Book 2 2015

Міністерство екології та природних ресурсів України Державна служба геології та надр України Національна aкадемія наук України Український державний геологорозвідувальний інститут Державна комісія України по запасах корисних копалин Державна комісія з експертизи геологічних проектів та кошторисів Всеукраїнська громадська організація «Ноосфера»

Міжнародний геологічний форум «Актуальні проблеми та перспективи розвитку геології: наука й виробництво» (ГЕОФОРУМ-2015) Україна, м. Одеса, 7–12 вересня 2015 року У двох томах Том 2

«ПЕРСПЕКТИВИ ВИКОРИСТАННЯ АЛЬТЕРНАТИВНИХ І ВІДНОВЛЮВАНИХ ДЖЕРЕЛ ЕНЕРГІЇ В УКРАЇНІ (REU 2015)» «ФОРМУВАННЯ ІНВЕСТИЦІЙНОЇ ПРИВАБЛИВОСТІ ОБ’ЄКТІВ МІНЕРАЛЬНО-СИРОВИННОГО КОМПЛЕКСУ УКРАЇНИ» «НОРМАТИВНО-ПРАВОВА БАЗА ТА НАУКОВІ АСПЕКТИ НАДРОКОРИСТУВАННЯ В ПРОЦЕСІ РЕФОРМУВАННЯ ДЕРЖАВИ»

Київ УкрДГРІ 2015

Ministry of Ecology and Natural Resources of Ukraine State Geological and Subsurface Survey of Ukraine The National Academy of Sciences of Ukraine Ukrainian State Geological Research Institute State Commission of Ukraine on Mineral Reserves The State Commission for the examination of geological projects and estimates All-Ukrainian Public Organization «Noosphere»

International Geological Forum «Problems and prospects of the geology development: science and production» (GEOFORUM-2015) Ukraine, Odessa, 7–12 September, 2015 In two volumes Volume 2 «USAGE PROSPECTS OF ALTERNATIVE AND RENEWABLE ENERGY SOURCES IN UKRAINE» (REU 2015) «FORMATION OF INVESTMENT ATTRACTIVENESS OF THE MINERAL RESOURCE COMPLEX OF UKRAINE» «REGULATORY AND LEGAL FRAMEWORK AND THE SCIENTIFIC ASPECTS OF THE SUBSURFACE USE IN THE STATE REFORMING PROCESS»

Kyiv UkrSGRI 2015

УДК 553.061+550.8

Актуальні проблеми та перспективи розвитку геології: наука й виробництво. Матеріали Міжнародного геологічного форуму (7–12 вересня 2015 р., м. Одеса, Україна). У 2 т. – Т. 2. – К.: УкрДГРІ, 2015. – 242 с. Наукове видання містить матеріали з актуальних проблем геологічних досліджень, прогнозу, пошуку та оцінки родовищ корисних копалин; перспектив використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні. Розглянуто питання формування інвестиційної привабливості об’єктів мінерально-сировинного комплексу України. Наведено теоретичні та методичні напрацювання щодо вдосконалення нормативно-правової бази та наукових аспектів надрокористування, а також напрямків реформування геологічної галузі, запровадження державного моніторингу надрокористування. Для широкого кола наукових працівників і спеціалістів у галузі надрокористування. Г о л о в н и й р е д а к т о р : доктор технічних наук Гошовський Сергій Володимирович Редакційна колегія: Войтенко Юрій Іванович Зезекало Іван Гаврилович Зур’ян Олег Володимирович Костенко Микола Михайлович Красножон Михайло Дмитрович Левченко Олександр Іванович Лисенко Олександр Анатолійович Люта Наталя Георгіївна Лютий Георгій Григорович Парфенова Алла Яківна Пономаренко Олександр Миколайович Рудько Георгій Ілліч Саніна Ірина Владленівна

Затверджено до друку вченою радою УкрДГРІ Протокол № 5 від 26.06.2015 р.

ISBN 978-966-7896-73-7

© Український державний геологорозвідувальний інститут, 2015

УДК 553.061+550.8

Problems and prospects of the geology development: science and production. Abstracts of the International Geological Forum (7–12 September, 2015, Odessa, Ukraine). In 2 vol. – Vol. 2. – K.: UkrSGRI, 2015. – 242 p.

Scientific publication contains materials on topical issues of geological research, prediction, searching and evaluation of mineral deposits; the perspectives of the alternative and renewable energy sources use in Ukraine. Considered the questions of the investment attractiveness formation for the mineral complex of Ukraine. Showed the theoretical and methodological developments to improve the regulatory framework and scientific aspects of the subsoil use, and ways to reforming the geological sector, the introduction of subsoil use state monitoring.

For a wide range of scientists and experts in the field of subsoil use.

E d i t o r - i n - C h i e f : prof., Dr. Sc. Goshovskyi Sergii Editorial board: Kostenko Mykola Krasnozhon Myhaylo Levchenko Oleksandr Lisenko Oleksandr Lyuta Nataliia Lyutyj Georgiy Parfenova Alla Ponomarenko Oleksandr Rudko Georgiy Sanina Irina Voytenko Yuriy Zezekalo Ivan Zuryan Oleg

Approved to publishing by scientific council of UkrSGRI Protocol № 5 from 26.06.2015

ISBN 978-966-7896-73-7

© Ukrainian State Geological Research Institute, 2015

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

RENEWABLE ENERGY SOURCES IN CAMEROON: POTENTIALS, BENEFITS AND ENABLING ENVIRONMENT Anyang Edward Enow1, student, Republic of Cameroon, Yaounde, teddyanyang@gmail.com 1 – Eastern Mediterranean University, Famagusta, Northern Cyprus The main sources of commercial energy in Cameroon are petroleum, hydropower and coal. 90 % of our population uses traditional solid fuels for heating, light and cooking. According to different estimations between 45% and 55% of the urban population has access to electricity. Only about 12% of rural population has access to electricity. Electricity supply is unevenly distributed within the country with no connection to neighboring countries. Cameroon is a net exporter of energy due to its oil reserves. The price of hydroelectricity in Cameroon has recently sky-rocketed. At the same time, firewood in remote areas is being depleted without being replenished. This has led to a number of challenges; energy is no longer affordable and environmental impacts from the wanton exploitation of firewood are widespread. Therefore, there is a need to explore other renewable energy sources which have enormous environmental and energy potentials.

1.1 PROBLEM STATEMENT Renewable energy sources in Cameroon: Potentials, benefits and enabling environment A renewable energy policy is being prepared, with policy goals to increase the share of renewables in power and heat generation, and to involve private capital in the delivery of energy.

But this policy has never been produced and implemented since ten years ago.

The government’s policy seeks to get the country out of under-development, through the implementation of the long-term Energy Sector Development Plan (PDSE 2030) and the Poverty Reduction Strategy Paper (PRSP). Development of the energy sector is seen as a factor for attracting investment and strengthening growth. Rural electrification master plan supports rural access to electricity. It targets electrification in 660 localities through the extension of the interconnected grids, the rehabilitation and construction of isolated diesel power plants and minihydro plants as well as the development of a regional grid.

Renewable energy resources Solar energy: Cameroon has good potential for solar energy exploitation. In the most suitable parts, the average solar irradiance is estimated at 5.8 kWh/day/ m2, while the rest of the country commonly sees 4.9kWh/day/ m2. Solar power is currently used in distributed generation systems, particularly for powering the cellular telecommunications network. However, only approximately 50 Installations currently exist.

Wind energy: Most of the country has insufficient wind speed for power production with an average of 2-4 m/s at the height of 100 meter. Wind energy potential exists in the north of Cameroon and the littoral region. Northern areas have average wind speed of 5-7m/s.

Biomass energy: Cameroon has third largest biomass potential in sub-Saharan Africa, with 25 million hectares of forest covering three-quarters of its territory. However, the unsustainable use of this resource hassled to significant deforestation throughout the country, with an annual clearance rate of 200,000 hectares/yr. and regeneration of only 3,000 hectares/yr. Primary uses for biomass in the country include heating and light for the majority of the rural population.

Geothermal energy: Potential is unknown but hot springs are found in extensive areas: Ngaoundéré region, Mt Cameroon region and Manengoumba area with Lake Moundou.

Hydropower:

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Cameroon has the second largest hydroelectric potential in sub-Saharan Africa. Total potential is estimated at 23 GW, with a production potential of 103 TWh per year. There are three main facilities in the country: EDEA (263 MW); Songloulou (388 MW) and Lagdo (72 MW). The potential for small Hydro Power installations (up to 1 MW) is estimated at 1.115 TWh, mainly in the eastern and western regions of Cameroon, however this potential is yet to be properly exploited 1.2 ALTERNATIVE OBJECTIVE There is a need to explore other renewable energy sources as developed above which have enormous environmental and energy potentials. However, there is limited scholarly work on the potential of other renewable energy sources in Cameroon. Literature on the potential of renewable energy in Cameroon is still very limited and scattered. The exact sizes of the different renewable energy sources, their benefits and the market potential that can stimulate their uptake are not wellknown. Therefore, stakeholders including policy makers, researchers and investors lack guidelines on how and at what level to invest, intervene, and design policies that can lead to the practical exploitation of renewable energy sources. This article investigates the extent to which renewable energy can contribute to the energy sector in Cameroon. The article lays the groundwork that can inform various stakeholders to engage into different activities which can foster the understanding of renewable energy sources and their potentials and limitations. Some key findings are that: while solar and biomass energy are abundant almost everywhere in Cameroon, wind energy is feasible in some selected regions. Furthermore, while the few literature sources about geothermal sources are contradictory or at best non-conclusive about their potential, tidal energy is yet to receive considerable attention, with its first feasibility studies having been just recently begun. These findings point to the fact that if renewable energy is to be part of the Cameroon’s energy programme, there is need to scale-up research in the development of renewable energy in order to better inform energy policies.

1.3 Conclusions The commercial sector which the use of energy industries has helped in one way or the other to increase tax payers money and thus making the government of Cameroon to grow economically stronger and making the Gross National Product(GND) of the country to increase. Alternative for Renewable Energy can increase the job market in Cameroon with an estimate 1.7 million direct and indirect jobs in 2016, and is expected to continue growing. Planning for adequate skills is essential to support a rapidly developing renewable energy sector. This critical skills gap is already visible in many markets, where the education and training infrastructure is unable to cater to the labor demand of the sector.

The costs of technologies to capture energy from renewable sources are falling and are becoming economically competitive with fossil fuels, while reducing the risk of climate change.

Renewable energy deployment continues to grow globally and locally as a sustainable and increasingly economically viable alternative to conventional sources of energy.

Науково‐практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU‐2015)»

MICRO FUZZY CONTROLLERS TO IMPROVE THE EFFICIENCY OF MOTOR PUMP GROUP USED IN WIND ENERGY PUMPED STORAGE SYSTEM Muhammad M.A.S. Mahmoud1, muhammad.manar@alhosngas.com 1 – Al Hosn Gas – ADNOC–OPCO’s, Abu Dhabi, UAE Pumped storage systems are more and more involved in renewable energy at high power levels. But at the same time, pumped storage can be successfully used for grid integration of small scale renewable energy sources, such as wind energy. The purpose of this paper is to design fuzzy motor controller for pump driving in order to obtain maximum power available for pumping and a higher efficiency of the pump. Two fuzzy motor controllers based on linear dependency (V/Hz) and cubic dependency (V/Hz3) between voltage and frequency are developed for induction machine in pumped storage applications. The fuzzy controller is designed to receive frequency input from the network and estimate the required firing angle of a full-wave Thyristor circuit placed between the source and the load to control the load voltage. The fuzzy controllers have considered the variation of the power supply frequency during the motor starting and running cases to select the optimum applied voltage to the motor for both cases. Simulation of the motor operation during the starting and running is carried out for the full applicable range of frequency. The results show how the designed controller is fast and accurate. Comparison between DC link and Thyristor full wave circuit control has been carried as well.

1

INTRODUCTION

Renewable energy sources, which are more and more promoted in the global warming context, need special requirements for grid connection. Even more delicate issues are to be taken into account when unpredictable and variable energy sources, like wind or solar energy, need to be grid connected (E. Vittal, M ,2009), (C. Bueno, 2006), (D. Katsaprakakis).

For wind energy, pumped storage is a good alternative to grid connection. When grid connection is not allowed, the supplemental energy obtained in high wind speed periods may be used for pump water from an inferior basin to a superior one, and this water may be released in peak load periods when there is need for energy (C. Cristofari), (S. P. Mansoor, 1999). In this way, no energy is lost and the grid is not perturbed by unstable energy (R. Peters, 2008).

On the other hand, pumped storage provides good storage properties: large scale, long time, no toxic materials involved, and no sophisticated and expensive equipment- is necessary (S. Papaefthymiou-2010).

A pumped storage for wind energy looks as figured in Fig. 1. It – consists of wind turbine, generator, converter, motor for driving pump and pump.

Fig. 1. Wind energy pump storage system

According to the distance from the storage lake and the wind generator the energy source can be connected to the utilities grid or work autonomously when the distance is less than 20 km (D. Katsaprakakis, 2008).

The disadvantage of pumped storage for autonomous renewable energy sources is small global efficiency (A. Forcos, 2010), because of the many components involved in the electroenergetic chain. The efficiency of a system is defined as the ratio between input and output power.

7

Науково‐практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU‐2015)»

For wind energy pumped storage system, the global efficiency is the ratio of the power given by the wind turbine generator and the power available for pumping. However, an optimized operation of the storage system is obtained taken part by part from all the elements of the electro-energetic chain of the wind energy pumped storage system to improve efficiency.

In (A. Forcos, 2010), motor control concept for driving a pump was discussed in order to obtain maximum power available and a higher efficiency of the pumping system using DC link Converter. Open-loop Controller was used to obtain the results. However, in this paper we shall develop the required close-loop voltage- frequency dependency controller using a simple full-wave Thyristor circuit, whose firing angle is tuned by fuzzy logic controller (Fig. 2). The results shall be illustrated and discussed hereinafter. .

Fig. 2. Wind energy pump storage system with voltage- frequency dependency fuzzy controller

2

SYSTEM MODELLING

Power supply: The wind turbine and its induction generator is modelled as simple variable frequency power supply with constant phase voltage of 400Volt. The power supply is connected to the load through full-wave Thyristor circuit.

2.1. Motor: The motor load is modelled as 5.5kW induction motor with the following parameters: a.

Nominal Apparent Power = 6.962 VA, Line to line Voltage = 380V, Frequency = 50Hz b.

Stator Resistance = 0.71 Ohm, Stator Inductance = 4.5 mH c.

Rotator Resistance = 0.728 Ohm, Rotator Inductance = 4.5 mH d.

Mutual Inductance: 93.75 mH e.

Inertia = 0.2, kg.m^2, Friction Factor = 0.051 N.m.s, Pole pairs = 3 2.2. Pump: The pump load has been modelled by the following speed/Torque and respective speed/power curves:

Fig 3. Pump Speed/Torque

Fig 4. Pump Speed/Power

8

Науково‐практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU‐2015)»

The optimum voltage frequency dependant characteristic has been analyzed in A. Forcos, 2010), for the maximum efficiency. The analyses recommended the following characteristics for starting and running cases: 2.3.

Starting characteristic: Motor starting was made on V/Hz characteristic with slope 30/5

2.4. Running characteristic: a. In the range of 5 Hz and 10 Hz, it was imposed on the motor to go on the characteristic determinate from the motor datasheet, which is: V/ Hz13 = 0.0025 3. f3 + 30. (1) b. In the range of 10 Hz and 20 Hz the motor was imposed to pass on characteristic given by: V/ Hz23 = 0.005 3. f3 + U10Hz. (2) c. In the range of 21 Hz and 25 Hz, motor was imposed to pass on characteristic: V/ Hz33 = 0.006 3. f3 + U20Hz. (3) d. Above 25Hz, the characteristic was based on V/ Hz23 = 0.0025. f3 + U25Hz (4) in parallel with: (5) (From datasheet).

V/ Hz13 = 0.0025 3. f3 + 30 Where: U10Hz, U20Hz and U25Hz represents the voltage at 10 Hz, 20 Hz and 25 Hz respectively.

The optimum voltage-frequency characteristic for the maximum efficiency illustrated in Fig. 5.

Fig 5. Optimum V/H3 Characteristic.

2.5. Controller: In order to build fuzzy controller with input signal “frequency” and output signal “firing angle-Alfa” to tune the the motor applied voltage to the corresponding input signal frequency based on the optimum voltage-frequency characteristic for the maximum efficiency, it is important to develop a direct relation between “firing angle-Alfa” and the frequency based on the optimum voltage-frequency characteristic. a. Step 1: The effect of single-phase full-wave circuit is considered to determine the size load voltage and current at different firing angle “Alfa”. The general formulas for the r.m.s values of the current (Iload) and the voltage (Vload) across a load, comprise of inductance in series with resistance,

9

Науково‐практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU‐2015)»

controlled by single-phase full-wave circuit are given in (Muhammad Harunur Rashid, 1988].

These formulas are as follows: I Load 

2 Vsource 1  ( r ) (б / щ t ) 1/ 2 [  {sin( t   )  sin (   )e l } d t ]  z V Load  Vsource [

1



(   

sin ( 2 ) 2



sin ( 2  ) 1 / 2 )] 2

(6) (7)

Where:  =2 f radian/second  (Alfa)= Firing angle  = Extinction angle (cut-off angle)  = tan-1 ( l/ r) l = Load Inductance r = Load Resistance t = Time z = Load impedance.

Since the conducting angle  =  -  cannot exceed , then the firing angle  will not be less than  and hence the control range of the firing angle is      (8) To maximize the firing angle range for better voltage control, a resistive load may be inserted in parallel to the motor to minimize the value of   0.

For maximum power transferred to the motor, the maximum conducting angle is considered.

Therefore, the value of the controlled voltage corresponding to each firing angle  can be calculated assuming that  = /2 and  =  The value of the controlled voltage with respect to firing angle at different frequency values can be found by practical and fast method using the (Matlab Simulink tool [MATLAB Software 6, 2001]. Figure 6 illustrates the proposed model that has been used to evaluate the value of the controlled voltage for different value of firing angels  (Alfa).

Fig 6. Proposed Model to calculate the controlled voltage for different value of firing angels  (Alfa)

10

Науково‐практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU‐2015)»

Using the Simulink model shown in Figure 6, direct relations between “firing angle-Alfa” and the “frequency” based on the optimum voltage-frequency characteristic given in section 2.4 and 2.5 are illustrated in the following figures 7 and 8: Alfa (Deg)

Frequency (Hz)

Fig. 7

Fig. 8

Fig 7 . Relations between “firing angle-Alfa” and the “frequency” based on V/Hz3 Characteristic Fig 8 Relations between “firing angle-Alfa” and the “frequency” based on V/Hz Characteristic.

b. Step 2:

In this step, we shall linearize the “Alfa-Frequency” curves obtained in Step 1.

The resultant curves related to V/H and V/H3 are divided into M and N sections respectively (marked in yellow in the result tables), which can be approximated to the nearest linear sections.

Two Fuzzy condolers are built. One for V/Hz3 H “Alfa-Frequency” curve and another one for V/H “Alfa-Frequency” curve. The first Fuzzy Controller consists of M fuzzy sub-controllers, each representing one section, and the second controller consists of N sub-controllers each representing one section as well.

The resultant output of each fuzzy sub-controller will be equal to the respective linearized section using the following functions for fuzzy implication process:  Mamdany engine.  Triangle type for Membership functions.  Product for And.  Max for Or.  Min for Implication  Proportional for Aggregation.  Largest of Maximum for Defuzzification  With Fuzzy rule: (9) IF (Frequency) IS MF(input)a THEN () IS MF(output)b Where, a = 1,2,…K (fuzzy membership function number) b = K – a + 1 (fuzzy membership function number) and K is the number of the fuzzy membership function.

Based on the above fuzzy setup, the following figure illustrates a typical input/output for a fuzzy sub-controller related to V/Hz3 with input frequency range of 28-30 Hz and output firing angle Alfa() range of 0- 42.8 Deg. The results prove the validity of fuzzy sub-controller to represent the linearized section for this specific range.

11

Науково‐практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU‐2015)»

Fig 9: Typical input/output for a fuzzy sub-controller related to V/Hz3

c. Step 3: Simulink toolbox is used to build V/Hz3 fuzzy controller for the motor-pump system illustrated in Fig 2. Full simulation is carried out to operate the induction motor from frequency range 0-50 Hz. The motor is assumed initially under running condition (Slip = 0.02), as motor starting was made on V/Hz characteristic not on V/Hz3. The result is found as following: Source Phase Voltage [V] 231 231 231 231 231 231 231 231 231 231 231 231 231 231 231 231 231 231 231 231

Source Frequency [Hz] 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 35 40 45 50

Required Controlled Phase Voltage [V] 0 12 24 30.54 31.28 32.5 41.15 46.22 52.98 61.66 72.5 136.4 155.44 210 221 233.8 233.8 233.8 233.8 233.8

Calculated Alfa [Deg] 180 166.4 158.5 155 154.3 153.5 148.9 146.2 142.9 138.7 133.5 103.7 94 56.7 42.8 0 0 0 0 0

Measured Alfa [Deg] Rotor Locked Rotor Locked 158.6 156 155.2 153.5 149.7 145.8 142.4 138.8 133.5 103.7 94.1 56.7 42.8 0 0 0 0 0

Measured of Controlled Phase Voltage [V] Rotor Locked Rotor Locked 23.82 26.56 29.59 32.54 39.36 47.07 53.89 61.2 72.49 1363 155.2 209.9 221 230.2 230.2 230.2 230.2 230.2

Table 1: Results of V/Hz3 fuzzy controller for the motor-pump system

12

Measured Rotor Locked Rotor Locked 11.07 29.25 47.27 49.91 55.5 60.38 60.2 64.88 67.59 68.66 70.21 64.9 69.11 71.3 73.75 70.85 66.42 61.7

Source Phase Voltage [V]

Freq [Hz]

231

0.5

231

1

231

2

231 231 231 231 231 231 231 231 231 231 231 231 231

2.8 3 4 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Науково‐практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU‐2015)»

Required Controlled Phase Voltage [Volt]

Measured of Controlled Starting Phase Time [sec] Voltage [V] Rotor Rotor Rotor 3 173.1 Locked Locked Locked Rotor Rotor Rotor 6 171.

Locked Locked Locked Rotor Rotor Rotor 12 166.3 Locked Locked Locked 16.8 163 17.64 162.5 1.3 18 162.5 161.8 18.53 1.2 24 158.4 158.4 24.16 1.05 30 154.9 154.9 30.12 1 60 139.4 141.5 55.7 0.66 90 125.4 91.56 124.7 0.35 120 111.5 110.2 122.9 0.22 150 96.8 96.8 150.1 0.138 180 79.9 79.9 180 0.12 210 56.5 56.5 210.1 0.1 230 0 0 230.2 0.12 230 0 0 230.2 0.2 230 0 0 230.2 0.33 Table 2: Results of V/Hz fuzzy controller for the motor-pump system Calculate d Alfa [Deg]

Measured Alfa[Deg]

V/H_SS % Efficiency Rotor Locked Rotor Locked Rotor Locked 10.9 10.3 10.4 14.6 37 51.6 63 72 77 75 70.9 66.4 61.7

d. Step 4: In this step, Simulink toolbox is used to build V/Hz fuzzy controller instead of V/Hz3. The motor is assumed initially at stand still. (Slip =1) The result is summarized in the following table: e. Step 5: From Step 3 and Step 4, the efficiency at steady state can be compared between V/Hz3 and V/H controller. The result is given in the following Figure10-a&b.

From Figure 10-a, it can be noticed that the maximum efficiency alternates between both controllers. From Frequency 2.8Hz to 23.5Hz, maximum efficiency can be achieved by V/Hz3 controller. However, from Frequency 23.5 to 37 Hz, maximum efficiency can be achieved by V/Hz controller. For the frequency range greater than 37Hz, the firing angle for both controllers reaches its minimum (zero), and the applied voltage to the motor reaches its maximum value (230 V), therefore, both controllers have the same results for the efficiency. Fig 10-b illustrates the envelopment of the net maximum efficiency achieved by both controllers.

In order to build the required fuzzy controller, following criteria must be considered, as well as to build the controller: a. The Controller must switch to V/Hz characteristic during the motor starting. b. For maximum efficiency:  The controller must be switched to V/Hz3 for frequency less than 23.5 Hz.  The Controller must be switched to V/HZ in the frequency range 23.5Hz to 37Hz.

13

Науково‐практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU‐2015)»

Frequency value to switch between the controllers

Fig.10-a Fig.10-b.

Fig.10-a. Efficiency at steady state achieved by both controllers V/Hz and V/Hz3 Fig.10-b. Envelopment of the net maximum efficiency achieved by both controllers.

Figure 11 illustrates the proposed fuzzy controller to achieve the maximum efficiency for the operation of the pump-motor at any frequency.

Fig 11: Proposed fuzzy controller to achieve the maximum efficiency for the operation of the pump-motor at any frequency.

3

RESULTS AND CONCLUSION: The model has been used to determine the main pump –motor characteristics such as “Efficiency”, “Power”, “Losses”, “Power Factor”, “Starting Time” and “Protection”, for the effective frequency range from 2.8Hz to 35Hz. The result shall be illustrated and discussed hereinafter in this clause.

14

Науково‐практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU‐2015)»

3.1.

Efficiency: Neglecting the losses in the Thyristor circuit, the Input power-efficiency curve obtained by full wave Thyristor circuit controller in this paper can be compared with the result achieved in (A. Forcos, 2010), using DC link controller. Figure 12 illustrates the results:

Full Wave Thyristor Control Power In = 150 W, Efficiency = DC Link Control Power In = 150 W, Efficiency

=

Fig 12. Comparison between Tyristor full wave controller results and DC link controller results

From the result it is noticeable that the at input power of 150 Watt, the efficiency of the pump-motor system has improved from 47% to 64% by using the proposed fuzzy controller to tune the firing angle of full wave Thyristor circuit.

3.2. Power Factor: Table 3 illustrates the motor power factor in case of applying V/Hz and V/Hz3 controller.

Comparing table 3 with Figure 10, it can be easily correlate between the two curves to concluded that the maximum efficiency envelop is tracing the maximum power factor obtained from both controllers.

Freq [Hz] 2.8 3 4 5 10 15 20 25 30 35

V/H SS Power Factor 0.46 0.43 0.365 0.32 0.285 0.264 0.294 0.353 0.397 0.423

V/H3 SS Power Factor 0.47 0.45 0.363 0.36 0.654 0.717 0.734 0.216 0.2184 0.337

MAX % Efficiency 0.47 0.45 0.365 0.36 0.654 0.717 0.734 0.353 0.397 0.423

Table 3: Motor power factor results

3.3. Power “Motor Input Power”, “Motor Output power” and “Pump Output power to the Pump are illustrated in Tables 4, 5 and 6 respectively.

For the “Motor Input Power”, it is noticeable that in the effective frequency range from 2.8Hz to 35 Hz, controller has operated the motor at minimum power that can be obtained by either V/Hz or V/Hz3. This result is consistent with 2.2 as the motor losses were also minimised due to the 15

Науково‐практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU‐2015)»

improvement of the motor power factor (See Table 7). However, for the “Motor Output Power” curve (Table 5) shows that the less power become available for the pump and consequently the pump has provided less power output for pumping the fluid (Table 6). Analysing the Power results, it was found that the reduction in the “Motor Input Power” along the effective frequency range is more effective than the increase in “Motor Output Power” and “Pump Output Power”. Table 8 illustrate the Net saving in pumping system power that cause the improvement of the pumping system efficiency, where: Efficiency = Pump Output Power/ Motor Input Power (10) Since the reduction in the Motor Input power is more than the increase of the Pump Out put power, so the resultant efficiency is increased.

Freq [Hz]

V/H SS Input Power to the Motor [WATT]

2.8 3 4 5 10 15 20 25 30 35

32 34 46.2 60 140 328 617 1059.9 1716.31 2536.4

V/H3 SS Input Power to the Motor [WATT] 27 30 44.7 41 86 234 500 1184 1899 2600

MAX % Efficiency 0.47 0.45 0.365 0.36 0.654 0.717 0.734 0.353 0.397 0.423

Table 4: Motor Input Power Results Freq [Hz]

V/H SS Output Power from the Motor [WATT]

V/H3 SS Output Power from the Motor [WATT]

MAX % Efficiency

2.8 3 4 5 10 15 20 25 30 35

3.45 4 7.2 11.5 70 213 478 896 1504 2280

3.4 3.9 7.1 11.1 58 178 412 916 1548 2305

0.47 0.45 0.365 0.36 0.654 0.717 0.734 0.353 0.397 0.423

Table 5: Motor Output Power Results

16

Науково‐практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU‐2015)»

Freq [Hz]

V/H SS Output Power From Pump WATT]

V/H3 SS Output Power To Pump [WATT]

MAX % Efficiency

2.8 3 4 5 10 15 20 25 30 35

3.41 3.67 4.95 6.75 49 167 393 763 1321 1897

3.39 3.65 4.93 6.3 43 142 343 781 1353 1914

0.47 0.45 0.365 0.36 0.654 0.717 0.734 0.353 0.397 0.423

Table 6: Pump Output Power Results Freq [Hz] 2.8 3 4 5

V/H SS Motor Losses [Watt] 28.55 30 39 48.5

V/H^3 SS Motor Torque [Watt] 23.6 26.1 37.6 29.9

MAX % Efficiency 0.47 0.45 0.365 0.36

10 15 20 25 30 35

70 115 139 163.9 212.31 256.4

28 56 88 268 351 295

0.654 0.717 0.734 0.353 0.397 0.423

Table 7: Motor Losses Results Freq [Hz]

Reduction in Motor Input Power

Increase in Motor Output Power

Increase in Pump Input Power

Net saving in Pumping Power

2.8 3 4 5 10 15 20 25 30 35

5 4 1.5 19 54 94 117 124.1 182.69 63.6

0.05 0.1 0.1 0.4

0.02 0.02 0.02 0.45 6 25 50 18 32 17

4.93 3.88 1.38 18.15 36 34 1 86.1 106.69 21.6

12 35 66 20 44 25

Table 8: Net saving in pumping system power

3.4. Speed.

Table 9 summarises the speed of the pump-motor results from applying the V/Hz and V/Hz3 controllers. A slight different in the speed is observed between operating the motor with V/H control and V/Hz3 control. This slight change in the speed is actually due to the change in the 17

Науково‐практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU‐2015)»

applied voltage that causes slight change in the operating torque value, and normally this do not result effective change in the speed of the Induction motors.

Freq [Hz] 2.8 3 4 5 10 15 20 25 30 35

V/H3 SS

V/H SS [RPM] 53 57.5 77.2 97.2 195 294.8 393.4 491.3 589.5 688.5

RPM

53 57.5 77.2 96.2 181 274.7 371.9 495.3 595 691

MAX % Efficiency 0.47 0.45 0.365 0.36 0.654 0.717 0.734 0.353 0.397 0.423

Table 9: Motor-Pump Speed

3.5. Starting Current: Starting current time for the motor based on V/Hz characteristic is shown in the Figure 13.

This data is important for the motor protection, as it can indicate the locked rotor case at different frequencies. Accordingly, the protective relay has to be programmed to initiate tripping signal in case the actual starting time of the motor exceeds the starting time given in (Fig.13).

Figure 13: Comparison Motor Starting Time Results.

4

CONCLUSION The proposed closed loop fuzzy controller presented in this paper shows an efficient, fast and accurate technique in motor control. As seen from the overall structure of the controller, it utilizes both V/Hz and V/Hz3 characteristics to achieve maximum efficiency for energy pumped storage system. Better efficiency has been achieved by using full wave Thyristor circuit control instead of DC link to control the voltage-frequency dependent characteristics. The effective reason that causes the improvement of the efficiency is the improvement of the motor power factor. This paper will bring the attention in the future work towards generalizing the motor controllers to include both V/Hz and V/Hz3 characteristics so that the optimum voltage frequency dependent characteristic can be selected to achieve the minimum losses and maximum efficiency of the motor. Several issues also need to be considered in the future such as the harmonics issue by describing a harmonics filter. In addition to that, protection relays setting need to be checked during the controller action.

5 ACKNOWLEDGMENT I’d like to thank Al Hosn Gas – PhD council for their supports to publish this paper.

REFERENCES E. Vittal, M. O’Malley, A. Keane, 2009. “A steady state voltage stability analysis of power systems with high penetration of wind,” Trans of Power Systems, vol. 25, pp. 443-442.

C. Bueno, J. Carta, 2006. “Wind powered pumped hydro storage systems, a means of increasing the penetration of renewable energy in the Canary Islands,” Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 10, pp. 312-340.

18

Науково‐практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU‐2015)»

D. Katsaprakakis, D. Christakis, A. Zervos, D. Papantonis, S. Voutsinas, March 2008.

“Pumped storage systems introduction in isolated power production systems,” Renewable energy, vol. 33, issue 3, pp. 467-490.

C. Cristofari, G. Notton, P. Philippe, M. Musselli, N. Herand, S. Nedelcheva, 2006. “Coupling hydro and wind electricity production by water – pumping storage,” Proc. of first International Symposium on Environment Identities and Mediteranean Area, pp. 196-199, France.

S. A. Papathanassiou, M. Tziantzi, M. P. Papadopoulos, S.T. Tentzerakis, P.S. Vionis, 2003. “Possible benefits from the combined operation of wind parks and pumped storage stations,” Proc. Of European Wind Energy Conference and Exhibition, Madrid, Spain.

S. P. Mansoor, D. I. Jones, D.A. Bradley, F. C. Aris, 1999. “Stability of a pumped storage hydro power station connected to a power system,” IEEE Engineering Society Winter Meeting, vol. 1, pp. 646-650.

R. Peters, L. O’Malley, 2008. “Storing renewable power,” Second Primer in the series: Making Renewable Energy a Priority.

S. Papaefthymiou, E. Karamanou, S. Papathanassiou, M. Papadapoulos, October, 2010 .“A wind hydro pumped storage station leading to high RES penetration in the autonomous island system of Ikaria,” IEEE Transaction on Sustainable Energy, vol. 1, no. 3, , pp. 163-172.

A. Forcos, C. Marinescu, “A small autonomous system for storing wind energy by pumping water,” Bulletin of the Polytechnic Institute of Iasi, in press.

A. Forcos, C. Marinescu, May 2011. “Motor Pump Group Efficiency in a Wind Energy Pumped Storage System” Advanced Topics in Electrical Engineering (ATEE), 2011 7th International Symposium, 12-14.

Muhammad Harunur Rashid, 1988".Power Electronics Circuit, Devices and Applications”, Prentice Hall Inc, NJ, MATLAB Software 6, 2001”SIMULINK Manual”, The MathWorks, Inc. Muhammad M.A.S. Mahmoud , Member of IEEE in 1999 and Senior Member (SM) in 2001. Received the B.S. degree in Electrical Engineering from Cairo University and the M.Sc. degree from Kuwait University. First PH.D Degree from Transilvania University of Brasov, Romania in IT and Computer. Second PhD Degree in Electrical Power system and Machine, Cairo Univ. Egypt. He occupies a position of Senior Electrical Engineer, Skill Pool Expert-Electrical and Co-Chairman PhD Council at Al Hosn Gas Co. His current research interests in Fuzzy and Artificial Neural Network Techniques application include power delivery, protection reliability, control and safety.

19

BIOREMEDIATION OF POLYCHLORINATED BIPHENYL (PCBS) CONTAMINATED SOILS: A CASE STUDY FROM RIETVLEI FARM AT BOREHOLE NO. 11, LIMPOPO PROVINCE, SOUTH AFRICA Sengani D.1, Potgieter N.2, Mojapelo P.E.L3 1 – Department of Ecology and Resource Management, School of Environmental Sciences, University of Venda, Republic of South Africa; 2 – Department of Microbiology, School of Mathematical and Natural Sciences, University of Venda, Republic of South Africa; 3 – Department of Chemistry, School of Mathematical and Natural Sciences, University of Venda, Republic of South Africa The main objective of this study was to isolate and identify Polychlorinated biphenyls (PCB) degrading bacteria from PCB contaminated soils and test them for their degradation ability of PCBs in natural habitat conditions.

БИОРЕМЕДИАЦИЯ ПОЛИХЛОРИРОВАННЫХ БИФЕНИЛОВ (ПХБ) ЗАГРЯЗНЕННЫХ ПОЧВ: ТЕМАТИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ НА ФЕРМЕ RIETVLEI НА СКВАЖИНЕ №11, ПРОВИНЦИЯ ЛИМПОПО, ЮЖНАЯ АФРИКА Основной целью данного исследования было выделить и определить полихлорированные бифенилы (ПХБ) разлагающихся бактерий из загрязненных ПХБ почв и тестировать их на способность деградации ПХБ в условиях естественной среды обитания.

Polychlorinated biphenyls (PCBs) are worldwide environmental pollutants which contaminate the environment through careless disposal practices and accidental spills or leakages from electrical transformers. These organic compounds are lipophilic chemicals soluble in fats, slightly soluble in water and readily bioaccumulated in the fatty tissues of fish, birds, animals and humans. The main objective of this study was to isolate and identify PCB degrading bacteria from PCB contaminated soils and test them for their degradation ability of PCBs in natural habitat conditions. Three bacteria species which comprise of Gram negative and Gram positive microorganisms were isolated and identified through biochemical tests, catalase tests, oxidase tests and morphological study and included Burkholderia cepacia, Pasteurella pneumotropica and Enterococcus faecalis. The results indicated that, there was an overall decrease of PCB concentration level and the readings ranged between -1.51 and 1.79 respectively for all the microorganisms. Enterococcus faecalis remove as much as 32% of PCBs in the contaminated soil samples. Whereas Pasteurella pneumotropica could remove 24% of PCBs, Burkholderia cepacia 21% of PCBs and the mixed culture removed 23%. Data showed that the 3 bacterial strains could tolerate high concentration of PCBs. The results provided the evidence that naturally occurring bacteria in soil contaminated with PCBs have the potential to degrade PCBs. Statistical analysis showed that there was a significant positive correlation between bacteria growth and treatment with a coefficient of (r) =0.1459 and p value <0.001.

20

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

PERFORMANCE MODELLING OF 250 KW WIND TURBINE BLADE USING Q-BLADE PROGRAM Suleyman Demir1, Kaan Ciloğlu2 1 – Turkish Aerospace Industry (TAI), Ankara, Turkey 2 – Middle East Technical University (METU), Ankara, Turkey The aerodynamic performance of a wind turbine mainly depends on its blade geometric design, typically based on the initial blade design and blade element momentum (BEM) theory, which divides the blade into several blade elements. This study seeks to design and model wind turbine blade. Fixed-pitch variable-speed (FPVS) wind turbine is operated at specific Reynolds number through the case study of a 250 KW baseline wind turbine with NACA63-415 airfoil profile. Firstly, proper airfoil is determined that consist of design angle of attack (αD) and design lift coefficient (CLd). Secondly, Schmitz theory is used to generate chord length and pitch angle through the blade span. After founded chord length and pitch angle, the turbine blade is divided into a number of blade section. Chord length and pitch angle at each blade section elements are determined. Then Q-Blade program is used to apply blade element momentum (BEM) method. Power and torque values gained from turbine blade are calculated. Finally, twist angle of blade section elements increased and decreased ten percent to investigate performance of three turbine blades.

Abstract Global warming along with depletion of fossil fuels have created changes in energy policies in countries around the globe. Several countries in Western Europe are developing wind energy capacities aggressively such as Denmark having 30% of its electricity supplied by wind energy, Portugal 18%, Ireland 16%, Germany 10%, and the US presently consists of only 4.4%. However, the U.S. Department of Energy stated a goal of reaching a 20% electricity production generated by wind resources by the year 2030[1].Hence, wind energy seems to be important energy resource day by day. In this manner, wind turbines are widely used and developed to increase their efficiency.

Although the selected drive and control technology are very important, the best performance of the wind turbine depends on aerodynamic shape of the turbine which should match to the torque rotational speed characteristic of the driving unit [2]. Thus, Blade design is one of the major research areas for wind turbine technologies.

Fig.1. Aerodynamic efficiency curve of selected profile

The aerodynamic performance of a wind turbine depends very much on its blade geometric design, typically based on the initial blade design and blade element momentum (BEM) theory, 21

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

which divides the blade into several blade elements. The Schmitz theory is used to generate an initial blade design. NACA 63-415 is used to airfoil shape that is widely used in wind turbines [3].

Blade aerodynamic design and analysis is the first step to achieve the expected power performance that is illustrated at Fig.1. The blade design parameters include airfoil shape, design attack angle, design tip speed ratio, and rated wind speed, which are to be considered in the wind turbine blade aerodynamic design stage. The selection of these blade parameters is often based on blade element momentum (BEM) theory [4].The blade geometry parameters including chord and twist angle distributions are determined based on airfoil aerodynamic data at a specific Reynolds number.

However, rotating wind turbine blade elements operate at different Reynolds numbers due to different blade span locations and variable wind speed. Therefore, mean values that are inside the formula are used to get specific Reynolds Number. Chord length and twist angle are calculated by this way. Turbine design is achieved as a geometrically. After that, Q-Blade program is used to use BEM theory. BEM calculates the forces, power and torque extracted by the turbine is shown in Fig.2. and Fig.3.

Fig.2. Generated Power vs. Wind Velocity Curve

Fig.3. Torque vs. Wind Velocity Curve

During the calculation some optimizations are already done by Q-Blade program. Corrections embedded in Q-Blade are tip loss, root loss, Reynolds drag correction and fail interpolation [5]. The airfoil shape NACA 63-415 is kept the same, so that the shape optimization comprises only the chord and the pitch angle distribution. Also, the designed turbine’s pitch angle is changed. The 22

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

performance of these three turbines are observed and compared with each other. It can be concluded that Schmitz and BEM methods are very useful to design turbine blade but not enough. Design blade is improved by Q-Blade program. Moreover, aerodynamic efficiency has a highest values between degrees. This is mainly influence design of rotor turbine blade. It is shown at Fig.4.

Fig.4. Airfoil profile polar extrapolation to 360◦

This study focus on blade shape design and wind turbine blade performance with Q-Blade program with constrains torque. Constrain torque characteristic of the generator.

References 1. R. Wiser, 2012 Wind technologies market report. (2014).

2. Al-Abadi, A.,Ertunc, O., Beyer, F., & Delgado, A. (2003). Torque-Matched Aerodynamic Shape Optimization of HAWT Rotor. The Science of Making Torque from Wind 2012.

3. Franck Bertagnolio, Niels S_rensen, Jeppe Johansen and Peter Fuglsang, Wind Turbine Airfoil Catalogue, Riso-R-1280(EN) 4. J. F. Manwell, J. G. McGowan, and A. L. Rogers, Wind Energy Explained: Theory, Design and Application, Wiley, New York, NY, USA, 2nd edition, 2009.

5. David Marten, Q-Blade Program, Berlin Technical University 6. Van Dam, J. (2011, July 1). IEC Small Wind Turbine Standards. Retrieved June 20, 2015.

7. E. Hau, Windkraftanlangen, Springer Verlag, pp. 110-113, Berlin, Germany, 1996.

8. Lissaman PBS. Low-Reynolds-number airfoils. Annual Reviews of Fluid Mechanics 1983;15:223e39.

9. Gasch Robert, and Jochen Twele. Wind power Plants. 2nd ed. 168. Print.

10. Habali S M, Saleh I A. Design and testing of small mixed airfoil wind turbine blades. Renew Energy, 1995, 6: 161–169 11. Albani A, Ibrahim M Z. Preliminary development of prototype of Savonius wind turbine for application in low wind speed in Kuala Terengganu, Malaysia. International Journal of Scientific & Technology Research, 2013, 2(3): 102–108

23

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

УДК 622.411.332:533.17

НЕОТЕКТОНІКА ЯК ФАКТОР СУЧАСНОЇ ГЕНЕРАЦІЇ ВУГІЛЬНОГО МЕТАНУ Безручко К.А.1, д. геол. н., gvrvg@meta.ua ; Пимоненко Л.І.1, д. геол. н.; Бурчак О.В.1, к. т. н.

1 – Інститут геотехнічної механіки ім. м. Дніпропетровськ, Україна,

М.С.

Полякова

НАН

України,

Показано, що сучасна газоносносність вуглепородного масиву формується під неогеодинамічним впливом. Палеотектонічні процеси утворили ділянки з неоднорідними геологоструктурними умовами, і, відповідно, у різному енергетичному стані, з різним потенціалом вільної енергії. Неотектонічні і техногенні процеси створюють умови в яких стає можливою релаксація накопиченого термодинамічного потенціалу у вигляді метаногенерації. В порушених зонах, складаються більш сприятливі умови для деструкції органічної речовини з відокремленням низькомолекулярних з’єднань і відтоку утворених флюїдів. Штучне утворення відповідних енергетичних умов у вуглепородному масиві дозволить ефективно керувати процесами генерації газоподібних вуглеводнів, їх накопичення і видобутку.

NEOTECTONICS AS A FACTOR OF PRESENT COAL METHANE GENERATION Bezruchko K.1, Doctor of Science in Geology; Pymonenko L.1, Doctor of Science in Geology; Burchak O.1, Candidate of Science in Technics, gvrvg@meta.ua 1 – Polyakov Institute of Geotechnical Mechanics of NAS of Ukraine, Dnipropetrovsk, Ukraine It is shown that present gas content of coal rock mass is formed under the recent geodynamic influence.

Paleotectonic processes have formed areas with heterogeneous geological and structural conditions, and, accordingly, in a different energy state, with different potential of free energy. Neotectonic and technogenic processes create the conditions in which relaxation of the accumulated thermodynamic potential becomes possible in the form of methanogeneration. In the dislocated areas more favorable conditions for the destruction of organic substance with the separation of low molecular compounds and the outflow of formed fluids are made. Artificial formation of appropriate energy conditions in rock mass will let manage effectively with the processes of generation of gaseous hydrocarbons, their accumulation and production.

При дослідженні газоносності вуглепородного масиву чи порід, які вміщують розсіяну органіку, фіксується виділення додаткових обсягів газів і нерівномірність розподілу їх у масиві. Це проявляється: у невідповідності між оцінкою запасів газоподібних вуглеводнів і реальними обсягами видобутих флюїдів; появі додаткових обсягів метану у закритих шахтах, або відновленні запасів газових родовищ; виділенні метану під час газодинамічних явищ (ГДЯ) в значно більших обсягах, ніж прогнозна природна газоносність вугільних пластів [1, 2]. Яскравим прикладом нерівномірного розташування ділянок з високою природною метаноносністю є площа вугільного басейну Сан-Хуан, де видобувають 95 % вугільного метану США [3]. У порівняно невеликій, найбільш продуктивній, його частині дебіт свердловин сягає 220 м3/хв, за умов що середній дебіт по родовищу ≈ 17 м3/хв. На іншому родовищі – Біг-Сенді з 3414 свердловин тільки 207 дали промислові притоки з середнім дебітом 30000 м3 на добу, а 1281 свердловина виявилась сухою [4]. Така різниця в ефективності роботи свердловин спостерігалася при однакових технологіях видобутку метану, що вказує на можливий суттєвий вплив сучасних геодинамічних умов на формування локальних ділянок з підвищеною газоносністю. Такі локальні ділянки є зонами розущільнення, що формуються переважно внаслідок зсувних деформацій.

24

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Аналіз літературних джерел переконливо доводить, що, по-перше, питання появи додаткових обсягів метану залишається відкритим; по-друге, в існуючі проміжки часу температурний режим і глибина залягання пластів в межах одного родовища практично не змінюються, а додаткове та нерівномірне виділення метану фіксується практично на всіх шахтах і родовищах. Запропонована В ІГТМ НАН України фізико-геологічна гіпотеза газогенерації логічно пояснює утворення додаткових обсягів метану у вуглепородному масиві [5]. Суть гіпотези – газогенерація у вуглепородному масиві є результатом вивільнення низькомолекулярних з’єднань з макромолекул твердої органічної речовини, що відбувається шляхом дисоціативних реакцій, енергетична сторона яких забезпечена радикально-спряженим механізмом. Джерелом енергії перетворень накопиченої в органічній речовині є сучасні геодинамічні сили, які впливають на стан масиву від мега- до нанорівня нерівномірно в просторі і не синхронно в часі. Причому кінетика вільнорадикальних процесів залежить від термодинамічного потенціалу наявного у вугільній речовині, що дозволяє обґрунтовано пояснити різну швидкість і обсяги генерації метану. Але також треба зазначити, що існують обмеження використання цього підходу: – гірський масив в сучасних умовах містить органічну складову з невиснаженими запасами водню в молекулярній структурі; – процес генерації газоподібних вуглеводнів твердою викопною органікою має релаксаційний характер, тобто в масиві повинні скластися відповідні умови, сприятливі для самовільного зниження наявного термодинамічного потенціалу. У Донецькому басейні амплітуди сучасних вертикальних рухів в середньому 3–4 мм/рік. Сучасне регіональне поле напруг пов’язане з конвергентними процесами, які відбуваються в Середземноморському поясі. Тиск з півдня обумовив різні швидкості і величини переміщень блоків фундаменту, при цьому на південному борту переважали стиснення з переміщенням блоків вздовж субмеридіанальних розломів, на північному – розтягування з правим зсувом вздовж субширотних порушень. Саме ці регіональні відмінності в неотектониці бортів Донбасу, на наш погляд, сприяли зосередженню родовищ газу переважно на північному борту басейну [6, 7]. За експериментальними даними [8] гірські породи досліджених шахт Донбасу знаходяться в різнокомпонентному полі напруг, причому сучасні вісі головних компонент напруг для всіх шахт мають різні величини і напрями. Наприклад, аналіз впливу сучасного поля напруги на розташування газодинамічних явищ і кількість видобутого метану зі свердловин проводився на шахтах ім. О. Ф. Засядька та ім. К. І. Поченкова, які знаходяться в одному тектонічному блоці. Згідно з результатами вимірів масив знаходиться в тривісному напруженому стані. Напрями осей головних компонент поля напруги на шахтах однакові: σ1 і σ3 – субгоризонтальні, σ2 – субвертикальна, але величини і орієнтація горизонтальних осей головних компонент на шахтах відрізняються, що свідчить про наявність зсувних деформацій і утворення ділянок стиснення і розтягування. Найбільше стиснення характерне для ділянки розташованої на сході (між зоною малоамплітудних порушень 3 і Грігор’євським насувом), найбільше розтягування – для ділянки між зоною малоамплітудних порушень 2 і Ветківською флексурою (рис. 1). Дані замірів підтверджуються параметрами раптових викидів: на шахті ім. О. Ф. Засядька, де частота, сила і кількість викидів вугілля в польових штреках, що розташовані уздовж вісі мінімальної компоненти поля напруги, удвічі більше, ніж в похилих виробках і квершлагах, а на шахті ім. К.І. Поченкова навпаки – максимальної сили викиди (до 2000 т) відбулися в квершлагах, а в польових штреках їх потужність не перевищують 500 т. Такий розподіл напруг також впливає на показники роботи поверхневих свердловин дегазації (ПСД). Критерієм оцінки роботи ПСД є величина дебіту метану в період дегазації. Конструкція ПСД і якість їх обсадження, а також літолого-фаціальні характеристики порід 25

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

масиву однакові, але дебіт газу в зоні розтягування більше ніж в зоні стиснення, практично, в два рази. З точки зору фізико-геологічної гіпотези це пояснюється тим, що в місцях розущільнення складаються сприятливі умови для релаксації накопиченого енергетичного потенціалу у вигляді деструкції органічної речовини за вільнорадикальним механізмом, тобто генерації газів.

Рис. 1. Схема сучасного напружено-деформованого стану в межах шахт: 1, 2, 3 – зони малоамплітудних порушень на шх. ім. О. Ф. Засядька; ліва зсувна (Ι) і права зсувна (ΙΙ) зони; точки виміру і напрями головних осей напруг [9]

Ця теза підтверджена дослідженнями на молекулярному і надмолекулярному рівнях методом електронного парамагнітного резонансу (ЕПР) і інфрачервоної (ІЧ) спектроскопії [10] перем’ятих і непорушених зразків вугільної речовини відібраних з пласта m3 на шахті ім. О. Ф. Засядька. Порушений зразок відібрано з кінкбанду, серії яких утворилися за рахунок тиску з зсувною складовою вздовж Ветківської флексури (рис. 2). Петрографічний аналіз відібраних проб показав однаковий мікрокомпонентний склад вугілля, яке характеризується малим вмістом золи (≈1,5 %) і витриманістю вугілля за марочним складом (Ж) (табл. 1).

26

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)» Таблиця 1. Осереднені результати структурних досліджень методом ЕПРспектроскопії проб вугілля з шахти ім. О. Ф. Засядька пласта m3 Показники Концентрація парамагнітних центрів (ПМЦ), N∙1019⋅ г-1 Відносна зміна інтенсивності сигналу, КN % Період стабілізації інтенсивності сигналу, ТN, с Відносна зміна ширини сигналу, К∆Н, % Ступінь ароматизації речовини D3040/D2920, б/р

Перем’яте вугілля

Непорушене вугілля

3,60

3,10

46,80

43,70

31,70

99,40

14,80

17,70

0,15

0,16

Рис. 2. Зарисовки структур у вугільному пласті m3 по конвейерних штреках лав західного крила поля шахти ім. О. Ф. Засядька

Для речовини перем’ятого вугілля притаманне: – збільшення концентрації парамагнітних центрів; – зростання показника КN – відносної зміни інтегральній інтенсивності сигналу ЕПР зразка, тобто підвищення активності речовини; – зменшення періоду стабілізації інтегральної інтенсивності сигналу ЕПР (ТN) зі зростанням порушеності вугільної речовини. Результаті оцінки ступеня ароматизації, отриманих методом ІЧ-спектроскопії, показали, що, по-перше, зміни значень параметра D3040/D2920 для різних проб не істотні; подруге, вони тотожні змінам показника К∆Н і також свідчать про подібність молекулярної будови вугільної речовини перем’ятого і непорушеного зразків вугілля. Отримані дані дозволяють стверджувати, що зміни в електронній структурі речовини порушеного вугілля пов’язані з руйнуванням зв’язків на молекулярному рівні під дією зовнішніх (тектонічних) сил. Очевидно, що зсувні тектонічні рухи під дією яких утворені порушені структури обумовили процес деструкції хімічних зв'язків за вільнорадикальним механізмом і активізували вивільнення енергії, необхідної для проходження подібних перетворень, і, можливо, саме тому більшість суфлярів і викидів вугілля та газу на шахті ім. О. Ф. Засядька розташована вздовж Ветківської флексури.

27

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Підтверджуючі результати також отримані під час дослідження впливу гідродинамічної дії (ГДД) на вугільний пласт [11, 12]. Зафіксовані після ГДД зміни в будові вугільної речовини вказують на те, що молекулярна структура “очищується” від неврегульованої аліфатичної складової. Очевидно, що в безпосередній близькості до свердловин при проведенні ГДД одночасно йдуть процеси руйнування вугільного пласта на макрорівні і деструкції молекулярної структури речовини з відокремленням нових хімічних сполук (газогенерація). Результати дослідження особливостей молекулярної будови властивостей вугільної речовини, що були виконані в ІГТМ НАН України [13–15] свідчать про механохімічну природу структурних трансформацій вугільної речовини під дією тектонічних і технологічних процесів і добре співпадають з висновками отриманими іншими дослідниками [16–18]. Геодинамічні процеси за час формування басейну, обумовили неоднорідність накопичення в молекулярній структурі вугільної речовини потенціалу вільної енергії, що привело до активізації структурних трансформацій речовини з утворенням додаткових обсягів метану. За наявністю в масиві шляхів міграції (зон розущільнення) та колекторів подібна схема є одним з найбільш вірогідних механізмів формування скупчень газоподібних вуглеводнів на різних масштабних рівнях (від вуглегазових родовищ до локальних ділянок в межах пласта) і є енергетично обґрунтованою [5]. Енергетичні умови сучасної газогенерації у вугленосних відкладах можна представити у вигляді: Ег.г. = ΔF + Емас ± Евпл

(1)

де Ег.г – енергія активації газогенераційних процесів; ΔF – накопичений за час геологічного розвитку термодинамічний потенціал, який може бути використаний для виконання роботи. Емас – активаційна енергія масиву, Евпл – енергія впливу, енергетичний поштовх природного або техногенного походження (Емас і Евпл разом визначають умови активації релаксаційних процесів). На нашу думку, саме виконання енергетичних умов газогенерації, тобто рівняння (1), визначає ступінь використання метаногенераійного потенціалу вугленосної (або сланцевої) товщі в процесі промислового видобутку вугільного метану. Викладене вище дозволяє пояснити: – виділення додаткових обсягів газів в процесі видобутку вугілля і після закриття шахт. Локальне розташування збагачених метаном ділянок на площі вуглегазових родовищ, що формується під нерівномірним тектонічним впливом, наслідком чого є нерівномірне (неповне) використання метаногенераційного потенціалу вугільної речовини на окремих ділянках; – поступові метановиділення з видобутого вугілля. У розвантаженій вугільній речовині утворюються дефекти структури заповнені генерованими молекулами флюїдів, що сприймається при дослідженнях речовини як утворення абсорбованого метану або “твердого розчину”. За умови подальшого розвитку генераційних процесів дефекти структури розвиваються в пори різних розмірів, вугілля збільшуються в обсязі, розтріскується і розсипається. Енергетичній потенціал речовини при цьому вичерпується, внаслідок чого генераційні процеси поступово затухають; – виділення додаткових обсягів газу у гірничі виробки при ГДЯ пояснюється запропонованим механізмом сучасної метаногенерації під тектонічним впливом. У стисненій краєвій частині пласта релаксаційні процеси заблоковані. У той же час за стисненою зоною утворюється зона розвантаження, в якій виникають умови для релаксації накопиченого енергетичного потенціалу за рахунок вільнорадикальних реакцій ланцюгового характеру

28

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

наслідком чого може бути спонтанна газогенерація. За наявності тріщинуватої ділянки в пласті створюються умови для розвитку раптового викиду або суфляру. Висновки Формування сучасної газоносності вуглепородного масиву пов’язане з впливом (активізацією) неотектонічних процесів. Вплив сучасних геодинамічних рухів обумовлює деформаційне різноманіття в масиві гірських порід, утворює потенціал вільної енергії в молекулярній структурі органічної речовини і умови для його релаксації, що супроводжується відщепленням низькомолекулярних з’єднань. Вивчення умов і механізмів утворення газоподібних вуглеводнів у вуглепородному масиві дозволять ефективно керувати процесами їх генерації, накопичення і видобутку. ЛІТЕРАТУРА 1. Фейт Г. Н. Причины повышенного метановыделения при внезапных выбросах угля и газа в шахтах/Г. Н. Фейт, О. Н. Малинникова//Горный информационно-аналитический бюллетень МГГУ. – Тематическое приложение “Метан”, 2008. – С. 206–211.

2. Волошин Н. Е. Выбросы угля породы и газа в шахтах Донбасса (1907–2007 гг) Справочник/Н. Е. Волошин, Л. А. Вайнштейн, А. М. Брюханов [и др.]. – Донецк, СПД Дмитриенко, 2008. – 920 с.

3. Баймухаметов С. К. О методике прогноза метанообильных зон в угольном пласте/С. К. Баймухаметов, Х. Ж. Халманов//Proceedings of 5th international symposium on CBM/CNN in China 30.11-02.12.2005. – Beijing, China. – P. 350–358.

4. Лукин А. Е. Природа сланцевого газа в контексте проблем нефтегазовой геологии/А. Е. Лукин. – Геология и полезные ископаемые Мирового океана 2011. – № 3. – С. 73–85.

5. Булат А. Ф. Нова фізико-геологічна модель генезису вугільного метану та перспективи її застосування/А. Ф. Булат, К. А. Безручко, Л. И. Пимоненко, О. В. Бурчак, О. К. Балалаєв.– Уголь Украины.–2014. – № 4. – С. 29–34.

6. Геология месторождений угля и горючих сланцев СССР. Угольные бассейны и месторождения юга Европейской части СССР/Под ред. И. А. Кузнецова, В. В. Лапушина, М.Л. Левенштейна и др. – М.: Гос. научн. техн. изд-во лит. по геол. и охране недр. – 1963. – Т. 1. – 1209 с.

7. Лукинов В.В. Влияние вещественного состава и состояния верхней мантии на газоносность осадочной толщи Донбасса/В. В. Лукинов, Л. И. Пимоненко, П. И. Пигулевский//Геотехническая механика, Днепропетровск, 2005. – № 54. – C. 90–96.

8. Кулинич В. С., Шевелев Г. А., Егоров С. И. Методы и средства определения параметров геомеханического состояния массива. − Донецк: ЦБНТИ, 1992. − 202 с.

9. Павлов І. О. Зсуви і зсувні зони у геологічній структурі Донецько-Макіївського району Донбасу//Автореф. дис ... канд геол наук., спец. 04.00.16., Дніпропетровськ, НГУ, 2004. – 19 с.

10. Лукинов В. В. Петрографические и физические характеристики угольного вещества из кинкбандов/В. В. Лукинов, Л. И. Пимоненко, А. В. Бурчак, В. И. Барановский. – Геолог Украины. – 2010. – № 3. – С. 91–97.

11. Лукинов В. В. Влияние газодинамического воздействия на сорбционные свойства угольного вещества/В. В. Лукинов, Д. П. Силин, А. П. Петух, А. В. Бурчак.– Геотехнічна механіка: Міжвід. зб. наук. праць / Ін-т Геотехнічної механіки ім. М. С. Полякова НАН України. – Дніпропетровськ, 2008. – Вип. 80 – С 299–307.

12. Бурчак А. В. Исследование влияния гидродинамического воздействия на угольный пласт на микроуровне/А. В. Бурчак, Д. П. Силин, В. К. Слободянникова. – Геотехнічна механіка: Міжвід. зб. наук. Праць/Ін-т Геотехнічної механіки ім. М. С. Полякова НАН України. – Дніпропетровськ, 2005. – Вип. 54. – С. 137–143.

29

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

13. Бурчак О. В. Структурні трансформації вугільної речовини в процесі газогенерації/О. В. Бурчак. – Геотехнічна механіка: Міжвід. зб. наук. праць/Ін-т Геотехнічної механіки ім. М. С. Полякова НАН України Дніпропетровськ, 2012. – Вип. 101. – С. 181–188.

