Она используется для хранения, обработки и выдачи результата единого решения системы (значения целевой функции). Иными словами, интегрированная модель месторождения обеспечивает единую информационную среду для обмена, передачи и валидации данных среди специалистов разных дисциплин. Она позволяет эффективно планировать, управлять, оперативно принимать оптимальные управленческие решения на основе многосценарных расчетов.

На текущем этапе развития компьютерных и вычислительных технологий реализация интегрированных моделей является достаточно трудоемким и ресурсозатратным процессом. Повсеместное применение данного инструмента для решения оценочных и концептуальных задач чаще всего оказывается неоправданным с точки зрения соотношения качества полученного результата и затраченных на это сил. В Группе компаний ПАО «НОВАТЭК» реализован постепенный переход от упрощенной интеграции для месторождений на ранней стадии реализации проекта к глубокой интеграции на этапе выбора и определения с последующим управлением действующим активом при помощи комплексной интегрированной модели (рис. 7).

На данный момент накоплен обширный опыт применения интегрированных моделей, лучшие практики из которого используются как коллективные знания НОВАТЭК. Далее рассмотрим примеры применения интегрированных подходов для решения практических задач.

1. Управление добычей целевых продуктов

1.1. Оптимизация добычи конденсата

Как было отмечено выше, в текущем портфеле активов Группы компаний ПАО «НОВАТЭК» превалируют сложные многопластовые газоконденсатные месторождения, при разработке которых отдельное внимание следует уделить оптимизации добычи жидких углеводородов. До недавнего времени при экономической оценке разработки таких месторождений улучшение интегральных экономических показателей проекта обеспечивалось за счет суммарного прироста добычи продукции скважин. Встроенные оптимизационные алгоритмы гидродинамического симулятора Eclipse основаны на этой же логике: когда заданный уровень отборов из месторождения обеспечивается за счет увеличения добычи по наиболее продуктивным скважинам. Данная логика оправданна, когда между объектами разработки отсутствует сильная дифференциация свойств добываемого флюида по продуктивному разрезу. Приведем пример, когда стандартный подход к расчету показателей разработки на гидродинамическом симуляторе без использования инструментов интегрированного моделирования не приводит к оптимальному результату. Многопластовое газоконденсатное месторождение разрабатывается на истощение. В продуктивном разрезе выделены два эксплуатационных объекта с различным начальным пластовым давлением и потенциальным содержанием конденсата. Каждый эксплуатационный объект разрабатывается собственной сеткой скважин (рис. 8).

Реализовать скрытый экономический потенциал от оптимизации добычи газового конденсата стандартный алгоритм расчета гидродинамического симулятора не позволяет. Интегрированная модель помимо критерия продуктивности скважины может включать в оптимизационные механизмы другие составляющие технологического режима работы скважины, такие как дебит конденсата, дебит воды, дебит жидкости, GOR, WGR, устьевое давление, температуру и т. д. Перераспределение профиля добычи конденсата в сторону более ранних отборов позволило повысить экономические показатели проекта в целом при одинаковом уровне добычи по газу (рис. 9).

1.2. Оптимизация разработки нефтяной оторочки

Следующим примером безальтернативного применения интегрированного моделирования для проектирования разработки служит нефтегазоконденсатное месторождение с трудноизвлекаемыми запасами нефти, связанными с тонкими подгазовыми оторочками и осложненными присутствием подошвенной воды [1] (рис. 10). Этот пример является актуальной задачей для подавляющего числа добывающих компаний во всем мире.

Основной проблемой при разработке «контактных» запасов является практически неизбежное формирование газовых и водяных конусов с прорывами газа и/или воды к забою добывающих скважин, что, в свою очередь, приводит к ухудшению технико­экономических показателей разработки.

Традиционный подход к разработке пластов с газовой шапкой и нефтяной оторочкой подразумевает формирование самостоятельных сеток скважин на газоконденсатную часть пласта и на нефтяную часть пласта с применением методов борьбы с конусообразованием газа, таких как барьерное заводнение, повышение фильтрационного сопротивления призабойной зоны (пена, эмульсия, гели) и др., которые, как показывает опыт, неэффективны [2].