14. Бурчак О. В. Парамагнітні властивості кам’яного вугілля як показники стану речовини/О. В. Бурчак. – Геотехнічна механіка: Міжвід. зб. наук. праць/Ін-т Геотехнічної механіки ім. М.С.Полякова НАН України Дніпропетровськ, 2010 – Вип. 88. – С. 40–45.

15. Бурчак А. В. Эффект изменения параметров ИК-спектров углей в ряду метаморфизма при механическом давлении/А. В. Бурчак, А. К. Балалаев//Геотехнічна механіка: Міжвід. зб. наук. праць Ін-т Геотехнічної механіки ім. М. С. Полякова НАН України Дніпропетровськ, 2010. – Вип. 87. – С. 190–198.

16. Черский Н. В. Влияние тектоно-сейсмических процессов на образование и накопление углеводородов/Н. В. Черский, В. П. Царев, Т. И. Сороко, О. Л. Кузнецов. – Новосибирск: Наука, 1985. – 223 с.

17. Галимов Э. М. Геохимия стабильных изотопов углерода/Э. М. Галимов. – М.: Недра, 1973.– 384 с.

18. Бутягин П. Ю. Разупорядочение структуры и механохимические реакции в твердых телах/Бутягин Ю. П.– Успехи химии, 1984. – № 11. – Т. LIII. – С. 1769–1789.

30

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

УДК 622.831.325.3:552.574:539.2

ДИНАМИКА ТРЕЩИНОВАТО–ПОРИСТОЙ СТРУКТУРЫ УГЛЯ И ЕЕ ВЛИЯНИЕ НА КИНЕТИКУ МАССОПЕРЕНОСА МЕТАНА В УГЛЕПОРОДНОМ МАССИВЕ Василенко Т.А.1, д.т.н., с.н.с., tvasilenko@mail.ru ; Гринев В.Г.1, д.т.н., проф.; Молчанов А.Н.1, д.т.н., с.н.с.; Пичка Т.В.1; Пономаренко Д.А.1; Пронский Е.А.1 1 – Институт физики горных процессов НАН Украины, г. Днепропетровск, Украина Рассмотрены ударный и фильтрационный этапы развития магистральных трещин в газонасыщенном угольном пласте. Установлены закономерности их развития на каждом из этих этапов. Показано, что энергия активации выхода метана из угля существенным образом зависят от механизма его разрушения, обеспечивающего условия перехода закрытых пор в трещины. Изучена степень влияния высокого давления до 2 ГПа на пористую структуру угля, на механизмы десорбции метана из угля.

DYNAMICS OF FRACTURED–POROUS STRUCTURE OF COAL AND ITS INFLUENCE ON THE MASS TRANSFER KINETICS OF METHANE IN COAL-ROCK MASSIF Vasilenko T.1, Dr. Sc., tvasilenko@mail.ru ; Grinev V.1, Dr. Sc.; Molchanov A.1, Dr. Sc.; Pichka T.1; Ponomarenko D.1; Pronsky E.1 1 – Institute for Physics of Mining Processes of the NАS of Ukraine, Dnepropetrovsk, Ukraine Shock and filtrational stages of development of the main cracks in gas-saturated coal bed are considered. Conformities to law of their development are set on each of these stages. It is shown that the activation energy of methane release from coal depend essentially on the mechanism of its destruction, providing conditions for the transition of closed pores in the cracks. Extent of influence of a high pressure to 2 GPA on porous structure of coal, on methane desorption mechanisms from coal is studied.

В зависимости от стадии метаморфизма угли имеют более или менее развитую трещиновато–пористую структуру, что определяет интенсивность метановыделения из угля. Трещиноватость угля можно характеризовать отношением пустотности γ к удельной площади поверхности S, отграничивающей фильтрационный объем от тела угольного материала. Отношение z = γ S имеет размерность длины, и в случае, когда пустотность формируется одинаковыми трещинами, z представляет собой зияние (раскрытие) трещин. Ранее [1, 2] было показано, что основными составляющими термодинамического потенциала Гиббса угольного пласта являются поверхностная энергия γ χ S (χ – удельная поверхностная энергия угля) и энергия газа γP ln(P PT ) , заключенного в фильтрационном объеме, P – давление газа, все в расчете на единицу объема пласта. Упругая энергия угольного каркаса играет существенную роль только в том случае, когда основные составляющие компенсируют друг друга, т.е. когда P ln(PT P ) ≈ χ z . Если пластовое давление газа P меньше критического Pcr, оцениваемого приближенным равенством P ln(PT P ) ≈ χ z , то термодинамически невыгодно развитие трещиноватости. Поскольку для обычных значений давления ln(P PT ) ≈ 7 [2], то имеем условие, при выполнении которого трещины не растут: P < Pcr ≈ χ 7 z . Если знак этого неравенства меняется на противоположный, то магистральная трещина развивается в 2 этапа: ударный и фильтрационный. Ударный рост можно трактовать как внезапный скачок длины трещины, реализующийся при выполнении неравенства [3]:

31

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)» 2 (π 2) (P0 − σ ⊥ ) L0 − M c 4M c < 2 M0 π BP0 z0

(1)

где P0 – пластовое давление газа, σ ⊥ – поперечная компонента напряжений в пласте; B ≡ G π (1 − ν ) ; G – модуль сдвига угля, ν – коэффициент Пуассона, где Мc – модуль сцепления угля, M 0 ≡ π 2 ⋅ P0 L0 . Дальнейшее развитие трещин после их первичного разбухания или выстреливания происходит за счет фильтрации газа в полость трещины (фильтрационный этап). В обоих этих случаях стартует процесс натекания газа из окружающего объема в полость трещины – фильтрационный этап развития трещины [4]. В первом из этих случаев на начальном (ударном) этапе длина трещины остается неизменной, во втором – длина увеличивается. Рассмотрим вопрос о натекании газа из фильтрационного объема в трещину. Если длина трещины велика по сравнению с известными диффузионными длинами, можно считать плотность потока газа одинаковой вдоль поверхности трещины. Скорость натекания определяется формулой: dN (t ) 2 LDs = γ 2 LD f (∇ρ ) s = γ (∇P ) s , dt T

(2)

где (∇ρ)s – градиент плотности газа на поверхности трещины Df – коэффициент массопереноса (фильтрации или диффузии), ρ – плотность газа, Т – абсолютная температура в энергетических единицах. Из (2), путем использования известного из математической литературы “импедансного” соотношения для плотности газа, приходим к уравнению:  t pe − p (τ )  P0 L0 (3) 1 ( ( ) ) p t p S dτ , + + −  1 ⊥ =∫  0 t −τ  B z0 где p(t) – давление газа в полости трещины, p1 – исходное давление, pe – пластовое давление, S ⊥ – поперечная компонента напряжений. Все величины размерности давления нормированы 2 на P0. Характерное время заполнения трещины газом – t* = πz0 2 . Фильтрационный этап 4γ D f длится десятки минут и может закончиться разрушением материала. Аналогичным образом описывается фильтрационный этап развития трещины после ее “выстреливания”. В этом случае давление газа в полости трещины снижается до нуля, а длина трещины растет неограниченно. Таким образом, показано, что развитие трещины, плоскость залегания которых параллельна обнаженной поверхности забоя, происходит после разгрузки пласта в два этапа. На первом из них, который можно назвать «ударным», происходит внезапный рост зияния трещин, а в ряде случаев – и длины. После этого начинается процесс фильтрации газа в полость трещины. Заполнение газом полости трещины сопровождается либо ростом давления газа и разбуханием трещины, либо ростом трещины в длину, уменьшением давления газа с последующим разрушением материала. Выписаны соответствующие критерии (роста либо падения давления газа в полость трещины) и оценены времена фильтрации. Как реализуется влияние на кинетику десорбции метана в угле эволюции трещиновато– пористой структуры угля при нагружении, показано в ходе ряда экспериментов. Были исследованы процессы десорбции метана из угольного вещества (марка К) в условиях, моделирующих различные напряженно - деформационные состояния горного массива и определены коэффициенты диффузии и энергия активации диффузионного процесса [5]. Измерения осуществляли на угольных образцах, подвергшихся деформированию на установке трехосного нагружения по трем различным схемам. Первая схема моделировала всестороннее сжатие, параметры нагружения: σ1 = σ2 = σ3 = kγH, k = 2÷5. Разрушение образца при этом не происходило. Вторая схема моделировала разрушение сдвигом, 32

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

σ1 > σ2 > σ3, где σ1= kγH, σ2 = σ1/2, σ3 = σпр. Третья схема соответствовала разрушению с послойным отрывом, σ1 = σ2 > σ3, σ1= kγH, σ3 = γH и последующий сброс σ3 до нуля.

25

Количество метана, о.е.

Энергия активации, кДж/моль

После насыщения образцов метаном и их извлечения определяли потерю массы каждой фракции угля. По результатам по десорбции метана, рассчитывали коэффициенты диффузии для каждой схемы нагружения и рассчитывали энергию активации выхода метана из угля (рис. 1). Значения для начального этапа десорбции существенно отличаются от данных для конечного этапа в связи с присутствием в угле, как закрытых, так и открытых пор. На начальном этапе дегазации фильтрация метана из открытых пор значительна и вносит вклад в определяемые значения диффузионных параметров, существенно повышая значения коэффициента диффузии и понижая значения энергии активации, что связано с разрушением пор в образцах при нагружении.

20 15 Гидростат Сдвиг ПослОтрыв

10 5 0

1.0 0.8 0.6

50 100 150 200 250 300 350 Время, мин. Рис. 1. Изменение энергии активации выхода метана во времени в зависимости от схемы деформирования угля

2

0.4 0.2 0.0 0

0

1

2

4 6 Время, 103мин

8

Рис. 2. Кинетика десорбции метана из угля: 1 – исходный образец; 2 – образец после обработки высоким

Вскрытие закрытых пор ведет к изменению эффективного коэффициента диффузии. При образовании открытых пор он увеличивается, если же разветвленной системы трещин не образуется, он может и уменьшится. С энергией активации аналогично: поскольку при нагружении разрушаются в первую очередь поры большего размера, увеличивая вклад малых пор в общую пористость, растут эффективные значения величин энергии активации. В угольных фракциях после гидростатического нагружения энергия активации в интервале времени 25–30 минут возрастает в среднем с 11 до 14 кДж/моль и определяется фактически исходным балансом открытых – закрытых пор. Для угольных фракций после их разрушения сдвигом отмечен рост энергии активации в среднем в 1,4 раза, что свидетельствует о разрушении части закрытых пор. Наибольшие изменения энергии активации наблюдаются при разрушении угольного образца отрывом, что связано с увеличением доли открытой пористости за счет превращения части пор в трещины. Таким образом, энергия активации выхода метана из угля существенно зависит от механизма разрушения угля, обеспечивающего условие перехода закрытых пор в трещины. С увеличением давления в процесс образования новых трещин вовлекаются все более мелкие закрытые поры. При этом протекают два противоположно направленных процесса. С одной стороны, число трещин нарастает, а среднее расстояние между ними соответственно падает. Это должно способствовать связыванию ими пор в единый кластер. С другой стороны, поскольку в трещины в первую очередь превращаются наиболее крупные поры, средний размер остающихся пор снижается. В течение первых 70 минут энергия активации минимальна, поскольку она определяется диффузией метана из сформировавшейся системы трещин. Далее энергия активации возрастает и становится выше, чем для угольных фракций, полученных после разрушения сдвигом, что свидетельствует об уменьшении среднего размера оставшихся пор. В дальнейшем было исследовано, как ведет себя процесс десорбции под воздействием еще большего давления (до 2 Гпа) на угольный образец и как влияет высокое давление на 33

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

пористую структуру угля. Исследования пористости выполнялись пикнометрической методикой по ГОСТ 2160–92, методикой сорбции газов [6] и методом разрушения ископаемого угля высоким давлением в камере-матрице [7]. Динамика газовыделения из исходного и разрушенного высоким давлением угля исследовалась при помощи метода десорбции метана в вакуумированный сосуд известного объема. Исходя из предположения, что основной объем газа содержится в угольном пласте в свободном сжатом состоянии в порах угольного вещества различного размера, поставим задачу избавиться от всех типов пористости путем компрессии образца, и по величине уплотнения определим ликвидированный объем, который может быть занят газом. Эксперименты по пикнометрии дали следующие значения кажущейся и действительной плотности образцов: 1) для выбросоопасного угля марки Ж кажущаяся плотность составила 1,31 г/см3; действительная плотность – 1,37 г/см3, открытая пористость 4,6 %; 2) для особовыбросоопасного угля марки Ж кажущаяся плотность составила 1,26 г/см3; действительная плотность – 1,30 г/см3, открытая пористость 4 %. Для выбросоопасного угля суммарная пористость, определяемая методом разрушения ископаемого угля высоким давлением, составляет 26 %, значение плотности при максимальном давлении достигает 1,65 г/см3. Для особовыбросоопасного угля суммарная пористость, определяемая этим методом, составляет 30,1 %. Эксперимент по определению закрытой пористости изучаемых образцов дал следующие результаты. Для выбросоопасного угля марки Ж закрытая пористость – 23,5 %. Для особовыбросоопасного угля марки Ж закрытая пористость – 32 %. Сравнивая значения общей пористости, полученные различными методами нетрудно заметить, что эти значения близки и гораздо выше, получаемых стандартными методами. В исходном образце кинетика десорбции (кривая 1 рис. 2) описывается набором экспонент в виду наличия не только диффузии, но и фильтрации газа транспортными каналами (открытыми порами, трещинами) [8]. Для образца угля после его обжатия характер десорбции (кривая 2 рис. 2) изменяется, существенно уменьшается его сорбционная способность, поскольку вследствие экстремальной деформации угля уменьшается его закрытой пористости. Кинетика десорбции газа после обжатия угля также изменилась: она удовлетворительно описывается одной экспоненциальной зависимостью. Это указывает на пренебрежимо малый вклад эффекта фильтрации газа вследствие разрушения трещиноватопористой структуры образца. Наряду с закрытой пористостью происходит также уменьшение пористости открытой, а образовавшиеся фильтрационные каналы имеют больший диаметр. В этом случае дегазация происходит путем диффузии молекул метана из угля или его десорбции с поверхности гранул, а сечение фильтрационных каналов, при этом, оказывается настолько большим, что наблюдение эффекта фильтрации становится невозможным. ЛИТЕРАТУРА 1. Alexeev A. D., Feldman E. P. Non-equilibrium thermodynamics and outburst hazard of a coal bed//Український фізичний журнал. – 2012. – Т. 57. № 6. – С. 619–622.

2. Алексеев А. Д., Фельдман Э. П. Равновесное распределение газов в угольных пластах. Письма в ЖТФ, 2008. – Т. 34. – Вып. 14. – С. 48–53.

3. Фельдман Э. П., Василенко Т. А., Калугина Н. А. Рост газонасыщенных трещин в зоне разгрузки угольного массива. Матер. 3-ї міжнар. наук. – техн. конф. “Техногенні катастрофи: моделі, прогноз, запобігання”. – Дніпропетровськ: Національний гірничий університет, 2013.

– С. 196–201.

4. Шевелев Г. А. Динамика выбросов угля, породы и газа. Киев, Наукова думка, 1989. – 139 с

34

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

5. Алексеев А. Д. Обоснование методики определения количества и фазового состояния метана в углях методом ЯМР/А. Д. Алексеев, Г. П. Стариков, Т. А. Василенко [и др.]//Вісті Донецького гірничого інституту. –Донецьк: ДНТУ, 2005. – № 1 – С. 174–177.

6. Alexeev A. D. Alternation of methane pressure in closed pores of fossil coals/ A. D. Alexeev, E. P. Feldman, T. A. Vasilenko//Fuel. – 2000. – Vol. 79. – N. 8. – P. 939–943.

7. Слюсарев В. В. Определение пористости ископаемого угля с учетом объема закрытых пор/Слюсарев В. В., Василенко Т. А.//Физико-технические проблемы горного производства/Сб. научн. трудов. – Донецк: О.О.О. “Апекс”, 2002. – № 5. – С. 79–86.

8. Алексеев А. Д. Закрытые поры ископаемых углей/А. Д. Алексеев, В. В. Синолицкий, Т. А. Василенко, Н. Н. Сереброва и др.//ФТПРПИ. – 1992. – № 2. – C. 99–106.

35

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

УДК 622.235: 622.276.2

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ПЕРЕДОВЫХ ВЗРЫВО-ИМПУЛЬСНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ИНТЕНСИФИКАЦИИ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ И ПЕРСПЕКТИВЫ ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ В ПЛОТНЫХ ПЕСЧАНИКАХ Войтенко Ю.И.1, докт. техн. наук, voytenkoui@gmail.com ; Мухин Е.А.2, генеральный директор 1 – УкрГГРИ, г. Киев, Украина; 2 – НВПФ «Геотехнология» , г. Киев, Украина Описан передовой опыт использования современных взрыво-импульсных технологий вскрытия и интенсификации притока нефти и газа.

EXPERIENCE OF ADVANCED EXPLOSION-PULSE STIMULATION TECHNOLOGY OIL AND GAS PRODUCTION POTENTIAL IN THE TIGHT SANDSTONE Voytenko Y.1, Doctor of Technical Sciences, voytenkoui@gmail.com ; Mukhin E.2, Director 1 – UkrSGRI, Kyiv, Ukraine; 2 – RPE Geotechnology LLC, Kyiv, Ukraine Describes the best practices of using modern technology explosion-pulse opening and stimulation of oil and gas.

На современном этапе развития техники и технологии интенсификации нефтегазодобычи можна выделить следующие основные методы повышения продуктивности скважин с применением энергии взрыва и горения (далее – взрыво-импульсные технологии): а) перфорация и реперфорация скважин за рядами глубокого и сверхглубокого проникания; б) торпедирование скважин зарядами специальных конструкций с целью дилатансионного разуплотнения породы коллектора; в) минигидрогазоразрыв пороховыми зарядами и зарядами смесевых топлив; г) массированный гидроразрыв пласта при быстром (взрывном) горении горючеокислительных смесей (ГОС); д) повышение проницаемости призабойной зоны пласта с помощью медленного горения ГОС (минимальное время горения 0,5–4 часа), в процессе которого выделяются активные соляная и азотная кислоты, атомарный и молекулярный водород. Успешность применения наиболее используемой на сегодняшний день технологии – гидроразрыва пласта (ГРП) также зависит от качества подготовки пласта к ГРП. Обязательным условием является кумулятивная перфорация интервала ГРП зарядами “bighole”. Использование других типов зарядов со средним или малым диаметром образующихся отверстий является причиной неудачных результатов ГРП. Теория предсказывает увеличение производительности (дебита) скважины qi по отношению к начальной производительности q0 благодаря увеличению эффективного радиуса rэi по сравнению с радиусом скважины rс [1]: qi ln rв / rc (1) = = βi , q0 ln rв / rэi где rв – радиус влияния скважины. Расчет по этой формуле проведем для перечисленных выше методов интенсификации нефтегазодобычи (а–д) с учетом имеющихся данных о размерах каналов и зон 36

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

трещиноватости на глубине 4 000 м. Радиус скважин – rc = 0,1 м; радиус влияния возьмем равным rв = 100–200 м. Результат расчета показывает увеличение дебита скважины на 16–18 % при глубине канала перфорации 300 мм, на 30–40 % при увеличении глубины канала до 500 мм. При торпедировании скважины на глубине 3–4 км торпедами специальной конструкции (б) расчет показывает увеличение дебита на 65–80 %. При разрыве пласта давлением порохового генератора большой массы, а также при взрывном горении ГОС дебит скважины, согласно формуле (1) должен увеличиться в 2–3 раза. На практике часто степень производительности скважины β i значительно превышает указанные величины. Это свидетельствует не только об увеличении эффективного радиуса, но и о расширении профиля притока, о вовлечении в разработку новых слабо дренируемых интервалов, возможно, о вовлечении в разработку застойных целиков нефти, очищении обводненых газоносных пропластков. С точки зрения эффективности вскрытия дополнительных пропластков о существующих методах можно сказать следующее: – ГРП и быстрое горение ГОС можно применять в условиях разрыва массивных нефтяных и газовых залежей вдали от водонефтяных и водогазовых контактов, в том числе в горизонтальных скважинах (ГС) поперечными к оси скважины трещинами [2]. Малоразмерные пороховые заряды и корпусные генераторы и торпеды можно применять для вскрытия пластов небольшой мощности (от 0,5 м и выше), часто в комбинации с перфорацией [2] при необходимости локального воздействия. В обводненных скважинах, в условиях добычи трудно извлекаемых, высоковязких УВ, в том числе через ГС достаточно эффективно медленное высокоэнергетическое горение ГОС [3]. Остановимся более подробно на последних результатах наиболее близкого авторам взрывного метода, который был предложен д. т. н. А. В. Михалюком и развивался несколькими группами специалистов: – НВПФ “Геотехнология” на объектах ПО “Юганскнефтегаз” и РАО “Газпром”, на объектах добычи нефти в Китае, нефти и газа в Украине и США, газа в Туркмении [1].

– Sigor-Corporation использует разновидность технологии и свою конструкцию устройства в настоящее время в США и Мексике [4].

– Институт геофизики НАН Украины использует разновидность технологии и стандартное техническое устройство (ТС-45) в Украине [5]. Одно из преимуществ технологии: локальность воздействия при обработке низко проницаемых интервалов пласта. Часто в практике работ по интенсификации притока к скважине требуется обработка маломощных (~ 1–1,5 м) интервалов, которые к тому же разделены (разнесены) по высоте скважины. Все другие методы имеют ограничения, кроме комбинированных устройств – генераторов-перфораторов, которые при работе реализуют перфорацию пласта с одновременным нагнетанием в созданные отверстия пороховых газов, либо корпусных генераторов давления. Медленное горение ГОС в такой скважине приведет к насыщению продуктами горения (водородом и парами активных кислот) прежде всего высокопроницаемых пропластков, а пропластки с низкой проницаемостью насыщаются продуктами горения в меньшей степени. Быстрое горение ГОС и ГРП создадут трещины не только в продуктивном пласте, но и в соседних плотных, непродуктивных, обводненных пластах с выходом на напластования [2]. Один из недостатков взрывной технологии – распространение в скважинной жидкости гидро-ударной волны (ГУВ), которая может приводить к нарушению сплошности цементного кольца. Эта задача решается путем применения специальных технических

37

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

средств для гашения энергии ударной волны и гидропотока в скважинной жидкости, которое устанавливается над торпедой, а иногда – под торпедой [1, 6]. По опыту использования технологии в последние несколько лет количество зарядов в торпедах – от двух до пяти. Минимальная длина торпеды – 1,2–1,5 м. Максимальная длина ограничивается только величиной допустимой нагрузки на обсадную колонну скважины. Одно из ограничений для коротких торпед – расстояние между соседними зарядами. Если это расстояние меньше критического, то ГУВ, которая распространяется от первого заряда со скоростью большей или сравнимой со скоростью детонации шнура-замедлителя может отбить или разрушить второй заряд до начала его детонации. Такое событие вполне реально в случае, если взрывной патрон расположен в верхней части торпеды. В результате произойдет нештатное срабатывание одного заряда вместо ультракороткозамедленного взрывания двух. Такие технические ньюансы при проектировании прострелочно-взрывных работ (ПВР) требуют расчетов и применения специальных веществ для заполнения промежутка между зарядами. Опишем опыт одной из последних работ, где использовались расчеты для проектирования ПВР в скважине ХХ одного из месторождений ДДВ. Скважина имеет фактическую глубину 4 598 м и искусственный забой 4 560 м. Эксплуатационные горизонты визейского яруса – В-22 (4 500,2–4 502,2 м), В-16 (4 432,8–4 437,4 м), В-15 (4 386,4–4 389,4 м; 4 355,2–4 357,8 м). Пластовое давление в горизонте В-22 = 49,0–50,0 МПа. Пластовая температура – 131,5 °С. Скважина обсажена кондуктором 426х324 мм (Нц – до устья), технической колонной 245 мм до глубины 3726 м (Нц – до устья) и эксплуатационной колоной 140 х 168 мм до глубины 4555 м (Нц – до устья). По данным АКЦ сцепление затрубного цемента с обсадной трубой в окрестности горизонта В-22 – жесткое, однако выше и ниже идет чередование интервалов жесткого и ослабленого сцепления с полностью отсутствующим сцеплением. В интервале 4557–4593 м установлен фильтр диаметром 89 мм. На отметке 4482 – мостовая пробка. В горизонте В-22 эксплуатационная колонна имеет диаметр 140 мм, марка стали “Л”, толщина стенки – 10,5 мм. Тип коллектора в горизонте В-22 – поровый, возможно трещинно-поровый. Пористость 12 %, kНТ = 0,95, hєф – 1,4 м. Первоначальный дебит газа 2,3 тыс. м3/сут. При подключении пластов В-16, B-15 увеличение дебита было незначительным (0,5 тыс. м3 /сут). Горизонт В-22 вскрыт перфораторами с импортными зарядами на основе гексогена и октогена (RDX и НМХ). По плотности перфорации можно предположить, что вскрытие производилось ленточным безкорпусным перфоратором при депресии на пласт или равновесии. После этого была проведена соляно-кислотная обработка, которая не дала желаемого результата. При проектировании производились прочностные расчеты обсадной колонны, расчет массы зарядов для повышения производительности скважины в 1,6–1,8 раза, расчет длины шнура-замедлителя детонации. По согласованию с геологической службой Заказчика работы проводились в горизонте В-22 одной торпедой из двух зарядов одинаковой массы с дополнительной перфорацией плотностью 6 отв./мин. Расчетный радиус зоны разуплотнения ~ 2,2 м. Результат – увеличение дебита скважины в 3,5 (максимальное) и среднее – в 2 раза. Следует подчеркнуть, что стоимость описанного комплекса работ на 1–2 порядка ниже, чем стоимость работ по ГРП. Аналогичная обработка планируется в скважине YY данного месторождения.

38

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Аналогичные обработки проведены в 2-х наклонно-направленных скважинах Ямбургского газоконденсатного месторождения АО “Ямбурггаздобыча”. Пористость пород коллекторов – от 3–5 % до 15 %. Пластовое давление ~ 17,0 МПа. Глубина залегания продуктивных пластов – от 2 500 м и ниже. Среднее увеличение дебитов – 1,9 и 5,9 раза соответственно. Третий пример описан в работе [4]. Взрывная обработка произведена в скважинах АФ-569 и СОА-875 одного из месторождений района Палеоканал Чиконтепек. Интервал обработки в первой из указанных скважин 1 635–1 658 м, во второй – 1 675–1 695 м. Песчаник А-60, который обрабатывался, состоит из песка (75 %) и глинистого сланца (25 %). Проницаемость – 0,1–0,2 mD. Первый из указанных объектов обрабатывался тремя торпедами длинной 2,5 м, диаметром 90 мм, второй – двумя. Радиус разуплотнения по мнению авторов – 8 м. Результат вскрытия и интенсификации притока в первой скважине – 211 брл/сут. фонтан нефти (75 %) с водой (25 %); во второй – 90 брл/сут. (максимально), затем – 69 брл/сут. Следует подчеркнуть, что в соседних скважинах песчанник А-60 вообще не разрабатывался. Тем самым продемонстрирована эффективность вскрытия и интенсификации притока в горизонте с низкопористым глинистым песчаником, в то время как раньше в наших работах речь шла преимущественно о коллекторах с малой глинистостью и средней проницаемостью [1, 5, 6]. По мнению авторов, эффективность технологии соизмерима с эффективностью ГРП. Напомним, что проницаемость традиционных коллекторов находится в дапазоне ~ 0,1–10 000 mD, плотных коллекторов – ~ 0,001–0,1 mD, сланцевых пород ~ 0,00001–0,001mD. То есть, последний из приведенных примеров демонстрирует эффективность метода на объекте, который граничит с плотными коллекторами. Есть и другие примеры, на которые мы обращали внимание раньше [7]. В заключение обратим внимание на развитие других передовых технологий, в частности, первый успешный опыт использования медленного горения ГОС (термобарохимическая обработка пласта (ТБХО)) в горизонтальных скважинах [3]. Все это дает основание надеяться на успешную адаптацию непрерывно развивающихся передовых взрыво-импульсных технологий для добычи газа из плотных песчаников, либо с применением длинных сборок дилатансионных торпед, либо быстрого или медленного горения ГОС в наклонно-горизонтальных скважинах. На наш взгляд комбинации методов разрыва пласта, в том числе и ГРП без расклинивания трещин, с ТБХО может быть альтернативой ГРП с расклиниванием для плотных коллекторов. ЛИТЕРАТУРА 1. Михалюк А. В. Дилатансионные технологии торпедирования скважин для интенсификации добычи подземных флюидов/Михалюк А. В., Мухин Е. А., Михалюк С. А., Захаров В. В. – Киев: ВІПОЛ. – 1999. – 66 с.

2. Михалюк А. В., Войтенко Ю. И. Импульсный гидроразрыв пород. – Киев: Наук. думка, 1991. – 204 с.

3. Кравченко О. В. Удосконалення технології комплексного впливу на продуктивні пласти нафтових і газових свердловин//Восточно-европейский журнал передовых технологий – 2014. – V 6. – № 5. – С. 4–9.

4.

Skakоvsky I., Torres M. G. Испытание нового устройства для вызова и интенсификации притока//Нефтегазовые технологии. – 2009. – № 7. – С. 30–33.

5. Нагорний В. П., Денисюк И. И. Спектры и их приложения к задачам взрывного дела – Киев: НАН Украины, Институт геофизики им. С. И. Субботина: 2010. – 184 с.

6. Войтенко Ю. И., Лысюк Н. А., Красько В. И., Митюк Л. А. Взрывные и импульсные методы интенсификации добычи нефти и газа и опыт их использования на месторождениях Украины и России//Физ. – техн. пробл. разраб.полез. ископаемых. – 2002. – № 2. – С. 47–53.

39

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

7. Войтенко Ю. І., Прожогіна О. І. Перспективи використання потужних методів інтенсифікації нафтогазовидобутку для розробки нетрадиційних ресурсів. Международная научно-практическая конференция “Перспективы использования альтернативных и возобновляемых источников энергии в Украине” (REU-2013. 9–13 сентября 2013 года, г. Судак (АР Крым, Украина).

40

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

CЛАНЦЕВІ ПОРОДИ ДДЗ, ЇХ МІНЕРАЛЬНИЙ СКЛАД ЯК ОДИН З КРИТЕРІЇВ УСПІШНОСТІ ПРОВЕДЕННЯ ГІДРОРОЗРИВУ ПЛАСТА

Голуб П.С.1, академік УНГА, Генеральний директор, poltavargp@ukr.net ; Cолодкий В.М.1, член-кореспондент УНГА, перший заступник Генерального директора, головний геолог, poltavargp@ukr.net ; Волохова О.В.1, начальник групи петрографії та літології, poltavargp@ukr.net 1 – ДП «Укрнаукагеоцентр», м. Полтава, Україна Предметом досліджень були зразки порід відібрані з серпуховських та візейських відкладів, які досліджувалися на сучасних приладах. Метою роботи було довести, що при вилученні сланцевого газу велике значення має мінеральний та компонентний склад порід, який в подальшому, буде впливати на планування експлуатації та розробки сланцевих товщ. В кінцевому результаті проведених робіт було зроблено висновок, що сланцеві породи ДДЗ є перспективними до вилучення газу методом гідророзриву пласта, що на сьогоднішній день являється найоптимальнішим напрямом розробки сланцевих родовищ.

SHALE ROCKS OF DDB, THEIR MINERAL COMPOSITION AND DIVERSITY OF CONSTITUANTS AS A CRITERION OF А SUCCESSFUL HYDRAULIC FRACTURING Golub P.1, academician of UOGA, General director, poltavargp@ukr.net ; Solodkyi V.1, corresponding member of UOGA, first deputy general director, chief geologist poltavargp@ukr.net ; Volohova O.1, chief of petrography and lithology section, poltavargp@ukr.net 1 – SE «Ukrnaukageocenter», Poltava, Ukraine The subject of research are samples of rocks taken from Serpukhov and Visean deposits, which were analized using modern equipment. The objective of the given work is to prove that during shale gas recovery it is very important to take into account mineral and component composition of the rocks, the properties which will influence upon planning of exploration and development of shale deposits. As a final result of conducted work, we have verified that shale rocks of the DDB are fit for gas recovery using hydraulic fracturing method, which up to date is the most optimal variant of shale deposits development.

Визначення мінерального складу сланцевих порід є чи не найважливішим критерієм для оцінки успішного проведення робіт по гідророзриву пласта, а в кінцевому результаті і видобуток сланцевого газу. Адже в світі на практиці доведено, що в складі сланцевої породи має бути від 40% до 60% уламкових породоутворюючих мінералів. На сьогодні обгрунтовано, що в Дніпровсько-Донецькій западині є сланцеві породи які генерують та утримують газ. Такі висновки були зроблені фахівцями НАК ”Надра України” ДП “Укрнаукагеоцентр”, після аналізу фондових матеріалів по пробурених, ліквідованих та свердловин, що перебувають в консервації і додаткових досліджень проведених на власному лабораторному комплексі, що укомплектований найсучаснішим обладнанням передових світових компаній, аналогів яких немає в Україні, де чітко визначені газопрояви в аргілітах чи сланцевих породах. Дуже багато виникає питань щодо генезису сланцевих порід. До цих пір їм не приділяли належної уваги. Та за допомогою нового, сучасного обладнання, яке суттєво розширило наші можливості, нами отримана додаткова важлива інформація про мінеральний склад, генезис, умови формування, вторинні перетворення, тріщинуватість та інші параметри характеристики цих порід. Аргіліти є найбільш складними за походженням природними утвореннями. Складним є і те, що нафтогазоносність цих порід не пов’язана з структурами та класичними колекторами до яких ми всі так звикли. Сланці дуже поширені осадові породи складені силікатним уламковим матеріалом з розміром зерен алевро-пелітової фракції. В складі присутні кварц, польові шпати, та глинисті 41

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

мінерали, які мають певні особливості – тонкодисперсний стан та шарувату будову, а також водні алюмосилікати, які складаються з двох шарів – тетраедричного та октаедричного (Т-О). Тетраедричний шар складений зв’язаними кремнекисневими тетраедрами, октаедричні – складені з’єднаними між собою октаедрами, кожен з яких складається із аніонів О2- або ОН-, розміщених навколо катіонів Al3+ і Mg2+. З’єднуючись між собою, тетраедричні та октаедричні шари утворюють пакети, які в свою чергу можуть утворювати двошарові або тришарові мінерали. Сюди відносяться мінерали груп каолініту, хлориту та слюд. Приділимо увагу слюдистому пакету (Т-О-Т), який утворюється у випадку, коли кремнекисневому шарі частина атомів кремнію заміщена алюмінієм. Оскільки Al тривалентний, а Si чотиривалентний, то заміщення такого роду призводить до появи на поверхні пакета негативного електричного заряду. Завдяки такому зв’язку структура стає жорсткішою, зникає легкість ковзання шарів і масне відчуття, збільшується твердість. У діоктаедричних слюдах катіоном може бути К+- це мусковіт, або Na+- парагоніт. Входження в стуктуру К-вмісних мінералів (які мають тип структури, проміжний між монтморилонітовими глинами і слюдами) молекул води приводить до утворення групи тонкодисперсних слюд, які називають іллітами, або гідрослюдами. Як показали досліди проведені в лабораторії ДП “Укрнаукагеоцентр”, що зразки сланців мають складний, різноманітний склад, який часто змінюється під дією діагенезу. Було відібрано 25 зразків зі свердловин Шандрівська №1 з глибини 3235-3269м, 3280-3307м, керни 27, 28, 29, 30, 31; Єкатеринівська №623 з інтервалів 3024-3060, 3445-3455, 3594-3603, 3703-3715, керни 5, 6, 7, 8, 11, 12, 14, 15 та Орільська №1, глибина відбору 3170-3195, 33053329, керни 11, 12, 15, 16, 17м. Була проведена рентгенівська дифрактометрія на приладі X3Pert’Powder голландської фірми PANalitical, електронна мікроскопія на приладі JSM-6000 японської фірми фірми Jeol, та досліджено вуглефікований рослинний детрит на предмет відбиваючої здатності вітриніту на японській установці. Прилади сучасні та не потребують спеціальної підготовки зразків, тому вивчався загальний склад відібраних зразків – на дифрактометр проби тільки були подроблені, на мікроскоп бралися зразки розміром 1х1,5см, для фотометра виготовлялися аншліфи-брикети. Результати наведено нижче в графіках та рисунках.

Peak List

98-010-0341

98-001-7049

98-009-0142

98-001-6732

10

20

30

40

50

60

70

80

Рисунок 1 – Графік ідентифікації фаз мінералів

В основу вивчення мінерального складу покладено наступні методи досліджень. Рентгенівський метод, що вирішує задачу визначення мінералів шляхом аналізу картини дифракції рентгенівських променів, які пройшли через кристали мінералів. Рентгенівські промені являють собою електромагнітні хвилі з довжиною 0,5-2А, що в 1000-10000 разів 42

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

менше за довжину світлових хвиль. Кожен мінерал характеризується своєю специфічною кристалічною решіткою, а отже і характеристичною дифракційною картиною. На співставленні даних отриманих з аналізу дифракційної картини з еталонними, характеризуючими окремі мінерали, і основана діагностика мінералів за структурними даними.

Рисунок 2 – Результати вимірювань рентгенодифракційним методом зразка зі св.№623 Єкатеринівська інт. (3703-3715 м)

Електронномікроскопічний метод використовується для визначення тонкодисперсних речовин – глинистих мінералів та коллоїдних систем, для вивчення кристалічних решіток і молекул. В електронному мікроскопі замість видимого світла для отримання зображення використовується потік прискорених електронів. Найбільша розподільна здатність, досягнута на окремих сучасних електронних мікроскопах, становить величину в 4 - 5А°, що відповідає збільшенню порядку більше одного мільйона. В основному досягається збільшення порядку 200 тис. раз, що відповідає роздільній здатності близько 10 А°. У мінералогії електронний мікроскоп використовується для вивчення форми, особливостей будови і структури тонкодисперсних мінералів – мінералів, розміри виділень яких лежать за межами роздільної здатності звичайної оптики. Такі глинисті мінерали, як каолініт, галлуазіт, монтморилоніт, палигорскіт, гідромусковіт, ряд вторинних мінералів кори вивітрювання та інші успішно досліджуються і визначаються за допомогою електронного мікроскопу. В свердловині Шандрівська №1 визначено наступний мінеральний склад зразків: аргіліти алевритисті складені мусковітом, клінохлором, іллітом, кварцом, альбітом та магнетитом. В зразках Єкатеринівської свердловини № 623 встановлено більш збіднений мінералогічний склад,та на ряду з клінохлором з’являється залізистий хлорит – шамозит. Зразки Орільської свердловини №1 представлені аргілітами та вапняками. В складі аргілітів – мусковіт, клінохлор, альбіт; вапняків – кальцит та доломіт. На основі висновків за результатами проведених досліджень доведено, що сланцеві відклади ДДЗ мають різноманітний склад, а отже і різну фаціальну характеристику. Макроскопічно ці породи сірого, темно-сірого, чорного кольорів, алевритові, алевритисті, вуглисті, окремнені, сидеритизовані, кальцитизовані, щільні з пористістю 1-6% та відбиваючою здатністю вітриніту від 1,1 до1,67%. Характерним є і те, що часто вони тріщинуваті, такі аргіліти спостерігаються над нафто-газовими родовищами, де звичайно фіксуються аномально високі тиски та температури. Тріщини різнонаправлені, іноді замість керну ми можемо бачити шламоподібну масу. Мікроскопічно основою їх є мусковіт, в 43

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

меншій кількості ілліт з домішкою хлоритів, каолініту, значною часткою зерен кварцу та великою кількістю, різного ступеню вуглефікації рослинних залишків (фрагменти стебел, волокна, спорово-пилкові форми), а іноді і мушельний детрит. Породи багаті на вторинну, акцесорну, вуглеводневу мінералізацію. Такі прояви діагенезу сланцевих порід знову ж таки фіксуються в районі нафтогазових родовищ. Акцесорні мінерали багаті рідкоземельними, радіоактивними елементами, які в свою чергу можуть слугувати індикаторами гідрохімічних умов утворення сланцевих порід, що дозволить провести аналогію з елементним складом нафто-газових родовищ, їх гідрохімічного середовища, і стане ще одним критерієм для визначення особливостей зміни порід, як по вертикалі так і по латералі, та звузить коло пошуків перспективних “солодких місць”.

Рисунок 3 – Знімок рельєфу поверхні зі структурою порового простору зразка породи при збільшенні х450 зі св.№623 Єкатеринівська інт. (3024-3031 м)

Рисунок 4 – Результати вимірювань на електронному мікроскопі елементного складу породи зразка зі св.№623 Єкатеринівська інт. (3024-3031 м)

44

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Чи є сланці перспективними на нафту чи газ? Звичайно, надра Дніпровсько-Донецької западини насичені вуглеводнями повсюдно. Основним питанням є їх промислова концентрація та техніко-економічна можливість і доцільність видобутку.А в результаті дослідів, на практиці, за мінералогічним складом наших сланцевих порід з вмістом зерен кварцу та польових шпатів від 50% до 70% ми можемо впевнено стверджувати про успішне вилучення продукції, а саме сланцевого газу методом гідророзриву високої якості. З геологічної точки зору, за деякими критеріями, які є одними з основних, характерних на пошуки продуктивних ділянок сланцевих порід, це локальна тріщинуватість, високий вміст органічної речовини, її зрілість, виділені зони катагенезу, активний діагенез порід, прояви вуглеводнів, високі пластові тиски в окремих місцях – на підставі цього така ідея має повне право на існування. Не слід забувати і досвід іноземних компаній, які мають успіх в пошуках, розробці та видобутку таких родовищ. ЛІТЕРАТУРА 1. Бетехтин А. Г. Силикаты с непрерывными слоями тетраэдров SiO4 в кристаллических структурах. Минералогия. – Москва: Госгеолтехиздат, 1950. – с.799.

2. Вильямс Х., Тернер Ф., Гилберт Ч. Глинистые породы. Петрография. – Москва: Мир, 1985. - т.2. – с.43.

3. Голуб П. С., Шморг Я. С. Наші кроки до видобутку сланцевого газу в Україні//Сборник докладов Х Международной конференции “Крым-2012.” – С. 222-225.

4. Страхов Н. М. Принципы изучения тонкодисперсных минералов. Методы изучения осадочных пород. – Москва: Госгеолтехиздат, 1957. – т.2. – с.380.

5. Климович Я. Я. “Стратегія ПАТ”НАК “Надра України” щодо нарощування видобутку нафти та газу в Україні// Мінеральні ресурси України. – 2014.- №4 – с. 29-32.

6. Климович Я. Я., Голуб П.С. Досягнення ПАТ “НАК “Надра України” в питанні оцінки перспектив нетрадиційних покладів вуглеводнів у Східному нафтогазоносному регіоні України. Геофорум-2014, м.Одеса//Матеріали конференції. – Т.2. – С. 245-254.

45

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

УДК 621.577.22; 551.361.4

АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ИСТОЧНИКОВ ВОЗОБНОВЛЯЕМОЙ ЭНЕРГИИ ДЛЯ ОПТИМАЛЬНОЙ РАБОТЫ ТЕПЛОНАСОСНЫХ СИСТЕМ Гошовский С. В.1, профессор, доктор технических наук, директор ukrdgri@ukrdgry.gov.ua ; Зурьян А. В.2, заведующий отделом инновационных технологий alexey_zuryan@ukr.net 1 – УкрГГРИ, г. Киев, Украина

УкрГГРИ, УкрГГРИ,

Проведены экспериментальные исследования эффективности работы теплонасосной системы с использованием в качестве первичного источника тепла энергию верхних слоев Земли и энергию Солнца. Разработана методика проведения исследований. Определены условия работы теплонасосной системы, которые обеспечивают минимальные затраты внешней энергии. Выполнен анализ полученных результатов и сделаны выводы о целесообразности комплексного использования разных видов возобновляемых источников энергии для стабильной работы систем теплообеспечения.

ANALYSIS OF DIFFERENT SOURCES USAGE OF RENEWABLE ENERGY FOR OPTIMAL PERFORMANCE HEAT PUMP SYSTEMS Goshovskyi S.1, Professor, Doctor of Technical Science, Director UkrSGRI, ukrdgri@ukrdgry.gov.ua ; Zuryan A.1, Department head of innovative technologies UkrSGRI, alexey_zuryan@ukr.net ; 1 – UkrSGRI, Kyiv, Ukraine Realized experimental researches of the efficiency of performance of the heat pump system using as a primary source of heat energy to the upper layers of the Earth and the sun's energy. Developed the procedure of researches. Defined the operating conditions of the heat pump system, which provide the minimum cost of external energy. Executed the analysis of the attained results and done conclusions about the feasibility of the integrated use of different types of renewable energy sources for the stable operation of heating systems.

Экономическая целесообразность использования ТНУ подтверждена мировым опытом. Однако в Украине технологи использующие тепло верхних слоев Земли применяются кране редко. И еще более редко встречаются теплонасосные системы, использующие в качестве первичного источника тепла энергию Солнца с применением солнечных коллекторов. Данные системы недостаточно адаптированы к условиям эксплуатации в климатических условиях Украины и мало изучены. С целью проведения научно-исследовательской работы по изучению закономерностей теплотехнических процессов протекающих в геотермальных системах получения тепловой энергии в Украинском государственном геологоразведочном (УкрГГРИ) была создана экспериментальная геотермальная установка. Основные и дополнительные датчики, установленные в контрольных точках системы, позволили с помощью специально разработанного программного обеспечения и контроллера круглосуточно фиксировать параметры работы системы. Создавать архив данных для дальнейшей их интерпретации и проведения научно исследовательской работы. Исследования проводились по трем направлениям: 1. Экспериментальное определение динамики изменения температурного режима таких первичных источников энергии для работы теплонасосной системы как температура грунт на глубине до 50 метров и температуре получаемой вследствие работы гелиосистемы, без отбора тепла в течение календарного года.

46

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

2. Аналититическое определение ϕ (коэффи установки (теплового насоса) и расчет для систем, где первичным источником тепла ϕ, является Земля и Солнце, для конкретного района эксплуатации, исходя из експериментально полученных данных.

3. Экспериментальное определение и аналитическое подтверждение оптимальной степени охлаждения теплоносителя в испарителе теплонасосной системы и параметров, от которых она зависит для таких первичных источников тепловой энергии как земля и Солнце. В ходе проведения исследовательской работы на геотермальном полигоне УкрГГРИ была накоплена информация о динамике изменения таких параметров геотермального теплообменника и солнечного коллектора, как показания значения температур в контрольных точках на протяжении года работы, количество протока теплоносителя, потерь давления и времени работы компрессора и циркуляционных насосов. А так же, на основе измеренных данных были рассчитаны показатели количества тепла получаемого от возобновляемого источника энергии (мощности модулей устройства, как геотермального теплообменника, так и гелиосистемы). Выборка из экспериментально полученных данных, в ходе проведения эксперимента по измерению температур грунтового массива в течение трех зимних месяцев на экспериментальном полигоне УкрГГРИ, представлена в таблице 1. Таблица 1. Зависимость среднемесячных температур Т по глубине h для грунтового массива (г. Киев)

Месяц декабрь январь февраль

0,02 4,5 3,0 2,0

0,30 8,0 5,5 3,5

0,75 9,0 7,0 5,5

1,20 10,5 8,0 6,5

Глубина (h, м) 2,00 5,00 11,8 13,0 9,8 11,8 8,0 10,0

15,00 13,2 13,2 13,0

35,00 13,0 13,0 12,8

50,00 12,0 12,0 12,0

На рис. 1–3 представлены графики изменения температур в контрольных точках гелиосистемы в течении трех зимних месяцев [8].

Рис. 1. График изменения температур в контрольных точках гелиосистемы в течение декабря месяца

47

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Рис. 2. График изменения температур в контрольных точках гелиосистемы в течение января месяца.

Рис. 3. График изменения температур в контрольных точках гелиосистемы в течение февраля месяца.

Для проверки полученных экспериментальных результатов был выбран математический аппарат [4], где приводятся решение задачи численного анализа работы теплонасосной системы низкотемпературного отопления с использованием солнечной радиации. Полученные экспериментальные и расчетные данные, позволили определить оптимальные теплофизические параметры устройств работающих за счет преобразования энергии верхних слоев Земли и энергии Солнца в низкотемпературною анергию, необходимую для эффективной работы теплонасосной системы. Было практически подтверждено, что при использовании теплоты грунта оптимальная степень охлаждения теплоносителя зависит от аэродинамических или гидравлических потерь давления в контуре грунтового коллектора и слабо зависит от температуры среды на входе в испаритель и от температуры греющего теплоносителя в системе низкотемпературного отопления и температуры окружающей среды. В случае использования энергии солнца установлено. Что для каждого месяца существует оптимальное значение температур соляного раствора на выходе из испарителя и соответствующие им минимальные удельные затраты внешней энергии на теплонасосную систему отопления. Кроме этого установлено, что при обеспечении оптимальной степени охлаждения среды в испарителе ТН минимальные суммарные затраты энергии на систему отопления при использовании в качестве первичного источника тепла гелиосистему существенно возрастают с уменьшением температуры окружающей среды. Так же установлено, что условный коэффициент преобразования, для системы с вакуумными коллекторами, может 48

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

составлять от 3,8 до 7,0. Это указывает на достаточную эффективность использования солнечной энергии в теплонасосных системах низкотемпературного отопления, так как условный коэффициент преобразования для систем, где источником первичной тепловой энергии является тепло верхних слоев Земли, не превышает показателя – 4,5. Расчетные данные и практически полученные результаты исследования эффективности работы отдельных систем, позволили сделать вывод о необходимости комплексного использования источников возобновляемой энергии в теплонасосных системах. Особо эффективными могут быть системы, позволяющие как генерировать тепловую энергию в зимний период времени, так и аккумулировать ее в летний период. Пример такой системы приведен на рис. 4.

Рис. 4. Одна из возможных схем подключения солнечного и геотермального коллекторов к тепловому насосу.

1 – гелиоколлектор, 2 – грунтовый коллектор, 3 – трехходовой клапан, 4 – тепловой насос, 5 – испаритель, 6 – конденсатор, 7 – компрессор, 8 – двухходовой клапан, 9 – циркуляционный насос.

ЛИТЕРАТУРА 1. Безродний М. К. Притула Н. А. Про оптимальну роботу ТН в низькотемпературних системах опалення з використанням теплоти зовнішнього повітря//Технічна теплофізика та промислова теплоенергетика: Збірник наукових праць – Дніпропетровськ: Нова ідеологія. – 2011. – № 3. – С. 26–33.

2. Безродний М. К. Притула Н. А. Про умови оптимальної роботи теплового насоса в низькотемпературних системах опалення з використанням теплоти природної води//Енергетика: економіка, технології, екологія. – 2011. – № 2. – С. 11–16.

3. Безродний М. К. Притула Н. А. Оптимальна робота теплового насоса в низькотемпературних системах опалення з використанням теплоти ґрунту//Наукові вісті НТУУ “КПІ”. – 2012. – № 1. – С. 1–6.

4. Безродний М. К., Притула Н. А. Об оптимальных условиях работы теплонасосных систем отопления при использовании возобновляемых источников теплоты//Вісник НТУ “ХПІ”. – 2013. – № 13.

49

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

5. Гершкович В. Ф. Особенности проектирования систем теплоснабжения зданий с тепловыми насосами//К.: Украинская Академия Архитектуры ЧП “Энергоминимум”, 2009. – 60 с.

6. Гошовский С. В., Зурьян А. В. Анализ изменений температур в верхних слоях Земли при решении задач грунтового аккумулирования и извлечения теплоты геотермальными системами закрытого типа//Минеральные ресурсы Украины. – 2013. – № 2. – С. 41–47.

7. Гошовский С. В., Зурьян А. В. Анализ изменений температур соляного раствора в процессе извлечения теплоты из верхних слоев Земли//Сборник научных трудов УкрГГРИ. – 2014. – № 4. – С. 41–47.

8. Зурьян А. В. Эффективность работы устройства для нагрева воды в системе горячего водоснабжения здания с использованием энергии солнечного излучения в зимний период//Альтернативные источники энергии. – 2010. – № 3–4. – С. 22–26.

9. Накорчевский А. И. Грунтовые аккумуляторы теплоты и модернизация коммунальной теплоэнергетики//К.: Институт технической теплофизики НАН Украины, 2010. – 254 с.

50

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

УДК 621.577.22; 551.361.4

АНАЛИЗ ПРИНЦИПОВ ПОСТРОЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСОВ С ВОЗОБНОВЛЯЕМЫМИ ИСТОЧНИКАМИ ЭНЕРГИИ Гошовский С. В.1, профессор, доктор технических наук, директор ukrdgri@ukrdgry.gov.ua ; Зурьян А. В.2, заведующий отделом инновационных технологий alexey_zuryan@ukr.net 1 – УкрГГРИ, г. Киев, Украина

УкрГГРИ, УкрГГРИ,

В работе выполнен анализ принципов построения, и эксплуатации энергетических комплексов, в состав которых входят системы с использованием возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Приведена обобщенная схема построения модели, как отдельных составных частей, так и в целом комплексов ВИЭ.

THE ANALYSIS OF THE PRINCIPLES OF CONSTRUCTION OF ENERGY COMPLEXES WITH RENEWABLE ENERGY SOURCES Goshovskyi S.1, Professor, Doctor of Technical Science, Director UkrSGRI, ukrdgri@ukrdgry.gov.ua ; Zuryan A.1, Department head of innovative technologies UkrSGRI, alexey_zuryan@ukr.net ; 1 – UkrSGRI, Kyiv, Ukraine In the paper the analysis of principles of construction and operation of power systems, which include systems using renewable energy sources. The generalized scheme of constructing the model as individual components and overall systems of renewable energy sources.

В настоящее время разработка энергетических систем с использованием возобновляемых источников энергии (ВИЭ) основана в целом на ряде инженерных подходов к проектированию отдельных компонентов, что свидетельствует об отсутствии научно обоснованной методологии разработки энергетических систем с использованием ВИЭ как единого целого. Оптимизация параметров отдельных составных частей и компонентов затруднена в связи с наличием возмущений, вызванных взаимовлиянием компонентов друг на друга их размещения и нестабильности условий эксплуатации. Решение этой проблемы может заключаться в создании оптимальных технологичных комплексов построенных на основе внедрения методологии с системным научным подходом и применением совокупности различных методов, а также с использованием научно обоснованных технических, технологических и экономических решений. Методология позволяет структурировать и логически организовывать методы и средства оптимального проектирования отдельных составных частей и комплексов возобновляемых источников энергии. Такой подход имеет важное хозяйственное значение, а внедрение обоснованных решений вносит значительный вклад в развитие экономики страны, повышение энергонезависимости государства. С учетом анализа существующих методологических подходов в построении гибридных энергетических систем нами предлагается методика построения обобщенной схемы энергетического комплекса, в которой наряду с традиционными используются и возобновляемые источники энергии. При построении данных схем необходимо учесть, что они состоят из ряда узлов, каждый из которых является функционально самостоятельным модулем. При этом все модули объединены в единую систему организационно-техническими связями.

51

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

На рис. 1 приведена блок-схема автономного энергоснабжения потребителей тепловой и электрической энергией от возобновляемых источников питания с системой резервного питания. Данная схема включает в себя: устройство преобразования возобновляемой энергии (тепловой насос, солнечная батарея, ветрогенератор…), контроллер управления системой (который в зависимости от нагрузки распределяет полученную энергию по потребителям или обеспечивает своевременное подключение резервного питания или питания от сети, аккумуляторную батарею), резервный источник автономного питания (дизельная электростанция, твердотопливный котел…). Кроме этого в систему введено устройство учета энергии поступающего из сети и узел согласования сети, которые задействуются в случае необходимости аварийного подключения потребителей от сети.

Рис. 1. Блок-схема автономного энергоснабжения потребителей тепловой и электрической энергией от возобновляемых источников питания с системой резервного питания: УПВЭ – устройство преобразования возобновляемой энергии; КУ – контроллер управления системой; АБ – аккумуляторная батарея; РП – резервный источник автономного питания; ПТЭ,ПЭЭ – потребители тепловой и электрической энергии; УУЭ – устройство учета энергии; УСС – устройство согласования сети.

Особенности предлагаемой схемы заключаются в ее универсальности, возможности использовать все возможно доступные источники энергии, получать как электрическую, так и тепловую энергию, иметь многоступенчатое резервирования по питанию как за счет возможности подключения резервного источника автономного питания, так и питания от сети. Кроме этого данная схема подключения позволяет так же накапливать излишки полученной от возобновляемых источников энергии в аккумуляторе. Проведенная схема является составной частью энергетических комплексов с возобновляемыми источниками энергии. В работе, предлагается трехуровневая структурная схема подключения устройств преобразования ВИЭ к сети рис. 4. Первый уровень включает питающую линию среднего напряжения, которая соединена с одной стороны с несколькими небольшими станциями ВИЭ (до 5 МВт), а с другой с подстанцией среднего напряжения. Подстанции среднего напряжения образуют второй уровень схемы. Второй уровень включает подстанции среднего напряжения. К подстанциям второго уровня подключаются питающие линии среднего напряжения с одной стороны и подстанции высокого напряжения с другой. Таким образом, к подстанциям среднего напряжения может быть подключено одновременно несколько объединённых линией среднего напряжения небольших станция с ВИЭ, так и станция ВИЭ среднего размера (5–20 МВт) каждая в отдельности. Третий уровень включает подстанции высокого напряжения. К подстанциям третьего уровня подключаются энергосистемы мощностью более 20 МВт с одной стороны и линии электропередачи с другой стороны.

52

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Рис. 4. Схема подключения устройств преобразования ВИЭ (станция ВИЭ) к сети: 1 – питающая линия среднего напряжения; 2 – подстанции среднего напряжения; 3 – подстанции высокого напряжения; 4 – линия электропередачи; 5 – малые станции ВИЭ до 5 МВт; 6, 7 – станция ВИЭ среднего размера от 5 до 20 МВт; 8 – энергосистемы ВИЭ мощностью более 20 МВт; 9 – потребители электроэнергии, имеющие автономные системы энергопитания до 30 Квт, работающие от ВИЭ; 10 – Потребители электроэнергии, не имеющие автономных системы энергопитания; 11 – энергосистемы с ВИЭ; 12 – потребители элетроэнергии; І, ІІ, ІІІ – первый, второй и третий урони подключения устройств преобразования ВИЭ к сети соответственно.

Приведенный выше анализ и предложенные схемные решения позволяют создать алгоритм построения комплексных моделей энергоснабжения, которые включают в себя технические и технологические параметры и учитывают место расположения, как потребителя, так и источника энергии, в том числе нетрадиционных и возобновляемых.

53

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

УДК 622.235:622.276.2

ПРОБЛЕМА НЕТРАДИЦІЙНИХ КОЛЕКТОРІВ: ДЕЯКІ ТЕХНІКО-ЕКОЛОГО-ЕКОНОМІЧНІ АСПЕКТИ ЇЇ ВИРІШЕННЯ Гошовський С.В.1, професор, доктор технічних наук, Ukrdgri@ukrdgry.gov.ua ; Войтенко Ю.И.1, доктор технічних наук, voytenkoui@gmail.com 1 – УкрДГРІ, м. Київ, Україна

директор

УкрДГРІ,

Сформульовано деякі задачі і шляхи їх розвитку в проблемі щільних колекторів.

PROBLEM ALTERNATIVE COLLECTORS: SOME TECHNICAL AND ENVIRONMENTAL AND ECONOMIC ASPECTS OF ITS SOLUTION Goshovskyi S.1, Professor, Doctor of Technical Science, Ukrdgri@ukrdgry.gov.ua ; Voytenko Y.1, Doctor of Technical Sciences, voytenkoui@gmail.com 1 – UkrSGRI, Kyiv, Ukraine

Director

UkrSGRI,

Formulated some problems and ways of their development in the issue of tight reservoirs.

Для вирішення проблеми нетрадиційних колекторів необхідно вирішити ряд технічних та екологічних задач: - підвищення проникності колектора навколо свердловини в радіусі, який забезпечить стійкий і рентабельний приплив пластового флюїду; окупність вартості спорудження свердловини та інтенсифікації припливу; - зона підвищеної проникності в низькопористому та низькопроникному колекторі не повинна виходити на границі водонасичених пластів; - складові хімічних реагентів та технологічних рідин гідророзриву пласта для ГРП не повинні містити токсичних та високотоксичних речовин. Базовою технологією на сьогоднішній день є технологія завершення свердловини (горизонтальної чи похило-спрямованої) ГРП. У першому випадку гідророзриви здійснюють поінтервально поперечними до осі горизонтальної свердловини (ГС). В другому – тріщина ГРП розповсюджується у вертикальній площині чи близькій до неї площині [1 - 2]. Тобто, вздовж осі свердловини. Часто в роботах геологічного і технологічного спрямування перевага віддається горизонтальним тріщинам ГРП [3 - 4], які автори [3] пропонують створювати біля покрівлі і підошви потужного продуктивного пласта, або в малопотужному пласті в умовах шаруватого розрізу. Треба зауважити, що напрямок тріщини ГРП в реальному геологічному середовищі далеко не тривіальна задача, яка має неочевидний розв’язок для кожного конкретного випадку. Напрямок розвитку тріщини ГРП залежить від ряду факторів: - розподілення компонент гірського тиску; - орієнтація природних мікротріщин; - наявності початкових тріщин, концентраторів напружень на стінці свердловини; - виду напруженного стану (плоска деформація або об’ємне напружено – деформований стан). До глибин Н ≥ 1 – 1,5 км вертикальна і горизонтальна компоненти гірського тиску приблизно однакові, тому ймовірність утворення горизонтальної і вертикальної тріщин ГРП за умови наявності початкової тріщини (надрізу, тощо) на стінці вертикальної свердловини приблизно однакова і за певних умов утворюється горизонтальна тріщина ГРП [5]. На 54

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

більших глибинах вертикальна компонента гірського тиску, як правило, більша ніж інші дві горизонтальні. Тому, умов для утворення горизонтальної тріщини на більших глибинах немає. Навіть, якщо тріщина ГРП починає рухатись як горизонтальна, за межами зони впливу свердловини вона розвертається і розповсюджується в напрямку дії максимального напруження, як вертикальна (рис. 1) [6].