В данном примере применен подход, предусматривающий совместное использование сетки скважин «на газ» и «на нефть» и применение так называемых многофункциональных горизонтальных скважин (рис. 11), компоновка для заканчивания которых предусматривает возможность как приобщения газового интервала пласта в процессе разработки для обеспечения внутрискважинного газлифта, так и отсечения обводнившейся горизонтальной секции скважины с достижением доли воды в продукции критического значения, при котором фонтанирование скважины невозможно.

Особенностью данного месторождения является наличие инфраструктуры по добыче, сбору и подготовке газа из газоконденсатных объектов, совместное использование которых позволяет существенно улучшить экономические показатели в области добычи нефти (так называемый нефтяной кейс) за счет эффекта синергии. Наличие фактически построенных объектов наземной инфраструктуры в то же время накладывает большое количество технологических ограничений на показатели разработки вновь вводимых нефтяных объектов, которые необходимо учесть в модели: пропускная способность трубопроводов системы сбора; максимальное рабочее давление системы сбора; риск гидратообразования; производительность УКПГ; мощность ДКС и т. д. (рис. 12).

Стандартными инструментами индивидуального моделирования систем добычи, сбора, подготовки и транспорта решить поставленную задачу не представлялось возможным. Использование интегрированной модели позволило выработать и оптимизировать проектные решения по разработке и обустройству месторождения, позволяющие максимально использовать возможности существующей инфраструктуры, обеспечить максимальные уровни добычи нефти в условиях ограничений инфраструктуры, минимизировать объем нового капитального строительства, обеспечить заявленные проектные показатели по КИН, свести к нулю незапланированные простои скважин в случае прорыва газа или воды за счет оперативного переключения между системами сбора с разными рабочими характеристиками.

На примере предыдущего месторождения было продемонстрировано еще одно применение интегрированного моделирования, позволяющее использовать различные целевые функции при оптимизации профиля добычи. Гибкие проектные решения по технологии добычи и сбору продукции скважин на примере многофункциональных скважин позволяют в зависимости от конъюнктуры рынка смещать акцент с нефтяного на газовый кейс и наоборот. С использованием того же набора инфраструктурных ограничений был рассчитан профиль добычи углеводородов с максимальной газовой составляющей, который в результате в условиях текущей конъюнктуры оказался более инвестиционно привлекательным, чем нефтяной кейс (рис. 13).

2. Разработка и оптимизация технологических решений по внутрипромысловому транспорту углеводородов

Еще одним гибким проектным решением по освоению многопластовых месторождений, разработанным с использованием интегрированных моделей, является сложная система внутрипромыслового сбора продукции скважин, основанная на выделении транспортных коридоров с различными рабочими характеристиками и системы технологических перемычек для оперативного изменения конфигурации системы при изменении показателей разработки (рис. 14).

Данная система позволяет максимально эффективно использовать транспортные мощности на каждом этапе жизни месторождения, при этом обеспечивая полный контроль отборов целевых компонентов. Данное проектное решение было применено на месторождении, которое служит ресурсной базой завода СПГ, для которого управление составом и объемом поступающего сырья является первостепенной задачей.

3. Моделирование комплексных технологических схем

Сфера применения интегрированных моделей не ограничивается оптимизацией объектов добычи и сбора продукции скважин. На следующем примере рассмотрим вариант создания интегрированной модели для расчета профиля добычи и разработки концепции компримирования газа для совместной эксплуатации системы из трех месторождений (рис. 15). Данный объект представлен тремя центрами добычи, расположенными на значительном удалении друг от друга (более 40 км) и имеющими единую установку комплексной подготовки продукции скважин. Все три центра добычи различаются по начальным запасам газа, начальным пластовым давлениям и составам добываемых флюидов, что приводит к неравномерному снижению устьевых давлений и дебитов по скважинам. При разработке концепции компримирования газа необходимо было учесть данную неравномерность, а также реальные технические характеристики компрессорных агрегатов, выпускаемых российскими заводами­изготовителями.

В результате применения интегрированной модели были рассчитаны потребные компрессорные мощности для каждой зоны добычи, подобраны компрессорные агрегаты и рассчитана этапность их ввода, скорректирован профиль добычи газа с учетом возможностей выбранных ГПА, оптимизирована конфигурация ДКС в целях минимизации резервных компрессорных мощностей и повышения коэффициента эксплуатации оборудования.

4. Расчет профилей добычи с контролем геологических и технологических ограничений

Помимо классических задач по расчету оптимального профиля добычи углеводородов интегрированная модель позволяет решать нетиповые, уникальные задачи, для которых не существует готовых алгоритмов и методик расчета. Подобная задача была решена для газового месторождения, расположенного в Ямало­Ненецком АО и находящегося на падающей стадии разработки. Задача состояла в расчете технологических режимов работы скважин, обеспечивающих минимальный суточный объем добычи газа на месторождении с возможностью оперативного возвращения на прежний уровень добычи. Потребность в подобном расчете была вызвана возможным ограничением поставок газа в систему магистральных трубопроводов в связи с сезонным сокращением потребления газа. Задача осложнялась тем, что большинство скважин эксплуатационного фонда работали с большим содержанием воды в добываемой продукции и их возвращение в добычу после остановки было невозможно без длительных и дорогостоящих операций. В результате совместной работы специалистов по разработке и специалистов по обустройству месторождения была составлена программа работ по переводу месторождения на минимальный уровень отборов.

Программа включала:

1) список скважин, которые можно на определенное время вывести из эксплуатации без серьезных негативных последствий;

2) список скважин, остановка которых невозможна по причине обводнения;

3) список скважин, работа которых необходима для поддержания стабильного технологического режима работы трубопроводов системы сбора;

4) список скважин с оптимальными технологическими режимами, которые оставлены в эксплуатации с учетом геологических и технологических ограничений.

Выводы

В данной работе продемонстрировано успешное использование интегрированного подхода с мультидисциплинарной организацией и инструментом в виде интегрированной модели для решения обширного круга задач для месторождений, находящихся на разных стадиях реализации.

Интегрированный подход – безусловно, методология и, если угодно, философия управления проектами нового поколения. К подобным гибким технологиям управления можно отнести методологии семейства Agile, такие как XP, Каnban, Scrum [3]. При проектировании и формировании информационного пакета для принятия инвестиционных решений этот подход позволяет не двигаться «традиционно», строго каскадно: от геологии к разработке, от разработки к инфраструктурным проектным решениям и т. д., при этом в случае несогласованности решений на поздней стадии реализации проекта откатываться назад, терять время и нести дополнительные финансовые затраты. Новый подход позволяет уже на ранней стадии сформировать интегрированную модель актива, хоть и в «сыром» виде, однако эта модель заставляет с самого начала проекта специалистов всех дисциплин взаимодействовать друг с другом, размывать все междисциплинарные барьеры и держать всех в едином информационном поле, позволяет как можно раньше увидеть несогласованность проектных решений и предпринять своевременные меры по их устранению. Манифест интегрированного подхода: «Специалисты и их взаимодействие важны не менее, чем применяемые ими инструменты». Как результат, проекты выполняются точно в срок и в рамках отведенных ресурсов.

Накопленный опыт создания и использования интегрированных моделей в мультидисциплинарных группах привел к формированию в НОВАТЭКе инженера новой генерации, новой философии. Такой инженер – интегратор, не только работает в своей предметной области, но и выходит за ее рамки, взаимодействует со специалистами команды уже на ранней стадии, способен управлять изменениями и комплексно оценивать нефтегазодобывающий актив с учетом ограничений всех функциональных областей, генерировать оптимальные проектные решения по разработке и обустройству месторождения, учитывающие потребности всех функциональных звеньев цепочки формирования товарного продукта от пласта до потребителя. Интегрированный подход позволяет формировать не просто концептуальную модель разработки нового актива, но и выполнять достаточно глубокую проработку уже на ранней стадии основных технических решений, которые в конечном счете ложатся в основу проектных документов. Таким образом, мы приходим к новому понятию: «интегрированный проект разработки и обустройства месторождения». Интегрированное проектирование разработки и обустройства месторождения – это комплексное проектирование всех этапов разведки, разработки, обустройства и эксплуатации месторождения с использованием интегрированных моделей, учитывающих взаимное влияние всех элементов системы – от пласта до экономики.

Врезы:

1.       В настоящее время ПАО «НОВАТЭК» ведет добычу природного газа, газового конденсата и нефти на 11 месторождениях: Юрхаровское, Восточно-Таркосалинское, Ханчейское, Северо-Уренгойское, Северо-Ханчейское, Термокарстовое, Ярудейское, а также Олимпийский, Юмантыльский, Самбургский и Яро-Яхинский лицензионные участки.