Рис. 1 Орієнтування тріщини гідророзриву блоків оргскла за дослідами Ф. Кориє: а – при надрізах по стінці свердловини; б – при прикладенні зовнішнього навантаження; в – при одночасному впливі надрізів та навантаження

На характер руйнування при ГРП у вертикальній свердловині впливає і вид навантаження стінок свердловини. При довгому інтервалі підпакерного чи надпакерного простору в умовах плоскої деформації утворюються переважно вертикальні (поздовжні) тріщини. У разі коротких інтервалів в умовах об’ємного напруженого стану ( h ≤ (2...3)rc , h – висота інтервалу, rc – радіус свердловини) утворюються горизонтальні (поперечні до осі свердловини) тріщини. Одна з найвідповідальніших і найдорожчих операцій при ГРП – закачка розклинюючого агента в тріщину. Відомий спосіб гідрокислотного розриву карбонатних порід. Залишкове розкриття тріщини забезпечується частковим розчиненням матеріалу на стінках тріщини. Аналізуючи методи вторинного розкриття, треба зазначити, що більшість із них, включаючи кумулятивні заряди понадглибокого проникнення (deep penetration – «DP») створюють в щільних породах канали, довжина яких не перевищує ~ 0,5 – 1 м. Виняток складає технологія «radial drilling», яка дозволяє отримувати радіальні канали, глибиною до 100 м, радіусом 25 – 50 мм [7]. Ця технологія може скласти конкуренцію ГРП, проте це вимагає техніко-економічного обгрунтування. Аналіз можливостей методів інтенсифікації щодо створення зон підвищеної проникності в щільних породах для інтенсифікації газовидобутку достатньо повно проведено в роботі [8]. Його можна доповнити такими даними щодо розміру ефективного радіусу свердловини після обробки: - вибухові методи: rе = 20-30 rех (rех – радіус заряду) на великих глибинах (Н > 4000 м); rе = (50 – 80) rех на невеликих глибинах; - міні ГРП пороховими та сумішевими зарядами: rе = (30 – 100) rех; - ГРП при спалюванні ГОС: rе ~ (100 – 500) rес; - ТБХО: rе = (25 – 50) rес – для середніх глибин і середньої ефективності (збільшення продуктивності в 5 разів). Однією із головних характеристик колектора є проникність. Виходячи із діапазонів проникності традиційних колекторів: 0,1 – 10000 mD (середня та висока проникність) щільних порід, 0,001 – 0,1 mD (низькопроникні), сланців: 0,00001 – 0,001 mD (надзвичайно низькопроникні) можна скласти такий перелік (один із можливих) в порядку зменшення проникності: - пісковики і алевроліти середньої і високої пористості; - вапняки тріщинувато-пористі і тріщинувато-кавернозні, тріщинуваті; 55

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

- пісковики глинисті, доломіти; - вапняки глинисті; - щільні пісковики; - сланці; - глинисті сланці. Продуктивність свердловини після інтенсифікуючої обробки визначається новим значенням проникності породи-колектора kП(r) і значенням нового ефективного радіусу rе. Найбільше співвідношення kП/ kП0 (kП0 – природна фонова проникність) і значення rе досягаються при ГРП з розклинюванням стінок тріщини. Відношення припливу через тріщину ГРП q1 через пористий прошарок q0 буде становити q1/ q0 = w3/12kПh, де h – потужність прошарку. Значення ефективного радіусу rе оцінюється довжиною (по радіусу) флюїдопровідної частини тріщини з шириною w, рух флюїду в якій підпорядковується закону Дарсі. При ударно-депресійній, термобарохімічній дії, при дилатансійному торпедуванні та інших методах інтенсифікації газовидобутку відношення продуктивності q до початкового дебіту q0 становитиме ln rв / rc , q / q0 = ln rв / re де rв, rc – радіуси впливу, свердловини та ефективний радіус після обробки. При цьому ln rв / r . k П (r ) / k П0 = β rв / r Тобто, чем більше значення k П (r ) в зоні обробки, тим більше β . Враховуючи, що проникність порід колекторів при даних методах дії на пласт після обробки не перевищує (2 – 5) kП0 [4, 9], то очевидно, що у випадку глинистих сланців альтернативи ГРП немає. А у випадку щільних пісковиків з наближенням до верхньої межі діапазону (0,1 mD) імпульсні методи дії на пласт можуть скласти конкуренцію ГРП у разі досягнення достатньо великого ефективного радіусу rе [8]. Досягти такого ефекту, на наш погляд, можна лише шляхом комплексування різних методів інтенсифікації газовидобутку: - міні ГРП + ТБХО; - вибухово-хімічні обробки, тощо. Про це свідчать приклади неодноразових успішних обробок пластів із щільними породами-колекторами для інтенсифікації нафто- і газовидобутку [10 - 12]. Наведемо деякі еко-технологічні параметри та аргументи для порівняння ГРП та альтернативних технологій: • об’єм технологічних рідин у разі потужного ГРП 50 – 100 м3, при цьому частина їх внаслідок інфільтрації залишається в поровому просторі і в тріщині ГРП, у разі негерметичності потрапляє в сусідні горизонти; • при ТБХО в свердловину нагнітається не більше кількох м3 технологічних рідин; продукти реакції після завершення обробки видаляються із пласта стандартною слабкокислотною обробкою [9]. Неякісне цементування та відсутність зчеплення цементного кільця з обсадною трубою і породою може бути причиною заколонного руху рідини розриву. Крім того, тріщина ГРП інтенсивно росте не лише в глибину, а й вздовж свердловини [5], що обмежує область його застосування. На завершення зазначимо, що крім проникності, яка повинна бути близька до 0,1 mD (верхня межа) і не менше 0,01 mD (нижня межа) іншою умовою успішного застосування

56

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

комплексних імпульсно-хімічних технологій є наявність аномальних термобаричних умов. Деякі такі геологічні об’єкти описані в роботі [10].

пластових

Висновки 1. Розглянуто деякі задачі, важливі для вирішення проблеми щільних колекторів.

2. Визначено клас щільних колекторів і діапазон їх проникності, в яких спостерігались потужні результати застосування імпульсних технологій інтенсифікації нафто- і газовидобутку. Показано, що це теригенні колектори (пісковики, глинисті пісковики…), які характеризуються низькою проникністю ~ 0,1 – 0,2 mD і достатньо високим пластовим тиском. Проникність в них забезпечується мікротріщинуватістю та частково пористістю. Інтенсифікуючі обробки (вибух та горіння високоєнергетичних матеріалів) призводять до утворення систем мікро- та макротріщин, які розширюються під дією пластового флюїду. Проникність щільної породи в області мікротріщин та за її межами може бути збільшена комплексною водневою термобарохімічною обробкою. ЛІТЕРАТУРА 1. Аксельрод С. М. Геофизический контроль гидроразрыва пласта в реальном времени: возможности, реализация и ограничения // Каротажник.- 2014. - №4 (238). – С. 84 – 116.

2. Гошовский С. В., Сиротенко П. Т. Современное состояние и перспективы внедрения эффективных технологий интенсификации газоотдачи угольных пластов в условиях Донбасса // Міжнародний геологічний форум «Актуальні проблеми та перспективи розвитку геології: наука й виробництво». – 6 – 13 вересня, м. Одеса. – Київ: УкрДГРІ, 2015.

3. Іванків О. О., Лужаниця О. В., Істомін Р. С. та ін. Розробка технологічних рішень з розширення межі кондиційності колекторів на перспективних нафтогазоносних ділянках. Заключний звіт про НДДКР за темою 29. Жовтень 2007 р. – Червень 2015 р. – Київ: УкрДГРІ.

– 2015 р.

4. Михалюк А. В., Поплавский В. А., Захаров В. В., Мухин Е. Ф. Дилатансионные методы взрывных работ в геотехнологии. – Киев: ВІПОЛ. 2002. – 120 с.

5. Михалюк А. В., Войтенко Ю. И. Импульсный разрыв пород. – Киев: Наук.думка, 1990.

– 205 с.

6. Дядькин Ю. Д. Основы геотермальной технологии. – Л.: Из-во ЛГИ, - 1985. – 176с.

7. www.drillingcontractor.org 8. Войтенко Ю. І., Прожогіна О. І. Перспективи використання потужних методів інтенсифікації нафтогазовидобутку для розробки нетрадиційних ресурсів // Международная научно-практическая конференция «Перспективы использования альтернативных и возобновляемых источников энергии в Украине» (REU 2013, 9 – 13 сентября 2013 года, г. Судак (АР Крым, Украина).

9. Кравченко О. В., Войтенко Ю. И., Велигоцкий Д. А., Авраменко А. Н., Хабибулин Р. А. Повышение эффективности применения технологии комплексного водородного термобарохимического воздействия путем предварительного трещинообразования в продуктивном пласте // Міжнародний геологічний форум «Актуальні проблеми та перспективи розвитку геології: наука й виробництво». – 6 – 13 вересня, м. Одеса. – Київ: УкрДГРІ, 2015.

10. Голуб П. С., Тхоровська Н. В., Голуб О. Г., Дмитренко О. Ю. До методології пошуку сланцевого газу в межах Дніпровсько-Донецької западини//Международная научнопрактическая конференция «Перспективы использования альтернативных и возобновляемых источников энергии в Украине» (REU 2013, 9 – 13 сентября 2013 года, г. Судак (АР Крым, Украина).

57

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

ГЕОТЕРМАЛЬНІ РЕСУРСИ ЗЕМЛІ – ОСНОВА НЕВИЧЕРПНОГО ЕНЕРГЕТИЧНОГО ПОТЕНЦІАЛУ УКРАЇНИ Гошовський С.В.1, професор, доктор технічних наук, директор ukrdgri@ukrdgry.gov.ua ; Зур'ян О.В.1, завідувач відділом інноваційних технологій УкрДГРІ, alexey_zuryan@ukr.net ; Сиротенко П.Т.1, кандидат технічних наук, petro1949@bk.ru 1 – УкрДГРІ, м. Київ, Україна

УкрДГРІ,

Наведена класифікація геотермальних систем, проаналізовані переваги і недоліки існуючих геотермальних систем та показані перспективи розвитку сучасних геотермальних систем. Продемонстровано перспективи вдосконалення геотермальних систем, що ґрунтуються на використанні тепла глибинних гірських “гарячих” порід. Для впровадження таких геотермальних систем необхідна висока ефективність буріння надтвердих гірських порід, що можна досягти при застосуванні комбінованого лазерно-механічного або плазмово-механічного буріння. Цьому сприяє досягнення в останні роки компанії FORO ENERGY Inc. (США) в передаванні лазерної енергії великої потужності волоконних лазерів на дуже великі відстані з допомогою волоконно-оптичних кабельних систем спеціальної конструкції. Також для сучасних глибинних геотермальних систем вельми потрібні високотемпературні електронні компоненти високої інтеграції, зокрема мікропроцесорні засоби з низьким споживанням по живленню та високо функціональні керовані оптичні системи. глибинних геотермальних систем. Застосування лазерної техніки в глибинних геотермальних системах дозволять “на місці” визначати різні фізико-механічні характеристики і параметри гірських порід, що надасть можливість забезпечити раціональні параметри буріння свердловин.

GEOTHERMAL RESOURCES OF THE EART IS FOUNDATION OF INEEXHAUSTIBLE ENERGETIC POTENTIAL OF UKRAINE Goshovskyi S.1, Professor, Doctor of Technical Science, Director UkrSGRI, Ukrdgri@ukrdgry.gov.ua ; Zuryan A.1, Department head of innovative technologies UkrSGRI, alexey_zuryan@ukr.net ; Syrotenko P.1, Candidate of Technical Science, petro@bk.ru 1 – UkrSGRI, Kyiv, Ukraine Classification, analysis of advantages and shortcomings of geothermal systems, and perspectives of modern geothermal systems developments have been analyzed in the article. Perspectives of modernization of these systems which are based on deep heat rock utilization have been demonstrated. Drilling of super hard rocks with high efficiency is actual for introducing into life such geothermal systems. Such efficiency can be reached during utilization of combined laser-mechanical or plasma-mechanical drilling. This can be reached thanks to achievements in FORO ENERGY Inc. Company in methods of transmitting laser energy of high capacity of fiber laser on very long distances with the help of fiber-optical systems of special construction. Also it may be mentioned that now depth geothermal systems are need for high-temperature electronic components of high integration. This is the question of microprocessor funds with low level of feeding and high functional controlled optical systems. Laser technique utilization in depth geothermal systems will allow to define various physical-mechanical characteristics and rock properties ‘in situ’ that will give an ability to provide with rational parameters of borehole drilling.

Вступ Недостатність традиційних вуглеводневих викопних енергоресурсів та необхідність захисту довкілля вимагають зростання темпів освоєння невичерпних геотермальних ресурсів, які повсюди розповсюджені на Землі і до того ж є екологічно чистими. Світова практика освоєння геотермальних ресурсів засвідчує лінійний закон зростання виробництва теплоти надр, що є недостатнім для повноцінного задоволення потреб людства. Особливо 58

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

така проблема гостро постала перед державами, які бідні на традиційні вуглеводневі ресурси. Тому сьогодні є вчені, що пропонують доцільним досягнення експоненціального зростання потенціалу геотермальної енергетики [2,4,5]. Вважаємо таке можливе при активному розвитку новітніх технологій освоєння як поверхневих низько потенціальних геотермальних ресурсів, так і глибинних геотермальних ресурсів «гарячих» сухих порід з низькою проникністю [12]. Нижче буде наведено основні напрямки для рішення проблем інтенсивного розвитку геотермальної енергетики в Україні. Запропоновані шляхи розв’язання енергетичних проблем в повній мірі збігаються з пропозиціями проекту «Енергетичної стратегії України до 2035 року» . Глибинна геотермальна енергія – це тепло Землі, яке утворюється переважно внаслідок розпаду радіоактивних речовин у земній корі та мантії. Температура земної кори з глибиною підвищується, як правило на 2,5 - 3° С через кожні 100м, тобто маємо так званий геотермальний градієнт. Усю природну теплоту, що заходиться в Землі, доцільно розглядати як геотермальні ресурси двох видів, по-перше, це пар, вода і газ, а по-друге, це розігріти гірські породи. Для отримання теплоти акумульованої у надрах Землі треба спочатку до неї дістатися, а потім підняти на денну поверхню. Для цього закладають свердловини і у випадку якщо температура флюїду висока, то він піднімається на поверхню природним чином, в той час як при невисокій температури енергоносія може виникнути потреба в помпуванні. Окрім цього сьогодні розроблені і застосовуються різні методи і технології використання геотермальної енергії, яка зосереджена на малих глибинах від поверхні Землі (приповерхнева геотермія), яка ще має назву низько потенціальна геотермальна енергія. Звичайно, енергія що буде добута з великих глибин Землі має високий потенціал, що дозволяє розширити області використання такої енергії в різних перетворювальних засобах. В той же час енергія, яка буде добута з малих земних глибин не має високого потенціалу, що обмежує області застосування, проте вона може дуже ефективно використовуватися при її перетворенні з допомогою теплових насосів в системах гарячого водопостачання (ГВП) та обігріву приміщень будинків. Звичайно процес видобування високо потенціальної енергії Землі має багато проблем, які будуть детально розглянуті в цій доповіді. Різниця між глибинною і мало глибинною геотермікою полягає в тому, що мало глибинна геотермальна енергія утворюється за рахунок як сонячного випромінювання, так і глибинних процесів в середині Землі [3]. При цьому основною метою цієї роботи якраз і є віднаходження шляхів високоефективного видобування глибинних геотермальних ресурсів, при цьому необхідно створити сучасні технології буріння надтвердих гірських порід на великих глибинах в складних геологічних умовах, а саме при дуже високих температурах і тисках, а також визначити принципи побудови геофізичних і геотехнічних комплексів для оцінки в реальному часі фізико – механічних властивостей гірських порід в процесі буріння, розробити високоефективні алгоритми керування процесом буріння і високоточного забурювання до вибраних геологічних об'єктів. Сучасна класифікація геотермальних ресурсів і систем Основним завданням геотермальної енергетики сьогодні є підняття ефективності добування геотермальних ресурсів для забезпечення виробництва електроенергії і теплової енергії. Геотермальна енергетика – це виробництво електроенергії, а також теплової енергії на основі її відбирання з внутрішнього тепла Землі. Перевагою геотермальної енергетики є висока безпека для навколишнього середовища. Так, наприклад, кількість СО2 , що виділяється при виробництві 1 кВт електроенергії з високотемпературних геотермальних джерел складає від 13 до 380 г, в той час як при використанні вугілля для отримання 1кВт електроенергії буде виділено біля 1042 г СО2 .

59

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

В даний час находить широке застосування класифікація джерел геотермальної енергії, яка запропонована Міжнародним Енергетичним Агентством (США), згідно з нею виділяють 5 типів джерел енергії: - родовища геотермального сухого пару, які відносно легко розробляються, проте вони надзвичайно рідко розробляються, тим не менше , половина всіх діючих у світі ГеоТЕС використовують тепло цих джерел; - джерела вологого пару (суміші гарячої води і пару) зустрічаються частіше, проте при їх освоєнні приходиться вирішувати питання запобігання корозії обладнання ГеоТЕС і забруднення навколишнього середовища (видалення конденсату через високий рівень його засолення); - родовища геотермальної води (вміщують гарячу воду або пар і воду, що уявляють собою так звані геотермальні резервуари, які утворюються в наслідок наповнення підземних порожнин водою атмосферних опадів, які нагріваються близько розташованою магмою; - сухі гарячі скельні породи, які розігріти магмою, на глибині 2 км і більше, при цьому їх запаси найбільші; - магма, яка уявляє собою нагріті до 1300° С розплавлені гірські породи. Можна констатувати, що досвід отриманий різними країнами відноситься переважно до використання природного пару і термальних вод, а це підтверджує їх перспективу і надалі, тобто вони залишаються і в подальшому основною базою геотермальної енергетики. Проте світовий досвід демонструє велику активність в США та інших країнах в підготовці до освоєння петрогеотермальних ресурсів, тобто теплової енергії сухих гарячих гірських порід, які мають температуру на глибині 5 км більше 125° С. Під геотермальними ресурсами розуміють кількість теплоти, які має літосфера чи її ділянки до глибини, яка технічно досяжна сьогодні наявними засобами буріння на прогнозований період [12]. При співставленні з традиційними джерелами енергії маємо наступні переваги геотермальних ресурсів, а саме: невичерпність, повсюдне розповсюдження, близькість до споживача, локальність забезпечення споживача теплотою і електроенергією, належність до місцевих ресурсів, сучасна автоматизація, безпека, в майбутньому можлива конкурентоспроможність, а також можливість побудови малопотужних установок та екологічна чистота. Однак геотермальні ресурси мають і недоліки, такі як низький температурний потенціал теплоносія, погана транспортабельність, розосередження джерел та недостатній досвід використання. В даний час виокремлюють два основних класи гідротермальних ресурсів, таких як гідроресурси, так і петрогеотермальні ресурси. Першими є частина ресурсів геотермальної енергії, яка відноситься до природних колекторів і уявляє природні теплоносії, підземні води, пар або пароводяні суміші. Вони промислово експлуатуються циркуляційними системами в багатьох країнах, наприклад, Франції, США, Німеччині, Данії, Україні, Польщі, Швейцарії, Росії та ін. Петрогеотермальними ресурсами є частина теплової енергії надр, яка зв’язана безпосередньо з скелетом водовміщуваних порід або з практично непроникними гірськими породами. Технологія добування петрогеотермальних ресурсів, які перебувають на глибинах до 10 км , находиться в експериментальній стадії, оскільки створені тільки одиночні дослідні циркуляційні системи зі штучними колекторами в США, Великобританії, Японії, Росії (Тирниауз), Німеччині і Франції. В розробку класифікації ресурсів і запасів геотермальної енергії значний вклад вніс російський вчений Е.Й. Богуславський. Суть його пропозицій полягає в тому, що за нижню межу температури термальних вод доцільно прийняти 20° С з урахуванням можливого використання теплових насосів і наявності в деяких галузях потреби в субтермальних теплоносіях з температурами 20–40° С. Далі для видів можливого теплоенергетичного використання виділені наступні класи термальних вод. Води низько потенціальні з температурою 20–100° С у складі яких доцільно виділити підклас вод з температурою

60

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

20–40° С. Ці води можливо використовувати для теплотехнічних потреб переважно з використанням теплових насосів. Середньо потенціальні води з температурою 100–150°С можна ефективно використовувати як для теплопостачання, так і для вироблення електроенергії з використанням робочих тіл. Високопотенціальні води, що мають температуру більше 150° С можливо ефективно застосовувати для вироблення електроенергії при застосуванні прямого циклу. У складі таких вод доцільно виділити перегріти води з температурою 150–250° С, високотемпературні з температурою 250–350° С і гранично перегріті з температурою більше 350° С [2]. На рис.1 запропонована класифікація геотермальних систем на основі способів добування теплоносія. Фонтанна технологія в даний час домінує при розробці геотермальних родовищ, які уявляють природні проникні колектора, що вміщують флюїди (воду, розсоли, пароводяні суміші, пар) з тиском, як правило, вище гідростатичного.

Геотермальні системи

Глубинні

Приповерхневі

Фонтанні

Циркуляційні

З теплообмінником в свердловині

Самозливні

В природних колекторах

З теплообмінником в горизонтальних каналах

Насосні

В штучних колекторах

З теплообмінником у водоймі

В тріщинних колекторах (зонах) Рисунок 1 – Класифікація геотермальних систем

Циркуляційна технологія має геотермальні циркуляційні системи трьох типів: з природними проникними колекторами, з штучними колекторами в слабо проникних скельних породах та з перетворюваними тріщинними зонами (колекторами). Циркуляційні технології розробки геотермальних ресурсів успішно використовуються багатьох країнах світу. Приповерхневі (малоглибинні) технології використання низькотемпературної геотермальної енергії це найбільш поширені у світовій практиці системи теплопостачання і охолодження для індивідуальних будинків. Суть таких технологій полягає в створенні підземного теплообмінника, який розташованій на малій глибині з замкненим або відкритим 61

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

контуром, який приєднаний опалювального приміщення [3].

до

теплового

насосу,

що

розташований

всередині

Розроблення технологій буріння для добування геотермальної енергії Важливим питанням в освоєнні геотермальних ресурсів є створення новітніх технологій глибинного буріння, оскільки на великих глибинах знаходиться високопотенціальна геотермальна енергія. Особливої уваги при цьому заслуговує теплота сухих гірських порід, які зберігають значну кількість теплової енергії Землі. Такі породи знаходяться на великих глибинах, вони отримують тепло від розплавлених гірських порід магми Землі, в наслідок цього в них запасається багато теплової енергії. Проте виникає проблема як передати від цих порід на денну поверхню накопичену в них теплову енергію, а для цього необхідно до них пробурити свердловини щоб забезпечити циркуляції в них рідини, створити гідравлічний розрив пласта для отримання розтріскування низько проникних порід. На жаль добуритись до петрогеотермальних зон сухих порід не просто, оскільки вони розташовані на глибинах до 10 км, до того ж зверху їх покривають великі шари надміцних магматичних порід граніту чи базальту. В наслідок цього не так багато у світі пробурені надглибокі свердловини і в переважній більшості вони носять науково – дослідний характер [12]. Сьогодні можна виділити наступні види буріння: механічне, гідравлічне, термічне і комбінаційне з цих методів. Якщо в кінці 70 – х років розглядали можливість застосування для геотермального буріння практично всі існуючі методи, то в даний час їх значно обмежили. Так, наприклад, в [ 1 ] приведено і проаналізовано 16 методів буріння гірських порід, а саме: ерозійний, вибуховий, механічний (роторний), полум'яний, струминного дроблення, електричного дроблення, пороховий, турбінний (одноступеневий), плазмовий, електродуговий, високочастотний електричний, плавлення, лазерний (індукційний), електронно – променевий, лазерний (газовий), ультразвуковий. Неупередженим поглядом можна бачити, що в цьому переліку значна частина методів не придатна для глибинного геотермального буріння, навіть якщо вони і мають новизну та оригінальність. Через декілька десятиліть з'явилася нова, більш ґрунтовна робота [11], в якій були детально розглянуті всі виконувані функції сучасних технологій буріння геотермальних свердловин. Цими функціями можна назвати: - передача енергії до площини забою свердловини; - руйнування гірської породи; - управління буровою свердловиною (стабільністю формування) в процесі буріння; - управління рідиною формації (управління свердловиною); - зберігання бурової свердловини (завершення). В цій роботі наведена вже скорочена кількість технологій і методів придатних для надглибокого буріння геотермальних свердловин, передусім за допомогою: - намотаного трубопроводу (колтюбінгу); - снаряда; - мікрохвиль; - молота з буровим розчином; - термічного відшарування; - іскрових розрядів ; - вибуху; - плавлення породи; - імпульсного лазера з водяним струменем. Аналіз наведених вище технологій показує наступне. Розвиток колтюбінга повинен бути направлений на збільшення діаметру шланга, можливо з інтегрованими провідниками для електромоторів свердловин. Переваги колтюбінга мають дуже привабливи можливості 62

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

швидко спускати-піднімати, циркулювати в процесі спуску-підйому і відносно легко використовувати ізольований або електропровідний трубопровід. Застосування снаряда в бурінні свердловин продемонструвало істотне поліпшення в різних типах порід, але перешкодами є складний механізм і нездатність роботи в буровому розчині. Ці проблеми не є фундаментальними, адже інші складні механізми працюють в свердловині, та існує, принаймні, концептуально, конструкція клапана, що дозволяє стріляти в стовпі рідини. Доцільність застосування мікрохвиль на разі не має підтверджень. Фундаментальні експерименти в бурінні нагрітої породи дають значне поліпшення продуктивності в порівнянні з температурою навколишнього середовища. Мікрохвильовий нагрів має енергетичні переваги в тому, що є об'ємним ефектом і не залежить від провідності тепла з поверхні породи, але можливий механізм доставки мікрохвильової енергії в свердловину все ще не зовсім ясний. Система може також принести неприємності при наявності стовпа рідини і його розігріву випромінюванням замість породи. Технологія молота з буровим розчином на разі знаходиться на стадії експериментальних випробувань. Більшість дослідних зразків мають проблеми в системах клапанів, які принципово відрізняються в рідинних і повітряних молотках. Молотки з повітрям, які успішно застосовувалися впродовж декількох років, не мають клапанів самі по собі, тоді як стисливість рідини дозволяє їм працювати, маючи за наявності молотка відкриті і закриті порти в тілі інструменту, дозволяє здійснювати зворотно-поступальні рухи. Технологія термічного відшарування на основі вогнеструминного буріння знаходить комерційне застосування в рудній промисловості. Проте в неї небагато шансів отримати можливість застосування в глибинних геотермальних технологіях, тут ціла маса проблем в першу чергу з безпеки, екології, необхідності роз’єму для палива, повітря, води, що охолоджує. Сьогодні такі технології працюють в малоглибинних варіантах використання. Застосування технології іскрових розрядів (іскрове буріння) не продемонстроване як процес буріння. Головна привабливість технології – можливість буріння з високою швидкістю проникнення, але принципові технічні труднощі концентрувалися навколо передачі великих електричних струмів (напруг) до бурильної головки. Деякі випробувальні дослідження були успішними в породах, що руйнуються, але зміни ефективності з глибиною і типом породи є невідомими, електричні проблеми передачі величезні. Вибухова технологія буріння має не установлену ефективність на глибині і проблеми з безпеки. Має потенціал для високої швидкості буріння. Питання синхронізації, які порушуються сьогодні, можуть бути успішно вирішені, більш проблемним питанням є не спрацювання заряду. Технологія плавлення породи є привабливою, оскільки можлива комбінація не обертальної бурової колони і можливе скління свердловини (що зменшує або знімає вимогу до обсадження). Із – за великих витрат енергії на руйнування породи плавленням існують обмеження, тому основне застосування такого буріння є свердловини малого діаметру. Технологія плазмового плавлення породи має шанси на застосування при глибинному бурінні геотермальних свердловин, не зважаючи на великі затрати енергії. Плазмовий факел дає можливість об'ємного руйнування породи комбінацією плавлення і відшарування при дуже високій температури плазми. Ці температури також представляють проблеми виживання для самого бурового інструменту, доставки плазмового газу, води, що охолоджує, додаткового повітря для очищення свердловини, і принаймні два електричні провідники вимагають багатоканальну бурову колону. Ефективність факела плазми також залежить від встановленої відстані до поверхні породи, так що потрібні вимірювання і контроль цих параметрів. Важливе значення для глибинного геотермального буріння мають технології лазерного буріння. Лазери мають набагато більший внесок фокусованої енергії ніж плазмові установки, в зв’язку з цим вимагають обертання пучка при руйнуванні гірських порід. Існують інші 63

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

перешкоди – це низька ефективність лазерного плавлення, але це не створює фундаментальної перешкоди для їх розгляду. Важливо , що найкраще використання для лазера швидше за все є комбіноване різання гірських порід з допомогою звичайного буріння і лазерної дії на породу, це також вимагає введення обертання і контролю відстані, і все це вимагатиме електричні та волоконно-оптичні з'єднання в свердловині. Технологія імпульсного лазера з водним струменем на сьогодні не набула поширення, проводяться тільки лабораторні дослідження. Потрібні ламінарний струмінь i чиста вода в свердловині, додатковий потік води чи газу для очищення свердловини і контроль дистанції. Новий етап розвитку технологій буріння глибинних геотермальних свердловин За нинішнього поштовху розвитку «зелених», поновлюваних джерел енергії підвищена увага зосереджена на геотермальній технології. У минулому розвиток геотермальної енергетики був зосереджений на районах де ресурси розташування відносно близько до земної поверхні. Сьогодні знаходиться на стадії становлення геотермальна технологія, яка викликає потребу в глибинному бурінні. Нові технології буріння, мається на увазі геотермальна енергія, тепер доступні в частині світу, де такі ресурси були раніше не затребуваними. Ці нові технології допомагають, щоб геотермальна енергія була визнана як важливе поновлюване джерел енергії. Деякі з цих революційних методів буріння включають в себе [7]: - лазерне буріння, при якому лазери використовують, щоб розплавити глибокі шари породи, випускаючи з пастки тепло і пар; - буріння відшаровуванням, коли полум’я швидко нагріває навколишні породи в наслідок чого утворюються розриви або розтріскування мінеральної основи породи; - хімічне буріння, що ґрунтується на введені корозійної кислоти в породи, створюючи тріщини; - снарядне буріння, коли матеріал подібний шарикопідшипнику вводять вниз по буровій трубі, використовуючи воду під високим тиском. Твердість і швидкість снарядів насильно розвалять навколишню породу. Ці технології можуть призвести до більш швидких темпів проникнення буріння, зменшуючи вартість і збільшуючи економічну доцільність глибинних геотермальних ресурсів. Крім того, поліпшення полікристалічних алмазних доліт збільшують термін експлуатації кожного долота. Долота з більшою стійкістю до зношення, зменшуючи час простою (зупинок) для встановлення нового обладнання. Ці інновації продовжують робити геотермальну енергію більш економічно життєздатною. Освоєння чистої гарячої води і пару для енергетичних потреб є земною альтернативою викопним видам палива. З наведених чотирьох видів глибинного буріння можна підтримати всі крім хімічного буріння, оскільки ми ратуємо за альтернативні екологічно чисті енергетичні ресурси. Досягнення в сучасних інноваційних технологіях глибинного геотермального буріння і перспективи їх впровадження Прорив в останнє десятиліття було зроблено рядом компаній, серед яких в першу чергу необхідно виділити FORO Energy Inc (США), Potter Drilling Inc (США), GA Drilling (Словакія) і УкрДГРІ (Україна). Досягнення в останнє десятиліття компанії FORO Energy Inc (США) Компанія FORO Energy Inc (США) з'явилася на енергетичному ринку в 2009 році і за такий короткий час зробила ґрунтовний вклад в створення лазерних технологій для руйнування гірських порід. До таких фундаментальних створень в першу чергу належить передавання високої потужності лазерів на довгі відстані з допомогою волоконно-оптичного кабелю. Компанія забезпечує постачання кількох кВт на відстань до 1,5 км. За останні 15 років вартість високо потужного волоконного лазера знизилась на 100Х+ з модуля. Однак 64

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

довго передавання на великі відстані енергії великої потужності лазера вважалося неможливим через фізичні обмеження, відомих як вимушене розсіювання Мандельштама – Бриллюена (ВРМБ-SBS) та інші нелінійні ефекти. Фірмова технологія FORO Energy долає ці та інші обмеження, щоб дозволити «першим у світі» передавання: - великої потужності, долаючи ВРМБ; - на великі відстані, долаючи ВРМБ; - з низькими втратами, завдяки власній волоконно-оптичній специфікації; - у свердловинних умовах, завдяки власній кабельній компоновці. Нижче в табл.1 приведено порівняння застосування оптоволокна в різних галузях Таблиця 1.Передавання великої потужності лазерів на великі відстані волокном

Промисловість

Телекомунікації

Втрати не обов’язкові для коротких волокон Великі відстані не можливі, обумовлені нелінійними ефектами Великі потужності завдяки короткому волокну

Втрати оптимизовані при 1550 i 1310 нм

Геологорозвідка і добування енергії FORO забезпечує ультранизькі втрати

Великі відстані можливі завдяки напрацюванням

FORO дозволяє великі відстані

Великі потужності не можливі передаватися із-за нелінійних ефектів

FORO надає велику потужність

Досягнення FORO Energy забезпечуються завдяки «дзеркалу» або «звуковому бар’єру» для фотонів у волокні. Рівень ВРМБ у волокні на відстані 1,6 км при передаванні лазерної енергії складає 0 %. До того ж експерти одностайно стверджували, що кілька кіловатне, багатокілометрове передавання високої потужності лазера через оптоволокно «не можливо». ВРМБ (SBS) – це «фізичний ефект», що задихається від передавання потужних лазерних фотонів у волоконно – оптичному кабелі, відбиваючи енергію назад катастрофічно руйнує як волоконно – оптичні кабелі, так і лазерний генератор. Коротше кажучи, фотони і акустичні фотони взаємодіють в порочному колі, яке отримує в геометричній прогресії погіршення зі збільшенням потужності і відстані. FORO Energy використала три керівних рівняння ВРМБ (SBS) для побудови фундаментального фізичного розуміння феномену і результатів впливу на передавання високої оптичної потужності. Представники компанії FORO Energy повідомили, що на випробуваннях своєї системи вони змогли відправити лазерний пучок потужністю 20 кВт по оптоволокну на відстань 1,5 км. Інтенсивний удар лазера FORO на породу відбувається таким чином, що подальше буріння механічним долотом вже не викличе проблем, і, за даними агентства ARPA – E (США), може підвищити ефективність бурових робіт в 10 раз. Проте наявний прототип далекий від того, щоб довести свою працездатність в реальних умовах з твердою породою залитою водою, покритою осколками каменю і всім тим, що зустрічається на дні свердловини, оскільки інженерам – оптовикам буде необхідно підвести кабель до скельної породи. На рис.2 – 6 відображена систем лазерного буріння та отриманий з нею результат буріння. Оскільки контракт на лазерні геотермальні дослідження між FORO Energy (США) і асоціацією ARPA – E (США) закінчився в 2013 році, то FORO Energy заключила трирічний контракт з компанією Petrobras з Бразилії. Контракт носить конфіденційний характер, тому можна припустити, що він направлений на завершення створення прототипу лазерної системи глибинного буріння [ 9].

65

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Новий метод буріння для геотермальної енергії від Potter Drilling Компанія Potter Drilling запустила черговий етап досліджень у своїй технології для буріння гарячої породи з метою отримання теплової енергії. При фінансовій підтримці від Google ранніх робіт з використанням повітря компанія переступила поріг розвитку, щоб залучити більше коштів. Нова технологія буріння, яка використовує перегрітий пар замість повітря проходить випробування. Метод заснований на перегрітому парі, щоб пропустити через тверді кристалічні породи, які містять геотермальне тепло. Метод генерації перегрітої пари був розроблений компанією Оксфорд каталізатори у Великобританії. Ця нова технологія забезпечує хімічний спосіб різання породи з досить великою швидкістю. Вона немає рухомих частин. Спеціальний буровий інструмент розробила компанія Potter Drilling. Каталізатор «Миттєва парова» міститься всередині бурової головки, яка прикріплена до гнучкої спіральної труби . Коли перекис водню і метанол надходять в шар каталізатора, каталізатор здійснює реакцію згорання і виробляє з температурою 800° С пар. Коли пар контактує з поверхнею породи це викликає розширення кристалічних зерен. При розширенні зерен, мікро-тріщини виникають в породі і дрібні частинки, звані відколами, викидаються [6] (рис.10). Згідно Оксфорд каталізаторів компанія Potter Drilling не перша компанія, що використовувала в технології буріння розщеплення. Використання повітря для сколювання при бурінні використовувалися в комерційних цілях в 1940 - 1960 роках для видобутку руди і були адаптовані до геотермального буріння Міністерством енергетики США в 1970-х роках. Повітряне сколювання показало вражаючу продуктивність буріння, при виробництві від 8 до 12 дюймів свердловин на глибині 1100 футів при швидкості більше, ніж 50 футів на годину в твердому граніті. Процес буріння компанією Potter Drilling починається з застосування потоку рідини високої інтенсивності на поверхні скелі, щоб розширити кристалічні зерна в породі. Коли зерна розширюються, мікро-тріщини виникають в породі і малі частинки, звані відколами викидаються. Процес прискорюється від декількох факторів, включаючи, власної напруги в гірській породі. Використання пару і рідини дозволяє забезпечити набагато глибше буріння, Potter Drilling очікувала отримати свердловини до цілих 30000 футів глибиною, яка дозволить експлуатаційний геотермальний видобуток на більшій частині США. Використання рідин і тепла представляють три інші переваги. Свердловина буде набагато більш стабільна, скельні частинки і стружки можуть бути отримані з великих глибин, а додавання тепла значно підвищує швидкість роботи, крім того використовуючи повітря отримують більш високі швидкості буріння. Компанія Potter Drilling і його фінансові спонсори вважають, що ця технологія може бути ключем до подальшого покоління забезпечення геотермальною енергією, яка в даний час тільки генерується 10,000 MВт по всьому світу. Перехід до геотермального тепла у відсутність гарячої підземної води, є найбільш поширеним в даний час явищем, яке називають Інженерні Геотермальні Системи або "EGS" (див. рис.10). Точка зору компанії Potter Drilling на це відрізняється від інших форм геотермальної енергії, оскільки EGS електростанції можуть бути розроблені в будь-якому місці, якщо гаряча непроникна порода існує під землею. Але ви повинні принести свою власну воду. Можна припустити, що вода або гази можуть бути використані для переміщення тепла з глибини, особливо якщо вода втрачається в свердловині [6]. Розвиток глибинної плазмової технології в Словакії В останнє десятиліття в Словакії розпочалися і активно ведуться науково – дослідні роботи зі створення глибинної плазмової геотермальної системи[8,10] . Ініціатором таких робіт стала Словацька Академія Наук, а в подальшому продовження такі роботи отримали від Європейського Союзу у вигляді грантів. В цей час були створені приватні спеціалізовані

66

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

компанії з плазмових технологій, результатом таких робіт стало створення глибинної експериментальної плазмової установки PLASMABITTM. У недавньому минулому було декілька прагнень до розробки нових технологій буріння, які повинні були здатними замінити звичайні, контактні обертальні системи. Ці концепції були засновані на різних принципах, таких як гідромонітор, гідротермальне відшаровування або лазер. У всьому світі було кілька дослідницьких груп, які працювали безперервно над дослідженнями та розробкою нової технології глибокого буріння. Одним з цих прагнень була також технологія плазми в декількох варіантах [8,10]. Високо - енергетична електрична плазма є однією з найбільш обіцяючих технологій, які в теперішній час розвиваються в застосуванні глибокого буріння. Вона має більш низьку енергетичну ефективність, ніж деякі інші технології, але разом з тим має інші переваги. Найбільш важливим було використання у водному середовищі або у виробництві бурових свердловин з великим діапазоном діаметрів. Дослідницька група зі Словаччини розробила концепцію буріння, засновану на електричній плазмі, що принципово підходить для деяких застосувань в майбутньому. Головні дослідження проведені в Дослідницькому Центрі глибокого буріння (Research Centre for Deep Drilling), відкритому в приміщенні Словацької Академії Наук в Братиславі. Фізичні принципи електричної плазми є такими. Електрична дуга є електричним пробоєм газу, яка виробляє триваючий плазмовий розряд, який випливає зі струменя потоку через зазвичай не провідне середовище, таке як повітря або газ. Розрядна дуга характеризується більш низькою напругою, ніж тліючий розряд і грунтується на термоіонній емісії електронів з електродів, що підтримують дугу. Електрична дуга піддається дії різних чинників, зокрема газовому потоку; внутрішньому і зовнішньому магнітному полю; конструкції елементів камери, які впливають на дугу. Елементи камери часто знаходяться під напругою, відмінної від струменевої дуги. Таким чином, є велика потреба в глибокому розумінні широкого спектра процесів, що мають місце в розрядній камері, щоб розробити високоефективні плазмові пальники, які пропонуються для використання як джерело термічної плазми. Використання в гірничій справі плазмової технології глибокого буріння має перспективу. Плазмова технологія глибокого буріння може підходити для застосувань не тільки для геотермальних, нафтогазових або вуглеводневих пасток і резервуарів, але і також для підземного видобутку. Ці нові безконтактні методи буріння комбінують з розробкою традиційної гірничої техніки можуть принести інтелектуальну технологію для підземної гірничої промисловості. Плазмова технологія глибокого буріння має наступні переваги: - найбільш високе енергетичний ККД буріння; - неперервний буровий процес без заміни механічних частин; - постійний діаметр обсадження; - ефективне транспортування розроблюваної гірської породи. Розробки з плазмових технологій словацьких вчених отримали світове визнання і в даний час їх підтримують провідні світові сервісні компанії енергетичної галузі. ДосягненняУкрДГРІ в новітніх технологіях буріння і руйнування гірських порід УкрДГРІ активно розпочав науково – дослідні роботи з новітніх технологій для перфорування і буріння гірських порід в 2007році. При цьому перевагу було надано лазерним і плазмовим технологіям руйнування гірських порід. Лазерні дослідження проводилися спільно з вченими НТУУ КПІ, а плазмові дослідження – з спеціалістами ПП Ридзевського В.М. Не зважаючи на обмежене фінансування робіт вдалося дослідити термічні процеси руйнування гірських порід, створити ряд макетів потужних плазмових установок (до 50 кВт), установити найбільш надійні конструкції плазмових пальників. Найкращі результати з руйнування гірських порід вдалося отримати при застосуванні методів відшарування, зокрема надтвердих порід граніту. Процес відшарування гірських 67

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

порід має найбільшу ефективність, проте вимагає строгого дотримання його режиму проведення. При дослідженнях було встановлено, що плавлення і випаровування порід є дуже енергозатратним і вони не можуть забезпечити швидкісного проникнення в породи. В УкрДГРІ проведено математичне моделювання процесу лазерного відшарування породи, що дозволило оптимізувати процес руйнування гірських порід. Установлено, що лазерні технології руйнування гірських порід забезпечують можливість визначення «на місці» фізико – механічних характеристик і параметрів гірських порід. Не менш важливою задачею є забезпечення високої функціональності керованих оптичних систем для глибинного геотермального буріння, а саме головне забезпечити високу надійність свердловинного обладнання систем буріння в надскладних умовах експлуатації. Результати плазмового руйнування граніту приведено на рис. Висновки За останнє десятиліття зроблені значні кроки для освоєння глибинних геотермальних ресурсів, зокрема гарячих сухих порід. Визначені цілком реальні новітні технології глибинного геотермального буріння, проте дані технології не стали комерційними, а перебувають в кращому випадку на дослідно – експериментальному етапі. В їх впровадженні нас чекає ще багато несподіванок і відкриттів, тому бажано, щоб нові технології буріння показали кращі результати ніж традиційне роторне буріння долотами з алмазними або тугоплавкими вставками на середніх глибинах в 5 – 6 км. Безсумнівно, як підтверджують дослідження УкрДГРІ і FORO Energy, найбільшу перспективу для впровадження в глибинній геотермальній енергетиці мають комбіновані термомеханічні методи буріння, зокрема лазерно – механічні та плазменно – механічні методи буріння, особливо надтвердих гірських порід. Крихкі надтверді гірські породи доцільно бурити з використанням методу відшарування, оскільки буріння плавленням і випаровуванням є занадто енергозатратним. Вважаємо, що приповерхневі геотермальні системи не використовуються в повній мірі в Україні, проте повноцінне освоєння цієї технології дозволить ефективно вирішувати екологічні і енергетичні проблеми України. Література 1. Берман Э. Геотермальная энергия. – М.: Мир, 1978. – 416 с.

2. Богуславский Э.И. Состояние и проблемы развития мировой и отечественной энергетики/ Национальный минерально-сырьевой университет «Горный». – 2015. – 16с.

3. Богуславский Э.И. Исследование геотермальной энергии в целях теплоснабжения/ Электронный журнал ЭСКО. – 2009. - № 2.

4. Гнатусь И.А. Петрогеотермальные ресурсы новый вид энергии ХХІ века/ И.А. Гнатусь, А.С. Некрасов, С.А. Воронина//Маркшейдерия и надроиспользование. – 2009. – май-июнь 2009г., № 3. – С.11 – 15.

5. Остапчук О.Н. Использование петрогеотермальной энергии Земли/О.Н. Остапчук, В.Ю.Стеценко, Г.Г. Пятышкин//Проблеми екології. – Донецьк: ДонНТУ, № 1- 2. – 2008.

6. A new way to drill for geothermal energy. Електронний ресурс: 7. http://xinca.com/drill-geothermal-energy-469.html 8. Development in drilling technology for geothermal energy. Електронний 9. ресурс: http://alternativefuelonline.com/development-in-drilling-technology-forgeothermal-tntrgy/ 10. GA Drilling (Wikipedia). Електронний ресурс: http://en.wikipedia.org/wiki/GA_Drilling 11. Kristi Eaton. Laser drilling research: Closer to realty?/ Explorer, December 2014.

68

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

12. Plasma deep drilling technology. Електронний ресурс: http://en.wikipedia.org/wiki/Plasma_deep_drilling_technology 13. Pierce K.G. Advanced drilling system study/ K.G. Pierce, B.J. Livesay, J.T. Finger, 1995. – 163 P. 14. The Future of Geothermal Energy: Impact of Enhanced Geothermal Systems (EGS) on the United States in the 21st Century/ Massachusetts Institute of Technology. – 2006 . – 372 p.

Рисунок 2 – Випробувальний запуск 20 кВт лазерно – механічного бурового долота, яке вбудоване в комерційну колтюбінгову бурову установку ( Джерело: Foro Energy, США)

Рисунок 3 – Місце розташування польової випробувальної бурової установкки Foro Energy з вбудованою колтюбінговою лазерно – механічною буровою установкою з 75 – футовою щоглою, яка видовжена для бурових випробувань (Джерело: Foro Energy, США)

69

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Рисунок 4 – Оптичне волокно ( жовте ), що приходить від польового лазерного контейнера Foro Energy та взаємодіє з втулкою вбудованого барабана 12 футового діаметра колтюбінгового лазерно – механічного буріння (Джерело: Foro Energy, США)

Рисунок.5 – 20 кВт свердловинний волоконно – оптичний з'єднувач-випромінювач (Джерело: Foro Energy, США)

70

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Рисунок 6 – Пробурена свердловина на польовому полігоні буріння з інтегрованою колтюбінговою лазерно – механічною буровою установкою (Джерело: Foro Energy, США)

Рисунок 7 – Процес руйнування зразка граніту плазмовою установкою потужністю 50кВт (УкрДГРІ), (09.09.09)

71

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Дослідження руйнування зразків плазмовою установкою потужністю 50 кВт (УкрДГРІ)

34

Рисунок 8 – Процес руйнування зразка граніту в момент відшарування плазмовою установкою 50 кВт (УкрДГРІ), (09.09.09)

Рисунок 9 – Отвір в зразку граніту, що утворений методом відшарування плазмовою установкою 50 кВт (УкрДГРІ), (09.09.09)

72

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Рисунок 10 – Удосконалена геотермальна система для реалізації технології EGS ( Джерело: Potter Drilling)

73

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

УДК 620.91:621.31

ВДОСКОНАЛЕННЯ ЗАКОНОДАВЧОЇ БАЗИ УКРАЇНИ ВІДНОСНО «ЗЕЛЕНОГО» ТАРИФУ ДЛЯ ВІДНОВЛЮВАНИХ ДЖЕРЕЛ ЕНЕРГІЇ Гошовський С.В.1, професор, доктор технічних наук, директор Ukrdgri@ukrdgry.gov.ua ; Зур'ян О.В.1, завідувач відділом інноваційних технологій УкрДГРІ, alexey_zuryan@ukr.net ; Сиротенко П.Т.1, кандидат технічних наук, petro1949@bk.ru ; 1 – УкрДГРІ, м. Київ, Україна

УкрДГРІ,

Розглянуто особливості, чинного раніше механізму установлення «зеленого» тарифу для промислових сонячних електростанцій та приватних домогосподарств, які виробляють електроенергію при застосуванні сонячних установок. Детально приведено процес отримання «зеленого» тарифу для приватних домогосподарств. Це перший крок до збільшення вироблення електроенергії в Україні і стрімкого розвитку відновлюваних джерел енергії в нашій державі. Розкрито завдяки чому прийнятий в Україні 14 липня 2015 року закон «Про внесення змін до деяких законів України щодо забезпечення конкурентних умов виробництва електроенергії з альтернативних джерел енергії» надає значно більше можливостей для нарощування енергетичного потенціалу України з альтернативної енергетики як енергетичним компаніям, так і приватним домогосподарствам.

IMPROVEMENT OF LAW IN UKRAINE AS TO “GREEN’’ TARIFF FOR RECOVERED SOURCES OF ENERGY Goshovskiy S.1, Professor, Doctor of Technical Science, Director UkrSGRI, Ukrdgri@ukrdgry.gov.ua ; Zuryan A.1, Department head of innovative technologies UkrSGRI, alexey_zuryan@ukr.net ; Syrotenko P.1, Candidate of Technical Science, petro@bk.ru 1 – UkrSGRI, Kyiv, Ukraine Peculiarities of early operating mechanisms putting into practice ‘green’ tariffs for industry solar electric stations and private households which produce electric energy while utilization solar units.

Mechanism of ‘green’ tariffs conducting into life for private farmers was fulfilled. This is the first step on the way of enlarging of production of electric energy in Ukraine and quick development of renewable sources of energy in our state. Thanks to passed law of Ukraine on 14 July of 2015 ‘About putting changes in number of laws in Ukraine about supplement of competition conditions for electric energy production with alternative sources of energy’ supplying much more abilities for enlarging energetic potential of Ukraine with alternative energy as energetic companies so private households.

Вступ Відомо, що зародження зеленого тарифу розпочалося в 1978 році в США в часи президента Джиммі Картера, коли в світі вирував енергетичний кризиc. В цей час були підписані National Energy Act і Public Utilities Regulatory Policy Act, які поклали початок політиці, що була направлена на енергозбереження та енергоефективність і сприяння розвитку сонячній і вітровій енергетиці. Також в 1990 році в Німеччині був прийнятий «Закон про постачання електроенергії в мережу» (Stromeinspeisungsgesetz), який установив ціни на продаж «зеленої» електроенергії на 10 – 20 % вище цін на енергію із традиційних джерел. Цей закон дозволив вирватися Німеччині у світові лідери в галузі відновлюваної електроенергетики. На початку домінували вітрові генератори, а на протязі останніх 10 років стрімко розвиваються сонячні електростанції.

74

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Основні державні механізми стимулювання розвитку відновлюваної енергетики України Механізм стимулювання розвитку відновлюваної енергетики в Україні бере свій початок з 2008 року, коли поняття «зелений» тариф було введено в законодавство України законом «Про внесення змін до деяких законів України щодо встановлення «зеленого» тарифу» [2]. Стимулювання використання відновлювальних джерел енергії розпочалося за основними трьома напрями, а саме: - встановлення відносно високих цін на закупку електроенергії в компаній, які генерують її з відновлювальних джерел енергії; - укладання довгострокових контрактів на закупівлю електроенергії; - надання державних гарантії на підключення до електромережі. Згідно цього закону право на «зелений» тариф мали малі гідроелектростанції (до 10 МВт), вітрові і сонячні електростанції, а також електростанції, що використовують біомасу. При цьому головним регулятором даного ринку стала Національна комісія регулювання електроенергетики України, назва якої уточнювалася в подальшому. Вироблена електроенергія з відновлюваних джерел енергії закуповувалася державною структурою «Енергоринок». До того ж, до останнього часу для отримання «зеленого» тарифу була обов'язкова вимога певного вмісту місцевої складової в проекті. До місцевої складової відносилися послуги, матеріали, вироби. Наприклад, для сонячних електростанцій місцева складова наведена в табл.1. Таблиця 1 Місцева складова для сонячних електростанцій

Назва складової Кристалічний кремній Зливки кремнієві Пластини кремнієві Фотоелектричні елементи Фотоелектричні модулі Роботи з будівництва Разом

Величина, % 32 13 7 20 23 5 100

Українське походження товарів та сировини підтверджувалося відповідними сертифікатами Торгово-Промислової Палати України, будівельні роботи підтверджувалися випискою з Єдиного державного реєстру юридичних осіб і фізичних осіб – підприємців підрядників, що виконують ці роботи або генерального підрядника. Місцева складова мала сприяти інвестиціям в українське виробництво, тоді як на справді вона викликала найбільше нарікань з боку розробників та інвесторів, оскільки такі вимоги виконати було дуже важко. В той же час «зелений» тариф для приватних осіб почав діяти тільки з 2014 року як закон, який зобов’язує енергопостачальні компанії купувати у власників домогосподарств надлишкову електроенергію за «зеленим» тарифом [5]. Знову ж існувало обмеження, оскільки тариф було установлено для сонячних електростанцій на дахах та фасадах будинків загальною потужністю до 10 кВт і введених в експлуатацію після 1 квітня 2013 року. Безсумнівно, такий розмір потужності дозволяв тільки обігріти садибу власника, а продавати електроенергію державі в опалювальний сезон уже майже нічого не залишалося. Крім того, 10 червня 2014 року набув чинності Порядок продажу, обліку та розрахунків за електричну енергію, що вироблена з енергії сонячного випромінювання об'єктами електроенергетики (генеруючими установками) приватних господарств, який детально описує правила взаємовідносин між побутовим споживачем і Енергопостачальником [6].

75

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Отримання «зеленого» тарифу для промислових енергогенеруючих компаній відбувається переважно за таким алгоритмом: 1. Реєстрація юридичної особи.

2. Оформлення оренди на землю.

3. Розроблення ТЕО підключення об'єкту до мережі 10 – 230 кВ.

4. Отримання ТУ на підключення до мережі.

5. Дослідження ділянки, проектні роботи.

6. Закупівля, розмитнення, постачання обладнання.

7. Монтаж, пуско - налагоджувальні роботи.

8. Підключення до мережі.

9. Отримання ліцензії виробника електроенергії, членства в Оптовому ринку електричної енергії.

10. Експертиза на вміст місцевої складової (відмінена новим законом).

11. Затвердження «зеленого» тарифу.

12. Договір на продаж електроенергії. В той же час порядок отримання «зеленого» тарифу для приватних домогосподарств відбувається за більш простим алгоритмом, а саме: 1. Закупівля і монтаж сонячної системи на даху або фасаді.

2. Подання заяви-повідомлення та схеми підключення до Обленерго.

3. Узгодження енергопостачальником (Обленерго) схеми підключення.

4. Надання рахунку від Обленерго на оплату послуг з облаштування вузла обліку.

5. Встановлення та введення в експлуатацію вузла обліку протягом 5 днів після оплати послуг Обленерго.

6. Підписання угоди про купівлю-продаж електричної енергії. Проблеми, що виникали останнім часом при впровадженні альтернативних джерел енергії Проблеми впровадження альтернативних джерел енергії останнім часом були пов’язані з намірами змінити законодавчі норми визначення «зеленого» тарифу в сторону зменшення його величини. Проте різке зниження «зеленого» тарифу для сонячних електростанцій могло налякати інвесторів від енергетичної сфери України як показали обговорення розпорядження Кабміну № 589-р від 18 червня 2014 року «Про вдосконалення системи розрахунків за електроенергію з альтернативних джерел енергії»[4]. Приведеним документом уряд мав намір скоротити «зелений» тариф для галузі сонячної енергетики майже в 2 рази, тим самим очікувалось можливе збільшення окупності електростанції з 4 – 5 років до 7 – 8 років, що в нинішніх економічних умовах мало привести до повної зупинки подальшого розвитку галузі відновлюваних джерел енергії, тому що в багатьох компаніях, що кредитують проекти в Україні критичним терміном окупності є максимум 5 років. Відомо, що дуже небагато зарубіжних компаній мають наміри сьогодні вкладати кошти в українську енергетичну сферу. В той же час сонячна енергетика це є флагман інвестицій в галузь. Тому що її зупинка стане дуже негативним прикладом для інших сфер економіки України, оскільки інвестори хочуть бачити стабільне законодавство. Створення нових законодавчих актів, які забезпечуватимуть умови для стабільного та інтенсивного розвитку відновлюваних джерел енергії в Україні Наведене вище підтверджувало крайню необхідність вдосконалення законодавства в альтернативній енергетиці, тому Верховна Рада України прийняла 4 червня 2015 року Закон України «Про внесення змін до деяких Законів України щодо забезпечення конкурентних умов виробництва електроенергії з альтернативних джерел енергії»[3], а 14 липня 2015 року Президент України підписав цей Закон. В цьому законі запропоновано: 76

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

- уточнення визначення поняття «біомаси»; наближення рівнів «зеленого» тарифу на електроенергію, що вироблена з використанням альтернативних джерел енергії, до середньосвітових рівнів; - скасування пільг щодо приєднання об'єктів електроенергетики, що здійснюють виробництво електричної енергії з альтернативних джерел енергії; - скасування вимоги щодо місцевої складової для промислових виробників як такої, що суперечить вимогам міжнародних договорів, які ратифіковані Україною; - встановлення розмірів винагороди у вигляді надбавок до «зеленого» тарифу за використання складових українського виробництва при проектуванні та будівництві об'єктів енергетики на альтернативних джерелах енергії; - розв'язання проблеми надмірного стимулювання розвитку виробництва електричної енергії з енергії сонячного випромінювання та недостатнього стимулювання біоенергетики та геотермальної енергетики; - збільшення стимулювання приватних домогосподарств для запровадження енергоефективних технологій виробництва електричної енергії не тільки з енергії сонячного випромінювання, а також з енергії вітру, як це передбачається в проекті «Енергетичної стратегії України до 2035 року», що в даний час розробляється[1]. Таким чином, наведені заходи у Законі забезпечать розвиток галузі відновлювальної енергетики, в наслідок чого це сприятиме енергетичній незалежності та інвестиційній привабливості нашої держави. Затвердженим Законом України створюються механізми стимулювання виробництва електричної енергії з альтернативних джерел енергії [3]. Зокрема, уточнюється обов'язок оптового ринку електричної енергії України щодо закупівлі у суб'єктів господарювання, яким встановлено «зелений» тариф, та здійснення повної оплати вартості електричної енергії, яка вироблена на об'єктах електроенергетики з альтернативних джерел енергії за «зеленим» тарифом з урахуванням надбавки до «зеленого» тарифу. Побутовому споживачеві надається право на встановлення у своєму приватному господарстві генеруючої установки, яка призначена для виробництва електричної енергії з сонячного випромінювання та/або енергії вітру, величина встановленої потужності не повинна перевищувати 30 кВт, але не більше потужності, яка дозволена для споживання за договором про користування електричною енергією. При цьому уточнюється, що «зелений» тариф на електроенергію, яка вироблена генеруючими установками приватних домогосподарств, встановлюється єдиним для кожного виду альтернативного джерела енергії. До того ж скасовується використання пікового періоду часу (для тризонної тарифної класифікації), при формуванні «зеленого» тарифу для суб’єктів господарювання, що виробляють електричну енергію з сонячного випромінювання, з геотермальної енергії, а для приватних домогосподарств, що виробляють електричну енергію з сонячного випромінювання і енергії вітру, а також для суб’єктів господарювання, які експлуатують мікро – , міні чи малі гідроелектростанції. Крім того, диверсифікуються коефіцієнти «зеленого» тарифу для електроенергії, яка вироблена з використанням альтернативних джерел енергії, для об’єктів чи його черг/пускових комплексів, які будуть введені в експлуатацію в найближчі 4 роки. До того ж у 1,8 разів збільшуються існуючі коефіцієнти «зеленого» тарифу для електроенергії, яка вироблена з використанням альтернативних джерел енергії, для об’єктів чи його черг/пускових комплексів, які введені в експлуатацію до 31.03.2013 включно та з 01.04.2013 до 31.12.2014. Також до 1 січня 2017 року для суб’єктів господарювання, що виробляють електричну енергію з сонячного випромінювання наземними об’єктами електроенергетики, величина встановленої потужності яких перевищує 10 МВт, які були введені в експлуатацію до 1 липня 2015 року, встановлюють окремі коефіцієнти «зеленого» тарифу.

77

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Таким чином, новий закон України надає гарні мождивості для різних форм господарювання, що дозволить збільшити генерування електричної енергії з різних альтернативних джерел енергії. Висновки Прийнятим законом України «Про внесення змін до деяких законів України щодо забезпечення конкурентних умов виробництва електроенергії з альтернативних джерел енергії» передбачається зниження «зеленого» тарифу для сонячних електростанцій. Також ухваленим законом передбачається, що для розрахунку за електроенергію більше не буде застосовуватися піковий коефіцієнт 1,8. Законом запроваджується стимулюючий коефіцієнт, який застосовується до «зеленого» тарифу при використанні вітчизняного обладнання. Крім того, законодавчий документ дозволяє фізичним особам встановлювати не тільки сонячні, а також вітрові установки потужністю до 30 кВт на відміну ніж раніше - до 10 кВт і продавати надлишок електроенергії. Закон розроблений в першу чергу з метою приведення обсягу державного стимулювання розвитку альтернативної електроенергетики до загальносвітових норм, створення сприятливих умов для збалансованого розвитку ринку електричної енергії, яка вироблена з альтернативних джерел. Прийняття закону дозволяє забезпечити становлення нового, перспективного та інноваційного сектора відновлюваної енергетики, що сприятиме формуванню енергетичної незалежності України. У зв’язку з курсовими коливаннями величини «зеленого» тарифу передбачається регулювати щоквартально – за середнім офіційним валютним курсом Національного банку України за останні 30 календарних днів, що передують даті останнього у кожному кварталі засідання національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг. Прив’язка величини «зеленого» тарифу до курсу євро діє до кінця строку дії «зелених» тарифів аж до 2030 року, проте не поширюється на об’єкти, які введені в експлуатацію після 2025 року. ЛІТЕРАТУРА 1. Енергетична стратегія України на період до 2035 року (ПРОЕКТ). Біла книга енергетичної політики України, «Безпека та конкурентноспроможність». – Київ, 2014.