2.       ПАО «НОВАТЭК» принадлежит 36 лицензий на разведку и добычу углеводородов в Ямало-Ненецком автономном округе с суммарными доказанными запасами 12,8 млрд барр. н. э (на конец 2015 года).

neftegas.info

Газовая промышленность

70-е гг. ХХ в. считаются не только эпохой НТР, но также и лучшим временем в истории СССР. Все спокойно и стабильно, бензин стоит дешевле газированной воды, очередь на бесплатную квартиру в панельной девятиэтажке медленно, но все же продвигается, на фоне разрядки международной напряженности советский народ с воодушевлением отмечает 100-летие со дня рождения Владимира Ильича Ленина. Тем временем в отечественной газовой индустрии начинаются первые капитальные ремонты. Также наблюдается пик импорта: газопроводов строится так много, что советское машиностроение попросту не справляется с объемами заказов.

В июне 1970 г. в Москве проходит XI Международный газовый конгресс. Гостей из 49 стран приветствуют со страниц журнала «Газовая промышленность» министр Алексей Кортунов и Научно­техническое общество нефтяной и газовой промышленности, насчитывающее 125 тыс. членов. Темы докладов до сих пор не утратили актуальности: «Эксплуатация газовых месторождений Северного моря», «Технология сжижения природного газа», «Подземное газохранилище в истощенном месторождении», «Источники снабжения газом США до 2000 года», «Проблемы автоматизации и дистанционного управления газопроводных систем». Заседания проходят в Кремлевском Дворце съездов, конференц­залах Дома союзов и гостиницы «Россия». На территории ВДНХ в эти же дни проходит выставка газового оборудования, антикоррозийных покрытий, аппаратуры и приборов «Интергаз­70». При поддержке ВАО «Интурист» гости и участники XI Международного газового конгресса имеют возможность совершить экскурсии на месторождения и перерабатывающие заводы, компрессорные станции и ПХГ.

Весной 1970 г. «Газовая промышленность» начинает серию публикаций о развитии газовой индустрии в странах мира. Болгария, Венгрия, Польша, Австрия, ФРГ – этот список с каждым номером растет. Авторами публикаций выступают местные специалисты, что особенно ценно.

Болгарские коллеги рассказывают о новых месторождениях, венгерские товарищи рапортуют об успехах в создании систем релейной автоматики. В статье из Австрии сообщается о транзисторных системах зажигания газокомпрессорных установок, добыче с 6­километровой глубины и первых проблемах в области экологии. Член правления Акционерного общества «Рургаз» К. Брехт описывает рост потребления природного газа в ФРГ и первый опыт компании «Хюльд» в производстве ацетилена из данного сырья.

Сложно представить, как редактировались и согласовывались на всех уровнях эти статьи в отсутствие электронной почты и других, привычных сейчас, способов связи. Большого мужества, вероятно, требовала такая работа, большого мужества и крепких нервов.

Эпоха централизации

В 1971 г. начаты работы по обустройству месторождения Медвежье на Урале. Из немецких труб диаметром 1420 мм, рассчитанных на давление 75 атм, строят первую нитку газопровода «Медвежье – Надым». Приказом Министерства газовой промышленности СССР на базе центральной теплотехнической лаборатории «Север» Московского управления магистральных газопроводов создается «Оргэнергогаз» – специализированное Управление по организации технической эксплуатации энергомеханического оборудования на предприятиях по добыче, транспорту и переработке газа. Первым директором СУ «Оргэнергогаз» становится фронтовик Борис Кутаркин.

В 1972 г. появляется новое общесоюзное Министерство строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности. На должность его руководителя назначается А.К. Кортунов, а Мингазпром после его перехода возглавляет С.А. Оруджев. В этом же году централизованы все газоремонтные организации. Управление«Оргэнергогаз», производственные объединения «Союзгазэнергоремонт» и «Союзгазавтоматика», тресты «Союзмонтажгаз» и «Союзэлектрогаз» были объединены под руководством ПО «Союзгазэнергоремонт», контролирующего и распределяющего объемы МТР через региональные филиалы. Ими стали 15 производственно­технических предприятий (ПТП), расположенных «на пульсе» важнейших газовых вен и артерий страны.

Для обеспечения безопасной эксплуатации подводных переходов магистральных газопроводов (ППМГ) в 1972 г. создается предприятие «Подводгазэнергосервис», в состав которого входят квалифицированные метрологи и опытные водолазы. В это же время специалисты ПО «Союзгазэнергоремонт» (Е.Ф. Гусев, А.П. Сушко, В.П. Олейников и др.) направляются в командировку в Иран для монтажа и модернизации газоперекачивающих агрегатов ГТК­10.

В эти годы «Газовая промышленность» открывает дискуссии по многим новым вопросам. В частности, исследуются перспективы хранения СПГ в ледяных шахтах объемом около 2000 м3. Предлагается способ геометрического решения уравнений фазового состояния углеводородных систем с помощью шарнирно­реечного механизма.

Вынужденный импорт

В 1973 г. на правительственном уровне принимается решение о внедрении ГПА с авиационным приводом. Через год начинается экспорт советского газа в Италию. На этом фоне государственные лидеры заключают долгосрочный контракт на поставку итальянских труб, фонтанной и запорной арматуры, ГПА и комплектующих в обмен на газ. Благодаря этому контракту на советских компрессорных станциях появляется газоперекачивающее оборудование Nuovo Pignone Spa.

В том же 1974 г. бригада мастера Н.Д. Терещенко бурит первую скважину на Уренгойском месторождении. В апрельском номере журнала «Газовая промышленность» за этот год опубликован репортаж из Петровских мастерских (Московский трубный завод, расположенный в деревне Румянцево), где впервые проведен агрегатно­узловой ремонт ротора ГТ­700­5. Новый метод эффективен, но требует разработки новой конструкторско­технологической документации, новых станков, методов контроля, транспорта, обменного фонда роторов.

В 1975 г. строят экспортный газопровод «Союз». Проложенный всего лишь за год, он соединяет Оренбургское газоконденсатное месторождение с западной границей СССР и строится силами и на средства стран­участниц Варшавского блока. Магистраль длиной 2400 км была разделена на пять участков, на каждом из которых трудились строители из Болгарии, Чехословакии, Польши, ГДР и Венгрии. Компрессорные станции магистрали оснащаются турбинами производства General Electric, Solar Turbines и Rolls­Royce.

Для ремонтно­сервисной составляющей газовой промышленности 1970­е становятся временем ключевых изменений. Опыт обслуживания «мегапроводов» требовал создания ремонтных баз и заводов не на другом конце страны, а в разумной близости от газовой магистрали. Характерным примером такой «диверсификации» служит завод «Ротор» в г. Камышине Волгоградской области, который начал строиться в конце 70­х для обеспечения потребностей газопровода «Союз».

В 1975 г. начинается эксплуатация ГПА­Ц­6,3 с авиационным приводом НК­12 производства Сумского ПО им. М.В. Фрунзе. Для ремонта газопроводов впервые в СССР применяются аварийно­восстановительные поезда. Линейная часть наиболее «пожилых» газопроводов к этому времени начинает нуждаться в капитальном ремонте. «Лидирует» по потерям от коррозии магистраль «Игрим – Серов».

В 1976 г. добыча газа в СССР составляет около 320 млрд м3. «Кубаньгазпром» начинает освоение акватории Азовского моря. Через год на компрессорных станциях в Газли и Соколе начинают работу агрегаты ГТН­6 производства Уральского турборемонтного завода. Практически одновременно с ними введены в эксплуатацию 44 американских агрегата ГТН­10И производства General Electric c нагнетателями Nuovo Pignone PCL­802/24. Такой дисбаланс наряду с частичным переходом на авиационные и судовые приводы объясняются только одним: потребности газовой отрасли тех лет втрое превышали возможности отечественного машиностроения.

23 февраля 1977 г. приказом ВПО «Тюменгазпром» образовано производственное объединение «Сургуттрансгаз» и начинается строительство газопровода «Уренгой – Сургут – Челябинск». Годом спустя в структуре Мингазпрома появляется Главное управление по разведке и разработке морских месторождений нефти и газа. По состоянию на 1 января 1978 г. Единая система газоснабжения СССР насчитывает 256 компрессорных станций, в состав которых входит 416 компрессорных цехов. Общая мощность 2519 ГПА (1144 газотурбинных установок, 504 электродвигателя и 871 газомоторный компрессор) составляет 11 054 тыс. кВт.