– 40 с.

2. Закон України «Про внесення змін до деяких законів України щодо встановлення «зеленого» тарифу», закон від 25.09.2008, діє від 21.10.2008.

3. Закон України «Про внесення змін до деяких законів України щодо забезпечення конкурентних умов виробництва електроенергії з альтернативних джерел енергії», затверджений 14 липня 2015 р.

4. Кабінет Міністрів України. Розпорядження від 18 червня 2014 р. № 589-р. «Про вдосконалення системи розрахунків за електричну енергію з альтернативних джерел енергії».

5. Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики. Постанова від 16.01.2014 № 28. «Про встановлення «зеленого» тарифу для приватних господарств».

6. Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики. Постанова від 27.02.2014 № 170. «Про затвердження Порядку продажу, обліку та розрахунків за електричну енергію, що вироблена з енергії сонячного випромінювання об’єктами електроенергетики (генеруючими установками) приватних домогосподарств».

78

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

УДК 622.279:622.324:550.834:550.85

ВУГЛЕВОДНІ ЩІЛЬНИХ НИЗЬКОПРОНИКНИХ ПОРІД ТА ВУГІЛЬНИХ ПОКЛАДІВ ЯК ДЖЕРЕЛО ЕНЕРГОРЕСУРСІВ Гошовський С.В.1, професор, доктор технічних наук, директор УкрДГРІ, ukrdgri@ukrdgry.gov.ua ; Сиротенко П.Т.1, кандидат технічних наук, petro1949@bk.ru 1 – УкрДГРІ, м. Київ, Україна Розглянуті геологічні особливості нетрадиційних вуглеводневих ресурсів, зокрема метану вугільних пластів і родовищ, газу щільних порід, який більш відомий під назвою як газ центрального басейнового типу та сланцевого газу. Приведені сучасні методи інтенсифікації припливів вуглеводнів та оцінка можливості заміни ними традиційних методів гідравлічного розриву пластів. Наведена економічна оцінка доцільності видобутку нетрадиційних вуглеводнів в Україні. Підкреслено, що при освоєнні нетрадиційних вуглеводневих ресурсів Україною неминуче виникнуть економічні проблеми, оскільки три базові нетрадиційні вуглеводневі ресурси вимагають проведення великих обсягів пошуково – розвідувальних робіт з використанням новітніх геологічних і геофізичних технологій, ґрунтовних економічних витрат при їх вибуванні та вирішення екологічних проблем. У роботі детально охарактеризовані нові методи технологій інтенсифікації припливів вуглеводнів без застосування води, які при відповідному їх вдосконаленні можуть у майбутньому мати непогану перспективу застосування в Україні та підвищити ефективність добування нетрадиційних вуглеводнів.

HYDROCARBONS OF TIGHT WITH LOW PERMEABILITY ROCKS AND COAL FIELDS AS A SOURCE ENERGETIC RESOURCES Goshovskiy S.1, Professor, Doctor of Technical Science, Director UkrSGRI, Ukrdgri@ukrdgry.gov.ua ; Syrotenko P.1, Candidate of Technical Science, petro@bk.ru 1 – UkrSGRI, Kyiv, Ukraine Geological peculiarities of nontraditional resources of hydrocarbons have been looked through.

Among them there are methane of carbon layers and fields, gas of tight rocks more known of as gas of central basin type, and shale gas. Contemporary methods of intensification of hydrocarbon inflow and estimation of ability to replace by them traditional methods of hydraulic fracturing of layers have been discussed also. Economic estimate of reasonability of nontraditional hydrocarbon recovery in Ukraine have been discussed of. It was stressed that during nontraditional hydrocarbon resources recovery in Ukraine economic problems shall appear certainly because the main base of nontraditional hydrocarbon resources recovery demands great amount of exploration works with utilization of modern geological and geophysical technologies, and accompanying ecological problems. In addition new methods of hydrocarbon inflow intensification without water utilization were detailed discussed. Under the condition of their modernization these technologies can have a good perspective of their utilization and to raise the efficiency of nontraditional hydrocarbon recovery in Ukraine also.

Вступ Для ефективного забезпечення енергоресурсами України необхідно збільшити видобування традиційних вуглеводневих енергоресурсів нафти і природного газу, нетрадиційних вуглеводневих ресурсів, серед яких найбільше значення мають газ щільних низькопроникних порід, метан вугільних пластів і родовищ, а також сланцевий газ, що видобувається зі сланцевої породи. Нажаль наведені напрямки збільшення ресурсів вуглеводнів в Україні наштовхуються на значні проблеми, які не можливо вирішити без створення і впровадження новітніх технологій для розвитку нафтогазової галузі [4–9]. На порядок денний сьогодні необхідно ставити питання про створення програми відродження старих нафтогазовидобувних басейнів, підвищувати глибинність видобування 79

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

вуглеводнів, у тому числі в складних умовах (гірських, морських, глибинних та ін.). Цьому сприяє поява нових методів буріння, методів дослідження та інтерпретації отриманих матеріалів, що дозволить підвищити успішність буріння пошукових свердловин, забезпечити вищу деталізацію досліджень родовищ та визначати високоякісно фізичні і механічні властивості гірських порід і покладів. Також сьогодні з’явилися нові технології інтенсифікації припливів вуглеводнів, що дозволить видобувати ті енергоносії, які ще вчора не можливо було видобути. Слід зазначити важливість створення новітніх технологій для добування важко видобувних вуглеводнів, у тому числі магнітних технологій, які понижують в’язкість важко видобувних запасів нафти. Прикладом такого підходу є Програма “відродження” старих нафтогазовидобувних регіонів Росії, яка була запропонована в 2014 році [10]. Не можна вважати, що в Україні не робилося нічого до цього часу, щоб збільшити обсяги добування вуглеводневих енергоресурсів. Перепоною в цьому в першу чергу були незначні обсяги фінансування нафтогазової і геологічних галузей, що не дозволяло впроваджувати новітні технології та підтримувати технічну базу на необхідному рівні. Так, наприклад, основні показники освоєння вуглеводневих запасів і ресурсів НАК “Нафтогаз України” на 2011–2015 роки не вирішують глобальних проблем галузі, вони направлені на зняття тимчасових проблем, а саме[11]: – нарощування власних запасів вуглеводнів за рахунок проведення сейсмічних досліджень і пошуково – розвідувального буріння на перспективних площах і родовищах; – стабілізація і поступове збільшення добування нафти і газу за рахунок введення нових потужностей та інтенсифікації добування із існуючих родовищ; – реалізація проектів добування газу із нетрадиційних джерел (газ вугільних пластів, сланцевий газ); – відновлення і модернізація парку бурового і нафтопромислового обладнання. У середині 2014 року Міністерство фінансів разом з зацікавленими міністерствами і відомствами розробило вісім можливих варіантів заміщення імпортного природного газу іншими видами палива та енергії. Як відмічають у Міністерстві, кожна з пропозицій може бути розвинена при умові його доцільності в конкретному регіоні України [16]. Пропонується такі види енергоносіїв: 1. Біопаливо. 2. Синтез газ (горючий газ).

3. Збільшення власного палива, яке передбачає впровадження технологій глибокого буріння.

4. Водовугільне паливо, тобто створення вугільних сумішей. 5. Використання електроенергії в нічний час для акумуляції тепла. 6. LNG термінал (морський термінал для приймання зрідженого газу). 7. Синтез – газ SG – для хімічної промисловості, який одержується в результаті газифікації (конверсії) вугілля. 8. Синтетичний природний газ SNG – це аналог природного газу, що отриманий в результаті газифікації (конверсії) вугілля. Вище зазначені пропозиції не реальні для швидкого впровадження, вимагають великих фінансових витрат і придбання ліцензій на застосування необхідних технологій для отримання газових продуктів, тому більш доцільно нарощувати видобування вуглеводневих енергоресурсів, які має Україна. Геологічні особливості нетрадиційних вуглеводневих ресурсів Ресурси нетрадиційного газу скупчуються в менш пористих низько проникних породах ніж традиційного природного газу, проте вони розповсюджені на більших територіях. Існують такі основні види нетрадиційного газу [14]: – метан вугільних пластів, який скупчується у вугільних пластах і вміщуючи породах; – газ ущільнених пісковиків, який ще називають газом центрально басейнового типу, що скупчуються в низько пористих і низько проникних пісковиках у центральних занурених частинах нафтогазоносних басейнів; – сланцевий газ, що скупчується переважно в порах глинистих сланців, хоча цей термін на практиці охоплює кілька типів газоносних комплексів.

80

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Далі коротко розглянемо основні види ресурсів нетрадиційного газу, перспективи і проблеми їх освоєння в Україні. Метан вугільних пластів і родовищ Варто зауважити, що, термінологія в галузі метану вугільних пластів остаточно не усталена. Цей вид газового ресурсу називають ще шахтним метаном, хоча його видобуток здійснюється не тільки в шахтах – навпаки, основні обсяги видобутку газу отримують свердловинним способом на вугільних полях, де видобуток вугілля не здійснюється. Певна умовність вбачається і в термінах “вугільний метан” чи “метан вугільних пластів”, оскільки більша частина газу міститься не у вугіллі, а у вміщуючих породах (переважно пісковиках). Тому оптимальним терміном є “метан вугільних пластів і родовищ”, під яким слід розуміти метан, який міститься [1, 14]: – у вугільних пластах діючих шахт; – у вугільних пластах за межами полів діючих шахт; – у вміщуючих породах. Теоретичні, експериментальні і практичні дослідження засвідчили, що видобування метану вугільних родовищ з використанням традиційних технологій, які застосовуються у газовидобувній галузі, неможливе через особливості зв’язку метану з материнською породою – вугіллям. У вугільних пластах метан знаходиться в трьох станах. Деякий його об’єм міститься у вільному стані в закритих порах вугілля. Крім того, основна частина метану перебуває в адсорбованому стані на поверхні пор і в розчиненому – в органіці вугільної речовини. Вибір технології свердловинної дегазації пластів (похило-спрямоване буріння, застосування термічних методів, гідророзриву і т. п.) зумовлюється співвідношенням у породному масиві вугільних пластів, порід з розсіяною вугільною речовиною і газоносних пісковиків, тобто станом перебування переважного об’єму метану в колекторі [1, 6, 8, 9, 14]. Вперше освоєння ресурсів метану вугільних родовищ розпочали у США на початку 70-х pоків минулого століття. За минулий час шляхом впровадження низки заохочувальних заходів, у тому числі податкових скидок і пільгових кредитів, видобуток цього виду газу у США доведено до 60 млрд. куб. м на рік. Останніми роками інтенсивні роботи з видобування метану здійснюються в Австралії, Китаї, Канаді, Індії, Польщі, Німеччині, Великобританії, а також розпочато пілотний проект у Кузбасі в Росії [1]. В Україні ресурси метану вугільних пластів і родовищ зосереджені переважно в Донецькому, а також Львівсько-Волинському кам’яновугільних басейнах. Розрізняють два основних підходи до відбору метану вугільних пластів і родовищ [14]: – попутну або випереджуючу дегазацію пластів у діючих шахтах; – попередню дегазацію для підготовки пластів до безпечної роботи майбутніх шахт (сюди ж відноситься і свердловинний видобуток метану з вугільних полів, де не проектується спорудження шахт). В Україні до першого варіанту відносяться позитивні, але поодинокі приклади проведення інтенсивних дегазаційних робіт на шахтах ім. Засядька, Щегловська-Глибока, Комсомолець Донбасу, Червоноармійська Західна № 1, Червонолиманська, які без дегазації не можуть підтримувати високі показники видобутку вугілля. На цих шахтах газ використовується переважно для власних потреб, головним чином як паливо в котельнях, для виробництва електроенергії і заправки автотранспорту. У цілому ж у тих чи інших обсягах підземна дегазація здійснюється на 44 шахтах Донбаса, однак із загальної кількості дегазації метану, яка складає щорічно біля 330 млн куб. м, утилізуються тільки 140 млн куб. м, тобто 42 %. Проте, основна за обсягами видобутку метану вугільних родовищ у світі використовується інша технологія – попередньої дегазації пластів – в Україні сьогодні така технологія перебуває тільки на експериментальній стадії. На законодавчому рівні в нашій країні зроблені певні кроки для розвитку видобутку метану вугільних пластів і родовищ. У 2009 р. Верховна Рада України 81

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

прийняла закон “Про газ (метан) вугільних родовищ”, яким передбачено окремі заходи стимулювання діяльності з геологічного вивчення та видобування цього виду газових ресурсів. Зокрема, законом передбачено звільнення до 01.01.2020 р. від оподаткування прибутку суб’єктів господарювання, отриманого від господарської діяльності з видобування та використання метану вугільних родовищ. Надійна і достовірна оцінка ресурсів метану вугільних родовищ ускладнюється різноманітними умовами його знаходження у вуглепородних товщах, а також недостатнім вивченням цієї супутньої корисної копалини під час геологічної розвідки вугільних родовищ. Крім того, на сьогодні відсутні апробовані методи визначення частки емісійних (видобувних) ресурсів метану, які можна вилучити з порід засобами дегазації. У зв’язку з цим кількісні оцінки метану вугільних родовищ в Україні різних авторів коливаються в дуже широких межах – за даними фахівців Державної комісії України по запасах корисних копалин, від 1,8 до 12 трлн. куб. м. За даними Міжнародного енергетичного агентства (МЕА), потенційні ресурси метану вугільних родовищ в Україні становлять понад 3 трлн. куб. м, складаючи основну частку нетрадиційного газу, ресурси якого МЕА оцінює в 4,2 трлн. куб. м. У проекті оновленої Енергетичної стратегії зазначається, що потенційні ресурси метану вугільних пластів в Україні оцінюються різними авторами в широкому діапазоні – від 12 до 25 трлн. куб. м, однак технічна можливість вилучення значної частини цих запасів залишається під сумнівом, тому що в Україні вугільні пласти залягають на значних глибинах (від 500 до 5 000 м) і мають переважно невелику товщину (в кращих випадках до 2 м). Автори проекту оновленої Енергетичної стратегії прогнозують собівартість самостійного видобування метану вугільних родовищ від 2 300 до 3 300 грн. за 1 тис. куб. м. При такій високій собівартості видобуток метану стане економічно привабливим тільки при реалізації оптимістичного сценарію, згідно з яким у 2030 р. він може мати 2–4 млрд. куб. м. Проте, при належній зацікавленості процес освоєння ресурсів метану вугільних родовищ може бути прискорений. Однак для цього потрібні технології глибокого горизонтального буріння у вугільних пластах до 500 м і більше, виконання ґрунтовних теоретичних досліджень з метаноутворення, забезпечення в реальному часі “на місці” визначення вмісту метану як у вугільному пласті, так вміщуючи породах, створити умови зацікавленості для повного видобування метану перед екскавацією в лаві вугілля[6, 8, 9]. Газ щільних порід (Газ центрально басейнового типу) Даний вид газового ресурсу називають ще газом центральнобасейнового типу, оскільки він пов’язаний з переважно піщаними щільними (низькопористими і низькопроникними) породами в центральних занурених областях осадочнопородних басейнів [7, 14]. Піонером у дослідженні та розробці газу ущільнених порід, як і сланцевого газу, стали США. Виснаженість основних родовищ традиційного газу в Північній Америці, а також криза імпорту енергоносіїв у семидесяті роки змусили США, а також сусідню Канаду спрямувати зусилля на розробку технологій розвідки та видобування нетрадиційного газу, у тому числі газу щільних порід. З початку дев’яностих років видобування газу щільних порід у США розвивається швидкими темпами і сьогодні перевищує 160 млрд. куб. м на рік. Водночас науковці Київського національного університету ім. Т. Шевченка прогнозні ресурси газу щільних порід в Україні оцінюють в 4–6 трлн. куб. м, у т. ч. у Східному регіоні – 3–4 трлн. куб. м, Західному – 1–2 трлн. куб. м. За даними Чернігівського відділення УкрДГРІ, видобувні ресурси газу щільних порід (газу центральнобасейнового типу) в Дніпровсько-Донецькій западині при коефіцієнті вилучення 0,28 оцінюються в близько 8,5 трлн. куб. м, з яких левова частка (понад 7 трлн. куб. м, тобто 83 %) пов’зані з верхніми продуктивними комплексами палеозойського 82

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

осадочного чохла (нижньопермсько-верхньокам’яновугільним, середньокам’яновугільним і серпуховським). Фахівцями ЧВ УкрДГРІ виділені перспективні на центральнобасейновий газ продуктивні комплекси, зони і першочергові ділянки для постановки цільових поглиблених геологорозвідувальних робіт. Таким чином, можна констатувати, що до сьогодні виконані регіональні дослідження поширення газу щільних порід (центральнобасейнового типу) в Дніпровсько-Донецькій западині, і наступним кроком повинно стати параметричне і пошукове буріння для розвідки цього газового ресурсу. Автори проекту оновленої Енергетичної стратегії приймають, що за попередніми оцінками ресурси газу щільних порід можуть складати від 2 до 8 трлн. куб. м і прогнозують собівартість видобутку цього газу в межах 1 500–2 200 грн. за 1 тис. куб. м. Виходячи з економічної привабливості освоєння ресурсів газу щільних порід, в оновленій Енергетичній стратегії прогнозується початок його видобування в 2017 р. і досягнення до 2030 р. обсягів видобутку 7–9 млрд. куб. м на рік [14]. Необхідно відмітити, що для підвищення ефективності розвідки газу щільних порід доцільно залучити геофізичний технології вивчення характеристик і параметрів гірських порід, а також засоби моніторингу процесу добування вуглеводнів [7]. Сланцевий газ Сланцевий газ визначається як природний газ, що видобувається зі сланцю. Сланець має низьку проникність, так що для виробництва газу в комерційних кількостях потрібно розломи, щоб забезпечить проникність. Сланцевий газ міститься в малопроникних породах глинистого походження – збагачених органічною речовиною сланцях, а також глинах, аргілітах, мергелях, які в своїй сукупності називають сланцями, хоча сланцюватість (тобто паралельне орієнтування мінеральних часток) цих порід може проявлятись різною мірою. Проникність газоносних сланцюватих порід дуже низька (менше 0,1–1 мд), внаслідок чого їх матриця практично позбавлена ефективної пористості. Замість суцільної газової фази, яка міститься у суцільно-проникних колекторах, газ у сланцюватих породах знаходиться у вигляді газових бульбашок і в сорбованому вигляді. Для того, щоби вилучити газ із сланцюватих порід, доводиться застосовувати складну і високовартісну технологію – буріння свердловин з горизонтальною частиною ствола, гідророзрив пластів і розклинювання тріщин пропантами [4, 13, 14]. Необхідно підкреслити, що сланцевий газ, всупереч поширеним уявленням, пов’язаний не з горючими сланцями, які містять 30–60 % органічної речовини і загоряються від полум’я, а з так званими чорносланцевими товщами, які містять менше 20 % органіки і не спалахують від полум’я. В Північній Америці встановлені два типи родовищ сланцевого газу [14]: – І тип – газоносні чорні сланці (переважно пізньодевонськогоранньокам’яновугільного віку), які залягають на глибинах здебільшого менших від 2 км. Великі запаси таких родовищ визначаються їх велетенськими площами, а основним способом розробки є буріння тисяч свердловин з масовим гідророзривом; – ІІ тип – різновікові (від девону до мезозою) газоносні чорні сланці, які залягають на значних (до 4,5 км і більше) глибинах. Такі родовища характеризуються високими стійкими дебітами свердловин. Наприклад, на родовищі Хейнесвіл всього лише з приблизно 100 свердловин щорічно видобувають близько 5 млрд. куб. м газу. На думку науковців УкрДГРІ, в Україні немає підходящих геологічних формацій для формування родовищ сланцевого газу І типу. Крім того, не доводиться очікувати в Україні освоєння сланцевого газу шляхом буріння великої кількості свердловин на обширних територіях. Тому в Україні перспективи видобування сланцевого газу слід пов’язувати з родовищами ІІ типу. Найперспективнішими об’єктами для їх пошуків є міжсолеві (нижньофаменські) відклади прибортових зон Дніпровсько-Донецької западини, чорносланцева формація середньовізейського віку в 83

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Срібнянській депресії, серпуховські чорні аргіліти північних околиць Донбасу, а в Західному регіоні – девонські і кам’яновугільні чорносланцеві товщі Львівсько-Волинського басейну [13]. Необхідно зазначити, що через відсутність загальноприйнятої методики підрахунку ресурсів і запасів сланцевого газу, а також слабку вивченість геологічних характеристик потенційно газоносних сланцевих товщ, оцінки ресурсів сланцевого газу в Україні, виконані різними авторами і організаціями, коливаються в широких межах. Науковці Київського національного університету ім. Т. Шевченка провели спеціальні дослідження, за результатами яких оцінили потенційні ресурси сланцевого газу в Східному регіоні України в 10–12 трлн. куб. м, у Західному – 1-2 трлн. куб. м. Сучасні методи інтенсифікації припливів вуглеводнів та можливість заміни ними гідравлічних розривів пластів Технологія гідророзриву пласта для стимуляції вуглеводнів має давню історію, так перші експерименти з нею були проведені в США в 1947 році компанією Halliburton. Для флюїду розриву тоді використовувалася технічна вода, а для розклинюючого агента був вибраний річний пісок. Першу комерційну операцію з гідравлічного розриву провела також компанія Halliburton у 1949 році. З того часу в США ГРП провели більше ніж на одному мільйоні свердловин. Вперше в світі гідравлічний розрив вугільного пласту був здійснений у 1954 році на Донбасі [2, 3]. Треба відмітити, що ГРП у вугільних пластах успішно застосовувався на Донбасі до сьогодні як один з найбільш ефективних методів боротьби проти викидів метану і вугілля в комплексі з сейсмоакустичним методом прогнозу таких подій, що дозволяло мати значно менше аварійних ситуацій на шахтах Донбасу. Гідравлічний розрив пласта став дуже поширеним, особливо в Північній Америці завдяки технологічним досягненням, які дозволили наростити видобуток природного газу з так званих нетрадиційних колекторів (щільних пісковиків, вугільних пластів і сланцевих пластів). Сучасний ГРП вимагає великого обсягу процедур з обробки, як правило на порядок більше ніж при перших його впровадженнях .в 1968 році. Так він був доповнений горизонтальним бурінням, починаючи з кінця 1980-х років і використанням “слизької води розриву” (“slickwater fracturing”) [18] у кінці 1997 року. В Європі, на сьогоднішній день досвід був орієнтований на низький обсяг ГРП у деяких звичайних і щільних порід газових колекторах, в основному у вертикальних свердловинах, який становив лише невелику частину останніх нафтогазових операцій ЄС. Масштаб, частота і складність техніки для вилучення сланцевого газу відрізняються від минулого досвіду ЄС, а потенційне застосування цієї технології, привело до обох великих турбот і високих очікувань: турботи про нібито значного впливу на навколишнє середовище і очікувань щодо виробництва корінних вуглеводнів. Існують інші методи розриву порід, які не використовують рідин на водній основі (наприклад, вибуховий розрив, динамічне навантаження, плазмово-імпульсна дія для інтенсифікації припливу вуглеводнів та інші, що використовують інші, ніж вода флюїди). Вони широко не застосовуються через міркування продуктивності. Відомо, що пінні технології є більш дорогі, ніж стимуляції на водній основі, проте вони пропонують альтернативу, щоб знизити кількість води, використовуваної для стимуляції сланцевого газу. До того ж ці технології доступні в нафтогазовій промисловості [18]. Розгортання великого обсягу гідравлічного розриву пласта може спричинити за собою певні ризики для навколишнього середовища. Серед проблем, піднятих спеціалістами галузі і екологами можна відмітити наступні: великі обсяги використання води, інфільтрація метану у водоносні горизонти, забруднення водоносних горизонтів, викликання локальної сейсмічності та ін. Треба звернути увагу, що не кожний регіон України здатен забезпечити необхідні обсяги водних ресурсів, наприклад в середньому на ГРП витрачається наближено 84

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

7,5–11 мільйонів літрів спеціальної рідини и 0,5 тисячі тон піску [4]. У той же час дуже важливим є не тільки наявність шкідливих компонентів для здоров’я людини в проппантах, а також те що сервісні компанії не розголошують, які саме компоненти входять до складу їх проппантів і кожна компанія має свої добавки для ГРП, так, наприклад, компанія Halliburton у проппант включає хімічні добавки в об’ємі 1,53 % від маси рідини ГРП, що може в числовому значенні скласти до 320 тон [2]. Так компанії Halliburton включають добавки: з формальдегіду, хлориду амонію (нашатир), оцтового ангідриду, метилового і пропаргілового спиртів, а також соляну кислоту. Після того як суміш для гідророзриву готова, її закачують підземлю із зусиллям 70 МПа. Тиск води викликає появу тріщин, а піщинки, які заганяє в ці тріщини потік рідини заважає наступному їх закриттю. До того ж “піщинки” це не звичайний пісок, а пісок з полімерним покриттям (resin-coated sand) і частинки запеченого бокситу. Проведення одного гідророзриву вимагає від 3 до 10 днів. При цьому компанія Chesapeake Energy використовує зовсім інші хімікалії ніж Halliburton і частка їх у приготовленому розчині значно менше, порядку 0,5 %. При цьому використовується [2]: – соляна кислота, яка дозволяє розчинити мінерали; – етиленгліколь, який бореться з появою відкладень на стінках труб; – ізопропіловий спирт, який використовується для збільшення в’язкості рідини; – глютаральдегид, який бореться з корозією; – легкі фракції нафти, які використовуються для мінімізації тертя; – гуарова камедь, яка збільшує в’язкість розчину; – пероксодісульфат амонія, який запобігає розпаду гуарової камеді; – формамід, також запобігає корозії; – борна кислота, яка підтримує в’язкість рідини при високих температурах; – лимонна кислота, яка використовується для запобіганню осадженню металу; – хлорид калію, який запобігає проходженню хімічної реакції між ґрунтом і рідиною; – карбонат натрію або калію, які використовують для підтримки балансу кислот. Задача департаменту захисту навколишнього середовища США, що має діючі підрозділи в кожному штаті, ускладнюється тим, що різні компанії використовують різні набори хімікатів. У цілому в органах США з екологічної безпеки було нараховано 85 речовин, кожна з яких може використовуватися компанією, що добуває вуглеводні з сланців [2, 15]. Проблема тут є ще й у тім, що не відома концентрація хімічних елементів в розчинах для ГРП, а це не дозволяє створювати високоточні автоматизовані системи моніторингу навколишнього середовища, особливо для автоматизованого моніторингу як підземних, так і наземних вод. Це знижує оперативність виявлення небезпечних забруднень навколишнього середовища та оцінки ефективності прийнятих рішень для ліквідації аварійних ситуацій.

Рис. 1. Типовий склад рідини, що використовується для гідророзриву пласта в США

85

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

На рис. 1 приведено ще один приклад складу рідини ГРП, який використовується в США, особливістю його є відображення відсоткового складу хімічних речовин у добавці до водного розчину ГРП [12]. Гідравлічний розрив пластів (ГРП) – це один з методів інтенсифікації припливів вуглеводнів до нафтових і газових свердловин і збільшення приймальності нагнітальних свердловин. Метод заключається в створенні високопровідної тріщини в цільовому пласті для забезпечення припливу видобувного флюїду (газ, вода, нафта, конденсат чи їх суміші) до забою свердловини [12, 15, 18]. Технологія здійснення ГРП при видобутку вуглеводнів включає закачування в свердловину з допомогою потужних насосних станцій рідини розриву (гель, у деяких випадках вода або кислота при кислотних ГРП при тисках вище тиску розриву пласта вуглеводнів. Для підтримки тріщини у відкритому стані, як правило в теригенних колекторах використовують розклинюючий агент проппант, а в карбонатних колекторах застосовують кислоту, яка роз’їдає стінки створеної тріщини. Однак і в карбонатних колекторах може бути використаний пропплант [12, 15, 18]. При видобутку нетрадиційного газу ГРП дозволяє з’єднати пори щільних порід та забезпечити можливість вивільнення природного газу. Під час проведення гідро розриву в свердловину закачується спеціальна суміш. Зазвичай вона на 99 % складається з води і піску (або проппант) і лише 1 % є хімічні реагенти. Склад хімічних речовин нами було розглянуто вище. Треба відмітити, що склад хімічних речовин тільки деякі компанії надають відкрито. До складу хімічних речовин можуть, наприклад, входити геліруючий агент, як правило природного походження, наприклад, гуарова камедь (більше 5 % від складу хімічних реагентів),інгібітор корозії (тільки при кислотних ГРП), знижувачі тертя, стабілізатори глин, хімічна сполука, зшиваючи лінійні полімери, інгібітор формаційних відкладень деемульгатор, розріджувач, біоцид (хімреагент для руйнування водних бактерій), загущувач [12]. Для не допущення витоку рідини ГРП зі свердловини в грунт або підземні води сервісні компанії застосовують різні способи ізоляції пластів, такі як багатоколонні конструкції свердловин і використовують надміцні матеріали в процесі цементування. У табл. 1 [18] наведені альтернативні методи інтенсифікації припливів вуглеводнів, які не вимагають практично води для розриву пласта або потребують її значно менше чим у стандартному методі ГРП. Недоліками таких методів інтенсифікації припливів вуглеводнів є менша глибина утворення тріщини в гірській породі при її розриві. Так на сьогоднішній день, цільові глибини більшості пневматичних розривів пластів коливаються від 3 до 15 метрів. Найбільші розриви пласта з використанням пневматичного методу досягали 60 метрів, а типові пневматичні розриви мають проникнення приблизно від 25 до 30 метрів. Застосування вибухового розриву пласта на основі твердого реактивного полива має гарні перспективи, проте забезпечує невелике проникнення розриву в гірських породах (до 15 м). Електричний розрив має поширення в Росії і Україні як модифікація плазмово-імпульсної дії на породи при одиночному збудженні від 1,5 до 6 метрів, у той час при застосуванні крокового алгоритму збудження тріщина може бути розширена на понад 15 метрів. Важливе значення має технологія нагрівання гірської породи. Технології, які засновані на нагріванні підземних формацій існують і були застосовані в нафтовій промисловості для багатьох програм, зокрема, для збільшення видобутку звичайної нафти сьогодні і в майбутньому для видобування сланцевої нафти. Також ця технологія потрібна для збільшення термічної зрілості органічного матеріалу (керогену) [18]. Таблиця 1. Технології інтенсифікації припливів нетрадиційних вуглеводнів без застосування води Технологія Потенціал переваг Потенціал Стан використання для несприятливостей видобування сланцевого газу Пневматичний Потенціал екологічних Обмежена можливість Малоглибинні сланцеві розрив пласта переваг: працювати на глибині. пласти були розломлені

86

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)» (з повітрям або азотом)

Вибуховий розрив пласта (тверде реактивне паливо)

Електричний розрив

Нагрів гірської маси

– використання води повністю усунене; – ніяких хімічних добавок непотрібно; – потенціал збільшення проникності через відкриття, самозакріплення тріщин, які здатні передавати значні обсяги флюїду Потенціал екологічних переваг: – використання води повністю усунене; – ніяких хімічних добавок не потрібно; – мінімальний вертикальний ріст за межами продуктивної формації; – множинні розломи; – окремі зони стимулюються без потреби активізувати пакери; – мінімальне руйнування пласта від несумісних флюїдів; – однорідна проникність для нагнітальних свердловин; – мінімальне обладнання потрібне “на місці”; – низька вартість у порівнянні з ГРП; – може бути використаний як перед оброблення до розриву (для зменшення втрат тиску від тертя біля свердловини) Потенціал екологічних переваг: – використання води на багато зменшується або повністю буде усунене; – мало або немає потреби в хімічних добавках. Потенціал екологічних переваг: – використання води набагато зменшується або повністю усунено; – ніяких хімічних добавок не потрібно.

Обмежені можливості для транспортування проппанта

Може замінити ГРП тільки для малих і середніх обробок, тобто проникнення тріщини дещо обмежене. Проппант не переноситься в тріщину, замість цього ракетне паливо забезпечує поперечний зсув, щоб запобігти тріщині прослизання від повного закриття назад на себе. Енергія, що виділяється в підземеллі відносно низька, проте потенційно може викликати сейсмічні події.

Обмежені можливості збільшення проникності породи для свердловини. Проппант не переноситься в тріщину. Може тільки замінити ГРП для малих і середніх обробок, тобто проникнення тріщини буде обмежене. Не ідентифікується.

пневматичним розривом (EPA 1993) з метою видалення летких забруднювальних речовин. Пневматичний розрив з газоподібним азотом застосовується для видобутку сланцевого газу, але є обмежена інформація про обсяги застосування Технології засновані на вибуховому руйнуванні здається в значній мірі були замінені. З іншого боку, технології, що базуються на розриві ракетним паливом комерційно доступні і були використані на сланцевих формаціях, але є дуже обмежений обсяг інформації доступний за масштабом. У даний час розробляються нові технології (наприклад, сухий розрив EPS).

Обидві виявлені технології знаходяться на стадії концепту. Плазмові стимуляції, як повідомляється, готові до використання в цій галузі.

Технологія застосовується для виробництва сланцевої нафти, немає інформації про рівень використання. Находиться на стадії концепції застосування для інших нетрадиційних вуглеводнів.

Економічні оцінки доцільності видобутку нетрадиційних вуглеводнів На сьогодні видобуток сланцевого газу і газу із щільних порід у США є конкурентоспроможним при ціні традиційного газу вище 150 доларів США за тисячу кубометрів [17]. Зниження ціни на природній газ викликало ряд банкрутств компаній в США 87

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

і зменшило прибутки провідних видобувних компаній. Відомо, що найбільше затрат при розвідці і добуванні вимагає буріння свердловин. Велика кількість свердловин на сланцевих родовищах США була виправдана малою глибиною залягання сланців і високою потужністю пластів. Вартість перших свердловин на родовищі завжди вища, не є винятком родовища нетрадиційних вуглеводнів. Так вартість перших свердловин на сланцевих родовищах була більше 7,5 млн доларів США, а тепер їх вартість зменшилася в середньому до 4,3 млн доларів США. Вартість для добування сланцевого газу коливається від 2,5 до 8,5 млн доларів США. (див. табл. 2) [17]. Найнижча концентрація сланцевого газу серед інших нетрадиційних газів призводить до того, що на таких родовищах змушені бурити найбільшу кількість свердловин, оскільки пробурені свердловини швидко зменшують свій дебіт, як правило до 30 % щорічно. Тому термін їхньої експлуатації від кількох місяців до 15 років (свердловини для видобутку природного газу в деяких випадках експлуатуються значно більший термін) Таблиця 2. Оцінка витрат, пов’язаних з видобутком сланцевого газу (умовне родовище, США) Діяльність

Матеріали/Відходи

Кількість

Будівництво бурових майданчиків оренда устаткування Буріння Буріння Буріння Створення кожуху Створення кожуху Видалення шламу Перфорація Гідророзрив Гідророзрив Гідроразрив Демонтаж бурового усаткування Автоперевезення Інші витрати Всього

Земляні роботи

До 2,0 га

Обладнання бурової установки Вода Хімічні речовини Матеріали кожуху Цемент Гірничі породи Вибухові пристрої Вода Хімічні сполуки Забруднені води

400 м

3

До 130 т До 28 м3 До 156 м3 Малі заряди 25 г До 34 тис. м3 До 600 м3 До 34 тис. м3 6000 рейсів

Вартість (тис. дол. США)

2500 2000 200 300 400 50 100 700 600 500 400 500 600 2150 8500

Джерело: Рубель О. Є., Зінченко Ю. В., 2013 Варто розрізняти собівартість сланцевого газу, яка є на даному етапі в США, і собівартість майбутнього українського газу. Так, собівартість на ринку США, за даними Devon Corp та Chesapeak Energy становить 150–200 доларів США 1 тис. м3. Фахівці Exxo Mobil Corporation на підставі таких параметрів для України: очікувана велика глибина залягання сланцевих порід (близько 5 000 м), невелика потужність газоносних пластів у (0,5–3,0 метра, що в 300 раз менше ніж в США), вміст органічних речовин ( до 2,0 %, який є вдвічі гіршим якісним показником газу, ніж в США), прогнозують, що собівартість промислового видобутку сланцевого газу за технологією гідроразриву і підземної газифікації в Україні складе 360–500 доларів США за 1 тис. м3 [17], що вимагає активного вдосконалення технологій видобутку газу із щільних порід і метану вугільних пластів [7].

88

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

ВИСНОВКИ 1. Проведений аналіз нетрадиційних вуглеводневих ресурсів України показує, що на сьогодні такими основними ресурсами є газ зі щільних порід низької проникності, метан вугільних пластів і родовищ та сланцевий газ. Очікуваний щорічний сумарний обсяг їх добування може скласти в майбутньому від 15 до 24 млрд. кубічних метрів, що наближено відповідає річному добутку сьогодні традиційного газу (20 млрд. кубічних метрів), тобто при сприятливих обставинах теоретично Україна могла би подвоїти свої видобувні запаси вуглеводнів.

2. При освоєнні нетрадиційних вуглеводневих ресурсів Україною неминуче виникнуть економічні і екологічні проблеми, оскільки три вище названі базові вуглеводневі ресурси, що вище названі, вимагають проведення великих обсягів пошуково-розвідувальних робіт, ґрунтовних економічних витрат при їх видобуванні та для екологічного захисту довкілля і населення. Застосовувані технології для видобування нетрадиційних енергоресурсів використовують гідравлічний розрив пластів, який є економічно затратним і має значний вплив на довкілля внаслідок використання при його реалізації хімічних добавок до води, які мають різний склад як для кожного родовища, так і в залежності від використовуваних сервісними компаніями технологій.

3. Існуючі оцінки економічної доцільності видобутку сланцевого газу і газу із щільних порід з низькою проникністю в першу чергу в США показують, що видобуток їх може бути рентабельним за умови існування високих цін на традиційний газ, при цьому вони повинні становити від 350 до 500 доларів США за тисячу кубометрів.

4. Технології добування метану вугільних пластів і родовищ є сьогодні найбільш затребувані, оскільки дозволяють вирішувати енергетичні проблеми держави та задачі безпеки роботи шахтарів і викидів метану в атмосферу (парникового ефекту). Аналіз показує, що метан вугільних пластів неефективно добувати в промислових масштабах на антрацитових покладах вугілля і треба врахувати, що такі поклади на Донбасі становлять біля 25 %. Важливою проблемою добування метану з вугільних пластів є першочергове освоєння глибокого горизонтального буріння у вугільних пластах (більше 500 м) для гарного дренажу метану з пласта.

5. Технології добування газу із щільних порід низької проникності і сланцевого газу вимагають першочергового освоєння нових геофізичних методів досліджень, які дозволять отримувати весь комплекс параметрів і характеристик гірських порід та самих видобувних копалин, які потрібні для отримання ефективних моделей родовищ і проведення моніторингу процесу видобування вуглеводнів. ЛІТЕРАТУРА 1. Аксельрод С. М. Добича метана из угольных пластов (по матеріалам иностранной литературы)/С. М. Аксельрод//НТВ “Каротажник”. – 2013. – № 228. – С. 101–133.

2. Гидравлический разрыв пласта. Материал из Википедии. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://ru.wikipedia.org/w/index.php?title=Гидравлический_разрыв_пласта&oldid=68171182 3. Гідравлічний розрив пластів. Матеріал з Вікіпедії. [Електронний ресурс]. – Режим доступу: http://uk.wikipedia.org/w/index.php?title=Гідравлічний_розрив_пластів&oldid=15498680 4. Гошовский С. В. Развитие новых геофизических технологий для разведки и разработки сланцевого газа/С. В. Гошовский, П. Т. Сиротенко//Збірник наукових праць УкрДГРІ. – 2012.

– № 1. – С. 9–32.

5. Гошовский С. В. Нетрадиционные энергетические ресурсы Украины и перспективы их освоения/С. В. Гошовский, П. Т. Сиротенко//Тезисы докладов. Международная научнопрактическая конференция “Перспективы использования альтернативных и возобновляемых 89

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

источников энергии в Украине (REU 2013)”, 9–13 сентября 2013 года, г. Судак (АР Крым, Украина). – С. 54–57.

6. Гошовский С. В. Энергетический потенциал метана угольных шахт Украины и возможности его освоения/С. В. Гошовский, П. Т. Сиротенко//Тезисы докладов. Международная научно-практическая конференция “Перспективы использования альтернативных и возобновляемых источников энергии в Украине (REU 2013)”, 9–13 сентября 2013 года, г. Судак (АР Крым, Украина). – С. 58–67.

7. Гошовский С. В. Нетрадиционные углеводородные ресурсы Украины и перспективы их освоения/С. В. Гошовский, П. Т. Сиротенко//Мінеральні ресурси України. – 2013. – № 4. – С. 32–41.

8. Гошовский С. В. Энергетический потенціал метана угольных шахт Украины и возможности его освоения/С. В. Гошовский, П. Т. Сиротенко//Збірник наукових праць УкрДГРІ. – 2014 – № 1. – С. 9–22.

9. Гошовский С. В. Современное состояние и перспективы внедрения эффективных технологий интенсификации газоотдачи уольных пластов в условиях Донбасса/ С. В. Гошовский, П. Т. Сиротенко//Міжнародний геологічний форум “Актуальні проблеми та перспективи розвитку геології: наука і виробництво” (ГЕОФОРУМ – 2014) 7–13 вересня 2014, м. Одеса, Україна. – Матеріали конференцій у двох томах. – Том 2. “Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні” (REU – 2014). – С. 210–232.

10. Дмитриевский А. Н. Программа “Возрождение” старых нефтегазодобывающих регионов России/Российская Академия Наук//Інститут проблем нефти и газа. – Москва, 2014. – 34 с.

11. Добыча углеводородов. Основные показатели освоения углеводородных запасов и ресурсов НАК “Нафтогаз Украины” на 2011–2015 годы/Нафтогаз Украини, 2013. – 4 с. [Електронний ресурс]. – Режим доступу: http://www.naftogaz.com/www/3/nakwebru.nsf/0/386113CD276234E5C2257AD800281660?Expa nd=4&OpenDocument 12. Енергетична безпека держави: “нетрадиційні” підходи. “Дзеркало тижня. Україна”, № 10, 19 березня 2011.

13. Заксенхофер Р. Ф. Геологічні характеристики сланцевих родовищ України. [Електронний ресурс]. – Режим доступу: http://burinnja.com.ua/download/02_Unconv_Plays_Ukraine_Ukr%20blank_Ukr_Ed.pdf 14. Крупський Б. Л. Видобування традиційного та нетрадиційного природного газу в Україні (матеріал до круглого столу щодо перспектив видобутку природного газу в Україні). [Електронний ресурс]. – Режим доступу: http://www.ngbi.com.ua/Ekspertna%20Rada/Doklad%20_Krupskiy.pdf 15. Материалы под микроскопом – вода для гидроразрывов (20.12.2010). [ Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.trubagaz.ru/issue-of-the-day/pod-mikroskopom-voda-dlja-gidrorazryvov/ 16. Минфин предлагает 8 альтернативных вариантов замещения импортируемого в Украину газа. РБК-Украина. – 04.07.2014. – 2С. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://elvisti.com/node/144312 17. Рубель О. Є., Зінченко Ю. В. Екологічні та економічні ризики видобутку сланцевого газу в Україні//Економічні інновації. Одеса: ІПРЕЕД НАН України, 2013. – Вип. 52. – С. 171–183.

18. An overview of hydraulic fracturing and other formation stimulation technologies for shale gas production/Luca Gandossi//JRC Technical Reports; Report EUR 26347 EN. – 2013. – 64 P. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://ec.europa.eu/jrc/sites/default/files/an_overview_of_hydraulic_fracturing_and_other_stimulat ion_technologies_(2).pdf

90

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ГЕОТЕРМАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СКВАЖИН ГАДЯЧСКОГО ГКМ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИЕЙ Зезекало И.Г.1, Очкань С.В.1, Баштовой А.В.1 1 – ТОВ «Надраспецтехнологія», м. Полтава, Україна

Внедрение альтернативных источников энергии, а именно добычи геотермальных вод с ликвидированных, поисковых и разведочных скважин Гадячского газоконденсатного месторождения и направлению их на производство тепловой энергии для обогрева жилых и промышленных объектов города Гадяч в отопительный период.

HIGHLIGHTS OF GEOTHERMAL RESOURCES WITH WELLS GADYACHSKY GCF FOR HEAT CONSUMERS Zezekalo I.1, Ochkan S.1, Bashtovoy A.1 1 – LLC “Nadraspectechnology”, Poltava, Ukraine Abstract - the introduction of alternative sources of energy, namely, production of geothermal water from abandoned, exploration wells Hadiach gas condensate field and the direction of the production of thermal energy for heating residential and industrial facilities Gadyach city during the heating season.

Современный мир потребляет большое количество всех доступных видов энергии, большинство из которой является не восстанавливаемой. При этом в атмосферу выбрасываются большие количества токсичных и отравляющих веществ, что пагубно влияет на экологию окружающей среды. Использование возобновляемых источников энергии, такой как солнечная, ветровая, геотермальная и т.д. становится более, привлекательней и актуальнее в наше время. А учитывая постоянный рост цен на ископаемые источники энергии, экономично выгодными. Геотермальная энергия — это надежный и возобновляемый источник электричества и тепла. Этот источник, в отличие от солнца или ветра, доступен всегда. Источник возобновляемый: жидкость в виде осадков или охлажденной воды возвращают на место добытой горячей, которая выходит на поверхность или подымается с недр принудительно. Целью является внедрение производства и транспортировка тепловой энергии для обогрева за счет внедрения альтернативных, возобновляемых источников для г. Гадяч Полтавской обл. за счет использования перегретых геотермальных вод (t = +136) из ликвидированных скважин Гадячского ГКМ. Качественное и бесперебойное транспортирование тепловой энергии в отопительный сезон к потребителю. Удешевление в сравнении с производством тепла за счет ископаемых источников энергии, а также независимость от роста цен на них. Неисчерпаемость и экологичность производства с минимальным вредом для окружающей среды. Кроме этого после использования и отбора тепла в теплообменнике, жидкость все еще будет иметь (t = +30-40) которую можно использовать для обогрева комплекса теплиц или иного народного хохяйства в непосредственной близости от нагнетательной скважины. Также воды Гадячского ГКМ являются высокоминерализованными за счет чего из них можно выделять соли металлов и других элементов (йод, бор, бром и т.д.). Высокая минерализация также позволяет использовать данные воды в нефтегазовой промышленности в качестве жидкостей глушения и капитального ремонта скважин. Сопутствующий газ использовать для производства электроэнергии. Полная на 100% замена природного газа обеспечатся транспортировкой основного компонента пластовой геотермальной воды с скважин Гадячского ГКМ к теплообменникам. Сырьем является статические ресурсы термальных вод горизонтов В-16…В-20 в объеме 1216*106 м3 в радиусе 10 км. Запасы пластовых вод являются изученными и обоснованными.

91

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Так, например дебит скважины №2 составил 523 м3/сут. при динамическом уровне 450 м. Также присутствует попутный газ 540 - 5100 см3/см3 Реализация и стоимость проекта предусматривает реализацию следующих этапов.

1- Разработку проектов и их согласование в определенных инстанциях на обследование дебитных характеристик скважин №8 обследования приемистости пласта скважины №2 и проекта на получение тепловой энергии с скважин и транспортировка ее к потребителю ( ориентировочная стоимость 3000- 3500 тысяч грн.)

2- Для обеспечения плановых дебитов необходимо произвести обследования дебитных характеристик скважины №8 ( стоимость 65000-67000 тис. грн.)

3- Для утилизации пластовых вод необходимо произвести возобновление и обследование пласта нагнетательной скважины №2 ( стоимость 30000-32000 тис. грн.)

4- Конечным этапом будет создание производственной системы для снабжения геотермальных вод потребителю соответственно технологической схемы ( стоимость 40000-45000 тис. грн.)

Основные риски 1- основным риском является качественное возобновление скважин 2- Обеспечение скважинами статического дебита пластовой воды на протяжении длительного периода 3- возможность обеспечения стабильной, бесперебойной подачи пластовой воды со скважин на дневную поверхность, надежность оборудования и обвязки насосного хозяйства.

92

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

ОЦІНКА ПЕРСПЕКТИВНОСТІ НЕТРАДИЦІЙНИХ ПОКЛАДІВ ВУГЛЕВОДНІВ ДДЗ ІЗ ЗАСТОСУВАННЯМ СУЧАСНОГО ЛАБОРАТОРНОГО КОМПЛЕКСУ ПАТ «НАК «НАДРА УКРАЇНИ» Климович Я.Я.1, голова правління, uanadra@gmail.com ; Голуб П.С.2, академік УНГА, Генеральний директор, poltavargp@ukr.net ; Горішній Д.О.2, директор департаменту з науки, poltavargp@ukr.net 1 – ПАТ «НАК «Надра України», м. Київ, Україна; 2 – ДП «Укрнаукагеоцентр», м. Полтава, Україна Наявність промислових скупчень вуглеводнів в покладах нетрадиційних типів на території ДДЗ практично підтверджено на основі результатів аналізу матеріалів ГДС, газопроявів в процесі буріння та лабораторного аналізу керну. Застосування сучасного комплексу лабораторного обладнання, вперше в Україні, надало можливість виконати обгрунтований прогноз нетрадиційних покладів.

ESTIMATION OF PROSPECTS OF UNCONVENTIONAL HYDROCARBONS DEPOSITS IN THE DNIEPER-DONETS BASIN USING MODERN LABORATORY COMPLEX OF PC “NJSC “NADRDA UKRAYNY” Klymovych Y.1, chairman of the board, uanadra@gmail.com ; Golub P.2, academician of UOGA, General director, poltavargp@ukr.net ; Horishnyi D.2, director of the Department for science, poltavargp@ukr.net 1 – NJSC “NADRA UKRAYNY”, Kyiv, Ukraine; 2 – SE «Ukrnaukageocenter», Poltava, Ukraine Practically was confirmed the presence of industrial concentrations of hydrocarbons in unconventional deposits in the territory of Dnieper-Donets Basin (DDB) based on the analysis of materials of geophysical studies of wells, gas shows during the drilling and laboratory analysis of core. Was applied the modern complex of laboratory equipment, that the first time in Ukraine provided an opportunity to carry out science-based prediction of unconventional deposits.

ПАТ “НАК “Надра України” є однією з провідних і найпотужніших компаній, що має значний потенціал технічних, професійних та наукових ресурсів та втілює інтереси держави, вітчизняних та іноземних інвесторів у сфері розвідки широкого спектру корисних копалин, передусім вуглеводневої сировини. Для ефективної роботи Компанії, в стислі терміни, розроблено багатоетапну стратегію. Суть стратегії – технічне переоснащення підприємств Компанії та визначення першочергових об’єктів для виконання геологорозвідувальних, геофізичних та бурових робіт як в традиційному напрямку так і вивчення нетрадиційних джерел сировини. Саме одним з таких принципово нових напрямків є обґрунтування перспектив пошуків та освоєння нетрадиційних покладів вуглеводнів, який на фоні виснаження традиційних покладів на родовищах нафти і газу та загального зменшення їх запасів та ресурсів, слід вважати стратегічним. Фахівцями ДП “Укрнаукагеоцентр” ПАТ “НАК “Надра України” за короткий термін, шляхом вивчення передового світового досвіду на тренінгах, семінарах, навчанні за кордоном, було зібрано та проаналізовано науково-теоретичні основи пошуків, розвідки та видобутку сланцевого газу , а головне розроблено власну, адаптовану до геологічної будови надр України, методику проведення геологорозвідувальних робіт на нетрадиційні поклади вуглеводнів.

93

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

В результаті проведеної роботи в ДП «Укрнаукагеоцентр», а це переінтерпретація матеріалів ГДС по 2500 свердловинах, із застосуванням американської методики дельта лог, аналіз даних відбиваючої здатності вітриніту по 2400 зразках з побудовою карт, прямих вимірів залишкового газу в керні, вмісту органічної речовини, переробку петрографічних та палеонтологічних шліфів, а також після всебічного детального аналізу результатів досліджень було виділено 5 основних зон вивчення сланцевих порід. Попередньо визначені ресурси, які тільки в Східному регіоні, складають 9,4 трлн.м³ газу (рисунок 1). Про те, що в надрах України є газ сланцевих товщ свідчать лабораторні дослідження проведені в ДП “Укрнаукагеоцентр”, де отримано газ з сланцюватих порід (аргілітів), які 3040 років зберігалися в керносховищі підприємства. В результаті дегазації 317 зразків по 51 свердловині встановлена наявність сланцевого газу до 17% в газоповітряній суміші. Сумніви про перспективність напрямку були розвіяні після виявлення сланцевих товщ з яких при дослідженні виділявся газ, а в деяких свердловинах ці пласти працюють і зараз, в вертикальних стовбурах без гідророзривів. Це стало підтвердженням перспективності пошуків сланцевого газу в надрах України.

Рисунок 1 – Карта перспективних зон для проведення геологорозвідувальних робіт на газ сланцевих товщ

Після всебічного аналізу підсумки регіональних робіт були виконані шляхом співставлення трьох основних критеріїв, зокрема вмісту органічної речовини, катагенетичної зрілості та глибини залягання: 1) за результатами комплексного аналізу геофізичних матеріалів та виконання понад 1000 додаткових визначень вмісту органічної речовини в лабораторії підприємства в верхньовізейсько-нижньосерпуховському комплексі встановлено найвищі потужності та витриманість по площі збагачених органікою товщ; 2) проаналізувавши термальну зрілість органічної речовини шляхом виконання вимірів відбиваючої здатності вітрініту, визначено, що найкращі умови склалися в Східній частині Південної прибортової зони ДДЗ; 3) визначивши глибини залягання перспективного верхньовізейськонижньосерпуховського комплексу визначено площу де глибини його залягання не перевищують 4,5 км. На даному етапі вивчення, перспективність девонських порід визнано такими, що значно поступаються верхньовізейсько-нижньосерпуховським. Це обумовлено великими глибинами залягання. А на доступних глибинах їх катагенетична зрілість вважається недостатньою. Однак в подальшому, за результатами пошукового буріння перспективи девону можуть бути переглянуті.

94

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Визначення верхньовізейсько-нижньосерпуховського комплексу на Східних окраїнах Південної прибортової частини ДДЗ як одного з найперспективніших об’єктів для постановки детальних пошукових робіт визнається і результатами робіт інших дослідників. Відмінності обумовлені різними граничними значеннями прийнятими при виконанні прогнозу. Більшість авторів як один з критеріїв перспективності приймають значення термальної зрілості на рівні 0,65-0,8 Ro. Але добре відомо, що це лише середина нафтового вікна і вуглеводневий газ на цій стадії генерується у меншій кількості з перевагою в бік нафти та газоконденсату. Практикою видобутку сланцевого газу в США та Канаді підтверджено, що найвищою продуктивністю володіють сланцеві породи починаючи з термальної зрілості 1,1-1,2 за відбиваючою здатністю вітриніту коли материнська товща насичена легшими газоподібними фракціями. Це пов’язано із більшою кількістю згенерованих вуглеводнів, вищими поровими тисками та значно кращою фільтрацією крізь слабопроникну сланцеву товщу саме сухого газу ніж нафти чи газоконденсату. При виконанні робіт по аналізу досліджень та прогнозу перспектив нафтогазоносності виявлено, що декілька важливих застосованих за кордоном досліджень в Україні відсутні. Тому ДП “Укрнаукагеоцентр” було обладнано сучасним зарубіжним спеціалізованим лабораторним комплексом, що дозволило виконати цілий ряд унікальних досліджень. Перше з них - це генераційний потенціал сланцевіх порід. Продуктивність та запаси сланцевого газу залежать не тільки від кількості органічної речовини, а від її типу та геохімічних особливостей. Сучасний комплекс для геохімічних досліджень Рок-Евалл 6, вперше в Україні дозволив проводити швидке та масове визначення продуктивності нафтогазоматеринських товщ. Друге – це мінеральний склад порід. Присутність глинистих мінералів у кількості більше 40% у більшості випадків робить товщу непридатною для проведення гідророзриву. Було чимало сумнівів щодо можливості успішного проведення гідророзриву в перспективних аргілітах. Визначення глинистих мінералів є вкрай складним завданням, і тому в Україні таких аналізів було виконано мало і вони були малоінформативними. Отримавши в арсеналі лабораторії рентгенівський дифрактометр, тепер можливо швидко, точно та якісно визначати об’єкти для успішної інтенсифікації методом ГРП. Третє – структура порового простору та фільтраційно-ємкісні властивості сланцевих порід в Україні вивчалися недостатньо. Доукомплектувавши лабораторію підприємства електронним мікроскопом та комплексом приладів CMS-300, Archimedes ABVS-200, SMP200 та UltraPore-300 стало можливим визначати наднизьку проникність та наочно оцінити найдрібніші деталі будови породи. За цими даними вже можна говорити про обґрунтовані запаси для нетрадиційних покладів. Таким чином ДП “Укрнаукагеоцентр” ПАТ “НАК “Надра України” першим в Україні приступило до детального ретельно обґрунтованого освоєння ресурсів нетрадиційних джерел. Після запровадження комплекса виконано деталізацію 15 перспективних ділянок в межах Кибинцівсько-Близнюківської зони. Першочергові полігони де визначені місця закладання пошукових свердловин. Сьогодні найбільш обгрунованими є параметри Шандрівсько-Єкатеринівського об’єкту. Це обумовлено великою кількістю кернового матеріалу та наявністю достатнього комплексу ГДС по свердловинам №№ 1, 2, 3 Шандрівським; №№ 31, 32, 33, 34, 35, 623 Єкатеринівським; №№ 1, 1п, 2 Орільським; № 8 Богатойській. За результатами комплексної обробки наявних геолого-геофізичних матеріалів по Шандрівсько-Єкатеринівській ділянці надр та суміжних територіях встановлено наявність потужної сланцевої товщі в нижньосерпуховсько – верхньовізейських відкладах, інтервал залягання 2620-3610 м, її формування відбувалось в мілководно-морських відносно спокійних геодинамічних умовах. Прогнозні геологічні ресурси газу сланцевих товщ в межах Шандрівсько95

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Єкатеринівського об’єкту становлять 21,5 млрд.м3. З метою встановлення перспектив пошуків покладів газу сланцевих товщ в межах Шандрівсько-Єкатеринівської ділянки надр проведено лабораторні дослідження кернового матеріалу раніше пробурених свердловин № 1-Шандрівська, № 623-Єкатеринівська, №1Орільська (пар). Було відібрано 125 зразків сланцевих порід (аргілітів), оброблено та підготовлено проби для проведення досліджень на скануючому електронному мікроскопі, дифрактометрі для рентгеноструктурного аналізу, піролізаторі Рок-Евалл, установках для визначення вмісту залишкового органічного вуглецю та відбиваючої здатності вітриніту, а також на іншому сучасному лабораторному обладнанні. Товща має залишковий вміст органічного вуглецю в середньому 1,54%, в деяких зразках встановлено значення 8,63%, 10,0% та 12,93%. Органічна речовина представлена ІІІ типом керогену (газогенеруючий), ступінь термальної зрілості відповідає головній фазі газоутворення. Отриманні зображення на електронному скануючому мікроскопі показують наявність порового простору, що може вміщувати природний газ, його структуру та характер розподілу органічної речовини (рисунок 2). Відкрита пористість сланцевих порід, визначена в лабораторних умовах, становить 2,8-3,5 %.

а)

б)

Рисунок 2 – а)площинне зображення порового простору в сланцевих породах; б) мінеральний склад сланцевої породи за даними рентгенофракційного дифрактометра

Згідно проведених досліджень сланцеві породи мають досить різноманітний склад, з глинистих складових переважають каолініт, ілліт з домішками мусковіту. Кількість кремнезему складає 23-65%, Al2O3 – 10-27%, домішки FeO – близько 7%, MgO – 4%, CaO, TiO2, K2O, SO, Na2O, а також присутні радіоактивні, рідкоземельні елементи Tl, Ho, Pr, As, що вказують на присутність органічної речовини (рисунок 3).

96

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

б)

а)

в)

Рисунок 4 – а) геохімічний каротаж б) Співвідношення водневого та кисневого індексу (діаграма ван Кревелена), в) Зміна водневого індексу від максимальної температури піролізу

Залишковий генераційний потенціал (S2), (дослідження на піролізаторі Рок-Евалл), від 0,22 до 2,09 мг ВВ/г породи і на даному етапі термальної зрілості свідчить, що основні процеси з генерації вуглеводнів, на сучасній стадії геологічного розвитку території в осадовій товщі вже відбулись. А невисокі покази вже згенерованих вуглеводнів (S1), від 0,05 до 0,42 мг ВВ/г породи, пов’язані з газогенеруючим потенціалом органічної речовини (рисунок 4), та тривалим часом зберігання кернового матеріалу. Можна зробити припущення, що перспективна товща пройшла стадію генерації природнього газу, і вуглеводні знаходяться в місці генерації, про що свідчать підвищені газопокази, 4-12%, зафіксовані газокартажною станцією в процесі буріння свердловин. Притоки в процесі випробування свердловин підтверджують перспективність розрізу але відсутність значних відкритих промислових скупчень вуглеводнів може вказувати на локальний характер розповсюдження високопроникних колекторів. Тому основну увагу слід приділити ущільненим та материнським товщам Шандрівсько-Єкатеринівської ділянки надр. Таким чином за сукупністю геолого-геофізичних та геохімічних даних ШандрівськоЄкатеринівська ділянка надр має велику перспективність. З огляду на те, що навколо питання видобутку з нетрадиційних джерел в Україні вже не перший рік точиться запекла дискусія, причиною якої є більше політичний тиск та економічні вигоди, необхідна, в найкоротший термін, постановка пошукового буріння для з’ясування повного комплексу геологічних, технологічничних і економічних показників, відпрацювання технології видобування з нетрадиційних покладів та найскорішого освоєння нетрадиційних джерел вуглеводнів. ЛІТЕРАТУРА 1. Q.R. Passey, K. Bohacs, R.E. Klimentidis, W.L. Esch, and S. Sinha, 2011, My source rock is now my shale-gas reservoir-characterization of organic-rich rocks: AAPG Annual convention, April 10-13, 2011, Houston, Texas (Abstract). Search and Discovery Article #90124. Web accessed 22 June 2012.