Научный подход

С начала 70­х гг. ХХ в. журнал «Газовая промышленность» начинает печатать депонированные статьи – приравненные к научным публикациям и учитываемые при защите диссертаций. Публикуются и требования к оформлению таких работ: «Статьи, представленные для депонирования, должны быть окончательно обработаны авторами для фотографического воспроизведения… Текст следует печатать на машинке с черной лентой, формулы вписывать тушью или черными чернилами, рисунки выполнять на ватманской бумаге или на кальке и снабжать подписями… Объем депонируемого текста – не более 12 стр.».

В 1979 г. на месторождении Медвежье в Тюменской области добыт 300­й миллиард кубометров природного газа. Для шести компрессорных станций газопровода «Уренгой – Челябинск» из США прибывают 55 газоперекачивающих агрегатов Coberra­182 c газогенераторами авиационного типа Rolls­Royce Avon­1534. К этому времени общая протяженность Единой системы газоснабжения СССР составляет 131 600 км.

24 декабря 1979 г. министр обороны СССР Дмитрий Устинов подписывает директиву № 312/12/001, в которой «…принято решение о вводе некоторых контингентов советских войск, дислоцированных в южных рай­онах нашей страны, на территорию Демократической Респуб­лики Афганистан в целях оказания помощи дружественному афганскому народу, а также создания благоприятных условий для воспрещения возможных антиафганских акций со стороны сопредельных государств». 27 декабря ограниченный контингент советских войск входит в ДРА, в ответ на это США объявляют Советскому Союзу экономическое эмбарго. Восьмидесятые начинаются с санкций и резкого охлаждения международных отношений. История отрасли сохранила детали тайного создания первого в СССР сервисного центра «Роллс­Ройс» на окраине Тюмени, поставок «заминированных» роторов из США и другие интересные случаи. Обо всем этом и многом другом – в исторической рубрике следующего номера.

neftegas.info

газовая промышленность | Сетевое издание "Нефтегазовое дело"

Обладая огромными запасами природного газа, Россия является крупнейшим в мире экспортером данного продукта. В настоящее время основным рынком сбыта природного газа является Западная Европа. Вторым важным рынком сбыта для России стала Центральная Европа, где российский газ занимает доминирующее положение. Природный газ экспортируется в европейские страны преимущественно в рамках долгосрочных контрактов (сроком до 25 лет) на условиях «бери или плати». Развитие топливно-энергетического комплекса было одной из движущих сил экономического подъёма России после экономического спада 1990-х. Экономический подъём остановился в связи с глобальным экономическим кризисом и снижением цен на нефть и газ от своих пиковых значений в 2008 году. Другим фактором, препятствующим экспорту природного газа, является расширение рынка сжиженного природного газа (СПГ), создание в странах Центральной Азии и на Ближнем Востоке заводов по сжижению природного газа, которые могут конкурировать с российским газом на европейском и азиатско-тихоокеанском рынке. В данной работе проведён анализ состояния и современных тенденций развития экспорта газа в России. На основе методов временных рядов, проведен анализ основной тенденции и сделан прогноз экспорта газа в Европу, потребления газа в Европе и потребления газа в России на краткосрочную перспективу, выполненный с помощью статистического программного пакета Statgraphics. На основании полученных результатов можно сделать выводы, что без значительных дополнительных капиталовложений в разведку, освоение и эксплуатацию месторождений в течение нескольких последующих лет, объемов добычи российского газа может не хватить для обеспечения внутреннего спроса и экспорта. Перед Россией все острее будет стоять задача выбора между поставками газа на внутренний или внешний рынок.

ogbus.ru

Смотрите также

• 
  Фотошоп журналы онлайн бесплатно
• 
  Проблемы репродукции журнал 2015
• 
  Издательская группа юрист журналы
• Журнал учета профессиональных заболеваний
• 
  Журнал регистрации дисциплинарных взысканий
• 
  Журнал проблемы репродукции 2015
• 
  Журнал огонек 1982 год
• 
  Журнал наилучшие доступные технологии
• 
  Журнал ежемесячного осмотра лифтов
• 
  Вышивка крестом журнал сюзанна
• 
  Власть ивановская область журнал