2. R.F. Sachsenhofer, A. Bechtel, D. Reischenbacher, V.A. Shymanovskyy. Paleozoic Source Rocks in the Dniepr-Donets Basin, Ukraine // Extended abstracts of the 71st EAGE Conference, 97

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Amsterdam, The Netherlands, 8 - 11 June 2009. – p174.

3. Голуб П.С., Особливості застосування методів промислово-геофізичних досліджень та інших методів для пошуків максимально насичених газом сланцевих товщ / Голуб П.С., Гожа А.Л., Мельченко В.В.// Геологічний журнал. – 2014. - №2. – С. 23 – 32.

4. Євдощук М. І., Ставицький Е. А., Шморг Я. С. Науково-тематичні дослідження генераційного потенціалу – основа пошуку альтернативних джерел вуглеводнів//Мінеральні ресурси України. 2012. № 2. С. 6–8.

5. Зкус Н. Д., Бахтин В. В. Литогенетические преобразования глин в зонах аномально высоких пластовых давлений. Москва: Наука, 1979. С. 91–109.

6. Климович Я.Я., Досягнення ПАТ «НАК «Надра України» в питанні оцінки перспектив нетрадиційних покладів вуглеводнів в східному нафтогазоносному регіоні України / Климович Я.Я., Голуб П.С. // Одеса: Геофорум-2014. Матеріали конференції. Том 2. С. 245254.

7. Ларская Е. С, Четверикова О. П., Родионова К. Ф. Комплекс исследований рассеянного органического вещества пород для прогнозной оценки запасов крупных территорий//Методы анализа органического вещества пород, нефти и газа/Под редакцией А. В. Ролькова. Тюмень, 1977. С. 70–75.

8. Ларская Е. С. Диагностика и методы изучения нефтегазоматеринских толщ. Москва: Недра, 1983.

98

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

УДК 661.96:622.276.6

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ КОМПЛЕКСНОГО ВОДОРОДНОГО ТЕРМОБАРОХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ПУТЕМ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ТРЕЩИНООБРАЗОВАНИЯ В ПРОДУКТИВНОМ ПЛАСТЕ Кравченко О.В.1, канд. техн. наук, ст. научн. сотр., krav@ipmach.kharkov.ua ; Войтенко Ю.И.2, ст. научн. сотр., д. т .н., voytenkoui@gmail.com ; Велигоцкий Д.А.1, вед. инженер, mr.vda59@mail.ru ; Авраменко А.Н.1, канд. техн. наук, ст. научн. сотр., an0100@yandex.ru ; Хабибуллин Р.А.3, ген. директор Industrial Technologies Group Ltd, rkhab@yandex.ru 1 – Институт проблем машиностроения им. А.Н. Подгорного НАН Украины, г. Харьков, Украина; 2 – УкрГГРИ, г. Киев, Украина; 3 – Industrial Technologies Group Ltd Усовершенствована компьютерная модель и выполнено моделирование комплексного водородного термобарохимического воздействия (КВТБХВ) на призабойную зону малодебитной нефтяной скважины с трещиной гидроразрыва (ГРП). В компьютерной модели учитываются конструктивные особенности зоны перфорации и наличие магистральной трещины, закрепленной проппантом и имеющей гидродинамическую связь со скважиной. Результаты моделирования показывают, что наличие в пласте трещины ГРП (или трещиноватости) приводит к существенному повышению эффективности использования термогазохимического потенциала технологии КВТБХВ. Методология сочетания КВТБХВ на продуктивный горизонт с предварительным трещинообразованием путем ГРП (мини-ГРП, торпедирования и т. п.) может найти широкое применение для интенсификации добычи нефти или газа из низкопроницаемых пород-коллекторов, в том числе сланцев и плотных песчаников.

INCREASE EFFICIENCY APPLICATION OF TECHNOLOGY COMPLEX HYDROGEN THERMOBAROCHEMICAL INFLUENCES BY PRELIMINARY CRACK FORMATIONS IN THE PRODUCTIVE LAYER Kravchenko O.1, Ph. D.; Voytenko Y.2, Dr. Sc.; Velighotskiy D.1, Avramenko A.1, Ph. D.; Habibullin R.3 1 – Podgorny Institute for mechanical engineering problems of NAS of Ukraine, Kharkiv, Ukraine; 2 –UkrSGRI, Kyiv, Ukraine; 3 – Industrial Technologies Group Ltd The computer model is advanced and modeling complex hydrogen thermobarochemical affecting (CHTBCA) on downhole zone low production an oil well with a crack of hydraulic fracturing reservoir (GFR) is executed. In computer model design features of a zone of punching and presence of the main crack fixed proppant and having hydrodynamical connection with a chink are taken into account. Results of modeling show, that presence in a layer of crack GFR (or crack) results in essential increase of efficiency of use thermogasochemical potential of technology CHTBCA. The methodology of combination CHTBCA on productive horizont with preliminary crack by GFR (mini – GFR, torpedoing, etc.) can find wide application for an intensification of an oil recovery or gas from low permeability oil-reservoirs and gaz-reservoirs, including slates and the condensed sandstones.

99

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ЗАСТОСУВАННЯ ТЕХНОЛОГІЇ КОМПЛЕКСНОГО ВОДНЕВОГО ТЕРМОБАРОХІМІЧНОГО ВПЛИВУ ШЛЯХОМ ПОПЕРЕДНЬОГО ТРІЩІНОУТВОРЕННЯ У ПРОДУКТИВНОМУ ПЛАСТІ Кравченко О.В.1, канд. техн. наук, ст. наук. співр., krav@ipmach.kharkov.ua ; Войтенко Ю.И.2, ст. наук. співр., д. т .н., voytenkoui@gmail.com ; Велигодський Д.А.1, вед. інженер, mr.vda59@mail.ru ; Авраменко А.Н.1, канд. техн. наук, ст. наук. співр., an0100@yandex.ru ; Хабібуллін Р.А.3, ген. директор Industrial Technologies Group Ltd, rkhab@yandex.ru Удосокналено компьютерну модель та виконано моделювання комплексного водневого термобарохімічного впливу (КВТБХВ) на првибійну зону малодебітної нафтової свердловини з тріщіною гідророзриву пласту (ГРП). В комп’ютерній моделі враховуються конструктивні особливості зони перфорації та наявність магістральної тріщини, яка закріплена пропантом та має гідродинаміний зв’язок зі свердловиною. Результати моделювання показують, що наявність у пласті тріщіни ГРП (або тріщіноватості) призводить до суттєвого підвищення ефективності використання термогазохімічного потенціалу технології КВТБХВ. Методологія поєднання КВТБХВ на продуктивний пласт з попереднім тріщиноутворенням щляхом ГРП (міні-ГРП, торпедування та інш.) може знайти широке застосування для інтенсифікації видобутку нафти або газу з низькопроникних пород-колекторів, у тому числі сланців та ущільнених пісчаників.

Введение В настоящее время применяются различные методы восстановления и повышения производительности как отдельных скважин, так и всего месторождения [1]. Как правило, технологии для повышения нефтегазоотдачи, применяемые на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами основаны на различных видах физического и химического воздействия на пласт. Это тепловые, кислотные, щелочные обработки или их комбинации. Отдельно, как наиболее эффективный метод, позиционируется гидравлический разрыв пласта. Однако и у последнего имеются свои ограничения в применении, особенно на нефтяных месторождениях с высоким содержанием парафина и высокой угрозой последующего увеличения обводненности пласта. Одним из перспективных направлений интенсификации добычи нефти на таких месторождениях является сочетание теплового и химического воздействий [2, 3]. Но и в этих технологиях имеются недостатки. Решение проблемы увеличения добычи и роста коэффициента извлечения углеводородов видится в создании и внедрении технологий, в ходе реализации которых осуществляется интегрированное многофакторное физико-химическое воздействие на призабойную зону пласта, направленное на устранение в течение одной обработки всех основных причин кольматации, а также улучшения фильтрационной способности коллектора. Этим требованиям на сегодняшний день отвечает технология КВТБХВ на призабойную зону продуктивного пласта скважины [4, 5]. Анализ публикаций В основу технологии КВТБХВ на продуктивный горизонт положено использование аномальных свойств водорода в условиях многостадийного термогазохимического процесса, управляемого на каждой стадии, в ходе которого повышается температура, выделяются различные активные газы, в том числе водород, образуются горячие кислоты – азотная и соляная (в отдельных случаях плавиковая), производится обработка поверхностноактивными веществами.

100

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Используются высокоэнергетические горюче-окислительные смеси, тепловой эффект реакции которых достигает 14–20 МДж/кг, и гидрореагирующие вещества (ГРВ) на основе натрия, алюминия, лития и бора. Одним из основных научных положений данной технологии, является экспериментальное подтверждение того, что водород, особенно атомарный, является активатором процесса диффузии и повышает газопроницаемость коллекторов продуктивных пластов в 2–4,5 раза. Не менее важными являются результаты, которые доказали, что газопроницаемость плотных пород-коллекторов при проведении водородной активации диффузии не только увеличивается во время процесса, но и сохраняется после завершения обработки [6]. Определены основные механизмы описанного эффекта [7]. Водород первым фильтруется в пласт, увеличивает его проницаемость, а при его содержании более 4–6 массовых процентов стимулирует фильтрацию в поровое пространство других химически активных газов и жидкостей. Авторами сделан вывод о целесообразности применения водорода как активатора процесса диффузии уже на начальной низкотемпературной стадии термохимического процесса. Другой особенностью данной технологии является организация термобарохимических режимов в призабойной зоне пласта (ПЗП), при которых в ходе гидролиза ГРВ выделяется атомарный водород, участвующий в процессе гидрокрекинга тяжелых углеводородов. Аналогичный процесс широко применяется в нефтеперерабатывающей промышленности для увеличения глубины переработки нефти [5]. Авторами технологии показано, что термохимическая обработка в присутствии активированного водорода, генерируемого путем гидролиза ГРВ, дает возможность улучшать фильтрационные свойства призабойной зоны за счет протекания процессов гидрокрекинга парафинов и асфальтосмолопарафинистых отложений (АСПО) непосредственно в продуктивном пласте [7]. Доставка водорода с устья скважины к ПЗП проблематична в связи с его малой плотностью и взрывоопасностью. Поэтому процесс получения активированного водорода в результате химической реакции ГРВ с водой является оптимальным, так как кроме экзотермического процесса генерирования водорода решается еще одна важная задача – снижение обводненности продуктивного пласта в призабойной зоне. Цель и задачи исследования Не смотря на многофакторность и универсальность технологии КВТБХВ, ее эффективность в отдельных случаях может быть повышена путем применения совместно с методами механического воздействия на пласт (ГРП, мини-ГРП, торпедирование и пр.). Дополнительное предварительное трещинообразование (организация множественных трещин или одной магистральной, как в случае ГРП) позволило бы более рационально реализовать термобарохимический потенциал водорода и горюче-окислительной системы [8]. Это особенно важно, когда речь идет о применении КВТБХВ на низкопроницаемых коллекторах газовых месторождений, в которых водородного и термобарического воздействия на пласт может оказаться недостаточно для существенного улучшения фильтрационных характеристик ПЗП и протекания вторичных химических реакций в пласте. Предварительное трещинообразование в данном случае существенно увеличит площадь термогазохимического воздействия на пласт, будет способствовать переносу процесса из кинетической области в диффузионную, ускорять химические реакции непосредственно в поровом пространстве ПЗП. Также, в качестве одного из таких случаев следует рассматривать применение КВТБХВ в скважинах с низкими дебитами вследствие высокого содержания АСПО в нефти, в которых уже проводились операции по гидродинамическому разрыву пласта. При этом ГРП либо не дал ожидаемого результата, либо в текущий момент времени его повторное проведение нецелесообразно или противопоказано. И в одном и в другом случае при 101

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

подготовке к проведению КВТБХВ необходимо учитывать имеющуюся в продуктивном пласте трещину или трещиноватость. Целью данной работы является совершенствование компьютерной модели процесса комплексного водородного термобарохимического воздействия на ПЗП, содержащую магистральную трещину, имеющую гидродинамическую связь с эксплуатационной колонной, моделирование и расчетная оценка влияния технологии КВТБХВ на увеличение проницаемости горной породы с учетом эффекта водородной активации диффузии. В работе ставились такие задачи: – сформировать массив граничных условий (ГУ) для компьютерного моделирования реализации технологии КВТБХВ на горную породу; – провести сравнительное компьютерное моделирование реализации технологии КВТБХВ на горную породу ПЗП для расчетных вариантов с трещиной ГРП и без трещины; – сделать выводы и рекомендации о перспективах увеличения дебита нефтяных скважин при использовании технологии КВТБХВ для плотных малопроницаемых коллекторов, содержащих кольматанты. Рассмотрим основные этапы и результаты исследования. Объект исследования – участок ПЗП мощностью 2 м, с радиусом 5 м. Первый расчетный вариант содержит в составе расчетной области магистральную трещину ГРП, заполненную проппантом, которая имеет гидродинамическую связь с эксплуатационной колонной. Ширина трещины – 14 мм в области перфорационных каналов, с плавным смыканием на полудлине по радиусу скважины равном 80 м. Размер трещины, результирующая проницаемость и пористость проппанта выбиралась на основе данных работ [9, 10]. Во втором расчетном варианте рассматривается ПЗП с идентичными конструктивными параметрами, но без магистральной трещины ГРП. Для сравнительного компьютерного моделирования реализации технологии КВТБХВ на ПЗП были синтезированы две расчетные области. Для расчетного варианта с магистральной трещиной ГРП расчетная область представлена на рис. 1.

Рис. 1. Расчетная область 1 – ПЗП; 2 – трещина, заполненная проппантом; 3 – эксплуатационная колона

рис. 2.

Расчетная сетка, используемая для компьютерного моделирования представлена на

102

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Рис. 2. Расчетная сетка, описывающая конфигурацию ПЗП с трещиной ГРП (2,536 млн расчетных ячеек)

Алгоритм реализации технологии КВТБХВ представлен на рис. 3. Сбор и предварительный анализ исходных данных. Изучение истории эксплуатации скважины. Выявление причин кольматации призабойной зоны пласта (ПЗП). Составление предварительного плана работ с выбором режимов водородной и термобарохимической обработки ПЗП. Компьютерное моделирование процесса термогазохимического воздействия на ПЗП. Выбор термобарических режимов обработки, компонентного состава ГРС и ГРВ, последовательности подачи в зону реакции и концентрации этих химически активных компонентов для определения наиболее эффективного воздействия на пласт, с учетом индивидуальных особенностей ПЗП.

Выбор типа и концентрации горюче-окислительных составов и гидрореагирующих веществ, активаторов и ингибиторов химических реакций для обеспечения выбранного вида комплексного водородного и термобарического, воздействия, необходимых для эффективного воздействия на ПЗП, с учетом индивидуальных особенностей ПЗП. Прогнозирование увеличения проницаемости горной породы ПЗП. Выводы и рекомендации Рис. 3. Алгоритм подготовки к реализации технологии КВТБХВ

Результаты компьютерного моделирования некоторых стадий технологии КВТБХВ представлены на рис. 4 и 5. На рис. 4 представлен прогрев порового пространства ПЗП для двух расчетных вариантов.

103

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

В ходе экзотермических реакций активных компонентов горюче-окислительных смесей в эксплуатационной колоне, перфорационных каналах и частично в поровом пространстве ПЗП реализуется процесс прогрева последнего. Как видно из результатов, представленных на рис. 4 а и б температура порового пространства в течение 30 мин увеличивается с 78 °С (начальная температура пласта) до 144 °С. При этом компоненты пластового флюида и АСПО в поровом пространстве ПЗП подвержены частичному гидрокрекингу. Расчетная суммарная площадь поверхности трещины ГРП в расчетной области в 90 раз больше чем суммарная площадь поверхности перфорационных каналов, что позволяет в течении заданного времени более эффективно использовать потенциал технологии КВТБХВ для удаления кольматантов и повышения проницаемости горной породы ПЗП, и, соответственно, способствовать увеличению притока нефти в скважину. В качестве примера для сравнения приведены результаты компьютерного моделирования процесса прогрева порового пространства горной породы ПЗП без трещины представлены на рис. 4 в и г. Из представленных результатов видно, что интенсивность прогрева по объему порового пространства горной породы значительно

Рис. 4. Распределение температуры ПЗП при прогреве (τ = 30 мин) а) – прогрев порового пространства горной породы ПЗП, содержащей магистральную трещину; б) – распределение температуры порового пространства в сечении, перпендикулярном магистральной трещине; в) – прогрев порового пространства горной породы ПЗП без трещины; г) – распределение температуры порового пространства в выбранном сечении ПЗП.

ниже, чем у варианта с магистральной трещиной ГРП, что объясняется меньшей площадью тепловоспринимающей поверхности перфорационных каналов. На рис. 5 представлены результаты компьютерного моделирования процесса фильтрации молекулярного и атомарного водорода в поровое пространство горной породы ПЗП для варианта с магистральной трещиной ГРП (рис. 5 а и б) и без трещины (рис. 5 в и г).

104

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Рис. 5. Фильтрация молекулярного и атомарного водорода в горную породу ПЗП (τ = 25 мин)

а) – фильтрация водорода в поровое пространство горной породы ПЗП содержащей магистральную трещину; б) – распределение водорода в поровом пространстве в сечении, перпендикулярном магистральной трещине; в) – фильтрация водорода в поровое пространство горной породы ПЗП без трещины; г) – распределение водорода в поровом пространстве в выбранном сечении ПЗП Из результатов, представленных на рис. 5, видно, что наличие в ПЗП магистральной трещины позволяет существенно повысить эффект от реализации технологии КВТБХВ для малопроницаемого коллектора малодебитной скважины. Эффект будет усиливаться с увеличением количества магистральных трещин. Так, если вместо одной трещины будет образована крестообразная система трещин или система поперечных к оси скважины трещин, как в технологии добычи газа из сланцев, то влияние продуктов КВТБХВ на породуколлектор будет еще более значительным. В процессе проникновения горячих газов и кислот в поровое пространство горной породы ПЗП на разных стадиях КВТБХВ [5, 7] происходит прогрев пор за счет тепло – и массообменных процессов. При этом частично реализуется фазовый переход кольматантов с увеличением порового давления и удаления кольматантов в ходе химических реакций, что приводит к повышению проницаемости пород-коллекторов в несколько раз, а продукты реакций, в последующем, нейтрализуются стандартной слабокислотной обработкой пласта. Выводы Сформирован массив граничных условий для компьютерного моделирования реализации технологии КВТБХВ на ПЗП, учитывающий наличие в пласте магистральной трещины ГРП.

105

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Сравнительное компьютерное моделирование реализации технологии КВТБХВ на горную породу ПЗП показало существенно большую эффективность использования термогазохимического потенциала системы при использовании ее в скважине с магистральной трещиной ГРП. Таким образом, видится перспектива повышения эффективности внедрения технологии КВТБХВ в сочетании с предварительно проведенными механическими методами, результатом которых является образование трещин. Данный подход может быть использован при проведении работ по интенсификации добычи углеводородов из нетрадиционных источников (газа уплотненных песчаников и сланцев), а также нефти из низкопроницаемых коллекторов или с высоким содержанием АСПО. В последнем случае при наличии отложений парафина и АСПО в трещине ГРП будет происходить ее очистка и повышение проницаемости боковых стенок трещины, то есть восстановление проводимости трещины ГРП и увеличение проницаемости коллектора в окрестности трещины. Данная методология также может использоваться в случае невозможности проведения ГРП. Тогда эффективность применения технологии КВТБХ может быть повышена путем ее совместного использования с минигидроразрывом, торпедированием или другой подобной технологией, приводящей к образованию трещины в ПЗП либо повышению ее трещиноватости. ЛИТЕРАТУРА 1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

Светлицкий В. М., Демченко П. Н., Зарицкий Б. В. 2002. Проблемы увеличения производительности скважин, 228. Киев: Паливода. Пат. 86886, Украина, МПК (2009) Е21В 43/00, Е21В 43/18, Е21В43/26. Способ увеличения длины перфорационных каналов продуктивного пласта. Щербина К. Г., Кравченко О. В., Касьянов В. В., Лелик Б. И., Строгий Е. Н. Заявитель и патентодержатель Ин-т проблем машиностроения им. А. Н. Подгорного НАН Украини. № а 2007 11948. Заяв. 29.10.2007. Опубл. 25.05.2009. Бюл. № 10. Щербина К. Г. 1999. Химико-физические основы высокотемпературного воздействия на призабойную зону скважины гидрореагирующими составами. Автореферат дис. докт. тех. наук, 34. Киев: ОАО “Украинский нефтегазовый институт”. Пат. 102501, Украина, МПК E21B 43/24 (2006.01), E21B 43/25 (2006.01) Способ комплексного водородного и термобарохимического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта. Кравченко О. В., Велигоцкий Д. О., Мацевитый Ю. М., Симбирский О. В. Заявитель и патентодержатель Научно-технический концерн “Институт проблем машиностроения” НАН Украины. № а 2013 03001. Заяв.

11.03.2013. Опубл. 10.07.2013. Бюл. № 23. Кравченко О. В., Велигоцкий Д. А., Хабибуллин Р. А. Перспективные технологии комплексного воздействия на пласт для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа Труды Российской технической нефтегазовой конференции и выставки SPE по разведке и добыче (14–16 октября 2014, ВВЦ, Москва), SPE-171676-RU. Кравченко О. В. 2013. Водородная активация в процессах повышения проницаемости нефтегазоносных пород. Восточно-Европейский журнал передовых технологий 1/6 (61): 21–25. Кравченко О. В., Велигоцкий Д. А., Авраменко А. Н., Хабибуллин Р. А. Совершенствование технологии комплексного воздействия на продуктивные пласты нефтяных и газовых скважин//Восточно-Европейский журнал передовых технологий. − 2014. − № 6/5 (72). − С. 4–9. Войтенко Ю. И., Кравченко О. В., Велигоцкий Д. А. 2013. О возможности изменения фильтрационных и прочностных свойств плотных пород-коллекторов на мезо- и наноуровне при взрывном и термобарохимическом воздействии. Труды 106

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

международной научно-практической конференции “Перспективы использования альтернативных и возобновляемых источников энергии в Украине (REU-2013)”: 13–18.

9. Аль-Матар Б., Аль-Мутава М., Аслам М., Дашти М. и др. Индивидуальный подход к проектированию гидроразрыва пласта. Нефтегазовое обозрение. 2008 г. – Т. 18. – № 2.

– С. 34–49.

10. д’Юто Э., Гиллард М., Миллер М., Пенья А. и др. Гидроразрыв пласта с созданием открытых каналов: быстрый путь к добыче. Нефтегазовое обозрение. 2011 г. – Т. 23. – № 3. – С. 72–87.

107

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

УДК 628.33,628.386, 628.387, 62.611

БЕЗСТІЧНА ТЕХНОЛОГІЯ УТИЛІЗАЦІЇ ВІДПРАЦЬОВАНОЇ РІДИНИ ГІДРОРОЗРИВУ Кравченко О.В.1, к.т.н., ст.н.с., krav@ipmach.kharkov.ua ; Тарелін А.О.1, д.т.н., член-кор. НАН України, port34@inbox.ru ; Михайленко В.Г.1, к.т.н., доц., port34@inbox.ru ; Баранов І.А.1, к.ф.-м.н., bia.84@mail.ru 1 – Інститут проблем машинобудування ім. А.М. Підгорного НАН України, Харків, Україна. Утилізація відпрацьованої рідини гідророзриву є надзвичайно актуальною та важливою задачею, особливо при видобутку нетрадиційних вуглеводнів. В роботі запропоновано концепцію безстічної технології утилізації таких рідин на основі комплексного підходу, який включає цілу низку фізикохімічних методів очистки та утилізації – коагуляція, зворотний осмос, розділення, фільтрування, морський зворотний осмос та вогнева утилізація. Очищена вода та одержані сухі продукти можуть бути використані повторно для приготування рідини гідророзриву, а на основі концентрату, який залишається після очистки, з використанням гідрокавітаційної технології виготовляються композиційні палива, які можуть застосовуватись на різних енергооб’єктах. Проведено дослідження та розроблено п’ять варіантів технологічних схем безстічної переробки відпрацьованої рідини гідророзриву, для яких проведено розрахунки їх техніко-економічної ефективності. Собівартість очистки відпрацьованої рідини гідророзриву за найбільш ефективною схемою технології становить 3,99 доларів США на 1 м3, при цьому собівартість 1000 м3 газу при видобування 50000 м3 газу на добу збільшується на 4,43 долари США при 3-місячному проміжку між серіями гідророзривів та на 2,22 долари США при 6-місячному інтервалі.

WASTE-FREE TECHNOLOGY OF HYDRAULIC FRACTURING DISCHARGED FLUID UTILIZATION Kravchenko O.1, Ph. D., krav@ipmach.kharkov.ua ; Tarelin A.1, Dr. Sc., corr. member of NAS of Ukraine, port34@inbox.ru ; Mikhailenko V.3, Ph. D., port34@inbox.ru ; Baranov I.1, bia.84@mail.ru 1 – Podgorny Institute for mechanical engineering problems of NAS of Ukraine, Kharkiv, Ukraine Recovering hydrofracture waste fluid is a topical and challenging problem, especially during extraction of non-conventional hydrocarbons. The paper proposes a concept of zero waste recovery of such fluids based on an integrated approach comprising a variety of physico-chemical methods of purification and recovery, viz. coagulation, reverse osmosis, separation, filtration, marine reverse osmosis, and flame recovery. Purified water and the dry products obtained can be used repeatedly to prepare a hydrofracture fluid. Based on the concentrate remaining after purification, using the hydrocavitation technology yields composite fuels, which can be used at different power facilities. The investigations conducted have allowed developing five variants of a process for zero waste processing of hydrofracture waste fluid and estimating their cost effectiveness.

The cost of purifying hydrofracture waste fluid using the most effective process is 3.99 USD per 1 m3. For this variant, the cost of 1,000 m3 of gas, while extracting 50 000 m3 of gas daily, shall increase by 4.43 USD with a 3-month interval between hydrofracture series and by 2.22 USD with a 6-month interval.

Найбільш поширеною технологією інтенсифікації видобутку нафти та газу є гідророзив пласта. Дана технологія полягає у закачуванні до свердловини під тиском, вищим за тиск розриву пласта, рідини гідророзриву, за допомогою якої, в пласті утворюються тріщини. Зазвичай такі рідини містять приблизно 99 % води та піску (або іншого пропанту) та 1 % хімічних речовин. Пропант в таких рідинах використовується для розклинування тріщин, які утворюються після гідророзриву. Крім того, гідророзрив пласта є єдиною технологією інтенсифікації видобутку нетрадиційних нафти та газу. Під нетрадиційними нафтою та газом зазвичай розуміють нафту та газ, які знаходяться у сланцевих породах та ущільнених пісковиках. Такі породи є дуже щільни108

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

ми та малопроникними, тому вихід вуглеводнів, які там знаходяться, без утворення великої кількості тріщин практично неможливий. Особливість видобутку нетрадиційних вуглеводнів полягає у великій кількості рідини, яка використовується для гідророзриву – в середньому 7 000– 10 000 м3 та необхідності повторення таких операцій до 10 разів на рік. В результаті цього виникає декілька екологічних проблем, головною з яких є потреба в утилізації великої кількості відпрацьованої рідини гідророзриву. Таким чином, проблема розробки безстічної технології переробки відпрацьованих рідин гідророзриву є надзвичайно важливою та актуальною задачею. Метою даної роботи є розробка концепції безстічної переробки відпрацьованої рідини гідророзриву з отриманням сухих продуктів, придатних для повторного використання. В даній роботі запропоновано комплексний підхід до переробки стоків рідини гідророзриву, який включає цілу низку фізко-хімічних методів очистки [1, 2] та утилізації – коагуляція, зворотний осмос, розділення, фільтрування, морський зворотний осмос та вогнева утилізація. Пропоновану технологію умовно можна розбити на 2 етапи: 1) очистка рідини фізико-хімічними методами з отриманням супутніх речовин, які разом з очищеною водою можна повторно використовувати для приготування рідин гідророзриву; 2) вогнева утилізація концентрату рідини гідророзриву у складі композиційних палив. В таблиці 1 наведено орієнтовний склад рідини гідрорзриву [3]. Таблиця 1. Орієнтовний склад рідини гідророзриву № з/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Назва реагенту Вода з піском Кислоти неорганічні Легкий нафтовий дистилят (нафтопродукти) Ізопропанол Калію хлорид Гуарова камедь Етиленгліколь Карбонат натрію Хлорид натрію Борати НВО3 Лимонна кислота N,N-диметилформамід Глутаровий альдегід

Масова доля у рідині, % 99 0,24 0,17 0,16 0,14 0,12 0,1 0,03 0,02 0,01 0,006 0,003 0,001

Для того, щоб пропант не осаджувався, до складу рідин гідророзриву входить зазвичай гелеутворювач (наприклад гуарова камедь). Крім того, обумовлена гелевою структурою висока в’язкість рідини гідророзриву приводить до більш легкого утворення тріщин. Після того, як рідина гідророзриву розірвала пласт та зайшла до утворених тріщин, вона починає нагріватися до температури пласта та починають працювати дегелеутворюючі компоненти, знижується в’язкість, та відпрацьовану рідину відкачують зі свердловини, при цьому пропант залишається у тріщинах. Хімічний склад відкачаної рідини значно змінюється – збільшується мінералізація, утворюються нові речовини. Найбільш шкідливими речовинами у відпрацьованій рідині гідророзриву є органічні аміни (в перерахунку на іон амонію) – 30– 45 мг/л, частина яких є важкими амінами. Запропонована технологія відрізняється від існуючих тим, що важкі аміни потрапляють у концентрат рідини гідророзриву, який утилізується у складі композиційного палива. Незважаючи на наявні в літературі посилання на перспективність електродіалізної демінералізації відпрацьованих вод гідророзриву, встановлено швидке отруєння іонообмінних мембран наявними у стічній воді органічними домішками. Концентрування/демінералізація відпрацьованої води гідророзриву зворотним осмосом на побутових мембранах перевірена на модельному розчині, який містив знижену концент-

109

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

рацію солей та повний вміст органічних забруднень. При цьому отруєння зворотноосмотичної мембрани органічними домішками не встановлено. Випарювання та кристалізація дають змогу отримати сіль, придатну для повторного використання та демінералізований конденсат, який містить леткі органічні речовини і є також придатним для приготування нових партій рідини гідророзриву. Концентрований маточний розчин містить переважну частку органічних речовин. Його обсяги можуть бути у 20–40 разів меншими за вхідну відпрацьовану рідину гідророзриву. Досліджено процес очистки конденсату випарювання від амінного азоту на побутових зворотноосмотичних мембранах. Встановлено, що при нейтралізації конденсату лимонною кислотою можливо зменшити концентрацію амінного азоту у пермеаті у 10–12 разів. Досліджено процес біологічної очистки конденсату випарювання та пермеату концентрування відпрацьованої рідини гідророзриву. Встановлено, що на відміну від початкової відпрацьованої рідини гідророзриву демінералізовані її частини можуть бути очищені від решти органічних домішок біологічним шляхом. В результаті проведених досліджень розроблено 5 варіантів технологічних схем переробки відпрацьованої води гідророзриву, які представлено на рис. 1–5.

Рис. 1. Схема № 1.

Рис. 2. Схема № 2.

110

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Рис. 3. Схема № 3.

Рис. 4. Схема № 4.

111

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Рис. 5. Схема № 5.

Технологія виготовлення композиційного палива з використанням концентрату відпрацьованої рідини гідророзриву базується на використанні принципу гідрокавітаційної активації [4, 5], який дозволяє створювати високоякісні емульсії і суспензії, а також ініціює часткове протікання хімічних реакцій, таких, як гідроліз, гідрогенізація та гідрокрекінг, що дозволяє поліпшувати споживчі властивості композиційних палив. Виготовлення композиційних палив було проведено на енерготехнологічному комплексі (рис. 6), який розроблено та створено у відділі нетрадиційних енерготехнологій ІПМаш НАН України. Даний комплекс призначений для відпрацювання технологічних регламентів виробництва і спалювання композиційних палив з різними компонентними складами.

Рис. 6. Енерго-технологічний комплекс.

Для організації ефективного горіння виготовлених композиційний палив було розроблено гідровихрову форсунку, яка забезпечує ультрадисперсне розпилювання композиційного палива та проведено оптимізацію процесів горіння в камері згорання. Для створених компо112

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

зиційних палив було проведено вогневі випробування (рис. 7), які показали можливість використання таких палив на різних енергооб’єктах. В таблиці 2 наведено результати аналізу відпрацьованих газів для композиційного палива, до складу якого входить 80 % дизельного пального та 20 % 20-кратного концентрату рідини гідророзриву.

Рис. 7. Горіння композиційного палива (80 % дизельне палива +20 % 20-кратного концентрату). Таблиця 2. Газовий аналіз продуктів згорання композиційного палива, до складу якого входить двадцятикратний концентрат стоків води гідророзриву. Вимірюваний параметр Значення Норматив ГДК

О2, % 4,4 –

СО, мг/м3 60 250

NO, мг/м3 116 –

NO2, мг/м3 0 –

SO2, мг/м3 100 3100

CO2, %

α

12,4 –

1,26 –

NOx, мг/м3 177 500

T, ºC 898,6

Аналіз на наявність амінів у продуктах згорання підтвердив повне вогневе їх знешкодження у всіх зразках одержаних палив. Для запропонованих схем безстічної переробки рідини гідророзриву було проведено розрахунок техніко-економічної ефективності, результати якого наведено у табл. 3. Таблиця 3. Порівняльна техніко-економічна ефективність безстічного процесу очистки відпрацьованої води гідророзриву № з/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Витратні коефіцієнти на 1 м3 рідини Витрата електроенергії, кВт*год./грн Витрата мазуту, т/грн.. Витрата реагентів, грн. Сумарні капіталовкладення, тис. грн. Амортизаційні відрахування на рік, тис. грн. Те саме на 1 м3, грн. Кількість персоналу Заробітна плата, грн./м3 Повернення диметилформаміду, кг/м3/грн./м3 Собівартість без урахування транспортування рідини гідророзриву,

Ціна, грн./од.

1,66 грн/кВт*год.

5000 грн/т

180 грн/кг

113

3,145 144458,5

Варіанти 3 14,07/ 23,36 0,014/ 70 3,145 3,145 74927,5 16748,5

4 12,07/ 20,04 0,014/ 70 3,145 12556

5 6,07/ 10,08 0,014/ 70 3,145 11696

20636,9

10703,9

2392,6

1793,7

16708,6

49,1 5 1,43 -

25,48 9 2,57 -

5,7 14 4 -

4,2 14 4 -

170,54 (7,93)

99,92 (4,65)

120,21 (5,59)

101,39 (4,72)

3,98 14 4 0,03/ -5,4 85,81 (3,99)

1 70,4/ 116,86 -

2 41,4/ 68,72 -

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)» грн./м3 (доларів США/м3

З усіх наведених варіантів реалізації технології найбільш ефективним є п’ятий варіант. В даному варіанті реалізовано концентрування рідини гідророзриву у 40 разів, виділення основної частини мінеральних солей у вигляді товарних продуктів та приготування композиційного палива на основі мазуту та залишків маточного розчину. За цим варіантом орієнтовна собівартість процесу очистки 1 м3 води становитиме 85,81 грн./м3 або 3,99 долари США. Висновки Витрата великої кількості води для приготування рідини гідророзриву та накопичення значних обсягів сильно забрудненої відпрацьованої води після гідророзриву є головною екологічною проблемою при видобуванні нетрадиційних вуглеводнів. Технології переробки відпрацьованої води гідророзриву з поверненням її у виробництво (в тому числі для вторинного використання) на сьогоднішній день відсутні. Перевірено ряд методів очистки для відпрацьованої рідини гідророзриву: електродіалізна демінералізація відпрацьованих вод гідророзриву (встановлено швидке отруєння іонообмінних мембран наявними у стічній воді органічними домішками) , концентрування/демінералізація відпрацьованої води гідророзриву зворотним осмосом на побутових та морських мембранах, випарювання та кристалізація. Досліджено гідрокавітаційні процеси приготування та спалювання композиційних палив, виготовлених з використанням дизельного пального та відпрацьованої рідини гідророзриву та її концентрату. Встановлено, що паливо, яке містить до 20 % маточного розчину відпрацьованої рідини гідророзриву після її концентрування у 20 разів та виділення основної частки мінеральних солей, має достатню седиментаційну стабільність. Процес його горіння практично не відрізняється від горіння композиційних палив, приготовлених з додаванням води. При згорянні такого палива додаткові шкідливі речовини понад нормативи для процесів згоряння не утворюються. Очищена вода та одержані сухі продукти можуть бути використані повторно для приготування рідини гідророзриву, а на основі концентрату, який залишається після очистки, з використанням гідрокавітаційної технології, виготовляються композиційні палива, які можуть застосовуватись на різних енергооб’єктах. Розроблено ряд принципових технологічних схем ресурсозберігаючої переробки відпрацьованої рідини гідророзриву. Оптимальна за техніко-економічними показниками технологія очистки полягає у реагентній очистці рідини від сполук заліза, концентруванні її морським зворотним осмосом до мінералізації 80–100 г/л, випарюванні концентрату у 40 разів та кристалізації мінеральних солей, використанні пермеату зворотного осмосу та конденсату випарювання для приготування свіжої рідини гідророзриву та виділених мінеральних солей в інших галузях промисловості та комунального господарства, приготуванні композиційного палива на базі маточного розчину кристалізації та його спаленні у найближчому теплоенергетичному об’єкт. Екологічний ефект розробленої технології на одну серію гідророзривів складається з економії в середньому 5 000 м3 води; з запобігання потраплянню в поверхневі водойми в середньому 180 т мінеральних солей та з запобігання потраплянню в поверхневі водойми та атмосферу в середньому 10 т шкідливих органічних речовин. Собівартість очистки відпрацьованої води гідророзриву за оптимальним п’ятим варіантом технології становить 3,99 доларів США на 1 м3, при цьому собівартість 1 000 м3 газу при видобування 50 000 м3 газу на добу збільшується на 4,43 долари США при 3-місячному проміжку між серіями гідророзривів та на 2,22 долари США при 6-місячному інтервалі. ЛІТЕРАТУРА

114

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

1. Електрохімічні методи обробки води: переваги та перспективи/В. Г. Михайленко, О. О. Любавіна, О. І. Князева//Науково-виробничий журнал “Харчова наука і технологія”. – 2013. – № 3 (24). – С. 153–155.

2. Электрохимическая очистка воды: Учебное пособие/Г. И. Воловник, М. И. Коробко. Хабаровск: Изд-во ДВГУПС, 2002. – 67 с.

3. Справочное руководство гидрогеолога. Т. 1/В. М. Максимов, В.Д.

4. Кравченко О. В. Метод определения эффективности гидрокавитационной обработки в технологиях производства и сжигания композиционных топлив/О. В. Кравченко, И. Г. Суворова, И. А. Баранов// Проблемы машиностроения. − 2014. − Т. 17. – № 2. − С. 58 − 62.

5. Кравченко О. В. Перспективные технологии получения и сжигания композиционных топлив на основе методов активации/О. В. Кравченко, И. Г. Суворова, И. А. Баранов, В. А. Гоман//Комунальне господарство міст. Серія “Енергоефективна техніка та технології в житлово-комунальному господарстві”. − Харків: Харківський національний університет імені О. М. Бекетова, 2014. − Вип. 118(1). − С. 29 − 33.

115

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

УДК 552.5:551.835:553.981/.982 (477.5)

ДО ПРОБЛЕМИ ПРОГНОЗУВАННЯ НЕТРАДИЦІЙНИХ КОЛЕКТОРІВ У ВЕРХНЬОВІЗЕЙСЬКІЙ ГЛИНИСТІЙ ТОВЩІ ДДЗ Макогон В.В.1, канд. геол. наук, vlvlm@ukr.net 1 – УкрДГРІ, м. Чернігів, Україна,

Відзначені та проаналізовані літолого-петрографічні та фаціальні особливості глинистих відкладів підошовної частини верхньовізейського під’ярусу Дніпровсько-Донецької западини. Розглянуто їхні характеристики як потенційних нетрадиційних колекторів, в тому числі в зв’язку з прогнозуванням покладів сланцевого газу.

TO THE PROBLEM OF FORECASTING TIGHT RESERVOIRS IN UPPER VIZEAN CLAYEY FORMATION OF DDB Макоgоn V.1, Ph. D., vlvlm@ukr.net 1 – UkrSGRI, Chernigiv, Ukraine A lithologic-petrographic and facies features of clay sediments of sole part of Upper Visean substage of the Dnieper-Donets basin, is described and analyzed. Their characteristics are considered as potential tight reservoirs, including in connection with the prospecting for shale gas deposits.

У нафтогазоносних басейнах України на різних стратиграфічних рівнях поширені так звані чорносланцеві породи (black shales) – збагачені розсіяною органічною речовиною (ОР) глинисті породи з карбонатними прошарками, кременистою і фосфатною речовиною, виділеннями піриту. Такі товщі відносять до нафтоматеринських, іноді вони самі є об’єктом промислового видобутку вуглеводнів. У Дніпровсько-Донецькій западині (ДДЗ) першочерговий інтерес з точки зору пошуків нетрадиційних колекторів представляють верхньовізейські відклади, зокрема глиниста товща в підошовній частині ХIIа мікрофауністичного горизонту (МФГ). У доповіді представлені узагальнені результати вивчення цих порід комплексом аналітичних методів та аналізу літературних і фондових матеріалів. До базальної частини теригенно-глинистого комплексу ХІІа МФГ приурочена характерна пачка бітумінозних кременисто-карбонатно-глинистих порід (гідрокарбопелітів, black shales), що виділяється під назвою рудівські шари. Ці відклади складають характерну доманікоїдну товщу з потужністю до 30–50 м і більше, яка сформувалась у морському басейні із застійним гідрологічним режимом та періодичним сірководневим зараженням придонних вод. Вони входять до складу верхньовізейського продуктивного горизонту В-23. За літологічними характеристиками досліджувані доманікоїдні породи представлені декількома відмінностями: чорними бітумінозними аргілітами зплутановолокнистої структури, іноді з алевритовою домішкою; аргілітами вапнистими, бітумінозними, з пошаровим збагаченням мікрозернистим карбонатом, іноді з фауністичними рештками; вапняками глинистими, бітумінозними, мікрозернистими, з детритом і шламом остракод, форамініфер, спікулами губок, згустками кальциту. Глиниста складова гідрокарбопелітів представлена тонковідмученим каолінітгідрослюдистим матеріалом. Вміст ОР у цих породах коливається в межах від 2–3 до 16 %. Бітумінозна речовина безструктурна, колоїдного типу, являє собою гумусо-сапропеліт. Первісна органічна речовина аргілітів була представлена сумішшю решток морського планктону і наземної рослинності. Органічна речовина сповільнювала розкристалізацію аутигенних форм мінералів, що призвело до переважання пелітоморфних полімінеральних агрегатів. У цілому для досліджуваних відкладів характерним є чергування практично однорідних масивних відмінностей з шарами з тонкою горизонтальною, рідше лінзовидною

116

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

шаруватістю. Мікрошаруватість (листуватість) відображається в частому чергуванні різних за складом та будовою прошарків, у різній ступені збагачених пелітовим, алевритовим, карбонатним, кременистим, фосфатним матеріалом, бітумінозною речовиною, фрамбоїдальним піритом. Зміни літологічного складу сприяли нерівномірному ущільненню збезводнених (консолідованих) глинистих прошарків і мікропрошарків ОР у пізньому діагенезі. Границі між прошарками виражені по-різному – від чітких контактів до поступових переходів. У глинистих прошарках часто зустрічаються сульфідні, рідше карбонатні (Mg-сидеритові) конкреції, які мають різні форму та розмір. Для цих порід характерною особливістю є їх гідрофобність. Рудівські відклади відносяться до фації кременисто-карбонатно-глинистих бітумінозних осадків депресійних зон морського басейну з періодичним аноксичним режимом. Максимум пенепленизації обрамлення і мінімум тектонічної активності всередині басейну, наряду з його великою площею, обумовили некомпенсовані умови осадконакопичення на значній території внутрішніх, центральних областей, куди теригенний матеріал виносився у незначній кількості. Гідрокарбопелітові породи переважно накопичувалися в затишному, малорухливому (в придонній частині) водному середовищі як наслідок гравітаційного осадження звішеної речовини. Ці відклади можна віднести до утворень западин і затишних ділянок шельфу або пелагічної частини моря (нижче базису дії хвиль). У першому випадку, спокійні умови нерідко змінювались обстановками з підвищеною гідродинамікою. Як результат, утворювались прошарки з підвищеним вмістом псамо-алевритового матеріалу. Загалом, глибина та розміри басейну осадконакопичення не надавали сприятливих умов для формування монотонних глинистих товщ рівномірно збагачених органічною речовиною. Присутність нерівностей у донному рельєфі, діяльність придонних течій обумовили нерівномірність у розподілі гідрокарбопелітів по площі, присутність алевритово-піщаних прошарків та лінз у бітумінозній карбонатно-глинистій товщі. Визначну роль відігравали процеси біо- та хемоседиментації, а вирішальним фактором осаду та накопичення елементів слугувало геохімічне середовище басейну. Геохімічні фації осадків варіювали від нейтральних, окисно-сидеритових і сидеритових до відновних, піритових. Зазвичай, потенційні породи-колектори у чорносланцевих відкладах не контролюються структурним планом, не пов’язані із зонами розломів чи підвищеною тектонічною тріщинуватістю, а самі бітумінозні карбонатно-глинисті породи є одночасно нафтоматеринською товщею, колектором і флюїдоупором. Характерним є чергування у розрізі різних літологічних відмінностей. Головним завданням при вивченні таких товщ є прогнозування ділянок поширення порід, здатних вміщувати та віддавати ВВ у достатній кількості для рентабельної розробки покладів. Верхньовізейські глинисті відклади, що розглядаються, відносяться більшістю дослідників до однієї з основних нафтогазогенеруючих товщ у ДДЗ. Як зазначається в роботі [1] найбільш перспективним типом колекторів сланцевого газу є колишні горючі сланці морського депресійного генезису, що зазнали фізико-хімічної активації, гідрофобізовані та набули додаткового порожнинного простору. Саме такими породами є карбонатно-глинисті, збагачені органічною речовиною породи, що складають глинисту товщу, яка залягає у підошовній частині верхньовізейського під’ярусу ДДЗ. На більшій частині площі розповсюдження вони знаходяться в інтервалі катагенетичних перетворень, найбільш сприятливих для процесів нафто- і газоутворення – від ПК3 до МК2-3. Вміст ОР коливається від 2,5–5,0 до 14–16 %. За даними піролізу бітумінозні аргіліти рудівських шарів характеризуються наступними показниками: водневий індекс (НІ) – від 30–60 до 140–160, уміст ОР (ТОС) – від 2–3 до 7–8 % і більше. Кероген змішаного гумусово-сапропелевого типу. Значення δС13 становлять 27–28 ‰, що близько до баженітів Західного Сибіру. Вміст хлороформенного бітумоїду коливається від 0,015 до 117

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

0,35 % (при вмісті масел 37–55 %). Максимальні їх значення фіксуються в найбільш збагачених органікою шарах, які, судячи з усього, з урахуванням постседиментаційних втрат ОР, на початку були близькими до сапропелітів. Глинисті відклади, що розглядаються, містять аномально високі вмісти газових і легких нафтових ВВ. Постседиментаційні зміни гідрокарбопелітів проходять в умовах відносно замкнутої системи та збагаченості біогенним матеріалом. Катагенетичні перетворення значної маси ОР, генерація великої кількості флюїдів за рахунок ущільнення та структурних перетворень глинистого матеріалу сприяють виникненню АВПТ. Характерною особливістю досліджуваних гідрокарбопелітів є майже повсюдний розвиток тонкої та мікро-плитчастості, листуватості. Саме цей міжшаровий пустотний простір є первинним. Додаткова колекторська ємність створюється за рахунок широкого розвитку вторинної тріщинуватості. Ріст та утворення зародкових тріщин, орієнтованих переважно за нашаруванням порід, відбувається здебільшого по слідах седиментаційних неоднорідностей: елементах шаруватості, границях літологічних змін, органічних рештках і т. п. [2]. Тому особливо актуальними стають літолого-петрографічне та мінералого-геохімічне вивчення чорносланцевих порід, як основа для визначення ознак потенційних колекторів та факторів, що сприяють їхньому формуванню. Більш глибоководні пелагічні глини, з причини практичної відсутності дренажних прошарків для дегідратації є щільними (покришки В класу). Крупнокоміркова мікроструктура глинистих порід, складених мікроагрегатами гідрослюди та змішаношарових утворень, з причини структурної неоднорідності і слабкої гідрофільності мінералів при прогресивному ущільненні сприяє інтенсивній цементації з одночасним підвищенням міцності та крихкості аргілітів. Відповідно, зростає кількість мікротріщин і підвищується проникність порід. Позитивну роль у покращенні колекторських властивостей може відігравати і підвищення вуглистості глинистих порід, що пов’язано як із більшою розсланцьованістю (мікротріщинуватістю), так і з підвищеними сорбуючими якостями. Одночасно, зміна поверхневих властивостей порід (гідрофобізація) сприяє проникненню та утриманню ВВ. Найбільш інтенсивно така накладена гідрофобізація проявляється у інтервалі літогенетичних перетворень ПК3-МК3, в якому переважно і знаходяться досліджувані верхньовізейські чорносланцеві породи. Гідрокарбопеліти, які отримуються в керні є щільними і мають низькі пористість та проникність. Вони, зазвичай, характеризуються підвищеним вмістом хемогенного, в першу чергу карбонатного, матеріалу. Нами було проаналізовано взірці верхньовізейських гідрокарбопелітів, відібраних на чотирьох площах у межах Срібненської депресії та її обрамлення. Усі вони представлені чорними щільними масивними або плитчастими бітумінозними аргілітами переважно вуглисто-гідрослюдистого складу, в різному ступені вапнистими, піритизованими, з незначним вмістом теригенної домішки алевритової розмірності. Таблиця 1. Результати дослідження фільтраційно-ємнісних та фізико-механічних властивостей порід Свердловина Свиридівська 7 Свиридівська 7 Янтарна 387 Компанська 4 Компанська 4 Компанська 4 Зимницька 2 Янтарна 387

Інтервал, м

Літологія

5287–5303 5287–5303 5173–5180 4990–4995 4990–4995 5012–5017 5100–5105 5165–5173

аргіліт аргіліт аргіліт аргіліт аргіліт аргіліт аргіліт аргіліт

Щільність породи, 103 кг/м3 2,65 2,66 2,45 2,41 2,42 2,43 2,67 2,45

Пористість породи, %

Проникність

0,724 0,744 3,278 4,487 4,815 6,464 0,572 2,880

непроникний непроникний непроникний непроникний непроникний непроникний непроникний непроникний

118

Модуль Юнга, Еу, 103 МПа 8,4056 6,3243 3,8031 2,5091 1,4955

Коефіцієнт Пуасона, υ 0,406 0,432 0,417 0,435 0,449

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Як видно з табл. 1 під час коливання значень пористості в межах від 0,57 до 6,46 % усі взірці є непроникними по газу. Фізико-механічні властивості досліджених порід корелюються з фільтраційно-ємнісними. Підвищену пористість та понижену щільність окремих взірців можливо пов’язати з підвищеним вмістом ОР. Проникні відмінності, утворені мережею субгоризонтальних міжшарових, міжлистових літогенетичних мікротріщин, при бурінні, очевидно, легко руйнуються, перетворюючись на порошкоподібний шлам, тому лабораторне вивчення їхніх фільтраційно-ємнісних відмінностей неможливе. Генезис таких тріщин можливо пов’язувати з розшаруванням порід по седиментаційних елементах (мікропрошарках, пластинках, листках, різноманітних включеннях) нашарування та природним гідророзривом. Зони колекторів у верхньовізейський глинистій товщі будуть пов’язані з ділянками суттєвого вторинного розущільнення породно-шарових асоціацій, завдяки якому створювався міжплитчастий, міжлистовий простір, який заповнювався вуглеводневими флюїдами. При цьому, найбільш вірогідно, що одним з найважливіших факторів-передумов утворення таких розущільнених зон був літолого-фаціальний. Тому детальне вивчення особливостей морського осадконакопичення на початку пізньовізейського часу має принципове значення для прогнозування зон поширення потенційних колектуючих товщ. Високий ступінь неоднорідності структури гідрокарбопелітів, спричинений як седиментаційними так і ката- та епігенетичними чинниками супроводжується значними варіаціями вмісту в них органічної речовини. У табл. 2 наведено визначення вмісту органічного вуглецю в досліджуваних гідрокарбопелітах зони Срібненської депресії та її обрамлення. Як видно, вміст органічного вуглецю іноді суттєво коливається навіть у межах досить вузьких інтервалів глибин у одній свердловині. Таблиця 2. Вміст органічного вуглецю в гідрокарбопелітах (за даними піролізу на установці Rock-Eval

Рудівська 2 Глибин а, м 5065 5066,2 5067,25 5068,1 5068,95 5070,1 5071 5075 5076

Рудівська 3

Савинківська 361

TOC, %

Глибина, м

TOC ,%

Глибин а, м

TOC, %

3,79 1,42 4,18 3,46 2,04 4,08 3,46 3,80 3,92

5065 5066,1 5067 5067,8 5068,8 5069,7 5070,7 5071,7 5072,2 5073

1,92 1,34 1,03 0,83 1,00 1,10 1,32 0,95 0,71 0,72

5960 5961,1 5962,1 5962,8 5964,1 5969,2 5970 5971,3 5978 5979 5980 5981 5982 5983,1 5984 5985

5,08 6,14 3,38 3,95 5,33 5,48 4,86 4,08 4,78 5,20 7,82 7,68 5,16 7,05 5,16 4,71

Пд.-Жданівська 313 Глибин TOC, % а, м

Червонолуцька 316 Глибин TOC, % а, м

5080 5080,8 5081,8 5082,9 5083,8 5084,6 5090 5091 5091,7

5900,1 5901,1 5902,1 5902,4 5903,4 5904 5904,3 5905,3 5906,3

6,02 3,73 3,89 3,55 0,57 2,86 3,83 3,56 3,58

5,36 5,44 5,87 2,33 5,66 3,08 5,35 6,37 3,10

Недостатня ясність природи та механізму утворення колекторів і резервуарів у таких породах практично унеможливлює оконтурення ділянок потенційних покладів. Для успішного прогнозування потенційних зон розвитку порід з підвищеною здатністю до розшарування та тріщиноутворення (мікрошаруватих глин) необхідні детальні дослідження літологічних, геохімічних і фізичних особливостей порід, складання на їхній 119

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

основі літолого-фаціальних карт і карт розподілу певних фізичних властивостей. Це дасть змогу встановлювати закономірності розповсюдження окремих відмінностей глинистих порід – потенційних нафтогазогенеруючих та вуглеводневовмісних товщ. На даному етапі важливим є не відкидати ніякі з ідей та уявлень про природу та механізм утворення колекторів і резервуарів у верхньовізейський глинистій товщі. Подальше детальне комплексне вивчення чорносланцевих відкладів, у результаті, дозволить аргументовано обґрунтувати пріоритетні ділянки для освоєння покладів сланцевого газу на території Східного нафтогазовидобувного регіону України. ЛІТЕРАТУРА 1. Лукин А. Е. Природа сланцевого газа в контексте проблем нефтегазовой литологии//Геология и полезные ископаемые Мирового океана. – 2011. – №3. – С. 70–85.

2. Бочкарев В. А., Сучок С. Н., Лашманов Е. В. Геологическое строение, формирование коллекторской емкости и особенности разработки месторождений нефти и газа в глинистых сланцах формации Игл Форд на юге США//Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2010. – № 7. – С. 22–29.

120

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

УДК 620.92 (97):621.311

РАЗВИТИЕ АЛЬТЕРНАТИВНЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ В СОВРЕМЕННОЙ ЭКОНОМИКЕ УКРАИНЫ

Макогон Ю.В.1, д. э. н., профессор, заведующий кафедрой международной экономики, заслуженный деятель науки и техники, makogon.donnu@mail.ru 1 – Донецкий национальный университет, г. Винница, Украина Статья посвящена исследованию перспектив развития альтернативных источников энергии в современной экономике Украины. Проведен анализ энергетической базы Украины, выявлены проблемы нехватки ископаемых ресурсов. Вследствие этого определены и исследованы направления развития альтернативных и возобновляемых источников энергии в современной экономике Украины.

DEVELOPMENT OF ALTERNATIVE ENERGY SOURCES IN THE MODERN ECONOMY OF UKRAINE Makogon Y.1, Doctor of Economics, Professor, Honored Worker of Science and Technology, Head of the International Economics Department, makogon.donnu@mail.ru 1 – Donetsk National University, Vinnitsa, Ukraine The article investigates the prospects for the development of alternative energy sources in the modern economy of Ukraine. The analysis of the energy base of Ukraine revealed the shortage of fossil resources. As a consequence identified and studied direction of alternative and renewable sources of energy in the modern economy of Ukraine.

Постановка проблемы. Во многих странах мира уже давно пришли к пониманию того, насколько серьёзным и необходимым является развитие возобновляемых источников энергии. В настоящее время на фоне различных газовых войн и нестабильных цен на нефть постоянно возрастает потребность в энергоносителях, что вынуждает искать альтернативные решения энергетической проблемы. Финансово-экономический кризис стал серьезным испытанием для национальных экономик, в особенности для стран с переходной экономикой, к которым также относится и Украина. Рост цен на традиционные энергоносители побуждает Украину искать альтернативные подходы к решению энергетических проблем. Целью исследования является выявление перспектив развития альтернативных источников энергии в современной экономике Украины. Методология. Методологическую основу исследования составили: диалектический метод научного познания, исторический, комплексный и логический подходы, а также метод теоретических обобщений. Результаты исследования. С течением времени состав мировых энергоресурсов меняется под влиянием целого ряда факторов, среди которых следует выделить развитие технологий, стоимость и доступность. Так, в 1900 г. на нефть и газ приходилось порядка 2 % мировой энергии, в то время как уголь удовлетворял более 50 % спроса (рис. 1). Спустя 70 лет основным энергоносителем стала нефть, опередив уголь более чем на 40 %, а доля природного газа увеличилась почти на 20 %. Несмотря на то, что нефть продолжает оставаться основным источником топлива, к 2000 г. применение природного газа в мировом масштабе практически сравнялось с применением угля, а список энергоносителей пополнился новыми возобновляемыми источниками энергии.

121

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Рис. 1. Потребление энергоресурсов в мире за 1900–2010 гг., в млн т эквивалента нефти

Важным уроком, извлеченным из прошлого столетия, является то, что на глобальный переход с одного вида топлива на другой нужны десятилетия. Для того, чтобы новые энергоресурсы смогли выйти на рынок и вытеснить с него традиционные энергоносители, требуются значительные капиталовложения и передовые технологии. Другим немаловажным уроком является связь между ростом численности населения, экономическим прогрессом и объемами, видами используемой в мире энергии. С течением времени увеличение численности населения обуславливает экономический прогресс, сопровождающийся стремлением к улучшению качества жизни, что приводит к росту энергопотребления. Изучение этих предпосылок обеспечивает более точные прогнозы будущего спроса на энергоносители (рис. 2) [1].

Рис. 2. Мировая экономика и прогноз энергетики до 2030 года

122

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Рост численности населения и развитие экономики обусловят увеличение мирового спроса на энергоносители в среднем на 1,2 % в год. Мировой спрос на энергоносители в 2030 году будет более чем в два раза превышать спрос 1980 года. Во всех странах независимо от региона вместе с экономическим ростом наблюдаются устойчивое расширение доступа к источникам электроэнергии и рост ее использования. Предполагается общий рост спроса на электроэнергию к 2030 г. примерно на 50 % (до 124 млн барр./сут.). Доля угля будет наибольшей, что обуславливается экономическим подъемом в Азиатско-Тихоокеанском регионе, особенно в Китае. Однако потребление всех прочих видов топлива, за исключением нефти, будет расти быстрее. Например, предполагается, что потребление природного газа к 2030 г. достигнет 35 млн барр./сут. В ближайшие годы прогнозируется значительный рост доли атомной энергии. Она останется третьим наиболее распространенным источником топлива для производства электроэнергии в мировом масштабе, и ее доля будет расти во всех основных регионах [1]. В период до 2030 г. существенно увеличится использование энергии ветра, годовой рост в период с 2005 по 2030 гг. составит порядка 12 %. Общий вклад энергии ветра в электроэнергетику в 2030 г. примерно составит 2,7 млн барр./сут. или порядка 2 % от общих энергозатрат на выработку электроэнергии. В настоящее время в мире до 70 % энергии вырабатывается из углеводородов: нефти, газа и угля. Однако, есть страны, которые удовлетворяют свои потребности в топливноэнергетических ресурсах не за счет увеличения импорта нефти и газа, а за счет использования других альтернативных ресурсов (Япония, Германия, США). При очень низких объемах запасов нефти, газа и угля они имеют высокие объемы использования атомной энергии, гидроэнергии и новых возобновляемых источников энергии [2]. Украина имеет огромный потенциал практически всех видов возобновляемых источников энергии. При желании в ближайшие десятилетия можно решить вопросы электро- и теплоснабжения страны за счет энергии солнца, ветра, биоэнергетических отходов, тепла земли и гидроэнергетических ресурсов [3]. Уровень развития энергетической базы оказывает существенное влияние на состояние экономики государства, решение проблем социальной сферы и уровня жизни населения. Рассмотрим развитие энергетической базы Украины, начиная с анализа стратегии развития нефтегазовой промышленности (рис. 3) [4]. Потребность Украины в нефти и продуктах ее переработки в 2005 году составила 18 млн. тонн, из которых 4,3 млн т обеспечивались нефтегазодобывающими предприятиями Украины, а остальные импортировались из России и Казахстана. В 2015 году эта потребность составила 5,3 млн т/год. В будущем объемы добычи нефти из собственных месторождений стабилизируются на уровне 5,4 млн т/год. Поскольку запасы нефти в Украине, сосредоточенные в крупных месторождениях, значительно истощены (более 70 %), а прогнозные ресурсы нефти приурочены к залежам, которые имеют сложное геологическое строение, незначительные запасы, низкую производительность скважин и залегают на значительных глубинах, освоение таких запасов нефти связано с использованием специального оборудования и расходных технологий, что обуславливает высокую стоимость добычи нефти.

123

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Рис. 3. Структура потребления первичной энергии в мире и Украине (по видам топлива), % в 2013 г

Одновременно с развитием собственной нефтедобывающей промышленности, Украина, имея кадровый потенциал соответствующего уровня и финансовые возможности, выгодное территориальное расположение по сравнению со странами, которые обладают значительными запасами нефти на транспортно достижимом расстояний, должна проводить активную работу по освоению таких запасов на основе международного сотрудничества с заключением соглашений о распределении добытой продукции. Касаемо проблемы добычи природного газа в Украине, которые связаны с тем, что более 15% запасов газа по критериям уровня истощения запасов, коллекторских характеристик пород, относятся к категории труднодобываемых. Они относятся к низкопроходимым коллекторам, многие залежи пластовые, с высокой литологической неоднородностью как по площади, так и по толщине продуктивных разрезов. Практически все запасы месторождений Прикарпатья сложнодобываемые. Добыча сложнодобываемых запасов газа требует применения специфических, наукоемких и высокозатратных технологий и оборудования. На ближайшее и дальнейшее будущее уровни добычи газа будут определять следующие составляющие [9]: − повышение эффективности добычи углеводородов из месторождений, находящихся в эксплуатации; − ускоренная разработка запасов из новых месторождений; − приведение цен на газ для всех категорий потребителей к экономически обоснованному уровню. Взяв во внимание динамику добычи газа из введенных в разработку месторождений и прогнозного изменения разведанных запасов углеводородного сырья, рассчитаны объемы добычи газа на прогнозный период (рис. 4).

Рис. 4. Динамика добычи природного газа в Украине, 1991–2030 гг., млрд м3

124

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Рассматривая стратегии развития ядерной промышленности, отметим что, к 2030 г. планируется сохранение доли производства электроэнергии АЭС на уровне, достигнутом в 2005 году (то есть, около половины от суммарного годового производства электроэнергии в Украине). Данное решение обосновывается, в первую очередь, наличием собственных сырьевых ресурсов урана, а также стабильной работой АЭС, потенциальными возможностями страны по созданию энергетических мощностей на АЭС, имеющимися техническими, финансовыми и экологическими проблемами тепловой энергетики. Строительство новых мощностей АЭС в период до 2030 года определяется количеством ныне действующих энергоблоков, которые могут находиться в этот период в эксплуатации с учетом продления срока их эксплуатации на 15 лет. До конца 2016 года планируется ввести в эксплуатацию энергоблоки № 3 и № 4 Хмельницкой АЭС. Для привлечения на рынок Украины других поставщиков ядерного топлива необходимо еще 5–7 лет для создания ТВЗ, которые должны быть лицензированы для эксплуатации в ядерных реакторах АЭС Украины. Учитывая удельный вес атомной энергетики в производстве электрической энергии Украины, значительные природные сырьевые запасы, имеющийся промышленный и научно-технический потенциал, с целью уменьшения зависимости от импорта энергоносителей принято решение об организации в Украине собственного производства ядерного топлива для атомных электростанций. Объемы производства электроэнергии атомными электростанциями будут увеличиваться как за счет ввода в эксплуатацию новых энергоблоков АЭС, так и за счет реконструкции действующих энергоблоков по продлению срока эксплуатации минимум на 15 лет. При этом в 2030 году в эксплуатации будут находиться 9 действующих сегодня энергоблоков (семь из них с удлиненным сроком эксплуатации). Объемы производства электроэнергии на АЭС составят в 2015 г. – 110,5 млрд кВтг; в 2020 г. – 158,9 млрд кВтг; в 2030 г. – 219,0 млрд кВтч. Объемы производства электроэнергии гидроэлектростанциями (ГЭС) определены исходя из среднегодовых показателей водности рек Украины. В период 2006-2010 гг. они составили в среднем 9,8 млрд кВтг. За счет модернизации существующих мощностей и развития новых производство электроэнергии на ГЭС увеличится в 2015 г. до 11,4 млрд кВтг; в 2020 г. – до 12,7 млрд кВтг; в 2030 г. – до 14,1 млрд кВтг. Прогнозные значения объемов производства электроэнергии гидроаккумулирующими электростанциями, учитывая введенные в 2007–2010 гг. гидроэнергетические мощности на Ташлыкской и Днестровской ГАЭС, а в период 2020–2030 гг. введение на Каневской ГАЭС. В 2005 году объемы производства электроэнергии ГАЭС составили 0,2 млрд кВтг. В перспективе они достигнут: в 2015 г. – 3,2 млрд кВтг; в 2020 г. – 3,9 млрд кВтг; в 2030 г. – 4,5 млрд кВтч. Одним из альтернативных источников энергии является добыча сланцевого газа. Перспективы добычи данного вида газа были подробно рассмотрены в публикации и докладе Ю. В. Макогона “Проблемы в сфере энергетики и пути их преодоления в старопромышленном регионе Украины”. Что касается возобновляемых источников энергии (ВИЭ), то одним из видов является получение энергии из биомассы (древесных и сельскохозяйственных отходов, соломы, навоза, органической части твердых бытовых отходов) и являет собой одну из наиболее динамично развивающихся отраслей во многих странах мира. Этому способствуют такие ее свойства, как большой энергетический потенциал и возобновляемый характер. То есть можно считать, что биомасса – это неиссякаемый источник оборотных средств. Из всех ВИЭ доля биомассы является наибольшей после гидроэнергетики – около 18 %. Исходя из оптимистического прогноза общий потенциал биомассы, доступный для энергетического использования в Украине, составляет 17,6 млн т у. т., вероятный прогноз дает 10,6 млн т у. т. В обоих случаях основную часть потенциала составляют отходы сельского хозяйства (солома, стебли, лузга и т. п.). Биомасса (без доли, используемой 125

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

другими секторами экономики) может обеспечить 5,3–8.8 % общей потребности Украины в первичной энергии (с учетом различных оценок энергетического потенциала биомассы) [5]. При разработке концепции развития биоэнергетики в Украине за основу была принята концепция Дании и вероятная оценка энергетического потенциала биомассы в Украине. Обе страны имеют относительно малую территорию, покрытую лесом (около 14 %) и высокоразвитый сельскохозяйственный сектор, что приводит к подобной структуре потенциала биомассы в них. Привлечение потенциала биомассы, неиспользуемой другими секторами экономики, к энергетическому балансу Украины есть первоочередной задачей, выполнение которой реально на протяжении ближайших 5–10 лет. Среди факторов, которые могут увеличить количество биомассы, доступной для энергетического использования в ближайшем будущем, следует отметить повышение урожайности зерновых культур (и, соответственно, общего сбора соломы) и уменьшение доли соломы, используемой как грубый корм и подстилка для скота. По предварительным оценкам эти факторы приведут к двукратному увеличению количества биомассы, доступной для энергетического использования. Кроме того, для Украины с ее большим потенциалом сельскохозяйственных земель очень перспективным является организация специальных энергетических плантаций быстрого оборота (ива, тополь и др.). Привлечение биомассы, специально выращенной на землях, которые сейчас не используются или используются неэффективно в Украине, приведет к повышению доли биомассы в энергетическом балансе страны до 20–25 % [6]. Приоритетного развития в Украине требуют технологии прямого сжигания древесины, в первую очередь для производства теплоты и технологического пара. Развитие биоэнергетических технологий уменьшит зависимость Украины от импортированных энергоносителей, повысит ее энергетическую безопасность за счет организации энергоснабжения на базе местных возобновляемых ресурсов, создаст значительное количество новых рабочих мест (преимущественно в сельских районах), внесет большой вклад в улучшение экологической ситуации. Однако, доля этих технологий на практике не велика и государство не проводит политической поддержки таковых технологий. В Украине образуется ежегодно 2,6 млрд м3 отходов, в их числе твердых бытовых отходов (ТБО) – 30 млн т. Определенный энергетический потенциал, для теплоснабжения можно получить сжиганием бытовых отходов. Особенностью установки, которая сжигает ТБО, являются постоянные затраты сжигаемого топлива так как количество ТБО постоянное на протяжении всего года и мало изменяется в зависимости от сезона. Это вызовет необходимость использования установки, которая сжигает ТБО в виде базового источника тепла, в соединении с пиковой водонагревательной котельной или, как источник для покрытия потребностей технологического теплопотребления [7]. В Украине взят курс на ускоренное развитие производства ветроэнергетических установок (ВЭУ) и строительство ветроэлектростанций (ВЭС) общей мощностью 500 МВт и более, для чего в ветроэнергетику направляются большие государственные инвестиции. По данным исследования Украинской ветроэнергетической ассоциации (УВЭА), за годы независимости в стране установлено около 1170 ветроагрегатов мощностью до 10 кВт. Украинская ветроэнергетика представляется перспективным вложением инвестиций в силу природно-климатических факторов, а также по причине мер государственного регулирования. В самом деле, условия для сооружения ветроэлектростанций на территории северного Причерноморья и Карпат считаются одними из самых лучших в мире. В 1998 г. на территории Донецкой области Новоазовского района построена Новоазовская ВЭС, которая вырабатывает 85,934 млн кВт·ч электроэнергии в год. Однако, экономические события последних лет, а также продолжающееся уже на протяжении года военное противостояние в восточной части Украины, стали источником серьезных трудностей в области добычи электроэнергии с помощью ВЭС.

126

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Украина имеет хорошее географическое расположение для развития гелиоэнергетики. С помощью наиболее распространённых солнечных батарей сегодня можно преобразовать солнечную энергию в электричество с эффективностью до 24 %. Украинская стратегия развития солнечной энергетики заключается в следующем: промышленное производство фотоэлектрической продукции (поликристаллический кремний, монокристаллический кремний, солнечные элементы, солнечные батареи, солнечные фотоэлектрические станции и установки); экспорт фотоэлектрической продукции; использование солнечных электрических установок в народном хозяйстве. На данный момент в Украине осуществлено более пятидесяти экспериментальных проектов по солнечному теплоснабжению, используемых в разных областях народного хозяйства. При этом их годовая выработка тепловой энергии равна 500–600 кВт-час/м², а срок окупаемости составляет от 3 до 10 лет. Стратегия развития тепловой солнечной энергетики в Украине предполагает следующее: производство качественного оборудования, с использованием передовых технологий; масштабное производство оборудования для тепловой солнечной энергетики; подготовка нормативных документов для специалистов; создание системы информации об отечественных и зарубежных разработках в области гелиотехники, рекламы и маркетинга передовых достижений; создание государственных, отраслевых и региональных структур развития и внедрения соответствующих технологий и оборудования [8]. Выводы. Нехватка ископаемых ресурсов в последнее время стала основной проблемой, которая все больше интересует специалистов различного профиля. Именно поэтому анализ возможностей использования альтернативных источников энергии, путем замещения природного газа в условиях усиливающегося мирового энергетического и ресурсо-дефицита является одной из актуальнейших проблем для успешного функционирования экономики Украины. Во-первых, все осознали, что запасы углеводородного сырья распределены крайне неравномерно и неудобно, а, во-вторых, эти запасы – исчерпаемы. Запасы же угля и других твердых горючих ископаемых – нефтяных сланцев, битумных песков, торфа и т. п. распределены более равномерно, и сроки их исчерпания оценивается многими сотнями лет. Зарубежный опыт получения и применения технологий синтез-газа, ветровой, солнечной и биоэнергии для нужд промышленности свидетельствует о принципиальной возможности использовать усовершенствованные технологии для нужд промышленности Украины в условиях энерго- и ресурсодефицита, тем самым делая Украину крайне перспективным государством для зарубежных инвестиций в развитие и внедрение этих технологий, а также их применения. ЛИТЕРАТУРА 1. Прогноз развития энергетики до 2030 года [Электронный ресурс]//ExonMobil. – Режим доступа: http://www.exxonmobil.ru/Russia- Russian/ PA/Files/news_pub_2008_ energyoutlook.pdf – Energy Outlook 2008.

2. “Золоте дно” нетрадиційного газу. Спеціальний звіт журналу The Economist 14 липня 2012, С. 4–5.

3. Украина 2012. общие положения и рекомендации. Общая энергетическая политика//Международное энергетичне агентство. – 2012. – 38 с.

4. BP Statistical Review of World Energy, June 2014 [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/Energy-economics/statistical-review-2014/BPstatistical-review-of-world-energy-2014-full-report.pdf 5. Обзор энергии биомассы [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://re.buildingefficiency.info/renewable-energy-technologies/biomass-energy-overview 127

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

6. Макогон Ю. В., Анисимов А. Е. Инновации в сфере энергетики в старопромышленном регионе Украины/Ю. В. Макогон, А. Е. Анисимов//Мінеральні ресурси України. – 2014. – № 1. – С. 28–35.

7. Гелетуха Г. Г. Перспективы производства электрической энергии из биомассы в Украине Аналитическая записка № 5 Биоэнергетической ассоциации Украины.

8. Глобальное распределение ветра [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://re.buildingefficiency.info/renewable-energy-technologies/wind-energy-overview/ 9. Янковский Н. А., Макогон Ю. В., Рябчин А. М., Губатенко Н. И. Альтернативы природному газу в Украине в условиях энерго- и ресурсодефицита: промышленные технологии: Монография/Под ред. Ю. В. Макогона. – Донецк: ДонНУ, 2011. – 247 с.

128

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

УДК 621.548:620.92:624.13

СОВРЕМЕННЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ ГЕОТЕРМАЛЬНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ Морозов Ю.П.1, доктор технических наук, зав. отделом, geotherm@ukr.net 1 – Институт возобновляемой энергетики НАН Украины, г. Киев, Украина t Проведен анализ тенденции развития и использования геотермальных источников энергии. Показано, что дальнейшее развитие выработки электроэнергии с использованием геотермальных ресурсов связано с применением бинарных энергоустановок, использующих температуру геотермального теплоносителя 90–130 °С. Одной из проблем системы извлечения тепла Земли является обратная закачка теплоносителя после его использования. Наибольшее развитие за последнее десятилетие получило использование верхних слоев Земли с применением тепловых насосов. В Украине практическое применение геотермальных тепловых насосов осуществляется на 14 предприятиях на основе импортных геотермальных насосов. В Украине имеется долгосрочный опыт использования термальных вод на основе применения геотермальных циркуляционных систем.

MODERN DIRECTIONS OF DEVELOPMENT OF GEOTHERMAL ENERGY Morozov Y.1, geotherm@ukr.net 1 – Institute of renewable energy of NAS of Ukraine, Kiev, Ukraine The trends in geothermal energy development and use have been analyzed. It has been shown that further electricity generation from geothermal resources is connected with binary power plants operation and the last should use geothermal coolant with temperature 90–130 °C. The backward geothermal heat medium pumping after being used is one of the system problems. The complex use of upper layers of the Earth and heat pumps has got great development in the last decade. Practical application of geothermal heat pumps in Ukraine has been carried out by 14 enterprises basically using import geothermal pumps. Ukraine has long-term experience in using thermal waters based on geothermal circulating systems.

Современные направления развития геотермальной энергетики можно проследить на основании результатов работы Международного геотермального конгресса, который проводится каждые пять лет, начиная с 1995 года. Рассмотрим три основных направления развития геотермальной энергетики, а именно: геотермальная электроэнергетика, геотермальное теплоснабжение и технологии извлечения геотермального тепла. На рис. 1 показан рост суммарной установленной мощности геотермальных электрических станций в мире. Из графика видно, что суммарная установленная мощность ГеоЭС по состоянию на 2010 год составляет 12 ГВт [1].

129

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

ГВт

Рис. 1. Рост суммарной установленной мощности геотермальных электрических станций в мире

На рис. 2 показаны данные о распределении по типам технологий энергоблоков ГеоЭС, пущенный в эксплуатацию после 2005 года (всего 139 блоков).

Рис. 2. Данные о распределении по типам технологий энергоблоков ГеоЭС, пущенные в эксплуатацию после 2005 года (всего 139 блоков)

Энергоблоки, указанные на рис. 2, используют высокотемпературный теплоноситель с температурой более 150 °С. Энергоблоки, использующие бинарный цикл, могут использовать теплоноситель с температурой 80–90 °С. Именно эта температура характерна для многих геотермальных месторождений Украины и, по заключению Международного геотермального конгресса, развитие геотермальной энергетики при производстве электроэнергии будет осуществляться наиболее высокими темпами с применением бинарных установок. Прогнозный рост геотермальной энергетики показан на рис. 3. Из рисунка видно, что в 2020 году суммарная мощность геотермальных электростанций удваивается, а в 2030 году этот рост составляет 300 % относительно 2010 года.

130

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Рис. 3. Суммарная установленная мощность геотермальных электростанций в мире (квадраты, левая шкала) и произведенная геотермальная электрическая энергия (ромбы, правая шкала) за период с 1995 по 2010 гг. и прогноз на перспективу до 2050 г. [1])

Мощность тепловых установок на 2010 год составляет около 70 ГВт, причём мощность этих установок увеличилась на 45 % в течение последних 5-ти лет [2]. На рис. 4 приведено процентное соотношение использования геотермального тепла в различных технологиях в мире.

Рис. 4. Использование геотермального тепла в различных технологиях в мире (на 2010 г.)

Из данных, приведенных на рис. 4 видно, что использование геотермальных источников энергии разделяется таким образом: прямое использования геотермального теплоносителя – приблизительно 25 %, бальнеология – около 25 % и около 50 % – геотермальные тепловые насосы, то есть использование верхних слоев Земли. Верхние слои Земли – это условный термин и в разных источниках подразумевает максимальную глубину от 200 до 500 м. За последние 10 лет наибольшие темпы развития получило именно направление использования тепла верхних слоев Земли. На рис. 5 показано соотношение между насосами, использующими в качестве низкопотенциального источника тепла воздух, и насосами, использующими в качестве низкопотенциального источника тепло верхних слоев Земли. В Швеции, Германии, Франции, Австрии, Финляндии, Норвегии и Великобритании использование геотермальных тепловых насосов составляет более 50 % [3].

131

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Рис. 5. Количество проданных воздушных и геотермальных тепловых насосов

Рис. 6. Продажи тепловых насосов в Австрии, Германии и Швейцарии

Количество установленны х тепловы х насосов, шт

На рис. 6 показаны уровни продаж тепловых насосов в Австрии, Германии и Швейцарии. За последние 5 лет они возросли в 5–7 раз. В Украине 14 фирм занимаются геотермальными тепловыми насосами. На рис. 7 показано количество установленных тепловых насосов с 2000 по 2014 год. Единичная мощность геотермальных объектов в основном составляет 20 кВт. Наибольшая мощность из внедренных установок равна 350 кВт.

2500 2000 1500 1000 500 0 2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

Годы

Рис. 7. Количество установленных геотермальных тепловых насосов в Украине

На основании дискуссий, которые были проведены на Международном геотермальном конгрессе, можно сделать вывод, что основным направлением технологии извлечения геотермальных ресурсов рекомендована технология с обратной закачкой термальных вод, то есть геотермальная циркуляционная система (ГЦС). Эта технология освоена в Украине с 1986 года. В Украине построено 15 ГЦС, из них 12 в АР Крым, две – в Закарпатской и одна в Херсонской области. Условия для создания геотермальных циркуляционных систем имеются во многих регионах Украины, в первую очередь это районы добычи газа. В Украине имеются обводненные газовые месторождения, где расположены тысячи ликвидированных и законсервированных скважин. Извлечение тепла Земли из отдельных скважин можно осуществить путем организации движения теплоносителя по схеме, изображенной на рис. 8. Достоинствами этой системы являются простота ее осуществления и возможность использования тепла Земли в районах, 132

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

где имеется повышенная коррозионная агрессивность термальных вод. Недостатком такой системы является снижение параметров теплоносителя во времени эксплуатации.

∆t = 10

∆t = 5

Рис. 9. Зависимость удельного теплового потока от горного массива в скважину в зависимости от времени ее эксплуатации λм = 1,3 Вт/м2; ам = 35·10–4 м2/год.; R2 = 0,16 м

Рис. 8. Схема движения теплоносителя при добыче теплоты Земли путем использования отдельной скважины

Из рис. 9 видно, что максимальная тепловая производительность скважины глубиной 5000 м при геотермальном градиенте 2,7 составляет 1,3 МВт, через 5 лет она снижается до значения 0,65 МВт. Таблица 1. Производство электроэнергии из геотермальных источников энергии

Производство 2014 год 2015 год 2016 год 2017 год 2018 год 2019 год 2020 год электроэнергии MВт ГВт·г MВт ГВт·г MВт ГВт·г MВт ГВт·г MВт ГВт·г MВт ГВт·г MВт ГВт·г Геотермальная 6 30 8 44 10 56 12 73 14 84 17 105 20 120 энергия Таблица 2. Производство тепловой энергии из геотермальных и аэротермальных источников энергии (тыс. т нефтяного эквивалента)

Производство тепловой энергии по видам источников Геотермальная (кроме низкотемпературного геотермального тепла для применения в тепловых насосах) Возобновляемая энергия от тепловых насосов, в том числе: аэротермальная геотермальная гидротермальная

2009 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

30

33

36

39

42

46

50

40

130

200

280

350

420

500

600

27 9 4

90 26 14

140 39 21

195 55 30

245 70 35

290 85 45

360 90 50

420 120 60

Распоряжением Кабинета министров Украины от 01.10.2014 г. № 902-р принят Национальный план действий по возобновляемой энергетике на период до 2020 года [4]. В табл. 1 и 2 содержатся соответствующие показатели этого плана. По состоянию на 2015 год можно сделать заключение, что частично выполняются пункты, которые касаются производства тепловой энергии из геотермальных и аэротермальных источников энергии.

133

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

ЛИТЕРАТУРА 1. L. Rybach, 2010 (http//:www.wgc2010.org).

2. http://sobitel.ru/enegetika/teploenergo52.htm 3. L. Rybach. Geothermal Energy in Europe ICS-UNIDO Geothermal Workshop, Trieste/I, 10–12 December 2008.

4. Распоряжением Кабинета министров Украины от 01.10.2014 г. № 902-р. “Про Национальный план действий по возобновляемой энергетике на период до 2020 года”.

134

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

ПІДЗЕМНА ГАЗИФІКАЦІЯ ВУГІЛЛЯ В УМОВАХ ДОНБАСЬКОГО ВУГІЛЬНОГО БАСЕЙНУ Плющакова Л.А.1, технічний директор, ukrecoinst@gmail.com ; Сафін В.О.2, к. х. н., доцент, balodia@list.ru 1 – Український науковий інститут технічної екології, м. Київ, Україна; 2 – ДонДТУ, м. Краматорськ, Україна Наведено дані щодо проектування пілотної установки ПГВ на невелику потужність. Проведено відпрацювання технологічного регламенту, уточнено технологічні параметри та визначено основні економічні показники установки. Впровадження технології в промислових обсягах шляхом організації проектної компанії, експлуатуючої компанії і керуючої компанії підвищить енергетичну незалежність Держави.

UNDERGROUND COAL GASIFICATION UNDER DONBASS COALFIELD Plyuschakova L.1, CTO, ukrecoinst@gmail.com ; Safin V.1, PhD, Assistant Professor, balodia@list.ru 1 – Ukrainian Research Institute of Technical Ecology, Kyiv, Ukraine; 2 – Donetsk State Technical University, Kramatorsk, Ukraine Data on pilot plant design PSU on low power. Conducted testing of technological regulations and specified process parameters, and the main economic indicators of the installation. The introduction of the technology on an industrial scale through the organization of the project company, the operating company and the management company will increase the energy independence of the State.

Нами, групою молодих вчених хіміків-технологів, був і вивчений и процес газифікації вугілля і були проведені дослідження продуктів газифікації вугілля Донецького вугільного басейну. Була попередньо розглянута математична модель отримання газу. З урахуванням світової ситуації з постачання природного газу на сьогоднішній день процес підземної газифікації з одержанням горючих газів (синтезгаз) є основною альтернативою природному газу. Переваги зазначеної технології полягають у тому, що вугілля не піднімається на поверхню, не утворюються великі обсяги породи, які потребують розміщення, не порушується цілісність рельєфу, і не відбувається просадка в результаті утворення підземних пустот, відсутня необхідність у застосуванні додаткових хімічних реагентів, які негативно впливають на навколишнє середовище. Технологія екологічно безпечна, тому може стати альтернативою видобутку природного сланцевого газу. Підземна газифікація твердого палива є важливим напрямком експлуатації природних родовищ палива і полягає в переведення його під землею в горючий газ для енергетичного та технологічного використання після виведення на земну поверхню. Головною особливістю підземної газифікації вугілля, є те, що при такому методі розробки вугілля можна використовувати запаси вугілля, які не відносяться до промислових.

135

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Сировинна база Геологія вугільних родовищ дуже різноманітна. Підземні пласти часто залягають складним чином, їх потужність не має інтересів для видобутку звичайним способом. Є й просто ті родовища, які значною мірою вже вироблені, але ще мають великі запаси вугілля, який добувати традиційним способом невигідно.

Для того щоб отримати 1 млрд м3 газу, потрібно газифікувати від 2 до 2,4 млн т вугілля. Таким чином, Україна має у розпорядженні запаси вугілля для отримання приблизно 10 тис. млрд м3 газу. При щорічному споживанні 73 млрд. м3 газу цих запасів вистачило б на 130–140 років. Газохімічний розрахунок

Розрахунок зводиться до визначення теплотворної здатності газу на підставі складу вугілля і складу газу. Склад газу визначається залежно від застосовуваного дуття. Для цього вугілля потрібно підпалити і подати йому окислювач - повітря (близько20 % кисню), чистий кисень та/або водяний пар. У першому випадку при так званому повітряному дутті після згоряння під землею вугілля на виході виходить газ, в якому буде приблизно 14 % вуглекислого газу СО2, 7–14 % чадного газу СО, до 16 % водню Н2 і близько 55 % азоту N2, 3–7 % метану СН4, 1,1–1,4 % сірководню H2 S. Останнє – всілякі домішки. Чадний газ і водень – це горючі гази, а азот і вуглекислий газ –негорючі. Отриманий газ має порівняно невисоку теплотворну здатність. Якщо ж задувати під землю суміш водяної пари і кисню, то на виході виходить синтез-газ, в якому буде чадного газу СО до 35 %, метану СН 4близько 7 % і водню Н2 – до 50 %. Таким чином горюча фракція в сумі перевищуватиме 90 %. Такий газ має набагато більшу теплотворну здатність. Матеріальний баланс На основі матеріального балансу визначається кількість дуття і водяної пари для проведення процесу газифікації. Розрахунок приводиться до питомої маси вугілля що підлягає газифікації. Також при розрахунку враховується процес первинного охолодження газу, що здійснюється безпосереднім контактом газу та води, з подальшим виносом на поверхню газу і пари. Залишковий вологовміст газу становить 0,5 кг/нм 3. Розрахунок води на охолодження визначається на підставі теплового балансу. Матеріальний баланс газифікації складається з наступних статей: № 1 2 3

Статті приходу Вугілля сухе Волога вугілля Дуття на газифікацію

Статті витрат Газ сухий (0,8) Витоки газу (0,2) Зольний залишок 136

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Волога розкладання Волога не розкладений Волога що привнесена Сірка інших джерел Водород інших джерел

4 5 6 7 8

Основні статті теплового балансу: № 1

Статті приходу Тепло, що виділяється під час горіння

2 3 4 5 6 7 8

Тепломісткість сухого вугілля Тепломісткість вологи вугілля Тепломісткість сухого дуття Тепломісткість припливної вологи Втрати тепла з вологою газу витоку Тепломісткість зольного залишку

Волога газу, в т. ч.

– Волога на вході – Волога витоку Тепловий баланс Статті витрат Тепло, що виділяється під час валового газу Тепломісткість сухого газу Тепломісткість вологи газу Втрати тепла з газами витоку Тепломісткість газу витоку Втрати тепла з вологою газу витоку Тепломісткість зольного залишку Втрати тепла (0,1)

горіння

Основні показники процесу які визначаються проектом 1.

2.

3.

4.

5.

6.

ККД газифікації по вуглецю. Витрата вугілля на вироблення 1 нм3 газу. Часова витрата вугілля. Річна витрата вугілля. Питома витрата дуття. Продуктивність станції. Система газифікації і конструкція підземних газогенераторів

Підготовка підземних газогенераторів пропонується комбінованим способом, тобто поєднання похило спрямованих свердловин по вугіллю з проходженням штреків шахтним способом. Збійку свердловин пропонується проводити методом гідравлічного розриву. Для кам’яного вугілля цей спосіб збійки є найбільш економічним і екологічно безпечним. Порядок підготовки генератора 1. Буріння вертикальних свердловин.

2. Буріння похилих свердловин 3. Збійка вертикальних свердловин між собою методом гідравлічного розриву пласта.

4. Припинення подачі води і продування свердловини повітрям високого тиску.

5. Розпал пласта з вертикальної свердловини без припинення дуття.

6. Створення потужного вогнища горіння і обробка гарячими газами каналу похилій свердловини за рахунок подачі до вогнища повітря високого тиску. Канал свердловини розширюється, пропускна здатність збільшується, дуття високого тиску на свердловині перекладається на дуття низького тиску і починається нормальна експлуатація свердловини.

137

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Конструктивні елементи газогенератора До основних конструктивних елементів газогенератора належать такі: 1. Визначення свердловин, що працюють на дуття та свердловин що відводять газ.

2. Визначення умовного фронту вогневих робіт.

3. Визначення діаметру технологічних свердловин.

4. Визначення нижньої межі робіт.

5. Визначення порядку відпрацювання пластів.

6. Складання календарного плану газифікації родовища. Проведення бурових робіт Обсяг бурових робіт з розкриття і підготовки підземних газогенераторів підраховується за найгіршим умовами. Протяжність бурових робіт визначається геологічними дослідженнями. Очищення та охолодження газу Газ, що отримується методом підземної газифікації, є досить запиленим. Середній вміст пилу в газі 2,0–2,5 г/нм3 Температура газу близько 110 °С. Для очищення і охолодження газу як правило застосовуються апарати мокрого очищення. При цьому вміст пилу знижується до 90 %, температура газу становить близько 30 0С, вологість газу 35 г/нм 3. Водний цикл станції Оборотний цикл складається з скруберів мокрого очищення, шламовідстійника, градирні та системи електрохімічного очищення оборотних вод. Основні процеси очищення: В основу технології прийнятий принцип мультістадійной селекції, що включає ряд послідовно або одночасно фізико-хімічних процесів що протікають: - електрокоагуляція забруднень; - електрофлотація забруднень; - коалесценція забруднень на поверхні розділу фаз в інфрачервоному тепловому потоці, умовно звана ІК – обробка; - фотоокислення розчинених забруднень під впливом ультрафіолетового опромінення; - та інші при необхідності (знезараження, обратноосмотичне фільтрування).

Повітродувних цех (Киснева станція) Залежно від обраної технології дуття проводиться розрахунок компресорних машин або розрахунок кисневої станції. Пароводяний цех Основні споживачі пара станції підземної газифікації: 1. Повітродувних цех.

2. Центральна насосна.

3. Опалення адміністративних та допоміжних будівель. Залежно від необхідної потреби у парі вибирається тип парогенератора.

138

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Потреба станції ПГУ у свіжій воді Споживачами води на станції є: 1. Повітряні компресори або інші машини.

2. Скрубери-холодильники для охолодження газу.

3. Відцентрові скрубери або інші апарати для грубого очищення газу.

4. Газовідвідні свердловини.

5. Бурової цех.

6. Пароводяний цех.

7. Побутові та протипожежні потреби.

8. Поповнення оборотного циклу. Для забезпечення станції свіжою водою, можливі варіанти поверхневого, підземного чи іншого водозабору з організацією циклу водопідготовки, з досягненням якості води вимогам споживачів. Силові навантаження і річний розрахунок споживання електроенергії Розрахунок проводиться в залежності від типу обраного устаткування на кожній виробничій ділянці. Тепловий контроль і автоматизація процесу підземної газифікації. Тепловий контроль здійснюється на: 1. Отводках до свердловин і голівках свердловин.

2. Контроль панелей підземних газогенераторів.

3. Загальностанційний контроль. Автоматизація всіх етапів роботи станції повинна скоротити втрати газу і тим самим збільшити основні техніко-економічні показники роботи станції. Лабораторний контроль Лабораторний контроль здійснюється за такими напрямами: 1. Аналіз вугілля – технічний і елементарний.

2. Аналіз порід – склад, газопроникність.

3. Аналіз вод та контроль якості вод після очищення.

139

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

УДК 622.244

МЕТОДИКА РОЗРАХУНКУ ГАЗОГІДРОДИНАМІЧНИХ ПАРАМЕТРІВ ГАЗОВИХ ТА ГАЗОКОНДЕНСАТНИХ СВЕРДЛОВИН У ВИПАДКУ НЕСТАЦІОНАРНОГО РЕЖИМУ ФІЛЬТРАЦІЇ Рой М.М.1, к.т.н., ст. викл., ongp1@ukr.net ; Ластовка В.Г.2, заст. директора з впровадження нової техніки та випробування свердловин; Клименко С.М.3, к. т. н., начальник експлуатаційної дільниці 1 – ОНГП ПолтНТУ ім. Ю. Кондратюка, м. Полтава, Україна; 2 – ТОВ «Карбон», м. Полтава, Україна; 3 – Експлуатаційна дільниця УкрДГРІ, м. Полтава, Україна На основі проведеного аналізу стану робіт з інтерпретації результатів дослідження газонасичених та газоконденсатних пластів вказується напрямок вирішення цієї задачі завдяки новій методиці розрахунку, яка дозволяє вдосконалити також технологію дослідження.

A METHOD OF CALCULATION OF GAZHYDRODYNAMIC PARAMETERS OF GAS AND GAZCONDENSATE WELLS IS IN THE CASE OF NON-STATIONARY MODE OF FILTRATION Roy M.1, p. h. d., s. chief. of kaphedra, ongp1@ukr.net ; Lastovka V.2, director is from introduction of new technique and wells test; Klimenko S.3, p.h.d., chief of Operating area of UkrSGRI, Poltava, Ukraine 1 – ONGP PoltНТU J. Кondratjuka, Poltava, Ukraine; 2 – LTD «Carbon», Poltava, Ukraine; 3 – Operating area of UkrSGRI, Poltava, Ukraine On the basis of the conducted analysis of the research works state of gas-saturated and gazcondensate layers direction of this task decision is specified due to the new calculation method, which allows to perfect research technology also.

Існуюча технологія дослідження і недосконалі технічні засоби не забезпечують визначення газогідродинамічних параметрів високопродуктивних газових і газоконденсатних пластів в умовах, коли режим дослідження не є стаціонарним, що характеризується миттєвим відновлення тиску на вибої свердловини після зупинки її роботи. Це характерно для високопродуктивних свердловин. В результаті цього немає можливості забезпечити наявність повної геологічної інформації по таких високопродуктивних свердловинах, щоб використати її в повній мірі для розрахунку запасів газу і газоконденсату та підготовки проектів розробки покладів і родовищ. Авторами на основі вивчення існуючих методик розрахунку газогідродинамічних параметрів пластів, виходячи з первинних матеріалів дослідження, розроблена методика розрахунку, яка вирішує проблему не втрати цінної геологічної інформації, а навіть збільшення її обсягу. Зважаючи на складність використовуваних методик, значний обсяг обчислень, використання наближених розрахунків у традиційно використовуваних методиках пропонована методика здійснена авторами в сучасному програмному середовищі. Це усуне наближені розрахунки за допомогою палеток (наприклад, визначення інтегралів Дюамеля) і, крім підвищеної точності розрахунків, досягне ще одного важливого результату – скорочення часу на інтерпретацію фактичних даних результатів дослідження. Методика дасть змогу аналітично визначити не менше 20 газогідродинамічних параметрів продуктивних газових та газоконденсатних пластів, в тому числі коефіцієнтів

140

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

пористості, проникності, п’єзопровідності, показника якості розкриття пласта, ефективної потужності пласта, тощо. Співставляючи існуючі методи оброблення кривих відновлення тиску (КВТ) з точки зору надійності отриманих результатів і обсягу промислових і обчислювальних робіт, А. П. Канюгою виявлено [1], що найкращі результати дають метод дотичної і диференціальний метод Ю. П. Борисова. Слід зазначити, що обидва ці методи можуть бути успішно використані лише при умові швидкого (протягом 10–60 хвилин) відновлення тиску після закриття свердловини. При цьому метод Ю. П. Борисова потребує значно більшого обсягу обчислювальних робіт, але дозволяє уникнути суб’єктивної побудови дотичної, що є недоліком методу дотичної. При повільному відновлення тиску (від кількох годин до кількох неділь), більш раціональним є використання інтегрально-диференціального метода І. А. Чарного– І. Д. Умрихіна або інтегрального методу УкрДГРІ, причому останній вигідно відрізняється значно меншим об’ємом обчислень, зручний і простий в користуванні. Для створення нової методики було використано комплексний підхід: 1. в основу вибору методики покласти критерій точності в першу чергу а ступінь складності - в другу чергу, що є вирішальним при виборі методики оброблення КВТ; 2. використати дві методики оброблення КВТ для того, щоб мати можливість скористатися комплексними параметрами та застосувати їх в повній мірі; 3. використати апарат математичного моделювання, який базується на сучасній системі “Мathcad”, що дасть змогу прискорити процес обчислення та усунути наближені обчислення чи суб’єктивні графічні побудови. Результатом такого комплексного підходу, з урахуванням того, що миттєве відновлення тиску при зупинці роботи свердловини характерне для високодебітних свердловин, основною була вибрана методика розрахунку Ю. П. Борисова. В якості допоміжної методики взято універсальну методику І. А. Чарного [2]. Підсумовуючи сказане, можна констатувати вирішення задачі визначення значно більшого обсягу газогідродинамічних параметрів високодебітних свердловин, що досліджувалися на нестаціонарних режимах, порівняно з існуючими методиками. Розраховані наступні показники:  kh  1. газопровідність при свердловинної зони пласта   ;  µ 1  kh  газопровідність віддаленої зони пласта   ;  µ 2 3. коефіцієнт привибійної закупорки пласта П з ; 4. комплексний параметр відношення п’єзопровідності до квадрату зведеного радіусу ж свердловини 2 ; rn 5. комплексний параметр відношення п’єзопровідності до квадрату радіусу контуру ж дренування свердловини 2 ; Rк 6. коефіцієнт лінійного опору рівняння припливу A ; 7. коефіцієнт інерційного опору рівняння припливу B ; P−P 8. рівняння припливу = AQ + BQ 2 ; 2P 9. коефіцієнт продуктивності пласта K n 10. зведений радіус rc ;

2.

141

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

11. радіус контуру дренування Rк ; 12. скін-ефект S ; 13. коефіцієнт п’єзопровідності ж 14. параметр відношення проникності до пористості ψ = 15.

16.

17.

18.

19.

20.

21.

функція добутку ємності і провідності F ; ємність пласта mh ; провідність пласта kh ; пористість пласта m ; коефіцієнт проникності пласта k ; ефективна потужність пласта h ; середній діаметр пор колектора d cp .

k ; m

22. параметр макрошорсткості гірської породи l . Інформаційна можливість методики, викладеної в програмному середовищі, не обмежується лише результативністю обсягу розрахованих газогідродинамічних параметрів, усуненням суб’єктивного фактору при застосуванні відомих методик, скороченням часу на оброблення матеріалів дослідження свердловин, а, і це найголовніше – дасть можливість удосконалити саму технологію дослідження свердловин при нестаціонарних режимах фільтрації. Це означатиме, що існує реальний напрямок для раціонального розвитку й вдосконалення мінерально-сировинної бази України. ЛІТЕРАТУРА 1. Канюга А. П., Мелешко Т. В., Мельничук Я. Г., Синицын В. Я., Колокольцев В. А., Мысик Ю. О., Филяс Ю. І., Мельник П. В., Гульгун Б. Ю., Палюх М. Г., Губанов Ю. С. Руководство по гидрогазодинамическим и термометрическим методам исследований разведочных скважин. – Киев: Наукова думка, 1972. 348 с.

2. Чернов В. С. Базлов М. Н., Жуков А. И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. – М: Гостоптехиздат, 1960. – С. 103–104.

142

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

УДК 622.244.6 (477)

ТЕХНІКО-ТЕХНОЛОГІЧНІ МОЖЛИВОСТІ ВІДНОВЛЕННЯ І ВВЕДЕННЯ В ДІЮ СВЕРДЛОВИН З ФОНДУ ЛІКВІДОВАНИХ ТА НИЗЬКОПРОДУКТИВНИХ КОЛЕКТОРІВ Рой М.М.1, к.т.н., ст. викл., ongp1@ukr.net ; Акульшин О.О.2, д.т.н., доц., заст. директора з наук. питань; Бойко В.С.3, д.т.н., проф. каф. розробки та експлуатації нафтових і газових родовищ 1 – ОНГП ПолтНТУ ім. Ю. Кондратюка, м. Полтава, Україна; 2 – ПАТ «УкрНГІ», м. Київ, Україна; 3 – ІФНТУНГ, м. Івано-Франківськ, Україна На основі проведеного аналізу стану робіт, пов’язаних з випробуванням пластів у неглибокозалягаючих горизонтах та відновлення і введення в дію частини раніше ліквідованого фонду свердловин і, в першу чергy, пошуково-розвідувальних з негерметичними експлуатаційними колонами та колонами – хвостовиками, а також колекторів з низькою продуктивністю, вказується один з напрямків вирішення цієї задачі.

TECHNIC-TECHNOLOGICAL POSSIBILITIES OF RENEWAL AND INTRODUCTION IN AN ACTION WELLS FROM FUND OF LIQUIDATED AND LOW-PRODUCTIVE COLLECTORS Roy M.1, p. h. d., s. chief. of kaphedra, ongp1@ukr.net ; Akulshin A.2, d. t. s., scientific director; Boyko V.3, d. t. s., prof. kaph. developments and exploitations of oil and gas deposits 1 – ONGP PoltНТU J. Кondratjuka, Poltava, Ukraine; 2 – PAT«UkrNGI», Кiev, Ukraine ; 3 – Ivano-Frankivsk National Technical University of Oil and Gas, Ivano-Frankivsk, Ukraine.

On the basis of the conducted state of works analysis, related to the test of layers in shallow horizons and introduction to the action the before liquidated wells fund, above all things searchingreconnaissance with untight operating columns and columns – by tailpresss and also low productivity collectors, one of directions of this task decision is specified due to the improved technology and hardwares for its realization.

На сучасному стані розвитку нафтогазової галузі, яка покликана забезпечувати країну вуглеводневою сировиною, важливо нарощувати запаси вуглеводнів з найменшими затратами коштів і часу [1]. Тому однією із стратегій геологорозвідувальних робіт на наступні роки, як найменш затратною, може бути пошук нових покладів вуглеводнів у неглибокозалягаючих горизонтах або вивчення, відновлення і введення в дію частини раніше ліквідованого фонду свердловин і, в першу чергу, пошуково-розвідувальних [2]. Важливим резервом нарощування видобутку нафти і газу також є введення у промислове освоєння колекторів з низькою продуктивність. Таких нафтових і газових родовищ в Україні налічується понад 100, на яких ліквідовано понад 180 свердловин, як такі, що не відповідають промисловим категоріям. Більшу частину цих свердловин можливо було б відновити і ввести в експлуатацію. Такі роботи з відновлення ліквідованого фонду свердловин раніше проводились об’єднанням “Укрнафта” і показали перспективність цього напрямку: з 13 відновлених свердловин на 6 родовищах ДДз було отримано додатково 3 325 т нафти і 108 500 тис. м³ газу [3]. Але поширення цього досвіду не набуло суттєвого впровадження через відсутність надійного глибинного обладнання.

143

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Водночас, введення в дію таких свердловин неминуче пов’язано з розбурюванням ліквідаційних (ізоляційних) цементних мостів, що стає причиною (при наявності декількох перфорованих горизонтів) негерметичності експлуатаційних колон. Але відсутність надійних і відносно дешевих та конструктивно простих технічних засобів (пакерів, циркуляційних клапанів) є стримуючим фактором введення в експлуатацію значного фонду ліквідованих свердловин, як свердловин з непромисловими припливами нафти і газу, так і тих, які потребують подальшого дослідження та інтенсифікації припливів. Суттєвою проблемною є також відсутність єдиної технології випробування продуктивних горизонтів в свердловинах з негерметичними експлуатаційними колонами. Тому авторами розроблена технологія випробування продуктивних пластів у свердловинах з негерметичними експлуатаційними колонами та технічні засоби, що її забезпечують. До них відносяться; якір шліпсовий механічний, пакер секційний, клапан промивальний глибинний, клапан навантажувально-зрівнювальний, якір опорний гідравлічний. Якір шліпсовий механічний призначений для установки пакера в експлуатаційній колоні, або у відкритому стовбурі свердловини малого діаметру, без опори на вибій свердловини. Застосування якоря дозволяє проводити установку пакера в різних інтервалах свердловини в залежності від стану експлуатаційної колони і не залежить від віддалення інтервалу випробування від вибою свердловини. Його застосування забезпечує можливість проводити послідовне селективне випробування окремо кожного із декількох перфорованих пластів без ізоляції нижче розташованих і вже випробуваних. Також якір дозволяє проводити випробування пластів в свердловинах з негерметичними експлуатаційними колонами, або в свердловинах, лише частково обсаджених експлуатаційними колонами-хвостовиками. Якір може бути застосованим при проведенні інтенсифікації припливу пластового флюїду під тиском (гідророзрив пласта, кислотна обробка та ін.). Удосконалена конструкція пакера механічного принципу дії забезпечує можливість здійснювати не тільки селективне випробування пласта з шліпсовим якорем, або з опорним хвостовиком з упором у вибій свердловини, а і проведення гідророзривів пласта та інтенсифікацію припливу (кислотні обробки) під тиском. Також конструкція надійна при створенні перепаду тиску як зверху-вниз так і навпаки, проста і дешева у виготовленні. Освоєння і дослідження продуктивних пластів в свердловинах з негерметичними експлуатаційними колонами із застосуванням шліпсового опорного якоря і пакера потребує включення в компоновку насосно-компресорних труб глибинного промивального клапана. Необхідність застосування глибинного промивального клапана викликається необхідністю створення депресії на пласт шляхом пониження рівня промивальної рідини у внутрішній порожнині насосно-компресорної колони після установки пакера і ізоляції проперфорованого пласта від затрубного простору свердловини, заповненого промивальною рідиною. Зниження рівня досягається шляхом закачування в насосно-компресорні труби (НКТ) стисненого повітря чи нейтрального газу і видалення промивальної рідини із внутрішньої порожнини компресорних труб в затрубний простір через промивальний клапан з наступною розрядкою надлишкового тиску в трубах. Відомі конструкції промивальних та циркуляційних клапанів, які застосовуються при випробуванні продуктивних горизонтів як в обсаджених свердловинах експлуатаційними колонами, так і відкритому стовбурі, в силу різних конструктивних недоліків та своєї складності і високої вартості, не знайшли широкого застосування і вітчизняною промисловістю не випускаються. Удосконалена конструкція промивального клапана проста, надійна і при установленому пакері забезпечує як пряму, так і зворотну промивку свердловини (не знімаючи пакера) та спуск глибинних манометра, термометра чи пробовідбірника через промивальний клапан в зону перфорації та призначена для зниження рівня в НКТ з метою утворення депресії на пласт і виклику припливу пластового флюїду із пласта при установленому пакері.

144

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Відомо, що в процесі спуску в свердловину глибинного обладнання, яке має незначний кільцевий зазор з внутрішнім діаметром експлуатаційної колони, виникають значні гідравлічні коливання в стовбурі свердловини, які негативно впливають на колектор пласта і можуть привести до зниження його фільтраційних властивостей. Ця причина стала основною для включення до комплекту глибинного обладнання для випробування продуктивних горизонтів в свердловинах з негерметичними експлуатаційними колонами клапана навантажувально-зрівнювального. Удосконалений клапан навантажувально-зрівнювальний забезпечує як передачу додаткового навантаження на пакер після його установки, так і вирівнювання тиску під пакером в процесі спуску інструменту та при знятті пакера після завершення випробування. Крім цього, клапан відіграє роль додаткового циркуляційного клапана і забезпечує промивання свердловини у випадку відмови головного циркуляційного клапана. Останнім часом все частіше виникає необхідність в проведені робіт з інтенсифікації припливу із пласта шляхом його гідророзриву або кислотної обробки під тиском. При проведенні таких робіт створюються негативні умови, які впливають на працездатність пакерів. Розрахунки показують, що при створенні під пакером перепаду тиску 50,0 МПа в експлуатаційній колонні з внутрішнім діаметром 118 мм, на нього діє зусилля порядку 600 кН. Це зусилля, яке діє на пакер знизу вгору, приводить до зняття з місця шліпсового якоря і розгерметизації гумового ущільнювального елемента пакера. В зв’язку з цим виникає необхідність в компоновку шліпсового опорного якоря і пакера включити верхній опорний якір, який встановлюється на пакером. Наявність такого вузла фіксації пакера буде попереджувати можливість переміщення пакера і шліпсового якоря вгору по колоні при підвищенні тиску під пакером. Відомі для фіксації пакерів верхні шліпсові якорі гідравлічної дії в силу різних конструктивних недоліків не знайшли свого застосування при проведенні робіт по інтенсифікації припливу із пласта в глибоких свердловинах в умовах великих перепадів тиску та температури і вітчизняною промисловістю серійно не випускаються. Удосконалений якір опорний верхньої дії за принципом роботи є гідравлічним. Конструкція якоря запобігає руйнуванню експлуатаційної колони від дії шліпсів на колону, що регулюється кількістю циліндричних шліпсів якоря. Шліпсовий якір з’єднується з колоною насосно-компресорних труб за допомогою різьби і встановлюється над пакером. З метою застосування розробленого глибинного обладнання для випробування продуктивних пластів в свердловинах з негерметичними експлуатаційними колонами та колонами-хвостовиками, а також для проведення інтенсифікації припливу пластового флюїду (гідророзрив пласта, кислотно-лужні обробки пласта під тиском) розроблена технологічна схема компоновки обладнання, яка включає три варіанти (рис.1): варіант “а” – експлуатаційна колона негерметична вище інтервалу перфорації; варіант “б” – експлуатаційна колона негерметична вище і нижче інтервалу перфорації; варіант “в” – інтенсифікація припливу пластового флюїду (гідророзрив, кислотні обробки пластів під тиском). У випадку, коли випробовуваний перфорований пласт знаходиться нижче місця негерметичності експлуатаційної колони, випробування продуктивного пласта проводиться по схемі “а” (рис. 1) із застосуванням наступної компоновки (знизу-вгору): фільтр 7, опорний шліпсовий якір 5 з опорним фрикціоном 6, пакер механічної дії з металевою розсувною опорою під і над гумовим ущільнюючим елементом, клапан навантажувальнозрівнювальний 3, клапан промивальний гідравлічний 2, насосно-компресорні труби 1. Згідно цієї схеми представляється можливим ізолювати негерметичну ділянку експлуатаційної колони з припливом пластової води шляхом установки пакера з опорним шліпсовим якорем над перфорованим продуктивним пластом, знизити рівень промивальної рідини в НКТ до необхідної величини депресії на пласт, викликати приплив із пласта і 145

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

дослідити свердловину на режимах. При необхідності можливо свердловину перевести на довгострокову експлуатацію. Після завершення випробування пласта компоновка глибинного обладнання дозволяє за допомогою клапана промивального гідравлічного здійснити задавку пласта і провести як пряму, так і зворотну промивку свердловини. Наявність навантажувально-зрівнювального клапана дозволяє: забезпечити надійну пакеровку інтервалу випробування в випадку недостатнього механічного навантаження на пакер, що може мати місце при підвішуванні насосно-компресорної колони в фонтанній арматурі; вирівнювати тиск в підпакерній частині при спуску компоновки в свердловину, зменшуючи цим негативне гідравлічне навантаження на пласт; провести задавку пласта і промити свердловину у випадку неспрацювання головного промивального клапана. У випадку, коли експлуатаційна колона негерметична вище і нижче інтервалу випробовуваного пласта, випробування проводиться згідно варіанту “б” (рис. 1), яка передбачає включення в компоновку двох пакерів 4, розділених фільтром 7, причому один пакер встановлюється над інтервалом перфорації, другий – (сумісно з шліпсовим якорем 5) під інтервалом перфорації. В цьому випадку нижній пакер обладнується пробкою, яка при установці пакерів перекриває осьовий канал пакера, ізолюючи підпакерну зону з інтервалом випробовуємого пласта. Застосування цієї компоновки випробувального інструменту дозволяє герметично ізолювати продуктивний випробовуваний пласт від негерметичних ділянок експлуатаційної колони і селективно випробувати продуктивний пласт із забезпеченням тих же технологічних операцій, як і при проведенні робіт за схемою “а”. Під час проведення гідророзриву пластів або кислотних обробок під тиском роботи слід виконувати згідно схеми “в”, яка передбачає наступну компоновку глибинного обладнання (знизу-вгору): шліпсовий опорний якір 5 з фільтром 7 або з НКТ з відкритим нижнім кінцем, пакер 4 з металевими розсувними опорами зверху і знизу гумового ущільнювального елемента, верхній опорний шліпсовий якір 8 гідравлічної дії. Наявність в компоновці верхнього гідравлічного якоря запобігає переміщенню пакера вгору по експлуатаційній колоні від надлишкового тиску в підпакерній зоні під час проведення гідророзриву пласта, кислотної обробки пласта під тиском та інших робіт з інтенсифікації припливу, пов’язаних з тиском під пакером, перевищуючим перепад тиску на пакер. Виробничі випробування комплексу підземного обладнання проводилися в експлуатаційній колоні діаметром 140 мм (інтервали перфорації 4 538–4 536, 4 53524 533) сверд. № 1 Шляхової площі ЗАТ “Пласт”. Розроблені технологія та глибинне обладнання забезпечують надійне випробування і дослідження продуктивних пластів, включаючи і їхню експлуатацію, у свердловинах з негерметичними експлуатаційними колонами, а також проведення різного роду робіт з інтенсифікації припливу.

146

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

а)

б)

в)

Рис. 1. Технологічна схема випробування пластів у свердловинах:

а – з негерметичними експлуатаційними колонами вище інтервалу перфорації; б – з негерметичними експлуатаційними колонами нижче інтервалу перфорації; в – при обробці пласта під тиском

147

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

ЛІТЕРАТУРА 1. Гошовський С. В. Проблема нарощування видобутку вуглеводнів в Україні/С. В. Гошовський//Нафтова і газова промисловість. – 1998. – № 6. – С. 24–26.

2. Лебідь В. П. Сучасна система освоєння нових нафтогазоперспективних земель у Дніпровсько-Донецькій западині/В. П. Лебідь, І. В. Ахромкіна//Нафтова і газова промисловість. – 1999. – № 5. – С. 3–6.

3. Музычко И. И. “Укрнефть”: что дало восстановление ликвидированного фонда скважин/И. И. Музычко, Н. Н. Гунька//Нефтяное хазяйство. – 1998. – № 3. – С. 9–10.

148

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

УДК 911.6+551.556.3

ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ РАЗЛИЧНЫХ ПРИРОДНЫХ ЗОН УКРАИНЫ Собченко А.Ю.1, аспирант, nsobchenko@gmail.com 1 – ОГЭКУ, г. Одесса, Украина

В работе на примере получасовых данных семи аэропортов Украины, оценены ветроэнергетические ресурсы различных географических зон. Рассмотрена динамика изменений ветроэнергетического потенциала за период 2001–2008 гг.

WIND ENERGY RESORSES OF DIFFERENT NATURAL AREAS OF UKRAINE Sobchenko A.1, PhD student, nsobchenko@gmail.com 1 – Odessa state environmental university, Odessa, Ukraine In this work using half-hour data of seven airports of Ukraine, was estimated wind resources of various geographical areas. Determined the dynamics of changes of wind energy potential in the period of 2001–2008.

Введение. Возобновляемые источники энергии являются актуальным трендом в силу очевидных достоинств: экологическая чистота, легкость установки технических средств, неисчерпаемость ресурса. Ветроэнергетика является наиболее динамично развивающейся отраслью возобновляемой энергетики. Естественно, что эффективность ветроустановок напрямую зависит от климатических ветровых характеристик того района, в котором планируется развитие ветроэнергетики. Известно [3], что пространственно-временная изменчивость ветровых характеристик существенно зависит от местных и связанных с ними циркуляционных условий. Поэтому исследования ветроэнергетических климатических характеристик различных географических зон, в т. ч. Украины, являются крайне актуальными для практической реализации задач ветроэнергетики. Материалы и методы исследования. Для исследования в данной работе были использованы получасовые данные по скорости и направлению ветра за период 2001–2008 гг. для семи аэропортов Украины, а именно Днепропетровск, Донецк, Киев, Кривой Рог, Львов, Одесса и Симферополь. Результаты исследования и их обсуждение. Исходными требованиями к развертыванию ВЭУ является наличие ветроэнергетического потенциала с уровнем среднегодовой скорости ветра 5 м/с и более. При этом благоприятным условием является параметр устойчивости скорости ветра, характеризуемый значениями коэффициента вариации не более 0,5 [2, 3]. Наибольшая среднегодовая скорость ветра за исследуемый период (табл. 1) наблюдается в Одессе и Симферополе (4.4 и 4,6 м/с соответственно), наименьшая – во Львове (2,9 м/с). В Одессе более высокие скорости ветра можно пояснить влиянием бризовой циркуляции, которая может поддерживать устойчивые скорости ветра на протяжении длительного времени. Коэффициенты вариации для АМСГ Киев, Донецк, Днепропетровск, Кривой Рог, Симферополь и Одесса варьируются в пределах 0,5–0,6, что является граничным значением для условий, благоприятствующих размещению ВЭУ, и указывает на значительную изменчивость скорости ветра во времени [2, 3]. Во Львове изменчивость скорости ветра еще выше: рассчитанные значения коэффициента вариации достигают значений 0,7-0,9. Эффективно, но не исчерпывающе, природные ветроэнергетические ресурсы можно оценить с помощью т.н. “среднего куба скорости” [1], который для рассматриваемых 149

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

районов колеблется (табл. 1) от 57 до 240 м3/с3 в различные годы, с максимумом в Симферополе, и минимумом – во Львове. Следовательно, ни один из рассмотренных городов нельзя отнести к районам, перспективным с точки зрения ветроэнергетики, поскольку для целей ветроэнергетики требуется, чтобы средний куб скорости превышал значение 500 м3/с3, иначе вследствие т. н. “мертвого интервала” возникают высокие потери потенциальных ветроэнергетических ресурсов [3]. Таблиця 1. Статистические характеристики скорости ветра для территории Украины, полученные на примере 7 аэропортов за период 2001-2008 гг.

Днепропетровск

Донецк

Киев

4,12

4,01

3,56

Кривой Рог 4,08

35

45

15

σx

2,28

2,50

CV Mo Me As (V )3

0,55 3 4 0,34 69,98

V3

138,31

V Vmax

Львов

Одесса

Симферополь

2,88

4,39

4,61

24

16

22

24

1,98

2,02

2,26

2,31

2,64

0,62 3 4 0,49 64,55

0,56 3 3 0,67 45,21

0,50 3 4 0,41 68,07

0,78 0 3 0,48 23,81

0,53 5 4 0,45 84,40

0,57 3 4 1,03 97,95

147,80

92,57

121,63

73,33

160,21

212,92

В табл. 2 приведена оценка динамики теоретического ветроэнергетического потенциала для исследуемых географических зон Украины для трех временных климатических интервалов. Из-за снижения скорости ветра и увеличения повторяемости слабых скоростей ветра энергетический потенциал в Киеве и Кривом роге снизился практически в два раза – до 85 и 110 Вт/м2 соответственно. В Одессе природный ветроэнергетический потенциал в 1,5 раза больше, чем в Киеве, но также наблюдается значительное снижение со временем – до 135 Вт/м2. В Донецке удельная теоретическая мощность ветрового потока составляет 129 Вт/м2, что практически в 1,8 раза меньше по сравнению с реперным периодом. Во Львове природный ветроэнергетический потенциал уменьшился в 3 раза – до 70 Вт/м2. Исключение составляют Крымские горы, в которых энергетический потенциал со временем увеличился в 1,6 раза. Таблица 2. Удельная теоретическая мощность ветрового потока, Вт/м2, для исследуемых природных зон Украины

2001–2008

1961–1990

2001–2008

1961–1990

1936–1960

Симферополь

Одесса 1936–1960

2001–2008

1961–1990

2001–2008

1961–1990

2001–2008

1961–1990

1936–1960

ДнепропетДонецк ровск

Львов 1936–1960

2001–2007

2001–2008

1961–1990

1936–1960

период

Кривой Рог

Киев

1936–1960

природная зона

Удельная теоретическая мощность 156 45 85 276 110 232 110 70 169 182 123 229 129 299 116 135 113 171 180 ветрового потока, Вт/м2

150

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Рис. 1. Годовой ход скорости ветра для территории Украины, полученные на примере 7 аэропортов за период 2001-2008 гг.

Из рис. 1 видно, что в летний период скорости ветра во всех исследуемых регионах значительно ниже скоростей в зимний и переходные периоды. Также можно видеть, что самые низкие скорости ветра встречаются в районе Львова.

Рис. 2. Суточный ход скорости ветра на территории Украины, полученный на примере 7 аэропортов за период 2001-2008 гг.

Для всех исследуемых регионов был произведен расчет суточной скорости ветра за весь рассматриваемый период. Результат представлен на рис. 2. Суточный ход температуры имеет одинаковых характер для всех городов, кроме Одессы, в которой наблюдаются резкие пики. Наибольшие скорости ветра наблюдаются с 6 утра до 6 вечера во всех рассматриваемых регионах.

151

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

На рис. 3 представлены оценки ветроэнергетического потенциала на различных уровнях. Следует отметить, что удельная мощность возрастает значительно, для Львова и Киева – до 400–500 Вт/м2, а Донецка, Кривого Рога, Днепропетровска, Одессы и Симферополя – до 700–1 100 Вт/м2, что соответствует крайне благоприятным условиям для установки ВЭУ.

Рис. 3. Изменение удельной теоретической мощности ветроэнергетического потока по высоте для различных природных зон Украины

Выводы. Оценка ветроэнергетического потенциала для различных городов Украины показала, что со временем удельная мощность ветрового потока уменьшилась практически в два раза для всех пунктов, за исключением Крымских гор, в которых ветроэнергетический потенциал остался практически неизменным. Поскольку в настоящее время используются ВЭУ с характерной высотой установки колеса в 50 м и выше, то ветроэнергетический потенциал может быть увеличен практически в 5 раз. Таким образом, Киев (полесье) становится регионом частично перспективным для установки ВЭУ, а наиболее перспективными регионами являются южные районы: Донецк, Одесса, Днепропетровск, Кривой рог и Симферополь. Лесостепь (Львов) является малоперспективным для использования ветровых генераторов даже на уровне 50–200 м, однако для эффективной реализации ветроэнергетического потенциала в этом регионе целесообразно использовать ветровые парки с ветрогенераторами, пороговая скорость которых составляет 2 м/с и менее. В Одессе, а также во всем Причерноморско-Приазовском краю имеются дополнительные условия, благоприятствующие установке ВЭУ: бризовая циркуляция и открытая морская поверхность, которую можно использовать для развертывания оффшорных ветровых парков.

152

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

ЛИТЕРАТУРА 1. Анапольская Л. Е., Гандин Л. С. Ветроэнергетические ресурсы и методы их оценки//Метеорология и гидрология, 1978, 7. – С. 11–18.

2. РД 52.04.275-89 “Методические указания. Проведение изыскательских работ по оценке ветроэнергетических ресурсов для обоснования схем размещения и проектирования ветроэнергетических установок”. – М.: Госкомгидромет СССР, 1991. – 34 с.

3. Руководство по специализированному обслуживанию экономики климатической информацией, продукцией и услугами/Под ред. проф., д-р геогр. наук Кобышевой Н. В. – ГУ “ГГО”. – Санкт-Петербург, 2009. – 334 с.

153

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

УДК (553.981:548.562):620.91

ОКРЕСЛЕННЯ ПЕРСПЕКТИВ ДОСЛІДЖЕННЯ ТА ВИДОБУВАННЯ ГАЗОГІДРАТІВ У ЧОРНОМУ МОРІ Чепіжко О.В.1, доктор геологічних наук, професор, avchep@i.ua ; Кадурін В.М.1, кандидат геолого-мінералогічних наук, професор, vl.kadurin@gmail.com ; Кадурін С.В.2, кандидат геологічних наук, kadurins@gmail.com ; Какаранза С. Д.2, кандидат геологічних наук, s.kakaranza@gmail.com ; Лосева Л.Ю.1, інженер, eremina_l@ukr.net 1 – Одеський національний університет імені І.І. Мечникова, м. Одеса, Україна; 2 – ГЕОДАР Інвестментc, м. Віндхук, Намібія У роботі розглядаються перспективи виявлення газогідратних покладів у межах Чорного моря. Описані райони, в яких встановлені флюїдогенні структури, з якими пов’язуються метаногідратні поклади. Обґрунтовано прогнозні перспективні райони пошуків газогідратів у межах Чорного моря. Розглядається теорія їх утворення та існування за певних термодинамічних умов. Звертається увага на район, що розташований на континентальному схилі у північно-західній частині Чорного моря. Зроблено припущення, що зв’язок грязьових вулканів та газогідратів з термальним діапіром має парагенетичний характер, а їх зв’язок з термальним діапіром є генетичний.

SETTING PROSPECTS FOR RESEARCH AND EXTRACTION OF GAS HYDRATES IN THE BLACK SEA Chepizhko O.1, avchep@i.ua ; Kadurin V.1, vl.kadurin@gmail.com ; Kadurin S.2, kadurins@gmail.com ; Какаrаnzа S.2, s.kakaranza@gmail.com ; Lоsеvа L.1, eremina_l@ukr.net 1 – Odesa National University, Odesa, Ukrayina; 2 – HEODAR Investmentc, Windhoek, Namibia The prospects of identification of gas hydrate deposits within the Black Sea are considered in the work. The areas are described that contain gene-fluids structures which are associated the methanehydrated deposits. The promising areas for the searches for gas-hydrates deposits within the Black Sea are grounded. We consider the theory of their formation and existence under certain thermodynamic conditions.

Attention is drawn to the area located on the continental slope in the north-western Black Sea. It is suggested that the relationship of mud volcanoes and gas hydrates with thermal diapir has paragenetic nature, and their relationship with the thermal diapir is genetic.

Родовища газогідратів в морських і океанічних опадах досі залишаються найменш вивченими мінеральними ресурсами Світового океану. Причин для цього багато, але головними є дві: велика глибина і відсутність технічних способів дешевого промислового добування. Але це не зупиняє науково-дослідних робіт з вивчення цих, безумовно, перспективних об’єктів. Значні запаси, які сконцентровані в покладах газогідратів є основою для проведення широкомасштабних геолого-пошукових робіт такими державами як США, Японія, Канада, Китай та Україна [1–3, 5, 6]. Газогідрати встановлені у Світовому океані інструментальними методами – сейсморозвідкою та бурінням. Для окремих районів проведений розрахунок запасів нетрадиційної вуглеводневої сировини. Виходячи з окреслених перспектив деякі країни приступили до реалізації своїх проектів та програм по освоєнню цих ресурсів. Пріоритетними є опрацювання методик пошуків і розвідки родовищ газогідратів та розробка технологій їх видобування. Сучасні методики дозволяють виявлення газогідратних покладів шляхом сейсмічного зондування, гравіметричним методом, вимірюванням теплового і дифузійного потоків над покладом, вивченням динаміки електромагнітного поля у досліджуваному регіоні.

154

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Найбільш значимими є дослідження Японії, що були розпочаті в 1995 р. за національною програмою по вивченню та дослідженню цих родовищ. На 2014 рік біля узбережжя Японії знайдені більше ніж 18 родовищ. Були підраховані перспективні запаси (від 4 до 20 трлн м3) та почато буріння свердловин для видобування. Промислову розробку одного з родовищ передбачається розпочати у 2017 р. [2] Основна маса газогідратів у Чорному морі приходиться на територію, підпорядковану Україні та Румунії. Значно менше доводиться на Турцію, Болгарію і Росію. Прогнозований обсяг за різними джерелами – від 20 до 25 трлн м3 (можливо не менше 100 трлн м3?) [1, 2, 4]. Результати проведених детальних досліджень по виявленню газогідратних покладів у Чорному морі відображені у роботах Шнюкова Є. Ф., Коболева В. П., Трубенко О. М., Ровенко О. В., Пасинкова А. та ін. [1–5]. В цілому, можна вважати, що теоретичні аспекти формування газогідратів в морських і океанічних опадах вже розроблені. Складено термодинамічні діаграми стану (Ян Клеркс, Бельгия [6]), для Чорного моря наведені генетичні типи, визначені глибина, з яких газ буде знаходиться в газогідратній формі (Коболев В. П. [3]), визначено склад газів в газогідратах та визначено ресурси (Шнюков Є. Ф., [4]). Але на жаль, практичних досліджень вкрай мало, що робить теорію слабо підтвердженою. У 1990 р. ДРГП “Причорноморгеологія” виконало роботи з вивчення глибоководної частини Чорного моря в зоні економічної відповідальності України. Були випробувані й описані близько 1000 станцій на глибинах від 100 до 2 085 м. При цьому відзначалися ті станції, які дегазували на поверхні при глибинах відбору понад 1 000 м. Комі того, на 20 точках на цій площі було виміряні параметри теплового потоку. Все це дозволило авторам провести розрахунки товщину газогідратного шару в глибоководних опадах досліджуваної території Чорного моря. Розрахунки показали, що в цілому товщина шару газогідратів зростає з глибиною і добре корелює з контурами циркумчорноморського розлому Чорного моря, що контролює формування континентального схилу і товщина шару можливого гідратоутворення в абісальній частині зростає від 50 до 120 м. Значно змінює картину неоднорідний тепловий потік, особливо в місцях так званих термальних діапірів. На досліджуваній території виділяється один найбільш крупний діапір на південно-західній території Чорного моря (рис. 1). Аналіз карти показує, що на крилах термального діапіру зосереджена значна кількість точок пробовідбору, в яких візуально спостерігався розклад газогідратів та виділення газу. На цій же ділянці відмічається велика кількість грязьових вулканів (по Шнюкову Є. Ф.). Разом з тим, пряма кореляція між грязьовими вулканами і точками газовиділення відсутня. Це дає можливість припускати, що зв’язок грязьових вулканів та газогідратів з термальним діапіром має парагенетичний характер, а зв'язок їх з термальним діапіром є генетичний.

155

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Рис. 1. Оглядова карта досліджуваної території при геолого-геофізичній зйомці (за матеріалами ПричорноморДРГП) 1: 1 000 000

ЛІТЕРАТУРА 1. Василев А., Димитров Л. Оценка пространственного распределения и запасов газогидратов в Черном море//Геология и геофизика. – 2002. – Т. 43. – № 7. – С. 672–684.

2. Воробьев А. Е., Молдабаева Г. Ж., Чекушина Е. В. Научный анализ мировых запасов аквальных залежей газогидратов//Геология и геофизика. – № 7. – Т. 43. 2002. – C. 18–26.

3. Коболев В. П., Русаков О. М., Богданов Ю. А., Козленко Ю. В. Геофизические исследования в 27-м рейсе НИС “Владимир Паршин” в Черном море//Геофизический журнал. – 2007. – 29. – № 2. С. 167–178.

4. Трубенко О. М., Ровенко О. В. Щодо виявлення газогідрат них покладів у Чорному морі//MODERN PROBLEMS AND WAYS OF THEIR SOLUTION IN SCIENCE, TRANSPORT, PRODUCTION AND EDUCATION‘. − 2014. Геологія океанів і морів. – С. 33– 40.

5. Шнюков Е. Ф. Газогидраты метана в Черном море//Геология и полезные ископаемые Мирового океана. – 2005. – № 2. – С. 41–52.

6. Dе Batist M., Klerkx J., van Rensbergen P., Vanneste M., Poort J., Golmshtok A., Kremlev A., Khlystov O. & P. Krinitsky. Active Hydrate Destabilization in Lake Baikal, Siberia//Terra Nova.

– 2002. – 14(6). – P. 436–442.

156

Науково‐практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU‐2015)»

УДК 551.21+551.311.8](262.5)

МЕТАН В ДОННЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ЧЕРНОГО МОРЯ: ГЕОЛОГО-ПОИСКОВОЕ, ЭКОЛОГИЧЕСКОЕ И НАВИГАЦИОННОЕ ЗНАЧЕНИЕ

Шнюков Е.Ф.1, акад. НАН Украины, директор; Янко В.В.2, д. г.-м. н., профессор, заведующая кафедрой, valyan@onu.edu.ua 1 – Отделение морской геологии и осадочного рудообразования, г. Киев, Украина; 2 – Кафедра общей и морской геологии Одесского национального университета имени И.И. Мечникова, г. Одесса, Украина В докладе приведены результаты исследования выбросов метана на дне Черного моря. Рассмотрены варианты их возможного происхождения, описано пространственное распределение струйных выделений (холодных сипов) и грязевых вулканов. Обосновывается важность изучения метановых выбросов как индикаторов приповерхностного или глубинного положения источников углеводородов, а также их влияние на экосистему Черного моря, навигацию и подводные коммуникации (трубопроводы, линии связи и т. п.).

METHANE IN SEDIMENTS OF THE BLACK SEA: GEOLOGICAL PROSPECTING, ENVIRONMENTAL AND NAVIGATION VALUE

Shnyukov E.1, Yanko V.2 1 – The NAS of Ukraine, Department of Marine Geology and Sedimentary Ore Formation, Kyiv, Ukraine; 2 – Odessa I.I. Mechnikov National University, Department of Physical and Marine Geology, Odessa, Ukraine The main goal of the paper is to describe methane emissions on the sea bottom, to delineate their spatial distribution, and to provide insight into their possible origin as well as their significance for oil-gas exploration and influence on ecosystems, navigation, and communications or industrial equipment (cables, gas pipes, etc.) on the sea bottom.

Черное море – крупнейший в мире (423,000 км2) меромиктический бассейн с двуслойным строением водной толщи, где глубинные (соленые и тяжелые) и поверхностные (опресненные и легкие, обогащенные кислородом) слои воды не смешиваются между собой. В результате 90 % глубинных вод ниже изобаты 220 м являются бескислородными. Аэробная жизнь сконцентрирована на шельфе, формируя уязвимые для внешнего воздействия донные экосистемы. Одним из факторов, нарушаюших их равновесное состояние, является метан, в огромных количествах выделяемый из недр бассейна по тектоническим нарушениям (разломам, трещинам), которые формируются в результате сжатия дна бассейна, начиная с конца эоцена и до настоящего времени. Ослабленные ими зоны в осадочном чехле выполняют роль “дымоходов” (рис. 1), по которым к поверхности дна поднимаются фильтрационные потоки газа, в основном, метана.

157

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Рис. 1. Акустический профиль (натурный и схематический) через кольцевую структуру, выполненный гидроакустическим комплексом “Бук”.

Доказательством тому служат струйные выделения (холодные сипы) и грязевые вулканы,. Первые распространены на периферии моря, вторые – в пределах глубоководной впадины, где холодные сипы практически отсутствуют (рис. 2, 3) и где метан, по всей видимости, увязывается в грунте, где существует зона гидратообразования, и где при определенных сочетаниях температуры и давления формируются газогидраты.

Рис. 2. Рельеф дна Черного и Азовского морей с нанесенными выходами метановых факелов и грязевых вулканов

158

Науково‐практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU‐2015)»

В настоящее время газогидраты встречены в разрезах немногочисленных колонок донных отложений Черного моря, чаще всего, в отложениях грязевых вулканов. Геологически это впадины Сорокина, Туапсинская, Гиресунская и др.

Рис. 3. Грязевые вулканы глубоководной части Черного моря: 1 – обнаруженные и изученные; 2 – предполагаемые; 3 – 700-метровая изобата Мнения о возрасте заложения черноморских грязевых вулканов варьируют. Для морских вулканов его оценивают как верхнечетвертичный с максимальной активностью в новоэвксинское время (грязевые вулканы МГУ, Корнева, Тредмар, Малышева, Южморгеология). На суше возраст колеблется от майкопского в Восточном Крыму до верхнемелового на Кавказе. Судя по сходству спектра обломочного материала и локализации на поле развития майкопских пород, возраст заложения грязевых вулканов в море также, как минимум, майкопский. В пользу этого могут указывать комплексы фораминифер верхнемелового-майкопского возраста в вулканических илах, например, вулкана Двуреченский (рис. 4). район исследований

Area under study

грязевые Mud volcano вулканы метановые сипы Cold seep Fault разломы

5795

Vodianitskii Водяницкий

81

Корнев Kornev Goncharov MGU Гончаров Malyshev Малышев Uzhmorgeologiia Южморгеология

Dvurechenskii Двуреченский Kazakov Казаков

5780

5770

Б

А

Рис. 4. Колонка 5770, отобранная на склоне вулкана Двуреченский. А – район исследований с указанием тектонических нарушений, грязевых вулканов и факелов; Б – литология и распределение температуры по колонке, в нижней части представленной светло серыми вулканическими илами с бентосными (Bolivina cf. budensis -доминантный, Chiloguembellina cubescens, Guembelina gracillima, Nodosaria spinescens, Robulus aff. crassus, Cibicides amphisyliensis, Caucasina schischkinskyae, Uvigerinella majcopica , Trifarina brady, Bolivina cf. danvillensis, Brizalina mississippiensis) и планктонными (Globigerina brevispira, Globorotalia cf. hexacamerata) видами (а, в). Большая часть раковин фораминифер сульфидизирована (б).

По некоторым оценкам, в водах Черного моря содержится 80 млрд м3 метана. Только сипы выбрасывают в водную толщу порядка 4,95–5,65 Tг (1 Тг = 1012 г) метана ежегодно.

159

Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)»

Такого количества метана не имеет ни один водный бассейн мира. При этом следует учесть, что воды Черного моря постоянно обновляются: через Босфор из Средиземного моря в Черное нижним потоком поступают более концентрированные соленые воды, а верхним – из Черного моря в Средиземное вытекают более пресные и легкие. По разным оценкам полный цикл обновления вод Черного моря происходит от 410 до 2000 лет. А это, в свою очередь, означает, что воды, которые поступают в Черное море из Средиземного, а также те, которые приносит Днепр, Дунай и другие реки, постоянно насыщаются метаном, для чего должен быть мощный поток метана из глубинных пород. Метан влияет на физические, химические и биологические процессы формирования газового состава и гидрохимической структуры морской среды, приводит к изменению трофности вод моря за счет увеличения биобразования и повышения интенсивности метанотрофного хемосинтеза, провоцирует опасные процессы на морском дне, противодействует стабильности донных экосисистем и может привести к катастрофам биологических ресурсов, а также технических сооружений на морском дне и навигации, особенно в условиях глобальных изменений климата и уровня моря, ожидаемых уже в этом столетии. Влияние метановых выбросов на экосистемы Черного моря мало изучено. Малочисленные исследования говорят, как в пользу положительного, так и отрицательного влияния этого газа на биоту. Наши исследования показали, что среди мейобентосных организмов наиболее устойчивыми к повышенным содержания метана являются нематоды и фораминиферы, на долю которых приходится 43 и 46 % всей биомассы, соответственно. Остальные группы мейобентоса составляют 11 %. Только нематоды способны выдерживать повышенные концентрации метана, однако, даже среди них наблюдается общее уменьшение их аггрегированности (численностей), наряду с увеличением представительности отдельных видов-индикаторов (Terschellingia pontica, Linhomoeus sp., Sabatieria abyssalis, Desmodora pontica, Pomponema aff. multipapillatum). Фораминиферы и остракоды реагируют на повышенные концентрации метана резко отрицательно. Их численности и видовое разнообразие резко сокращаются. Аналогичные результаты дает изучение мелкого бентоса. В донных осадках, обогащенных метаном, на порядок снижается его биомасса. Имеются сведения, что объемы добычи мидий на северо-западе Черного моря в сейсмоспокойные годы достигали 60 тыс. т, при активизации же сейсмической деятельности, в основном на территории Румынии, добыча снижалась в 3–5 раз. Кроме этого, в силу акустического и еще вероятнее загрязняющего воздействия на морскую среду, выбросы метана могут влиять на на пути миграции рыбных косяков. Этот вопрос подлежит специальному изучению. Газовые факелы и газовый вулканизм могут оказывать влияние на навигацию. Сопоставление месторождений подводных грязевых вулканов и рекомендованных трасс движения судов, показывает, что многие из них пролегают через районы развития грязевого вулканизма. Появление крупного газового пузыря может являться причиной опрокидывания судна. Причем, разгрузку фрагментов грязевого вулкана – карманов с газом в осадочной толще – могут стимулировать даже слабые землетрясения. Действующие грязевые вулканы в море представляют опасность и для прокладки подводных коммуникаций – газопроводов, линий связи и т. п. Так, газопровод “Голубой поток” в своей северной и южной (турецкой) части протягивается через зону развития грязевых вулканов, что обязательно следует учитывать и, по возможности, избегать при прокладке подводных коммуникаций. Опасность грязевых вулканов может быть также связана с возникновением крупных просадок дна из-за выбросов сопочной брекчии и, возможно, химического воздействия на трубы, например, при выбросах сероводорода. Вместе с тем, и сипы, и грязевые вулканы, часто содержащие в своих выбросах обломки газогидратов, являются прямым свидетельством наличия крупных запасов газа и миграции углеводородов на шельфе и континентальном склоне Черного моря. Они подтверждают возможность нахождения газоносных структур на участках осадочных 160

Науково‐практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU‐2015)»

разрезов, содержащих резервуары с надежными покрышками. Соответственно, литологогеохимические исследования верхней части разрезов донных отложений должны быть ориентированы на фиксацию следов миграции газов, установление приповерхностного или глубинного положения источников углеводородов и обоснование комплексных критериев газоносности. Работа является составной частью научно-технического проекта “Газовый вулканизм дна Черного моря как поисковый признак газогидратных залежей и традиционного углеводородного сырья” в рамках целевой программы НАН Украины “Минеральные ресурсы Украины и их добыча”; европейского проекта “Hotspot Ecosystems Research on the Margins of European Seas” (HERMES), выполненного по Шестой Рамочной Программе; и гос. бюджетной темы № 539 “Изучить процессы формирования и пространственного распределения метана в Черном море и теоретически обосновать его влияние на эко- и геосистемы бассейна”, финансируемой Министерством образования и науки Украины.

161

162

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

УДК 550.8:347.77.003.1

ЕКОНОМІКО-ПРАВОВІ АСПЕКТИ РЕФОРМУВАННЯ ГАЛУЗІ ГЕОЛОГІЇ ТА НАДР Жикаляк М.В.1, кандидат геологічних наук, dongeo@ukr.net 1 – ДРГП «Донецькгеологія», м. Артемівськ, Україна Проаналізовано сучасний стан галузі геології та надр з врахуванням інституціональних особливостей України і світового досвіду з регулювання правових чинників надрокористування в економічно розвинених і розвиваючих країнах та країнах з перехідними економіками. Обґрунтовано концептуальні напрямки її реформування у відповідності до ринкових механізмів розвитку національної економіки та поетапної інтеграції України до загальноєвропейської економічної спільності (ЄС). Ключові слова: геологія, надра, інституціональні особливості, реформування.

ECONOMIC AND LEGAL ASPECTS OF THE REFORMING IN THE BRANCH OF GEOLOGY OF MINERAL RESOURCES Zhikalyak N., PhD in geological Sciences, dongeo@ukr.net 1 – SRGE «Donetskgeologiya», city Artemivsk, Ukraine The current state of the industry of Geology and mineral resources was analyzed with taking into account instutional peculiarities of Ukraine and world experience of regulation of the legal factors of subsoil use in economically developed countries, developing countries and countries with transitional economies.

Conceptual directions of its reforming were grounded in accordance with market mechanisms of national economic development and the gradual integration of Ukraine into the European Economic Community (EC).

Keywords: Geology, mineral resources, institutional characteristics, reforming. Вступ.

Реформування вітчизняної галузі геології та надр після реалізації радикальних комплексних заходів у 1998 році фактично не проводилося, незважаючи на суттєві зміни за цей період структури національної економіки та значну адаптацію до ринкових умов інституціональних особливостей надрокористування в Україні. Численні несистемні заходи владних структур і чиновників від геології стосувалися лише розроблення та подання пропозицій щодо передачі або реалізації державного майна, обладнання і земельних ділянок, укрупнення, перепрофілювання або приватизації окремих структурних підрозділів близькими до влади бізнесовими компаніями і фірмами. При цьому абсолютно нічого не робилося для доопрацювання чинних законодавчих і нормативних актів з метою створення обов’язкових умов для адаптації підприємств галузі до ефективної ринкової діяльності з відповідним реформуванням державного регулювання надрокористування в Україні. До планів реалізації заходів з реструктуризації геологічних підприємств в кращому випадку включалися несистемні організаційно – економічні заходи, які не привели до зміни правових засад їх функціонування в ринкових умовах у відповідності до змін економічного середовища в державі. Не відбулося реальної децентралізації функцій Держгеонадр України в сфері геологічного вивчення, здійснення державного геологічного контролю і забезпечення територіального моніторингу надрокористування та унеможливлення рентоорієнтованої поведінки держслужбовців в процесі розгляду матеріалів, оформлення та переоформлення спецдозволів на користування надрами тощо. В результаті неврахування та замовчування об’єктивних чинників і обов’язкових умов щодо ефективної реструктуризації державних геологічних підприємств та галузі в цілому призвели до катастрофічного стану перших і сприяли бездіяльності та безвідповідальності Держгеонадр України як спеціально уповноваженого державного органу.

163

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

Стан і особливості функціонування галузі в сучасних умовах. В Україні до сих пір з часів планової економіки зберігається порядок виконання геологорозвідувальних робіт (ГРР) за держзамовленням без врахування реальних потреб у запасах корисних копалин держави або інвесторів. Їх фінансування здійснюється із загальнодержавного бюджету за рахунок плати за ГРР минулих років, яка була включена в 2012 році до складу єдиного податкового збору за користування надрами і не відповідає реальним високоліквідним геологічним перспективам, нагальним потребам економіки та програмним показникам розвитку вітчизняної мінерально-сировинної бази на період до 2030 року. Із облікованих державним балансом родовищ і об’єктів більшість були розвідані за часів СРСР, тому видобувні підприємства України головним чином розробляють раніше розвідані запаси корисних копалин. Обумовлено це тим, що фінансування ГРР за держзамовленням в останні роки скоротилося більш ніж у 50 разів у порівнянні з базовим 1990 роком. Нинішні загальногалузеві ліміти з розвитку мінерально-сировинної бази є меншими за обсяги щорічного фінансування лише одного державного геологічного підприємства Донбасу в 1980-их роках. В результаті, на думку багатьох фахівців, мінерально-сировинна база України в цілому має низькі, порівняно із світовими стандартами, якісні показники і, навіть, знаходиться на межі виснаження за багатьма видами мінеральних ресурсів. Це пов’язано з тим, що великі родовища з найбільш рентабельними запасами, в основному, розроблені. Так, зараз в експлуатації знаходиться тільки близько 10% великих родовищ, які забезпечують понад 51% усього обсягу видобутку, близько 27% середніх родовищ, що забезпечують 24% видобутку, і понад 63% малих, на які припадає близько 25% усього обсягу видобутої мінеральної сировини [6]. Крім того, далеко не всі розвідані та включені в державний фонд родовища і запаси корисних копалин належать до реального високоліквідного резерву і придатні для промислового використання в сучасних соціально-економічних умовах. Це пов’язано з тим, що розвідка і техніко-економічна оцінка запасів проводилися за застарілими методиками та інструкціями, а наявна зараз геологічна, технологічна і економічна інформація про них недостатня для обґрунтованої оцінки ефективності розробки ряду родовищ та прийняття інвесторами відповідних рішень. Тобто, незважаючи на те, що Україна має значні запаси корисних копалин, багато з розвіданих і поставлених на державний облік родовищ не передаються в експлуатацію як унаслідок того, що їх розробка не може забезпечити інвесторам прийнятні прибутки, так і тому, що отримана в результаті їх розвідки і економічної оцінки інформація, яка необхідна для ухвалення інвестиційних рішень, є недостатньою і неякісною [4, 6]. Одночасно необхідно відмітити, що інституціональне середовище України, в якому ведеться господарська діяльність з геологічного вивчення та розвідки родовищ корисних копалин, характеризується недосконалістю законодавства, незахищеністю прав власності інвесторів, авторського права, прав власності на геологічну інформацію, ліцензійних, трудових і екологічних прав, а також широким розвитком неформальних правил, що створюють умови для поширення незаконної тіньової діяльності, пошуку ренти та корупції. Суб’єкти господарювання, близькі до влади, можуть отримувати право на розвідку або експлуатацію високоліквідних об’єктів за незначні суми офіційно і неофіційно. Інші ж підприємства на протязі року-півтора добиваються отримання спецдозволів (ліцензій) на геологічне вивчення родовищ, що не становлять великої цінності, проводити значну частину ГРР за свій рахунок та вносити до бюджету офіційно і неофіційно досить великі суми. При цьому остаточні рішення, як правило, приймаються не фахівцями, а довіреними чи уповноваженими від урядових структур особами. Чому, наприклад, колишній правоохоронець з рентоорієнтованою поведінкою «даішника» повинен вирішувати кому видавати в Україні спецдозволи на користування надрами, а кому ні?

164

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

Таким чином, зараз геологорозвідувальна галузь в Україні не тільки багато в чому не справляється зі своїм основним завданням – розвитком мінерально-сировинної бази та підготовкою геологічної інформації, що відповідала б сучасним вимогам інвесторів, але є абсолютно неготовою за об’єктивними (правовими) і суб’єктивними (організаційними) чинниками для інновацій та сталого функціонування в умовах вільного ринку і відсутності фінансування за державним замовленням. Аналіз світового досвіду. У 60-70 роках XX століття політика багатьох країн стосовно мінеральних ресурсів характеризувалася зростанням ролі держав у регулюванні гірничої діяльності, але з кінця 1980 років державне регулювання надрокористування в більшості країн істотно змінилося. Основними тенденціями зміни державної політики стосовно мінерально-сировинного сектору економіки, стали: - приватизація державних підприємств і стимулювання участі в гірничій діяльності приватних інвесторів, включаючи іноземних; - більш чітка специфікація (визначення і захист) прав власності інвесторів взагалі й гірничих прав зокрема; - перехід від посиленого режиму бюрократичного регулювання до лібералізації торгової та інвестиційної діяльності, зняття ряду обмежень та спрощення процедур надання прав на гірничу діяльність; - забезпечення державних гарантій стабільності гірничого і податкового законодавства; - збільшення ролі екологічного регулювання та посилення впливу територіальних громад на ухвалення рішень стосовно гірничої діяльності. Державні геологорозвідувальні компанії збереглися, в основному, в країнах з перехідними економіками, але при цьому їх функції істотно змінилися, тобто більша частина робіт виконується на замовлення видобувних компаній. Наприклад, згідно зі світовим оглядом стану геологорозвідки родовищ кольорових металів, починаючи з 2005 року більше 50% світових обсягів ГРР у цій сфері фінансувалось і здійснювалось юніорськими (венчурними) компаніями, 30-35% – великими видобувними компаніями, близько 15% – середніми видобувними компаніями і тільки 1-2% державними та іншими компаніями [5]. Навіть в Росії, завдяки справедливому розподілу податкового збору за використання надр між видобувним підприємством, суб’єктом федерації та федеральним рівнем доля прямого бюджетного фінансування ГРР складає менше 20%, а за рахунок надрокористувачів виконується 30% робіт з пошуку й оцінки родовищ і 99% – з їх розвідки [3]. Геологічна інформація, вироблена на стадії регіональних геологічних досліджень, в усіх країнах є суспільним товаром, який виробляється державою або держава фінансує його виробництво. І навпаки, геологічна інформація, що виробляється на стадії пошуку і розвідки родовищ, більшою мірою має властивості приватного товару, але з певною долею суспільного товару, тому практично всі країни стимулюють її виробництво і забезпечують вільний доступ до неї різних суб’єктів соціально-економічних відносин за цінами, що не перевищують витрат, пов’язаних з її зберіганням, обробкою та тиражуванням. З метою створення сприятливих умов для ведення ГРР силами і коштами недержавних компаній, в усіх країнах вони мають можливість отримання прибутків від цієї діяльності шляхом надання першочергового права на подальше використання розвіданих родовищ або можливості вільної передачі цих прав спільно з геологічною інформацією іншим суб’єктам економічної діяльності за погодженими між ними цінами. Крім того, для стимулювання ГРР використовується прискорена амортизація витрат на них, аж до одноразового списання на витрати з видобутку корисних копалин, а також інвестиційні і кредитні пільги спеціалізованим компаніям, що ведуть геологорозвідувальні роботи на свій ризик [2].

165

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

Права на ГРР і видобування корисних копалин практично в усіх країнах світу надаються фізичним і юридичним особам шляхом видачі загальних або окремих для кожного з виду діяльності, ділянки надр чи корисної копалини спеціальних дозволів або ліцензій уповноваженими на це урядовими установами, або укладання концесійних угод з власниками надр (державою чи приватною особою). Ці документи засвідчують право на ведення відповідних ГРР або гірничих і видобувних робіт в межах конкретної площі і ділянки надр, а також зазвичай тим або іншим чином визначають права на наявні в їх межах мінеральні ресурси. Останнє пов’язане з тим, що, як уже відзначалося, без наявності чітких, надійних і гарантованих державою прав на мінеральні ресурси приватні інвестиції в геологорозвідку і видобуток корисних копалин не мають сенсу. Тому разом з правами на гірничу діяльність, що надаються певним нормативним актом або концесійною угодою, суб’єкту господарювання також надаються права на мінеральні ресурси в надрах. Ці права можуть бути передані будь-якій іншій особі, що має право на ведення господарської діяльності в цій країні. У Фінляндії концесіонеру спільно із дозволом на ведення гірничих робіт видається ще і державний сертифікат, що засвідчує його право на мінеральні ресурси в межах відповідної ділянки надр [2, 5]. Оскільки при передачі прав на гірничу діяльність на конкретній ділянці надр іншій особі, спільно із запасами передається уся сукупність раніше виниклих прав і зобов’язань стосовно їх використання, додаткового дозволу на їх передачу і узгодження з державними органами, які видали цей акт (чи склали угоду), зазвичай не вимагається. Передача прав має бути юридично оформлена нотаріусом, а державний орган, який видав дозвіл, має бути просто повідомлений про їх перехід до іншої особи [4]. У низці країн, наприклад у Швеції, при необхідності використання в процесі видобутку корисних копалин на конкретній ділянці складних і капіталомістких технологій, надрокористувач повинен довести екологічну і економічну їх доцільність та здатність здійснити ці роботи [1]. Розміри земельної ділянки, що виділяється з метою пошуку, розвідки і видобутку корисних копалин, можуть складати від 20-500 га до невизначених або необмежених, а термін чинності наданих прав від 2-6 до 25-60 років і, навіть, до необмеженого [1, 2, 4]. Платежі за право ГРР зазвичай невеликі, складають певну суму за одиницю площі або фіксовану суму за рік та збільшуються з плином часу, в тому числі при подовженні терміну дії спецдозволів. Монопольне бажання оформити спецдозволи про запас стримується меншим строком їх чинності, конкретними зобов’язаннями здійснити певний обсяг інвестицій і виконати обов’язкові роботи, введенням більш високих початкових платежів та чітким визначенням умов позбавлення ліцензійних (гірничих) прав [2]. Концептуальні напрямки реформування галузі геології та надр в Україні. Пропоновані автором концептуальні напрямки реформування державного регулювання гірничої діяльності, ведення геологорозвідувальних робіт і системи спеціального рентного оподаткування видобувних підприємств засновані на дослідженні реальних соціальноекономічних відносин і визначенні дійсних причин негативних явищ, що мають місце, врахуванням досягнень сучасної економічної теорії (неокласичної, інституціональної та податкової) і аналізу світового досвіду правового регулювання гірничої діяльності [4]. Велика кількість монопольних і невластивих функцій Держгеонадр та Мінприроди, опортунізм і перманентна рентоорієнтована поведінка держслужбовців не дозволяють зараз виробляти довгострокову ефективну стратегію з геологічного вивчення і використання ресурсів надр в Україні. Незначна увага в галузі та державі приділяється також створенню організаційних і законодавчих умов, стимулів та гарантій для ведення геологорозвідки силами і за рахунок недержавних компаній. Загальні принципи, яких треба дотримуватись при реформуванні надроресурсного законодавства в Україні повинні сформувати в суб’єктів господарювання стимули для 166

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

отримання підприємницької ренти за рахунок інвестицій, інновацій і підвищення ефективності використання мінеральних ресурсів, а також зменшити стимули і можливості для отримання ренти за рахунок її пошуку, корупції, здійснення різних правопорушень, створення негативних екстерналій та ухиляння від оподаткування. Це можна забезпечити за рахунок специфікації прав власності на мінеральні ресурси, зниження обсягу дискреційних повноважень відповідальних осіб, встановлення чітких і однозначних прав, обов’язків і відповідальності сторін у процесі державного регулювання надрокористування, підвищення ефективності примусу до виконання законодавства суб’єктами господарювання і держслужбовцями. При цьому необхідно створити наступні умови для ведення ГРР господарюючими суб’єктами: - можливість отримання прибутків від ГРР шляхом продажу прав на розвідані родовища спільно з отриманою в процесі ГРР геологічною інформацією про них іншим господарюючим суб’єктам без додаткових узгоджень з державними органами; - прискорена амортизація витрат на ГРР шляхом їх списання на витрати видобувних підприємств у першому році після початку видобутку; - правова можливість списання господарюючими суб’єктами витрат на ГРР, що не принесли позитивних результатів, на зменшення прибутку; - надання інвестиційних податкових кредитів геологорозвідувальним компаніям, які виконують ГРР на свій ризик. Функції державної служби геології та надр України мають бути обмежені регіональними геологічними дослідженнями і пошуковими роботами, збором, обробкою і передачею користувачам геологічної інформації, видачею спецдозволів (ліцензій) на геологічне вивчення надр, апробацією ресурсів і затвердженням запасів корисних копалин у ДКЗ України, регіональним і загальнодержавним моніторингом підземних вод та геологічного середовища, геологічною експертизою і державним геологічним контролем за діяльністю надрокористувачів й іншими, властивими в ринкових економіках функціями. Необхідно також доопрацювати законодавство про геологічну інформацію, що забезпечить чітку визначеність і захист авторських прав і прав власності на неї держави й інвесторів, порядок її продажу і передачі державними організаціями та іншими власниками різних категорій користувачів, а також прийняти стандарти, що забезпечуватимуть відповідність вироблюваної від імені держави та інвесторами геологічної інформації міжнародними нормами. Спецдозволи (ліцензії) на геологічне вивчення надр на пошукових стадіях слід надавати господарюючим суб’єктам, які першими подали заявку. Плата за ці спецдозволи повинна встановлюватися залежно від площі займаної ділянки, спочатку бути невеликою, але збільшуватись з часом, у тому числі при продовженні терміну їх дії. Першочергове право на оформлення (отримання) спецдозволів (у майбутньому ймовірно Державних Актів на користування ділянкою надр) на детальну розвідку і видобуток корисних копалин треба надавати господарюючим суб’єктам, за кошти яких були проведені ГРР на цьому родовищі із визначенням вартості таких спецдозволів у розмірі не більше 100 неоподаткованих мінімумів доходу громадян. Аукціони за право детальної розвідки і видобутку корисних копалин слід подавати тільки в тих випадках, коли ГРР на цих родовищах були виконані державою або господарюючими суб’єктами, які втратили права на подальше використання розвіданих ними запасів і є декілька претендентів на отримання спецдозволу (Державного Акту). Плату за спецдозволи (ліцензії) або стартову ціну аукціону за право детальної розвідки і видобуток доцільно призначити на рівні витрат на виробництво геологічної інформації, переданої надрокористувачу разом із гірничими правами, а не у вигляді певної частини від очікуваної чистої вартості родовища. При цьому одержані від суб’єктів господарювання кошти в розмірі стартової ціни аукціонів треба направляти на компенсацію витрат на ГРР тій особі (державі або господарюючому суб’єктові), яка здійснювала їх фінансування.

167

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

Права власності на мінеральні ресурси доцільно передавати від держави до господарюючих суб’єктів у момент отримання ними спецдозволів (у майбутньому державних актів) на розвідку і видобуток корисних копалин. Дані права повинні передбачати можливість їх вільної передачі іншим господарюючим суб’єктам на будь-якій стадії гірничої діяльності (надрокористування). Це дозволить включати закріплені мінеральні ресурси надр в активи гірничовидобувних компаній, отримувати прибутки від їх продажу та використовувати як засіб забезпечення зобов’язань при залученні капітальних ресурсів. З метою удосконалення системи рентного оподаткування видобутку корисних копалин пропонується замінити податок за використання надр податком на диференціальну гірничу ренту (роялті на скоригований дохід), податковою базою якого є валовий дохід від реалізації видобутої мінерально-сировинної продукції за вирахуванням витрат на її постачання споживачам. Ефективному реформуванню галузі геології та надр і рентних відносин у гірничій промисловості України буде сприяти створення міжвідомчого спеціального органу під назвою, наприклад, Гірниче бюро, який буде відповідальним за розробку і проведення державної політики у видобувному мінерально-сировинному комплексі України, в тому числі щодо державного регулювання гірничої діяльності та управління державною власністю на надра і корисні копалини. Гірниче бюро від імені держави буде видавати безаукціонно надрокористувачам, які виконали розвідку родовищ і затвердили запаси в ДКЗ України за власні кошти, або за результатами аукціонних торгів та тендерної оцінки в інших випадках, Державний Акт на користування ділянкою надр, визначати ліцензійні умови і показники з видобутку корисних копалин та призначати ставку роялті щодо оподаткування гірничої ренти як частини економічного прибутку від продажу прав на мінеральні ресурси в надрах або продукції гірничовидобувних компаній. За Держгеонадрами доцільно залишити функції з геологічного вивчення надр, перспективних площ і ділянок з усіх видів мінеральної сировини та потенційних родовищ нових стратегічних видів корисних копалин, моніторинг підземних вод і геологічного середовища, видачу спецдозволів на геологічне вивчення ділянок надр, апробацію ресурсів та затвердження в ДКЗ України запасів корисних копалин, геологічну експертизу і державний геологічний контроль надрокористування, а також здійснення підготовки і передачі на баланс Гірничого бюро нерозподіленого фонду надр, попередньо розвіданих родовищ та вивчених ділянок надр з обов’язковою геолого-економічною оцінкою для проведення аукціонних торгів. Висновок. Підготовлені пропозиції базуються на комплексно обґрунтованих теоретичних положеннях, апробованих науково-методичних і практичних рекомендаціях, аналізі досвіду реформування геологорозвідувальних робіт, рентного оподаткування та правового регулювання гірничого сектора у видобувних країнах світу. В інституціональних умовах України вони сприятимуть підвищенню ефективності діяльності підприємств галузі геології та надр і гірничовидобувної промисловості, подоланню наслідків соціальної і фінансово-економічної кризи, зростанню інвестиційного потенціалу вітчизняного надрокористування та переведенню економіки України на шлях стабілізації і сталого розвитку. ЛІТЕРАТУРА 1. Бастіда Е. Гірниче законодавство і політика/ Малюк Б.І. Надрокористування у країнах Європи і Америки. Довідкове видання/ Б.І. Малюк, О.Б. Бобров, М.Д. Красножон. – Київ: Географіка, 2003. – С. 111-120.

168

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

2. Веткин А.С., Жикаляк Н.В. Мировой опыт налогообложения и правового регулирования горной деятельности; моногр./ НАН Украины, Ин-т экономики пром-сти. – Донецк, 2010. – 236 с.

3. Донской С.Е. О проекте стратегии развития геологической отрасли до 2030 г. (Доклад на парламентских слушаниях Совета Федерации Собрания РФ 20 ноября 2009 г.)// Разведка и охрана недр. – 2010. - № 1. – С. 3-12.

4. Жикаляк М.В. Державне регулювання рентних відносин у гірничій промисловості України// Автореферат дис. на здобут. наук. ступеня докт. екон. наук. – Київ.: Інс-тут економ. пром.-ті НАН України, 2015. – 36 с.

5. Обзор мировых тенденций в геологоразведке [Електронний ресурс]: Специальный доклад Metal economics group для Minex Forum 2008. – Режим доступу: http://www.metalseconomics.com/pdf/World%20Explo%20Trends%20%28Russian%29.pdf.

6. Реструктуризація мінерально-сировинної бази України та її інформаційне забезпечення. – Київ.: Наук. Думка, 2007. – 347 с.

169

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

УДК 553.048

МЕТА ТА АСПЕКТИ АУДИТУ НАДРОКОРИСТУВАННЯ ЗА КОРДОНОМ Зур’ян О.В.1, Ліхошерстов О.О.1 1 – УкрДГРІ, м. Київ, Україна Розглядається сучасний стан та аспекти аудиту надрокористування за кордоном. Окремо розглянуто законодавство, що регулює ці процеси в інших країнах. Аналізується можливий економічний ефект від впровадження незалежного аудиту надрокористування та наукового супроводження.

OBJECTIVE AND ASPECTS OF SUBSURFACE USE AUDITING IN THE WORLD Zurian О.1, Likhosherstov O.1 1 – UkrSGRI, Kyiv, Ukraine The report examines current status and aspects of the subsurface use auditing in the world. Authors in report considered legislation, what governing these processes in other countries. Reporters analyze the possible economic effect from implementing of an independent subsurface use audit and scientific support.

Конференція Організації Об'єднаних Націй з охорони навколишнього середовища і розробки корисних копалин (UNCED), що відбулася в Ріо-де- Жанейро в червні 1992 року прийняла План заходів на 21-ше століття, як Програми для охорони навколишнього середовища. У цій Програмі підкреслили необхідність природоохоронних керівних принципів для видобування природних ресурсів. П'ять років потому, на спеціальній сесії Генеральної Асамблеї ООН, що відбулася в Нью-Йорку, було розглянуто та здійснено імплементацію Програми для охорони навколишнього середовища для 21-го століття, держави-члени знову підтвердили свою віру, що здійснення цієї програми всеосяжним чином залишається важливим. Перше видання Посібника охорони навколишнього середовища при видобуванні корисних копалин було опубліковано в 1994. За цей час значні успіхи були досягнуті у визначенні та просуванні кращих екологічної практики в управлінні гірничих робіт. Ці досягнення часто стимулювались передовими компаніями, які обрали партнерство з державними регуляторами і місцевими громадами, щоб максимізувати корпоративні, національні і суспільні вигоди, в той час звести до мінімуму соціальний та фізичний впливу на довкілля, все більше набували широкого використання системи управління навколишнім середовищем. На теперішній час опубліковано друге видання посібника «Екологічні керівні принципи при видобування корисних копалин». Ці Екологічні керівні принципи (ЕКП) для гірських робіт охоплюють: Нормативноправову базу, Оцінку впливу на навколишнє середовище (ОВНС), Системи і програми екологічного менеджменту, Програму моніторингу довкілля, Екологічний аудит, Керівні органи. ЕКП застосовуються до всіх напрямків ведення гірничих робіт, зокрема: геологічна розвідка; гірничодобувні роботи; рекультивація промислового майданчика; локальні гірничодобувні роботи. Розділ третій «Екологічних керівних принципів» присвячений моніторингу та аудиту процесу надрокористування. Керівний принцип розділу, який підтверджується багатолітнім досвідом, полягає в тезі: «процеси, які не контролюються неминуче погіршуються». Програма моніторингу має бути тісно пов'язана з умовами навколишнього середовища, на ділянці що орендується для видобування корисної копалини, а одна з функцій програми

170

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

моніторингу є забезпечення і демонстрація відповідності нормативним вимогам. Екологічні стандарти для викиди забруднюючих речовин на ділянці надрокористування і прийнятні концентрації забруднюючих речовин у ґрунті і воді входять у Додаток 8 до ЕКП, але контроль повинен також включати в себе відповідний процес і експлуатаційні параметри, необхідні для забезпечення більш ефективного нагляду всієї ділянки. Графік для програми моніторингу повинен бути встановлений так, щоб він простий у реалізації і надавав дані, які можуть бути безпосередньо використані компанією. Програми моніторингу довкілля можуть спочатку вважатись дорогими у реалізації. Проте насправді, коли критичні екологічні обмеження визначені, планування робіт може забезпечити економічно ефективні заходи з екологічної безпеки, що в подальшому зменшить витрати надрокористувача на рекультивацію та реабілітацію ділянки у випадку екологічних інцидентів. У багатьох випадках, результати моніторингу, а також будь-яких виробничих процесів, що викликали ці результати, наводяться в річному екологічному звіті до державних органів. Це визначає стан навколишнього середовища на території ділянки надрокористування і описує екологічні параметри моніторингу. Регулярна звітність про результати моніторингу, особливо про якісь недотримання або надзвичайні інциденти на теперішній час стає все більшою і більшою функцією систем управління підприємством. Органи влада все більше покладаються на цей механізм, а не части огляду та інспекції їх власним персоналом. Де моніторинг показує, що екологічні параметри перевищують нормативні рівні, для наприклад забруднення довкілля або осадження рівні річок і струмків, плануються відповідні заходи, щоб ефективно контролювати будь-які несприятливі наслідки. Кожен контрольований параметр повинен бути пов'язаний з планом на випадок надзвичайних ситуацій, з тим щоб заходи щодо виправлення становища були прийняті вчасно. Великі компанії на даний час також готують корпоративні екологічні звіти для співробітників, акціонерів і широкої громадськості. Ці звіти надають коротку інформацію щодо екологічної ефективності і дотримання чинного законодавства. Головною засадою ведення моніторингу є стандарт ISO 14001 Environmental Management Systems (Система управлянні екологічним станом довкілля). У розвинутих країнах державні регулятори надрокористування все частіше працюють за допомогою нових механізмів, таких як системи екологічного менеджменту, і віддають перевагу йому, а не детальному огляду ділянки і механізмам контролю. Якщо ці нові механізми моніторингу та перевірки правильно реалізовані, то вони надають уряду можливість "екологічного аудиту", як доповнення до внутрішнього аудиту, що робиться самими компаніями. Внутрішній і зовнішній аудит мають багато спільних функцій: · Забезпечення того, що виконання правил і стандартів є частиною корпоративної екологічної політики; · Забезпечення того, що надрокористувач виконує аудит для реалізації системи управління навколишнім середовищем; · Підтвердження того, що є ефективна внутрішня програма моніторингу, система звітності та аудиту на місці. Існує широкий спектр перевірок, які можуть бути зроблені. розрізняють: 1. Аудит Системи екологічного менеджменту (СЕМ) - для тих компаній, які формалізували СЄМ на місцях. Цей тип перевірки може бути проведено на трьох рівнях: * Перший рівень - Аудит самою компанією (тобто внутрішній аудит); * Другий рівень - Аудит однієї компанії на іншу (наприклад, аудит клієнта на постачальника); * Третій рівень - Аудит незалежною організацією по відповідному стандарту.

171

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

2. Дотримання вимог чинного законодавства - для підтвердження відповідності Законодавству охорони довкілля, ліцензійній угоді, нормативно-правовим, дозвільним та інші документам, в тому числі корпоративній екологічній політиці, статутами і принципами що компанія підписала.

3. Перевірка технологічних процесів – визначення негативного впливу на навколишнє середовище конкретних процесів або операцій. Цей аудит може зосередитися використанні енергії, викидах, забрудненні ділянки надрокористування.

4. Аудит екологічної відповідальності – страхування процесу надрокористування, що покриває раптове або аварійне забруднення, а також поступове забруднення довкілля.

5. Аудит екологічної діяльності - для оцінки екологічної ефективності. Асоціації надрокористувачів в даний час виробляють широкий спектр керівних принципів про те, як ефективно виконувати такі аудити. Корисно періодично оцінювати реальний вплив процесу надрокористування на довкілля. Аудит, особливо незалежний, підвищує довіру громадськості та державного регулятора до звітності надрокористувача. Головною засадою проведення аудиту надрокористування є стандарти ISO 14010, 14011, 14012 - Guidelines for Environmental Auditing (Головні принципи аудиту довкілля). При аналізі інформаційних ресурсів гірничо-видобувних компаній було підтверджено проведення моніторингу процесу надрокористування за стандартом ISO 14001 та впровадження незалежного аудиту. Якщо компанія працює в іншій країні, то до незалежного аудиту залучаються спеціалісти з цієї країни. Крім того законодавство розвинутих країн регламентує проведення аудиту надрокористування, як обов’язкового. Впровадження моніторингу та незалежного аудиту є запорукою економічної стабільності надрокористувача.

172

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

УДК 553.048

НЕКОТОРЫЕ АСПЕКТЫ АВСТРАЛОАЗИАТСКОГО КОДЕКСА ОТЧЕТНОСТИ О РЕЗУЛЬТАТАХ РАЗВЕДКИ, МИНЕРАЛЬНЫХ РЕСУРСАХ И ЗАПАСАХ РУДЫ, “JORC” Зурьян О.В.1, Васильева И.В.1, Кочетков С.И.1 1 – УкрГГРИ, г. Киев, Украина Рассмотрены основные термины и положения Австралоазиатского Кодекса отчетности о результатах разведки, минеральных ресурсах и запасах руды (“Кодекс JORC”), который устанавливает минимальные стандарты, рекомендации и принципы применения публичной отчетности о результатах разведки, минеральных ресурсах и запасах руды в Австралазии.

УДК 553.048

SOME ASPECTS OF THE AUSTRALASIAN CODE FOR REPORTING OF EXPLORATION RESULTS, MINERAL RESOURCES AND ORE RESERVES (‘‘THE JORC CODE’’) Zurian O.1, Vasilyeva I.1, Kochetkov S.1 1 – UkrSGRI, Kyiv, Ukraine The Australasian Code for Reporting of Exploration Results, Mineral Resources and Ore Reserves (“the JORC Code”) is a professional code of practice that sets minimum standards for Public Reporting of minerals Exploration Results, Mineral Resources and Ore Reserves. The JORC Code provides a mandatory system for the classification of minerals Exploration Results, Mineral Resources and Ore Reserves according to the levels of confidence in geological knowledge and technical and economic considerations in Public Reports.

Австралоазиатский Кодекс отчетности о результатах разведки, минеральных ресурсах и запасах руды (Кодекс JORC) устанавливает минимальные стандарты, рекомендации и принципы применения публичной отчетности о результатах разведки, минеральных ресурсах и запасах руды в Австралазии. Объединенный комитет по запасам руды (“JORC”) был учрежден в 1971 г. Исправленные и переработанные издания Кодекса публиковались в 1992, 1996, 1999, и 2004 гг. Издание 2012 г. замещает все предыдущие издания. Кодекс был принят Австралазиатским институтом горного дела и металлургии (AusIMM) и Австралийским институтом геологов и геофизиков (AIG) и является обязательным для исполнения членами данных организаций. Совет по полезным ископаемым Австралии и Институт финансовых услуг Австралазии признал Кодекс вкладом в передовую практику. Кодекс был также принят и включен в правила листинга Австралийскойбиржи ценных бумаг (ASX) и Новозеландской фондовой биржи (NZX). Кодекс используется в правилах листинга Бирж ASX и NZX с 1989 и 1992 гг. соответственно. Кодекс JORC – Кодекс публичной отчетности, а не Кодекс, регламентирующий методы, используемые Компетентным лицом для оценки минеральных ресурсов или запасов руды. Поэтому термин “в соответствии с Кодексом JORC” относится к способу подготовки отчета, а не к методу проведения оценки. Кодекс используется в отношении всех твердых полезных ископаемых, включая алмазы, другие драгоценные камни, нерудные полезные ископаемые и уголь, по которым Австралийская биржа ценных бумаг и Новозеландская фондовая биржа требует публичную отчетность о результатах разведки, минеральных ресурсах и запасах руды.

173

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

Принципы, руководящие применением Кодекса JORC, включают прозрачность, существенность и компетентность.

• Прозрачность требует, чтобы пользователь публичного отчета был обеспечен достаточной информацией, представленной четко и однозначно, понимал содержание отчета и не был введен в заблуждение этой информацией или упущением существенной информации, известной Компетентному лицу.

• Существенность требует, чтобы публичный отчет содержал всю необходимую информацию, которая объективно потребуется инвесторам и их профессиональным консультантам, и которую они объективно ожидают увидеть в данном отчете в целях принятия мотивированного и продуманного решения относительно представленных результатов разведки, минеральных ресурсов или запасов руды. В тех случаях, когда информация не предоставляется, необходимо обосновать причину ее исключения.

• Компетентность требует, чтобы работа по подготовке публичного отчета основывалась на ответственности лиц с соответствующей квалификацией и опытом, которые должны удовлетворять нормам обязательного Кодекса профессиональной этики (Компетентное лицо). Публичные отчеты – отчеты, которые производятся с целью информирования инвесторов или потенциальных инвесторов и их консультантов о результатах разведки, об оценке минеральных ресурсов или запасов руды. Они включают, но не ограничиваются следующим: годовые и квартальные отчеты компании, пресс-релизы, информационные меморандумы, техническую документацию, публикации на вебсайте и публичные презентации. Компетентное лицо – специалист в горнодобывающей отрасли, являющийся членом Австралийского института горного дела и металлургии или Австралийского института геологов и геофизиков, или “Признанной профессиональной организации” (RPO), как указано в перечне, имеющемся на веб-сайтах Комитета JORC и Биржи ASX. Компетентное лицо должно иметь минимум пять лет соответствующего опыта работы по рассматриваемым типам минерализации или месторождения и в области деятельности, которой это лицо занимается. Если Компетентное лицо занимается подготовкой документации по результатам разведки, оно должно иметь соответствующий опыт в сфере разведки. Если Компетентное лицо занимается или руководит оценкой минеральных ресурсов, оно должно иметь соответствующий опыт оценки и переоценки минеральных ресурсов. Если Компетентное лицо занимается или руководит оценкой запасов руды, оно должно иметь соответствующий опыт оценки, переоценки и анализа экономически эффективной добычи запасов руды. Кроме опыта работы по типу оруденения, Компетентное лицо, которое берет на себя ответственность за составление отчетов по результатам разведки или оценке минеральных ресурсов, должно иметь достаточный опыт по опробованию и методам анализа на месторождениях, соответствующих рассматриваемому месторождению и знать проблемы, которые могут влиять на достоверность данных. Также может быть важным понимание технологий извлечения и переработки минералов данного типа месторождений. Общая информация об отчетности: • Публичная отчетность компании о результатах геологической разведки, минеральных ресурсах и запасах руды должна содержать описание типа и характера минерализации.

• Компания должна раскрывать всю информацию, относящуюся к результатам разведки, минеральным запасам или запасам руды, которая может оказать существенное влияние на экономическую стоимость данных результатов разведки, минеральных ресурсов или запасов руды. Компания должна 174

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

оперативно информировать о любых существенных изменениях в минеральных ресурсах и запасах руды.

• Компания должна ежегодно производить переоценку и публично отчитываться о минеральных ресурсах и запасах руды. Компания должна называть дату ежегодной переоценки в публичных отчетах о минеральных ресурсах и запасах руды и указывать эффективную дату каждой Декларации о минеральных ресурсах и запасах руды. В обновленном отчете о минеральных ресурсах и запасах руды Компания должна давать комментарии по любым существенным изменениям ранее опубликованных минеральных ресурсов и запасов руды.

• Публичный отчет, характеризующий объект разведки, должен сопровождаться заявлением Компетентного лица, которое берет на себя ответственность за форму и условия появления данных в отчете о результатах разведки. Любое раскрытие информации об объекте разведки должно уточняться тем, основывается ли информация об объекте на результатах фактической разведки или на предлагаемой программе разведочных работ. Пояснения должны содержать описание метода, который применялся для определения диапазонов содержаний полезного компонента и количества материалов, используемых в описании объекта разведки. Публичные отчеты о результатах разведки должны содержать достаточный объем информации, позволяющий прийти к осмысленному и сбалансированному суждению об их значимости. Отчеты должны включать следующую важную информацию: • история разведочных работ, • способ/вид и технология опробования, • интервалы и точки опробования, • распределение, размер и место нахождения всех баз данных по соответствующим пробам, • методы анализа, методы структурирования данных, • ситуация с землеотводом и информация по всем другим критериям, существенным для оценки. Публичные отчеты о результатах разведки должны представляться так, чтобы не давать необоснованных оснований полагать, что было открыто потенциально экономически значимое оруденение. Если истинные размеры оруденения не сообщаются, публичный отчет должен содержать соответствующую оговорку. Общая информация о минеральных ресурсах и запасах руды: Минеральные ресурсы – концентрация или залегание представляющего экономический интерес твердого полезного ископаемого в земной коре в такой форме, с таким содержанием и качеством полезного компонента, и в таком количестве, что существуют разумные перспективы его полного экономически эффективного извлечения. Местоположение, количество материала, содержание и качество полезного компонента, непрерывность и прочие геологические характеристики минерального ресурса должны быть изучены, оценены или интерпретированы на основе конкретных геологических данных и знаний, включая отбор проб. В порядке повышения достоверности геологических данных Минеральные ресурсы подразделяются на Предполагаемые, Указанные и Измеренные минеральные ресурсы. Предполагаемые минеральные ресурсы – та часть минеральных ресурсов, для которой количество материала и содержание полезного компонента (или качество) оцениваются на основе ограниченных геологических данных и пробоотбора. Предполагаемые минеральные ресурсы имеют более низкий уровень достоверности, чем Указанные минеральные ресурсы, и не могут переводиться в запасы руды. Можно с достаточной уверенностью ожидать, что

175

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

при доразведке большую часть предполагаемых минеральных ресурсов можно будет перевести в категорию Указанных минеральных ресурсов. Указанные минеральные ресурсы – та часть минеральных ресурсов, для которой количество материала и содержание полезного компонента (или качество), плотность, форма и физические характеристики оцениваются с достоверностью, достаточной для довольно подробного рассмотрения модифицирующих факторов при планировании горных работ и оценке экономической эффективности отработки месторождения. Указанные минеральные ресурсы имеют более низкий уровень достоверности, чем Измеренные минеральные ресурсы, и могут быть переведены только в Вероятные запасы руды. Измеренные минеральные ресурсы – та часть минеральных ресурсов, для которой количество материала и содержание полезного компонента (или качество), плотность, форма и физические характеристики оцениваются с достоверностью, достаточной для использования модифицирующих факторов для детального планирования горных работ и окончательной оценки экономической эффективности отработки месторождения. Измеренные минеральные ресурсы имеют более высокий уровень достоверности, чем Указанные минеральные ресурсы или Предполагаемые минеральные ресурсы. Они могут быть переведены в Подтвержденные запасы руды или при некоторых условиях в Вероятные запасы руды. Геологические данные, необходимые для оценки минеральных ресурсов, должны включать данные отбора проб по типу и на расстояниях, соответствующих геологической, химической, физической и минералогической сложности залежей для категорий Предполагаемых, Указанных и Измеренных минеральных ресурсов. В отсутствии данных опробования оценка минерального ресурса невозможна. Запасы руды – извлекаемая часть Измеренных и/или Указанных минеральных ресурсов. Это та часть минеральных ресурсов, которая в результате использования всех модифицирующих факторов приводит к расчетному количеству руды и содержанию полезного компонента, и, по мнению Компетентного лица, производящего оценку, после учета соответствующих существенных модифицирующих факторов может стать основой технически и экономически осуществимого проекта. Получение запасов руды без проекта горных работ или плана горных работ простым процессом умножения минеральных ресурсов на коэффициенты недопустимо. Вероятные запасы руды – экономически извлекаемая часть Указанных и при некоторых условиях Измеренных минеральных ресурсов. Уверенность в модифицирующих факторах, используемых для Вероятных запасов руды, ниже, чем в факторах, используемых для Подтвержденных запасов руды. Подтвержденные запасы руды – экономически извлекаемая часть Измеренных минеральных ресурсов. Подтвержденные запасы руды предполагают высокую степень уверенности в модифицирующих факторах. Выбор соответствующей категории Запасов руды определяется, главным образом, соответствующим уровнем достоверности минеральных ресурсов и после учета всех неопределенностей при рассмотрении модифицирующих факторов. Отнесение запасов к соответствующей категории должно производиться Компетентным лицом. Термины “Минеральные ресурсы” и “Запасы руды” и их категории согласно определениям выше также применяются в отчетности по углю, но, если отчитывающаяся компания предпочитает, эти термины и соответствующие им категории можно заменить терминами “Угольные ресурсы” и “Запасы угля”. Нерудные полезные ископаемые подпадают под действие Кодекса JORC, если они соответствуют его критериям и требованиям. В целях Кодекса JORC нерудные полезные ископаемые включают такие сырьевые товары как каолин, фосфат, известняк, тальк и т. д. Сравнительная характеристика запасов по изученности и подготовленности к отработке принятая JORC и в Украине представлена в таблице 1.

176

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

Классификация запасов и ресурсов Минеральные ресурсы (JORC) • Предполагаемые минеральные ресурсы • Указанные минеральные ресурсы • Измеренные минеральные ресурсы Запасы руды (JORC) • •

Вероятные запасы руды Подтвержденные запасы руды

• • •

• • • •

Таблица 1. к отработке

Сравнительная

характеристика

Ресурсы (Украина) D1 (локализованные) D2 (перспективные) D3 (прогнозные)

Категории запасов по изученности (Украина) A (достоверные) B (установленные) C1 (оцененные) C2 (предполагаемые)

запасов

по

изученности

и

подготовленности

В Украине основные требования к подсчету запасов полезного ископаемого устанавливаются разработанными кондициями, которые должны утверждаться для каждого отдельно взятого месторождения (либо участка крупного месторождения). Кондиции на минеральное сырьё – совокупность требований к качеству и количеству полезного ископаемого в недрах, к горно-геологическим и другим условиям разработки месторождения, определяющих промышленную ценность месторождений. Кондиции устанавливают параметры для подсчёта запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых, а также содержащихся в них ценных компонентов. По результатам предварительной разведки вырабатываются временные кондиции, по результатам детальной разведки новых, а также доразведки и эксплуатации разрабатываемых месторождений – постоянные кондиции. Временные кондиции используются для оперативного подсчёта предварительно разведанных запасов полезных ископаемых и решения вопроса о целесообразности производства детальной разведки месторождения. Постоянные кондиции — основа подсчёта подлежащих утверждению запасов месторождений, подготовленных для промышленного освоения или разрабатываемых; учитываются также при проектировании предприятия по добыче полезных ископаемых, планировании и производстве горно-эксплуатационных работ, решении вопросов, связанных с охраной недр. Общая информация о технико-экономических исследованиях: Scoping Study – технико-экономическое исследование потенциальной целесообразности освоения минеральных ресурсов, первое исследование в порядке возрастания значимости. Оно включает соответствующие оценки реальных допущений о модифицирующих факторах и других необходимых эксплуатационных факторах в момент подготовки отчета, которые необходимо продемонстрировать для обоснования перехода к подготовке Pre-Feasibility Study. Предварительное Feasibility Study (Pre-Feasibility Study) – комплексное исследование нескольких вариантов горного проекта на техническую осуществимость и экономическую целесообразность; этот проект продвинулся до этапа, когда установлены предпочтительная система в случае подземной отработки или границы в случае открытой отработки и определена эффективная технология переработки. Pre-Feasibility Study включает финансовый анализ на основании обоснованных допущений о модифицирующих факторах и оценки 177

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

любых других уместных факторов, достаточный для того, чтобы Компетентное лицо, действуя обоснованно, могло определить на момент подготовки отчета, все или часть минеральных ресурсов могут быть переведены в запасы руды. Pre-Feasibility Study имеет более низкий уровень уверенности, чем Feasibility Study.

Feasibility Study – комплексное технико-экономическое исследование выбранного варианта отработки запасов как горного проекта, которое включает соответствующий уровень детализации оценки действующих модифицирующих факторов, других уместных факторов эксплуатации и детальный финансовый анализ. Цель в том, чтобы продемонстрировать, что на момент подготовки отчета выемка запасов целесообразна (запасы экономически извлекаемы). Результаты исследования могут гарантированно служить основой для принятия окончательного решения инициатором проекта или финансовым институтом продолжить работу или осуществлять финансирование разработки проекта. Уровень уверенности исследования выше, чем уровень уверенности PreFeasibility Study. Типы отчетности о результатах разведки, минеральных ресурсах и запасах руды установленные Кодексом JORC и те, которые приняты в Украине, во многом похожи по своим требованиям и качеству предоставляемой информации. Поэтому совершенствование традиционной системы оценки запасов полезных ископаемых позволит гармонизировать ее с современными мировыми стандартами. То же касается и экономической оценки минеральных ресурсов. Геолого-экономическая оценка запасов полезных ископаемых (ГЭО) и Технико-экономическое обоснование (ТЭО) являются аналогом технико-экономических исследований проводимых в соответствии с требованиями Кодекса JORC.

178

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

АКТУАЛЬНІ ПРОБЛЕМИ НОРМАТИВАНО-ПРАВОВОВОЇ БАЗИ НАДРОКОРИСТУВАННЯ Коломійченко Б.Ф.1, Бесценна Л.Г.1 1 – УкрДГРІ, м.Київ, Україна У доповіді розглянуто актуальність створення сучасної вітчизняної нормативно-правової бази з врегулювання питань встановлення кваліфікаційних характеристик професій працівників, порядку нормативно-правового забезпечення проектування та визначення кошторисної вартості геологорозвідувальних робіт, вимоги до побудови проекту, врегулювання порядку планування та фінансування геологорозвідувальних робіт.

ACTUAL PROBLEMS NORMATIVE LEGAL BASE OF USE OF MINERALS Kolomiychenko B.1, Bestcenna L.1 1 – UkrSGRI, Kyiv, Ukraine In this report the urgency of creation of modern domestic normative legal base on qualifying workers trades characteristics , designing and prospecting budget definition, the project requirements, geological prospecting planning and financings is considered.

Вступ • • •

•

Основними актуальними проблемами галузевої нормативно-правової бази є: Доопрацювання Довідника кваліфікаційних характеристик професій працівників (ДКХПП) випуск 74 «Геологорозвідка та топографо-геодезичні роботи». Доопрацювання та затвердження Інструкції зі складання проектів та кошторисів на проведення геологорозвідувальних робіт. Вивчення і узагальнення чинної в Україні законодавчої і нормативної бази з питань планування, проектування, фінансування та проведення геологорозвідувальних робіт і розробити проект та затвердити єдиний нормативний документ «Порядок планування та фінансування геологорозвідувальних робіт, які виконуються за кошти державного бюджету». Розробка проектно-кошторисних норм на науково-дослідні і дослідноконструкторські роботи. Цільове призначення розробок

1. Довідник кваліфікаційних характеристик професій працівників (ДКХПП) «Геологорозвідка та топографо-геодезичні роботи» випуск 74 «Геологорозвідка та топографо-геодезичні роботи». В 1998 році Українським державним геологорозвідувальним інститутом (УкрДГРІ) за завданням колишнього Геолкому Украни спільно з центром продуктивності Міністерства праці і соціальної політики України було розроблено і затверджено Довідник кваліфікаційних характеристик професій працівників (ДКХПП) випуск 74 «Геологорозвідка та топографо-геодезичні роботи» заступником Голови Держкомгеології України Н.М. Пінчук 20 березня 1998 року за погодженням з Міпраці України та Головним Управлінням геодезії, картографії та кадастру при Кабінеті Міністрів України, яким визначені кваліфікаційні характеристики робіт і професій працівників геологічної галузі, геодезії, картографії та кадастру у відповідності з класифікатором професій ДК 003-95 Держстандарту України. На даний час після цього пройшло понад 15 років уже виникла нагальна потреба уточнення кваліфікаційних характеристик професій у зв’язку з застосуванням сучасних техніки та

179

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

технології у виробництві, а також уточнення та введення нових назв професій згідно з останніми змінами в Класифікаторі професій. ДКХПП має важливе значення при визначенні професійних обов’язків і прав працівників та при виході їх на пенсію за Списками в залежності від складності робіт 2. Інструкція зі складання проектів та кошторисів на проведення геологорозвідувальних робіт Проект Інструкції розроблений працівниками інституту з метою створення сучасної вітчизняної нормативно-правової бази з врегулювання порядку проектування та визначення кошторисної вартості геологорозвідувальних робіт для встановлення єдиного підходу до формування технічної частини проектів з проведення геологорозвідувальних робіт та кошторисів на їх проведення. До цього часу ці питання регламентуються нормативно – правовими актами колишнього СРСР згідно з наказом Міністерства екології та природних ресурсів України від 20.06.2002 року № 235 і додатку 7 до нього, зокрема такими: - “Инструкция по составлению проектов и смет на геологоразведочные работы., М., 1986г.”, утвержденная приказом бывшего Министерства геологии СССР от 14.03.1985 г. № 121; - “Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно – сметной документации на строительство скважин на нефть и газ. Мингео СССР, М.,1986 г. ”, утвержденная приказом Министерства нефтяной промышленности СССР от 06 08 1986 г. № 443, приказом Министерства газовой промышленности СССР от 04 1986 г. № 275, приказом Министерства геологии СССР от 31 12 1986 г. № 705. Дозвіл на використання цих інструкцій закінчився 20 червня 2012 року. Прийняття акту забезпечить раціональне використання коштів державного бюджету, які виділяються на проведення геологорозвідувальних робіт, за рахунок: зниження матеріалоємності, трудомісткості та кошторисної вартості ГРР; реалізації новітніх досягнень вітчизняної та зарубіжної науки і техніки, впровадження прогресивних матеріалів, укрупнених монтажних блоків обладнання, будівельних конструкцій і виробів високої заводської готовності і монтажної придатності, передової організації виробництва та праці; найбільш економічних транспортних схем завезення матеріалів, конструкцій і обладнання на місце проведення ГРР; раціонального використання земель, ефективних засобів охорони навколишнього природного середовища, які виключають забруднення атмосфери, морів, водоймищ і ґрунту шкідливими викидами та стоками; забезпечення сейсмостійкості, вибухоі пожежобезпеки; поліпшення умов праці і побуту працюючих; автоматизації систем управління технологічними процесами. Інструкція урегулює питання проведення технічного, інтелектуального та соціальнопобутового переоснащення галузі, що в свою чергу забезпечить стабільність розвитку геологорозвідувальної галузі, збільшення обсягів проведення геологорозвідувальних робіт та обсягів приростів запасів корисних копалин. Основні положення Інструкції стосуються таких напрямів нормативно-правового регулювання та забезпечення проектування та визначення кошторисної вартості геологорозвідувальних робіт: вимоги до побудови проекту, особливості проектування окремих видів робіт і витрат, порядок розрахунків проектних показників, оформлення проекту, порядок формування кошторису за статтями витрат з урахуванням Положень (стандартів) бухгалтерського обліку, склад зведеного кошторису, порядок оформлення кошторису, порядок погодження і затвердження проектно – кошторисної документації: 3. Галузеві стандарти з планування та фінансування геологорозвідувальних робіт, НД ДКР у геологічній галузі: ГСТУ 41-00032626-00-019-2000 і ГСТУ 41-0032626-00-014-2000 Галузеві стандарти з планування та фінансування геологорозвідувальних робіт, НД ДКР у геологічній галузі ГСТУ 41-00032626-00-019-2000 і ГСТУ 41-0032626-00-014-2000, які затверджені наказом Комітету України з питань геології та використання надр 17.03.2000 180

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

№ 44 є застарілими і не враховують останніх змін законодавчих актів та постанов Кабінету Міністрів щодо змін Порядку проведення геологорозвідувальних робіт, а також внести необхідні, на наш погляд, зміни до Порядку. Необхідно констатувати, що робота з постійного поновлення нормативної бази проведення ГРР ще не стала пріоритетною в цілому по галузі і в інституті зокрема, хоч всім зрозуміло, що до виконання будь-якої роботи спочатку потрібно виконати доскональні економічні розрахунки, тому обійти пріоритетність нормативного забезпечення функціонування галузі для забезпечення ефективності геологічних досліджень неможливо, а ігнорування цього принципу приводить до збитковості діяльності і неефективності геологічних досліджень. По-друге: в питанні нормативного забезпечення визначення кошторисної вартості НД ДКР експерти і контролюючі органи розуміють тільки конкретні елементні норми часу на виконання окремих елементів робіт, які неможливо розрахувати за будь-яких підходів. Тому необхідно визначитись з тим, що можливо найбільш раціональним для визначення кошторисної вартості НД ДКР є нормативний метод розрахунку витрат праці творчого колективу потенційних виконавців НД ДКР і витрат на оплату праці як основи розрахунків повної кошторисної вартості робіт, проведення експертизи кошторису на проведення НД ДКР на наш погляд не є необхідністю . Вважаємо за необхідне вирішити назрілі питання зі створення нормативно-правової бази з порядку проведення геологорозвідувальних робіт, складання проектно-кошторисної документації і запланувати УкрДГРІ до кінця І півріччя 2016 року розробити, узгодити та затвердити у встановленому порядку нову редакцію об’єднаного ГСТУ, якою врахувати всі зміни в нормативно-правовій базі та об’єднати 2 ГСТУ в один з планування та фінансування геологорозвідувальних робіт, які виконуються за кошти держбюджету, включивши до нього і особливості планування і фінансування робіт з НД ДКР, прийнявши за основу основні положення Порядку проведення геологорозвідувальних робіт (постанова КМУ від 25.01.1999 р. № 83) зі змінами станом на 01.01.2015 р. До останнього часу в геологічній галузі не створена сучасна нормативно – правова база з проведення геологорозвідувальних робіт. Керівництвом колишньої Державної геологічної служби листом від 23.07.2008 року було запропоновано надати пропозиції для подальшої роботи з підготовки нормативних документівУкрДГРІ, ДНВП «Геоінформ України», ДКЗ. На даний час не затверджена інструкція з проектування та визначення кошторисної вартості геологорозвідувальних робіт. Відсутні затверджені кошторисні норми на проведення науково - дослідних та дослідно – конструкторських робіт, що робить неможливим проведення експертизи вартості таких робіт в наданій на експертизу проектно – кошторисній документації. Галузеві стандарти з планування та фінансування геологорозвідувальних робіт, НД ДКР у геологічній галузі ГСТУ 41-00032626-00-019-2000 і ГСТУ 41-0032626-00-014-2000, які затверджені наказом Комітету України з питань геології та використання надр 17.03.2000 р № 44 є застарілими і не враховують останніх змін законодавчих актів та постанов Кабінету Міністрів щодо змін Порядку проведення геологорозвідувальних робіт. Обійти пріоритетність нормативного забезпечення функціонування галузі для забезпечення ефективності геологічних досліджень неможливо, а ігнорування цього принципу приводить до збитковості діяльності і неефективності геологічних досліджень. По друге: в питанні нормативного забезпечення визначення кошторисної вартості НД ДКР експертиза і контролюючі органи розуміють тільки конкретні норми часу на виконання окремих елементів робіт, які неможливо розрахувати за будь-яких підходів. Тому необхідно погодитись з тим, що найбільш раціональним для визначення кошторисної вартості НД ДКР є нормативний метод розрахунку витрат праці творчого колективу виконавців НД ДКР і витрат на оплату праці як основи розрахунків повної кошторисної вартості робіт, проведення експертизи кошторису на проведення НД ДКР не є необхідністю .

181

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

УДК 550.8

CТАН І НАПРЯМИ РЕФОРМУВАННЯ ЗАКОНОДАВЧОГО ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ ГЕОЛОГІЧНОЇ ГАЛУЗІ ТА НАДРОКОРИСТУВАННЯ В УКРАЇНІ Красножон М.Д.1, доктор геологічних наук; Люта Н.Г.1, кандидат геологомінералогічних наук, nlyuta@ukr.net ; Лютий Г.Г.1, кандидат геолого-мінералогічних наук, ekogeol@ukr.net 1 – УкрДГРІ, м. Київ, Україна У тезах розглянуто стан і напрями реформування законодавчого забезпечення геологічної галузі та надрокористування в Україні в сучасних умовах. З урахуванням європейського досвіду і європейських реалій визначені пріоритетні завдання Державної служби геології та надр України.

STATUS AND REFORMING TRENDS OF GEOLOGICAL BRANCH AND MINING LEGISLATIVE BASE IN UKRAINE

Кrasnozhon M.1, Dr. Sc.; Lyuta N.1, Ph. D., nlyuta@ukr.net ; Lyuty G.1, Ph. D., ekogeol@ukr.net 1 – UkrSGRI, Kyiv, Ukraine

The theses discussed the status and reforming trends of geological branch and mining legislative base in Ukraine today. In view of the European experience and Ukrainian realities priorities of State Geological and Subsurface Survey of Ukraine were identified.

Національні інтереси України, її економічна і політична незалежність, підвищення добробуту громадян, як свідчить сьогодення, потребують максимального забезпечення держави мінерально-сировинними ресурсами власного видобутку. Загальновідомо, що для України мінерально-сировинний комплекс має визначальне значення, оскільки з видобуванням та використанням корисних копалин пов'язано близько половини промислового потенціалу України і до 20 % її трудових ресурсів. Затвердження Загальнодержавної програми розвитку мінерально-сировинної бази (МСБ) України на період до 2030 року (далі – Програма) на законодавчому рівні засвідчує усвідомлення виняткової ролі МСБ для економіки і безпеки України. Процеси геологічного вивчення надр та видобутку корисних копалин, особливо в сучасних умовах ринкової економіки, вимагають досконалого законодавчого та нормативноправового забезпечення. Більш детально зупинимось на окремих законодавчих актах. Напрями та обсяги геологорозвідувальних робіт визначені Загальнодержавною програмою розвитку мінерально-сировинної бази України на період до 2030 року, прийнятою як Закон України від 17.05.2012 року № 4731-VI, що свідчить про важливість даної Програми для економіки і безпеки держави. Але протягом останніх років через складне становище економіки держави, що зумовлює недостатні обсяги проведення ГРР (геологорозвідувальних робіт), темпи відтворення власної мінерально-сировинної бази не відповідають потребам країни. Через нестачу коштів обсяги проведення геологорозвідувальних робіт скоротилися у 5–20 разів. Починаючи з 1994 року приріст розвіданих запасів більшості стратегічних видів корисних копалин не компенсує їхній видобуток. Подальше зволікання із вжиттям дієвих заходів зумовить нестачу деяких видів власної мінеральної сировини, зниження рівня захисту національних інтересів. Аналіз Програми показав, що крім поставлених завдань з перегляду першочергових напрямів та об'єктів; вилучення з заходів та завдань стадії розвідки; вилучення неперспективних, відпрацьованих та переданих приватним інвесторам об’єктів тощо чинна Програма потребує коригування у зв'язку з наступними питаннями: 182

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

1. Довготерміновий характер вимагає від цього документа більшої гнучкості, можливості реагувати на виклики часу. Тому в Програмі недоцільно наводити перелік конкретних родовищ, натомість слід визначити стратегічні напрями розвитку галузі. залишивши можливість концентрації фінансів на певних об'єктах залежно від кон’юнктури ринку, особливостей розвитку технологій тощо.

2. Необхідно привести в чітку відповідність зміст основної частини Програми (а саме розділів III і IV), додаткам, щоб кожен захід був відображений відповідним рядком у додатку 2 (Завдання і заходи з виконання Загальнодержавної програми розвитку мінеральносировинної бази України на період до 2030 року) і забезпечений відповідним фінансуванням.

3. Структура документа повинна бути максимально уніфікованою, інформація щодо різних видів корисних копалин повинна бути викладена у чітко визначеній послідовності, за певною схемою, наскільки це дозволяє наявна інформація.

4. Особливої уваги заслуговують такі стратегічні корисні копалини групи А, як питні та мінеральні води, які в попередньому варіанті документа не були охарактеризовані належним чином.

5. Підвищення ефективності ГРР в сучасних умовах потребує реального наукового забезпечення усіх видів і стадій цих робіт. У Програмі необхідно передбачити постійний аналіз тенденцій розвитку світового та українського ринку мінеральної сировини з урахуванням перспективних потреб економіки та стану забезпеченості мінеральними ресурсами; максимально адаптувати підходи щодо класифікації корисних копалин до європейських; обґрунтувати нові пріоритетні напрями робіт тощо.

6. У діючій Програмі недостатньо уваги приділено інформатизації геологічної галузі. Стратегічним напрямом робіт оновленої Програми повинне стати створення баз даних геологічної інформації на основі використання найсучасніших комп'ютерних технологій.

7. Необхідно розширити перелік задач регіональних робіт, результатом яких є не лише складання карт як багатоцільової основи надрокористування, а й прогнозування та виявлення нових структур, площ та ділянок, перспективних на корисні копалини, у тому числі й ті, які на сьогоднішній день в процесі коригування Програми довелося вилучити як непідтверджені. Проектом змін до Загальнодержавної програми розвитку мінерально-сировинної бази України на період до 2030 р. передбачено нові тенденції в стратегії та проведенні геологорозвідувальних робіт, а саме: – концентрація зусиль, у тому числі фінансових ресурсів, на пріоритетних напрямах розвитку мінерально-сировинної бази; переорієнтація на ті напрямки, які дозволять максимально зменшити залежність промисловості країни від ввозу і розширити її експортні можливості; – обмеження участі держави у фінансуванні повної підготовки родовищ до експлуатації за виключенням стратегічних об’єктів; – державне фінансування дослідження надр передбачено направити на проведення пошукових та пошуково-оцінювальних робіт для виявлення інвестиційно привабливих об’єктів. Весь комплекс питань надрокористування в Україні регулюється “Кодексом України про Надра”. Кодекс був прийнятий більше 20 років назад, і не дивлячись на ряд змін та доповнень, які були внесені у останні роки, потребує суттєвого удосконалення. Воно має відбутись за двома направленнями. По-перше, він має адаптуватись до умов ринкової економіки з урахуванням європейського та світового законодавства з надрокористування. По-друге, згідно з Конституцією України “надра є об’єктами права власності Українського народу”, тобто надрокористування підлягає обов'язковому регулюванню державою, як повноправними представником нашого народу. Отже розробку нової редакції Кодексу та її узгодження має здійснювати центральний орган виконавчої влади, що відповідає за

183

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

надрокористування (Держгеонадра). Вдосконаленню підлягають наступні положення Кодексу: 1. Блок інформаційних питань. Обов’язковою має бути передача первинної інформації до Державного інформаційного фонду всіма надрокористувачами незалежно від форми власності. Перелік обов'язкової інформації розробляється центральним органом виконавчої влади та затверджується Кабінетом Міністрів України. Відповідно уточнюються правила використання інформації в залежності від форми власності надрокористувача – отримувача інформації.

2. Комплекс питань державного регулювання у сфері надрокористування, зокрема запровадження його державного моніторингу. На нашу думку, неприйнятною є викладена у окремих проектах змін до Кодексу концепція стосовно права надрокористувача на відчуження права користування надрами іншим особам, у т. ч. внесення його до статутного капіталу суб’єктів господарювання, внесення як вкладку у спільну діяльність, також передавання в іпотеку (ст. 26). Слід зауважити, що вносити право до статутного капіталу або в іпотеку неможливо. Очевидно, цьому праву повинен бути наданий певний грошовий еквівалент. Але тоді виникає питання, хто визначає цей грошовий еквівалент,і, виходячи з положень Конституції, що надра є власністю Українського народу, хто контролює цю вартість від імені народу? До того ж, після іпотечного кредиту власником ділянки надр стає, очевидно, банк, і у випадку невиплати іпотеки, на яких умовах буде повернута Українському народу закладена ділянка надр, лишається невідомо.

3. Створення обов’язкового ліквідаційного фонду шляхом страхування об’єкта надрокористування, або формування спеціального фонду з постійних відрахувань з прибутку надрокористувача. Це потрібно для того, щоб по затвердженню терміну надрокористування держава (або надрокористувач) проводили ліквідаційні роботи за рахунок надрокористувача.

4. Вдосконалення правових документів з надрокористування, зокрема спеціальних дозволів з можливою їх заміною на договори з надрокористування. Тут важливо створити і затвердити такі юридично-правові документи, які б однозначно тлумачились при розгляді судових спорів між державою та надрокористувачем. Особливої уваги та правового формулювання заслуговують питання позбавлення прав надрокористування за порушення особливих умов спецдозволів та порядок повернення об'єктів надрокористування державі.

5. Спрощення отримання земельних відводів.

6. Гармонізація положень Кодексу з іншими чинними спорідненими законодавчими актами з питань надрокористування шляхом як внесення змін до Кодексу, так і коригування інших законодавчих актів з метою формування узгодженого законодавчого поля з проблем надрокористування. Важливою умовою ефективного надрокористування є зважена та економічно обґрунтована податкова політика. Нинішні суб'єктивні підходи до визначення рентної плати за видобування нафти і газу вже привели до зупинки багатьох низькорентабельних газовидобувних підприємств. Визначення ставки рентних платежів має базуватись на геолого-економічній оцінці кожного конкретного об'єкта надрокористування, а не на загальній економіці видобувного підприємства. Розмір ставки рентних платежів має забезпечувати рентабельність видобутку не менше нижньої межі, передбаченої проектом розробки, а шкала рентних нарахувань повинна мати прогресивний характер, щоб уникнути понаднормативної рентабельності (верхньої межі). Таким чином всі видобувні підприємства, з одного боку, будуть усі рентабельними, а з другого – уникати понаднормативної прибутковості. Важливе місце тут займає цінова політиканка має базуватись на принципах ринкової економіки . Зауважимо, що рентні платежі мають стосуватись видобування усіх корисних копалин. Вдосконалення державного регулювання процесом надрокористування також є важливою складовою його успішності. Давно очевидно, що тривала відсутність реформ в українській економіці, і в геологічній галузі зокрема, зумовила багато проблем, які в 184

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

нинішніх надскладних умовах не могли не загостритися. Держава давно потребує змін, в т. ч. у центральних органах виконавчої влади, забезпечення їх більшої мобільності, підвищення професійності, здатності швидко і оперативно вирішувати проблеми, в т.ч. пов’язані з відтворенням мінерально-сировинної бази та надрокористуванням, в інтересах українського народу. Очевидно, що реформування галузі, як і реструктуризація її підприємств повинні здійснюватися з урахуванням мети та першочергових завдань, які держава буде ставити перед геологами. При цьому необхідно враховувати не лише європейський досвід, а й особливості економіки та мінерально-сировинної бази України. Це реформування повинне мати системний характер, а дерегуляція повинна забезпечувати максимальну доступність до інформації, прозорість і зрозумілість правил, але водночас передбачати підзвітність і відповідальність надрокористувачів за результати своєї діяльності. Таким чином, дерегуляція повинна бути спрямована на забезпечення сталого розвитку держави, але не на ліквідацію державного управління. Фінансування геологічної галузі повинне забезпечувати виконання поставлених завдань і мати стабільний характер. Для цього оптимальним було б запровадити платежі на відтворення мінерально-сировинної бази та відновити захищену статтю видатків бюджету. Водночас, зважаючи на вочевидь недостатні обсяги державного фінансування, які через сучасний стан економіки України найближчим часом навряд чи суттєво збільшаться, необхідно чітко визначити пріоритетні завдання, роботи за якими які повинні фінансуватися за винятково за рахунок державного бюджету. Враховуючи європейський досвід та українські реалії, це: – геологорозвідувальні роботи на підземні води; – еколого-геологічні дослідження і моніторинг довкілля; – створення й ведення баз даних геологічної інформації на основі найсучасніших технологій; – регіональні геологорозвідувальні роботи (геологічне картування); – моніторинг надрокористування; – пошукові роботи на найбільш інвестиційно привабливі об'єкти з урахуванням потреб держави і кон'юнктури ринку. Вирішення наведених вище проблем, на нашу думку, дозволить підвищити ефективність державного управління в галузі надрокористування, створить реальні можливості для нарощування мінерально-сировинної бази України та забезпечить збереження її геологічних кадрів. Таким чином, першочерговими завданнями в нинішніх умовах є: – удосконалення та підготовка оновлених відповідно до сучасного законодавствата ринкової економіки основних законодавчих документів, що визначають напрями і регулюють питання надрокористування – Загальнодержавної програми розвитку мінеральносировинної бази України на період до 2030 року і Кодексу України про надра; – розробка, затвердження та впровадження науково обґрунтованої методики нарахувань рентних платежів та видобування корисних копалин; – відновлення в державному бюджеті захищеної статті фінансування геологорозвідувальних робіт; – реформування геологічної галузі на основі урахування досвіду розвинутих гірничодобувних країн світу та особливостей надрокористування в Україні.

185

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

УДК 33:553.3

ОГЛЯД ЧИННИХ НОРМАТИВНО-ПРАВОВИХ АКТІВ ТА НОВІ ПІДХОДИ ДО РЕФОРМУВАННЯ ДОЗВІЛЬНОЇ СИСТЕМИ КОРИСТУВАННЯ НАДРАМИ В УКРАЇНІ Левченко О.І.1, канд. геол. наук, завідувач відділу, levchenko_al@mail.ru 1 – УкрДГРІ, м. Київ, Україна У статті зроблено огляд основних положень діючих нормативно-правових актів щодо надання спеціальних дозволів на користування надрами в Україні та висвітлено суть змін, які плануються до внесення в законодавство України в процесі його реформування стосовно зазначеного питання.

ОБЗОР ДЕЙСТВУЮЩИХ НОРМАТИВНО-ЗАКОНОДАТЕЛЬНЫХ АКТОВ И НОВЫЕ ПОДХОДЫ К РЕФОРМИРОВФНИЮ РАЗРЕШИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЯ В УКРАИНЕ Левченко А.И.1, канд. геол. наук, заведующий отделом, levchenko_al@mail.ru 1 – УкрГГРИ, г. Киев, Украина В статье сделан обзор основных положений действующих нормативно-правовых актов по выдаче специальных разрешений на пользование недрами в Украине и приведено суть изменений, которые планируется внести в законодательство Украины в процессе его реформирования по этому вопросу.

THE REVIEW OF CURRENT NORMATIVE LEGAL CERTIFICATES AND NEW APPROACHES TO REFORMING LICENSING SYSTEM OF USE OF MINERALS IN UKRAINE Levchenko A.1, PhD Geol. Sci., chief of department, levchenko_al@mail.ru 1 – UkrSGRI, Kyiv, Ukraine In article the review of base current normative legal certificates on licensing for use minerals in Ukraine is made and essence of changes presented which it is planned to bring to the legislation of Ukraine during its reforming.

Вступ. Згідно чинного законодавства України надання та визначення вартості спеціальних дозволів на користування надрами регламентується Кодексом про надра, діючими Порядками з проведення аукціонів та надання спеціальних дозволів на користування надрами, а також Методиками визначення вартості запасів і ресурсів корисних копалин та визначення початкової ціни продажу на аукціоні спеціального дозволу на користування надрами. На сьогодні розрахунки вартості спеціальних дозволів на користування надрами виконуються за такою схемою: 1) спочатку, відповідно до Методики визначення вартості запасів і ресурсів корисних копалин родовища або ділянки надр, що надаються у користування, затвердженої постановою Кабінету Міністрів України від 25.08.2004 № 1117 - визначається вартість запасів і ресурсів корисних копалин родовища або ділянки надр; 2) далі, від вартості цих запасів та відповідно до Методики визначення початкової ціни продажу на аукціоні спеціального дозволу на користування надрами, затвердженої

186

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

постановою Кабінету Міністрів України від 15.10.2004 № 1374 - визначається початкова ціна продажу спеціального дозволу на користування надрами; 3) а у випадках продовження терміну дії спеціальних дозволів – визначається розмір збору на продовження терміну їх дії відповідно до початкової ціни продажу на аукціоні спеціального дозволу та показників приведених у таблиці додатку 2 діючого Порядку надання спеціальних дозволів на користування надрами. З наведеного вище виходить, що початкова ціна продажу спецдозволу є часткою від вартості запасів і ресурсів і визначається через спеціальний коефіцієнт переходу, рівень якого залежить від стадії геологічного вивчення і розробки родовищ (початкова, попередня або детальна геолого-економічна оцінки). Таким чином, початкова ціна продажу спеціального дозволу залежить від: а) для родовищ нафти і газу - величини запасів і ресурсів родовища або ділянки надр; - гірничо-геологічної характеристики об‘єкта-родовища (глибина залягання покладів, їх площа, потужність продуктивних відкладів, пористість, насиченість, проникність тощо) та технологічних умов розробки (дебіт свердловин, пластові тиски, температура, тощо). Останні чинники є визначальними і прямо впливають на кількість пошукових, розвідувальних і експлуатаційних свердловин, а отже і на витрати по освоєнню запасів (ресурсів); б) для твердих корисних копалин виду корисних копалин, кількості і якості розвіданих запасів (вмісту основних компонентів, складу і технологічних властивостей); гірничо-геологічних умов розробки родовища (включаючи складність геологічної будови, глибину залягання, гідрогеологічні і інженерно-геологічні характеристики); гірничотехнічних умов; географо-економічних умов (включаючи інфраструктурні, транспортні, і інші); в) і притаманних для всіх корисних копалин техніко-економічних показників - річної потужності підприємства по видобутку; - терміну розробки; - рівня капітальних вкладень на пошуки, розвідку і розробку (облаштування і експлуатацію) родовищ; - ціни та собівартості виробництва одиниці продукції; - рівня податків і зборів; - ставки дисконту. Отже визначення вартості спеціальних дозволів на користування надрами проводиться прямим розрахунком із врахуванням перелічених вище параметрів, що відображає реальну картину доходності кожного об’єкту, а отже і відповідну його вартість. Але, на сьогодні, існує думка, що необхідно визначати вартість спеціальних дозволів через ліцензійну площу і мінімальну заробітну плату шляхом їх множення. Я не можу погодитись із запропонованим підходом. По перше, таким методом оцінюється територія, а не багатство надр і при однаковій площі ліцензійного участку в одного надрокористувача може знаходитись, наприклад, мільйони кубічних метрів, або тонн корисної копалини, а у другого 100 чи 200 тисяч і відповідно різний прибуток, а вартість спеціального дозволу буде коштувати однаково. По друге, є родовища, особливо по твердим корисним копалинам, на яких запаси залягають під кутом в глибину і відповідно площа буде малою, а запаси можуть бути дуже великі. З іншого боку, для підземних вод площа родовища визначається радіусом впливу, яка може сягати від 10 до 30 кілометрів. В такому випадку площі родовищ будуть складати від 300 до 3000 квадратних кілометрів, що потягне за собою неоправдану велику вартість спеціального дозволу. Викладене вище показує, що в цьому підході присутній фіскальний ефект, коли надрокористувач буде платити не за вартість надр, які бере у користування, а за земельну ділянку.

187

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

Тому УкрДГРІ запропонував залишити діючу Методику з внесенням до неї змін щодо впровадження диференційованого підходу залежно від цільового призначення робіт (розвідка чи видобуток), ступеня достовірності геологічних матеріалів (ресурси чи запаси) і виду покладів залежно від складності видобутку (традиційні чи нетрадиційні методи), а саме: для визначення початкової ціни продажу дозволу на право користування надрами окремо для затверджених запасів та незатверджених(тобто ресурсів) і вуглеводневої сировини, яка залягає в традиційних і в нетрадиційних колекторах внесено зміни до пункту 3 Методики, а для будівництва та експлуатації підземних споруд, не пов’язаних з видобуванням корисних копалин, у тому числі споруд для підземного зберігання нафти, газу та інших речовин і матеріалів, захоронення шкідливих речовин і відходів виробництва, скидання стічних вод, та створення геологічних територій і об’єктів, що мають важливе наукове, культурне, санітарно-оздоровче значення Методику доповнено пунктом 9. Проектом нової редакції Кодексу про надра передбачається статтею 44 наступний порядок визначення розміру збору за укладення договору про використання надр: 1. Мінімальний (початковий) розмір збору за укладення договору про використання надр визначається окремо для кожного укладеного договору про використання надр у таких розмірах: 1) для договорів на проведення геологічного вивчення ділянок надр та геологічного вивчення ділянок надр з дослідно-промисловою розробкою корисних копалин: для нафтогазоносних надр — одну мінімальну заробітну плату, розмір якої встановлюється щороку законом про Державний бюджет України на поточний рік, що чинний на дату публікації умов конкурсу, за 1 кв. кілометр площі, що є предметом договору про використання надр; для інших корисних копалин — 0,02 відсотка сумарної вартості товарної продукції за весь період експлуатації родовища; 2) для договорів про проведення видобутку та договорів про проведення геологічного вивчення ділянок надр з дослідно-промисловою розробкою запасів корисних копалин з подальшим або одночасним їх видобуванням (промисловою розробкою родовищ): для нафтогазоносних надр (за умови незатверджених запасів) — 0,45; 0,3; 0,2 відсотка сумарної вартості перспективних та прогнозних ресурсів вуглеводневої сировини категорії С3 та Д1 і Д2 відповідно, яка залягає в традиційних колекторах, та 0,01 відсотка сумарної вартості перспективних та прогнозних ресурсів вуглеводневої сировини категорії С3 та Д1 і Д2, яка залягає в нетрадиційних колекторах; для нафтогазоносних надр (за умови затверджених запасів) — відповідно до Методики визначення мінімального (початкового) розміру збору за укладення договору про використання надр, затвердженої Кабінетом Міністрів України, але не менше 500 мінімальних заробітних плат, розмір яких встановлюється щороку законом про Державний бюджет України на поточний рік, що чинний на дату публікації умов конкурсу; для інших корисних копалин (за умови незатверджених запасів) — 0,2 відсотка сумарної вартості товарної продукції за весь строк експлуатації родовища; для інших корисних копалин (за умови затверджених запасів) — відповідно до Методики визначення мінімального (початкового) розміру збору за укладення договору про використання надр, затвердженої Кабінетом Міністрів України, але не менше 2 відсотків сумарного чистого прибутку за період дії затверджених кондицій на мінеральну сировину; 3) для договорів про використання ділянок надр, що не пов’язане з видобуванням корисних копалин, захоронення шкідливих речовин і відходів виробництва, скидання стічних вод — 300 мінімальних заробітних плат, розмір яких встановлюється законом про Державний бюджет України на поточний рік, що чинний на дату публікації умов конкурсу; 4) для договорів про використання ділянок надр для будівництва та експлуатації підземних споруд, не пов’язаних з видобуванням корисних копалин, для підземного зберігання нафти, газу та інших речовин і матеріалів — 500 мінімальних заробітних плат, 188

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

розмір яких встановлюється законом про Державний бюджет України на поточний рік, що чинний на дату публікації умов конкурсу; 5) для створення геологічних територій та об’єктів, що мають важливе наукове, культурне, санітарно-оздоровче значення (наукові полігони, геологічні заповідники, заказники, пам’ятки природи, заклади охорони здоров’я, оздоровчі заклади) — 50 мінімальних заробітних плат, розмір яких встановлюється законом про Державний бюджет України на поточний рік, що чинний на дату публікації умов конкурсу; 6) для експлуатації підземних споруд, пов’язаних із запобіганням підтопленню недіючих шахт — 20 неоподатковуваних мінімумів доходів громадян. В процесі узгодження в Міністерстві фінансів України та Міністерстві економічного розвитку і торгівлі України знаходиться проект постанови Кабінету Міністрів України «Про внесення змін до Порядку надання спеціальних дозволів на користування надрами», якими передбачається зменшення кількості випадків надання спеціальних дозволів без проведення аукціону. Висновок. З викладеного вище видно, що проектом нової редакції Кодексу про надра передбачається змішаний порядок визначення розміру збору за укладення договору про використання надр, як за 1 кв. кілометр площі та мінімальну заробітну плату так і за діючою Методикою визначення початкової ціни продажу на аукціоні спеціального дозволу на право користування надрами, затвердженою постановою Кабінету Міністрів України від 15 жовтня 2004 р. № 1374. ЛІТЕРАТУРА 1.

2.

3.

Проект нової редакції «Кодексу про надра», 2015 – 96 с. Постанова Кабінету Міністрів України «Про затвердження Порядку надання спеціальних дозволів на користування надрами» від 30 травня 2011 року № 615. Постанова Кабінету Міністрів України від 15 жовтня 2004 р. № 1374.

189

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

УДК 550.8

ОСНОВНІ ПРИНЦИПИ ЕКОЛОГІЧНОГО ЗАКОНОДАВСТВА І СТАНДАРТІВ ЄВРОПЕЙСЬКОГО СОЮЗУ ТА ОЦІНКА МОЖЛИВОСТЕЙ АДАПТАЦІЇ УКРАЇНСЬКИХ НОРМАТИВНОМЕТОДИЧНИХ ДОКУМЕНТІВ ДО СТАНДАРТІВ ЄС Люта Н.Г.1, кандидат геолого-мінералогічних наук, nlyuta@ukr.net ; Саніна І.В.1, ekogeol@ukr.net.

1 – УкрДГРІ, м. Київ, Україна У тезах розглянуто основні принципи екологічного законодавства і стандартів Європейського Союзу та оцінено можливості адаптації українських нормативно-методичних документів до стандартів ЄС.

THE BASIC PRINCIPLES OF EU ENVIRONMENTAL LEGISLATION AND STANDARDS AND ASSESSMENT OF ADAPTATION OF UKRAINIAN REGULATORY GUIDANCE DOCUMENTS TO EU STANDARDS Lyuta N.1, candidate of geological and mineralogical sciences, nlyuta@ukr.net ; Sanina I.1, ekogeol@ukr.net 1 – UkrSGRI, Kyiv, Ukraine The theses discussed basic principles of environmental legislation and EU standards and assessment of adaptation of Ukrainian regulatory guidance documents to EU standards.

Приймаючи європейський шлях розвитку як безальтернативний, Україна постала перед необхідністю адаптації власних нормативно-методичних документів до стандартів Європейського Союзу. Законодавча основа закладена у Законі України “Про Загальнодержавну програму адаптації законодавства України до законодавства Європейського Союзу” від 18 березня 2004 року N 1629-IV, Постанові Кабінету Міністрів України від 19 березня 1997 p. № 244 “Про заходи щодо поетапного впровадження в Україні вимог директив Європейського Союзу, санітарних, екологічних, ветеринарних, фітосанітарних норм та міжнародних і європейських стандартів”, Концепції національної екологічної політики України на період до 2020 року, затвердженою розпорядженням Кабміну України № 880-р від 17 жовтня 2007 р. та в низці інших документів. Здійснення заходів щодо адаптації законодавства України до законодавства Європейського Союзу є одним з основних напрямів діяльності Мінприроди України. Угода про асоціацію з Європейським Союзом, укладена 27 червня і ратифікована 16 вересня 2014 року, зумовлює необхідність прискорення цього процесу. Не вдаючись у подробиці розробки і прийняття стандартів (оскільки існують варіанти складання власних документів з урахуванням європейських вимог; тотожний переклад прийнятих документів Євросоюзу, є пропозиції взагалі не перекладати стандарти, а посилатися на міжнародні стандарти системи якості ISO), варто проаналізувати основні принципи і методичні підходи європейських документів щодо оцінки екологічного стану компонентів довкілля і оцінити їхню прийнятність для умов України. Розроблення стандартів, що стосуються моніторингу підземних вод, повинні здійснюватися з урахуванням положень Водної рамкової директиви Європейського Парламенту від 23 жовтня 2000 року, яка встановлює рамки для дій Співтовариства у сфері водної політики. Вона є керівним документом для встановлення цілей охорони води і передбачає:

190

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

 комплексний підхід до захисту усіх вод – річок, озер, прибережних і підземних вод;  управління водними ресурсами за басейновим принципом;  посилення транскордонного співробітництва прибережних країн (один річковий басейн – єдиний план управління);  ефективне використання водних ресурсів за принципом “забруднювач платить”;  широкомасштабне залучення громадян, зацікавлених сторін;  удосконалення законодавства. Таким чином, основними методичними підходами є басейновий принцип управління водними ресурсами і комплексний підхід до захисту водних об’єктів. Такі підходи не суперечать українському екологічному законодавству і нормативнометодичним документам. Зокрема в Україні тривалий час діє Загальнодержавна цільова програма розвитку водного господарства та екологічного оздоровлення басейну річки Дніпро на період до 2021 року, затверджена відповідним законом. Інша річ – недостатній рівень фінансування таких програм, який зумовлює їх переважно декларативний характер, і відсутність системності та узгодженості дій. Так, передбачені Програмою і очевидно недостатні 1 млн грн. щороку на моніторинг та дослідження стану підземних вод на 455 пунктах режимних спостережень судячи з усього, не виділяються, оскільки Держгеонадра виконують моніторинг підземних вод у рамках Загальнодержавної програми розвитку мінерально-сировинної бази України на період до 2030 року, а інших робіт за цим напрямом, за інформацією сайту Мінприроди, його підрозділи не здійснюють. Щодо гармонізації українських екологічних стандартів з європейськими, то вона вже відбувається, про що свідчить, зокрема, затвердження стандарту “Якість ґрунту. Настанови щодо складання та виконання моніторингових програм Національний стандарт України ДСТУ ISO 16133:2005. К., Держспоживстандарт України, 2007”, який є тотожним перекладом відповідного стандарту ISO. Варто зауважити, що цей документ має скоріше загально інформаційний, а не інструктивний характер і знайомить з особливостями проведення моніторингу в розвинутих країнах Європи. Наведена в стандарті інформація дала змогу проаналізувати дані щодо низки програм моніторингу національного та європейського рівня, зокрема зіставити за їх цілями, кількістю спостережних ділянок, критеріями їхнього обирання тощо. Аналіз методичних підходів моніторингу, викладених у згаданому документі, засвідчує наступне. У більшості країн ці програми було розпочато у 90-х рр. ХХ сторіччя. У деяких державах Європи проводиться по декілька моніторингових програм, що стосуються визначення якості грунту. Зокрема, у Фінляндії – 4, одна з яких є пан’європейською і 3 – національними. Існує широкий діапазон цілей, для яких були розроблені програми моніторингу ґрунту. Найчастіше такими цілями є:  оцінки коротко-, середньо- і довгострокових змін властивостей ґрунту;  вивчення змін властивостей ґрунту, надходження до нього речовин;  вивчення ефекту впливів людини і забруднення атмосфери на екосистеми;  визначення чинників, що спричиняють зміни стану ґрунтів сільгоспугідь;  вивчення надходження хімічних речовин у ґрунт і винос з нього тощо. Аналіз програм моніторингу свідчить, що недоцільно і неможливо контролювати всі показники на всіх спостережних ділянках (полігонах). Тому перелік токсичних хімічних елементів та сполук визначається у конкретних природно-техногенних умовах і коригується упродовж спостережень залежно від їх змін. Остаточний перелік показників, що визначаються в процесі моніторингу, уточнюється відповідно до їх значимості (наукової доцільності, чутливості до впливів, значення як показника інших змінних довкілля, можливість визначення (фінансова, технічна, аналітична), можливості інтерпретації тощо. Щодо вибору розміщення спостережних ділянок (полігонів), є чотири основні варіанти вибору розміщення спостережних ділянок, а саме: правильна мережа; розміщення 191

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

на основі статистичного підходу; розміщення на основі підходу, орієнтованого на гіпотезу, а також типологічний підхід. Типологічний підхід базується на комплексному врахуванні визначальних природних і техногенних умов і чинників, що визначають властивості компонентів середовища і мають на них найвідчутніший вплив. У більшості сучасних зарубіжних моніторингових програм реалізовано саме цей підхід. Ключовим моментом плану моніторингу вважається ідентифікування типів середовища. Слід зазначити, що саме такий самий підхід був неодноразово застосований під час вибору спостережних полігонів моніторингу довкілля в Україні (зокрема, це стосується обґрунтування вибору полігонів моніторингу геохімічного стану ландшафтів та екзогенних геологічних процесів). Характерною особливістю моніторингу ґрунтів у європейських країнах є його комплексний характер, найчастіше стан ґрунтів вивчається не окремо, а в сукупності зі станом всіх суміжних компонентів довкілля з ґрунтовими водами включно. Отже, визначальними рисами європейських екологічних стандартів є системність, комплексність і узгодженість. При цьому аналіз методичних підходів програм моніторингу компонентів довкілля у зарубіжних країн, які давно є членами світових організацій, показує їх принципову прийнятність для України. Втім, порівняння зарубіжних і вітчизняних методик та нормативів, зокрема, граничнодопустимих концентрацій свідчить про те, що вони часто якщо не ідентичні, то досить близькі, і головною проблемою в екологічній сфері є не стільки недосконалість українського нормативно-методичного забезпечення екологічних досліджень, скільки недостатній контроль за виконанням природоохоронного законодавства, а інколи – та його майже повна відсутність. Виконаний аналіз засвідчує, що нині першочерговими завданнями є:  розробка і впровадження екологічних стандартів, адаптованих до стандартів ЄС;  забезпечення узгодженості їхніх вимог з вимогами інших діючих нормативних документів;  забезпечення контролю за виконанням природоохоронного законодавства в межах компетенції відповідних державних органів. Виходячи з українських реалій, зрозуміло, що надзвичайно складним завданням буде практична реалізація, запровадження цих стандартів і контроль за їхнім неухильним виконанням в умовах обмеженого фінансування екологічних програм. Очевидно, зважаючи на пріоритетність визначеної європейським курсом розвитку України завдань з адаптації українських документів до стандартів ЄС, такі роботи повинні фінансуватися державою першочергово.

192

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

УДК 553

МОНІТОРИНГ НАДРОКОРИСТУВАННЯ ЯК ВАЖЛИВИЙ ІНСТРУМЕНТ УПРАВЛІННЯ НАДРАМИ

Рудько Г.І.1, доктор геолого-мінералогічних наук, доктор географічних наук, доктор технічних наук, професор, office@dkz.gov.ua ; Гошовський С.В.2, професор, доктор технічних наук, директор УкрДГРІ, Ukrdgri@ukrdgry.gov.ua 1 – Державна комісія України по запасах корисних копалин, м. Київ, Україна 2 – Укр ДГРІ, м. Київ, Україна Розглянуто концептуальні основи поняття моніторингу та наукового супроводження надрокористування локального рівня. Визначено головну мету та показана важливість удосконалення методичної бази, а також створення єдиного інформаційного простору для підвищення ефективності використання надр України.

MONITORING OF SUBSURFASE RESOURCES MANAGEMENT AS IMPORTANT TOOL IN MANAGEMENT OF MINERAL RESOURCES Rudko G.1, Dr. Sci. (Geol.-Mineral.), Dr. Sci. (Geogr.), Dr. Sci. (Eng.), Prof., rudko@dkz.gov.ua ; Goshovskyi S.1, Professor, Doctor of Technical Science, Director UkrSGRI, Ukrdgri@ukrdgry.gov.ua 1 – State Commission of Ukraine on Mineral Resources, Kyiv, Ukraine; 2 – UkrSGRI, Kyiv, Ukraine Reviewed conceptual foundations of monitoring and scientific support subsurface resources management in local level. Defined the basic purpose and shows the importance of improving the methodological framework and create a common information space for more efficient use of mineral resources of Ukraine.

Вступ. В надрах України виявлено майже 20 тисяч родовищ і проявів близько 120 видів корисних копалин, з яких порядку 8280 родовищ майже 100 видів мінеральної сировини мають промислове значення і обліковуються державним балансом запасів корисних копалин. Нині до промислового освоєння залучено понад 2800 родовищ, на базі яких працює більш як 2000 гірничодобувних і переробних підприємств. Заплановане підписання Угоди про асоціацію України з Європейським Союзом передбачає зміни в нормативно-правовій сфері, а отже, і в секторі надрокористування. У зв’язку з цим необхідно завчасно і докорінно переглянути проблему моніторингу надрокористування з урахуванням не тільки європейського досвіду подібних робіт, а й власних наукових доробок та інформаційних ресурсів. Виклад основного матеріалу. Сьогодні розвиток і вдосконалення моніторингу надрокористування геологічного вивчення й видобування корисних копалин вкрай важливий, оскільки він є дієвим механізмом державного нагляду за процесом надрокористування, який покликаний не лише максимально сприяти підвищенню ефективності використання надр, а й запобігати шкідливому впливу на довкілля. За роки проведення моніторингу надрокористування було на практиці доведено його необхідність та ефективність. Моніторинг надрокористування жодним чином не дублює контролюючі функції держави, оскільки є системним регулярним спостереженням за

193

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

об’єктом надрокористування, спрямованим на надання допомоги надрокористувачеві, здійснюється постійно, супроводжує процес надрокористування на всіх стадіях вивчення і розробки родовищ. Концепції щодо визначення поняття «моніторинг» сформовані в 1970–1980-х роках у працях радянських науковців Ю.А. Ізраеля, І.П. Герасимова, Н.Ф. Реймерса, І.В. БестужеваЛади та інших. Дискусії в той час переважно точилися навколо змісту моніторингу як системи, що виконує лише функції спостереження, оцінки і прогнозування або ще й додатково контролю оцінювання та управління, а також «запобігання». Узагальненням поняття моніторинг геологічного середовища стало визначення В.А. Корольова щодо моніторингу геологічного середовища як системи постійних спостережень, оцінювання, прогнозування та управління геологічним середовищем чи будьякою його частиною, яка проводиться за заздалегідь наміченою програмою з метою забезпечення оптимальних екологічних умов для людини в межах досліджуваної природнотехногенної системи. З 2011 р. в Україні розвивається нова концепція моніторингу локального (об’єктового) рівня, що стосується виконання користувачами надр особливих умов користування надрами, а також наукового супроводження надрокористування. Формування такої концепції обумовлене Порядком надання спеціальних дозволів на користування надрами, затвердженим постановою Кабінету Міністрів України від 30.05.2011 р. № 615 [1]. Необхідність розробки концепції моніторингу надрокористування пов’язана зі значним техногенним впливом гірничо-добувної діяльності на різні компоненти навколишнього природного середовища (у тому числі геологічне середовище), необхідністю наукового супроводження робіт користувача надр на локальному рівні для досягнення оптимального балансу в системі «навколишнє природне середовище–інтереси користувача надр–інтереси держави». Моніторинг та наукове супроводження надрокористування (МтНС) є складовою частиною особливих умов користування надрами, передбачених дозволом та угодою. Основні принципи МтНС – дотримання вимог нормативно-правових актів у сфері геологічного вивчення та раціонального використання надр, об’єктивність, науковометодична обґрунтованість, компетентність і достовірність [2]. Об’єктом МтНС є ділянка надр, що надається у користування та визначена у дозволі, угоді, програмі робіт, а також зміни геологічного середовища в зоні очікуваного впливу робіт з користування надрами. Замовником МтНС є надрокористувач, що експлуатує надра протягом часу, в межах ділянки надр та на умовах, передбачених у дозволі. МтНС є новою законодавчо закріпленою процедурою дослідження діяльності з надрокористування, спрямованої на підвищення ефективності й раціональності геологорозвідувальних і видобувних робіт, у тому числі з погляду охорони навколишнього природного середовища. Проблеми МтНС підлягають вирішенню за тісної співпраці виконавців і замовників. Метою проведення МтНС є надання надрокористувачам наукових консультацій та фахових рекомендацій з питань: • ефективного й раціонального використання надр, виконання надрокористувачем особливих умов користування надрами, передбачених спеціальним дозволом на користування надрами та угодою про умови користування надрами; • дотримання установлених законодавством вимог, правил і стандартів охорони навколишнього природного середовища; • послідовності виконання робіт з користування надрами, основних методів їх вирішення, переліку інструкцій і технічних вимог, обов’язкових при виконанні робіт з урахуванням вимог охорони надр і навколишнього природного середовища;

194

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

• використання отриманих відходів гірничодобувних та пов’язаних із ними переробних підприємств своїми силами або з залученням інших юридичних і фізичних осіб; • складання відповідної звітності, яка передається на зберігання до Державного науково-виробничого підприємства «Державний інформаційний геологічний фонд України». Різноманіття об’єктів надрокористування за видами корисних копалин та видами робіт, способами і стадіями розробки родовищ обумовлює відмінності їх впливу на навколишнє природне середовище, що створює передумови для розвитку спеціалізації виконавців МтНС надрокористування. Для кожного з видів корисних копалин і умов їх розробки пропонується своя система спеціалізованих спостережень. Розвиток системи МтНС надрокористування можливий у два етапи. Перший етап – створення системи МтаНС на об’єктовому рівні. Його метою є своєчасне консультативноаналітичне забезпечення користувача надр, необхідне для прийняття рішень щодо забезпечення процесів управління видобутком або проведенням геологорозвідувальних робіт, запобігання розвитку небезпечних геологічних процесів, дотримання вимог, встановлених при наданні надр у користування. Другий етап – інтеграція інформації об’єктового рівня моніторингу за видами корисних копалин, видами надрокористування та регіонами, створення загальнодержавної системи моніторингу надрокористування. Для розвитку системи моніторингу локального рівня слід удосконалити єдину методичну базу проведення моніторингу надрокористування спеціалізованими організаціями. Для впровадження системи моніторингу потрібно розробити принципи функціонування єдиного інформаційного простору на основі автоматизованих інформаційних систем, сприяти формуванню зацікавленості користувачів надр у проведенні моніторингу надрокористування шляхом тісної співпраці зі спеціалізованими організаціями. Система моніторингу надрокористування локального рівня має кореспондуватись із системою державного моніторингу довкілля. Для підвищення ефективності геологорозвідувальних і видобувних робіт, повноти вилучення, комплексності використання корисних копалин, охорони навколишнього природного середовища слід забезпечити наукове супроводження геологорозвідувальних та гірничодобувних робіт. Висновки. Результати моніторингу використовують для підготовки і прийняття керівного рішення, на основі якого коригують систему спостережень на родовищі корисних копалин. Визначено, що умовою оптимізації ухвалення рішень у галузі управління природними ресурсами є надійна, точна і своєчасна інформація, а також відповідні механізми її отримання, збереження, використання. Участь України у створенні Спільної системи екологічної інформації (ENPI–SEIS) стане рушійною силою інтеграції існуючих систем інформації та інформаційних потоків у сфері збереження й управління природними ресурсами. ЛІТЕРАТУРА: 1. Про затвердження Порядку надання спеціальних дозволів на користування надрами: Кабінет Міністрів України; Постанова, Порядок від 30.05.2011 р. № 615. [Електронний ресурс]. –Режим доступу: http://zakon2.rada.gov.ua/laws/show/615-2011-%D0%BF. 2. Методичні рекомендації з проведення моніторингу та наукового супроводження надрокористування: Наказ Державної служби геології та надр України від 15.02.2012 р. № 44. [Електронний ресурс]. – Режим доступу: http://document.ua/pro-zatverdzhennjametodichnih-rekomendacii-z-provedennja-mo-doc95311.html

195

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

УДК 553.04

УКРАЇНСЬКА КЛАСИФІКАЦІЯ ЗАПАСІВ І РЕСУРСІВ В КОНТЕКСТІ ОСНОВНИХ КЛАСИФІКАЦІЙ СВІТУ Рудько Г.І.1, доктор геолого-мінералогічних наук, доктор географічних наук, доктор технічних наук, професор, office@dkz.gov.ua ; Ловинюков В.І.1 1 – Державна комісія України по запасах корисних копалин, м. Київ, Україна Розглянуто основні класифікації запасів і ресурсів корисних копалин, які використовуються комерційними організаціями з метою формування загальноприйнятних стандартів банківської звітності. Викладено принципи їх зіставлення та гармонізації з українською Класифікацією запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр.

UKRAINIAN MINERAL RESOURCES CLASSIFICATION IN THE CONTEXT OF MAIN WORLD CLASSIFICATION Rudko G.I.1, Dr. Sci. (Geol.-Mineral.), Dr. Sci. (Geogr.), Dr. Sci. 1 office@dkz.gov.ua ; Lovyniukov V.I. 1 – State Commission of Ukraine on Mineral Resources, Kyiv, Ukraine

(Eng.),

Prof.,

The thesis deals with main mineral resources classification, used by commercial organizations in order to develop common standards for banker books. The principles of comparison and alignment of major classifications are reviewed as well as the principles of their alignment with Ukrainian Mineral Resources Classification of State Subsoil Fund are outlined.

Вступ. У світі використовується близько 150 офіційно визнаних класифікацій запасів/ресурсів корисних копалин з різною термінологією і визначеннями. У зв'язку з цим виникає проблема ефективного спілкування як на національному, так і міжнародному рівнях. Випадки значних фінансових потрясінь, пов'язані з неправильним розумінням дійсного промислового значення родовищ корисних копалин мають місце по всьому світу. Відсутність зрозумілої для всіх класифікації сприяє обману акціонерів. Виклад основного матеріалу. Процедура затвердження запасів родовищ корисних копалин за міжнародними стандартами звітності запасів і ресурсів корисних копалин є обов'язковою для компаній, чиї акції котуються на міжнародних біржових майданчиках, або для компаній, що планують IPO (Initial Public Offering, первинна прилюдна пропозиція – розміщення цінних паперів). Отже, перерахунок запасів родовищ корисних копалин, затверджених за національними системами класифікацій (в Україні – відповідно до Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр) згідно з міжнародними стандартами, є необхідним. Аналіз класифікацій запасів і ресурсів корисних копалин засвідчує, що нині їх підґрунтям є різноманітні системи термінів і визначень. Це стримує інформаційний обмін та істотно ускладнює складання глобальних, національних і регіональних узагальнень забезпеченості енергетичними і мінеральними ресурсами, а також зумовлює необхідність класифікувати світові запаси/ресурси мінеральної сировини на основі єдиної міжнародної системи, побудованої на базі критеріїв ринкової економіки. Вихід з цієї ситуації намагаються знайти, з одного боку, міжнародні фондові біржі та транснаціональні компанії, а з іншого – урядові структури та Організація Об'єднаних Націй (ООН). Фондові біржі та об'єднання компаній встановлюють свої стандарти, кодекси і правила, якими регулюють вимоги до достовірності запасів корисних копалин. ООН розробляє 196

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

Міжнародну класифікацію та Глобальний кодекс звітності про запаси та ресурси корисних копалин. Вперше Міжнародна класифікація запасів і ресурсів корисних копалин була розроблена в 1979 р, але не отримала схвалення ЕКОСОР для всесвітнього застосування, так як передбачала відмову від національних класифікацій, а не їх об'єднання. У 1992 р Європейська Економічна Комісія (ЄЕК) запропонувала свою 3-х мірну рамкову класифікацію запасів/ресурсів горючих і мінеральних корисних копалин, яка може виконувати функції «парасольки» для різних національних класифікаційних систем. Робота з доопрацювання та вдосконалення Міжнародної Рамкової Класифікації (РКООН) продовжується і в даний час. Основна увага щодо уточнення потреб у міжнародній (глобальній) класифікації запасів і ресурсів корисних копалин зосереджується на таких головних напрямах її практичного використання: управління енергетичними і мінеральними ресурсами на державному і корпоративному рівнях, довгострокове прогнозування енергетичної забезпеченості і розробка міжнародних стандартів фінансової звітності. На шляху до вирішення цих завдань СГЕ ЄЕК ООН взаємодіє із Радою з міжнародних стандартів фінансової звітності (International Accounting Standards Board, IASB), при реалізації останнім проекту гармонізації стандартів звітності для добувних галузей. При цьому передбачається використання дефініцій «запасів» і «ресурсів» РКООН (і категорій, що входять до їх складу) як структурної основи при виділенні обліково-статистичних одиниць Глобального кодексу звітності, а також з метою віддзеркалення в балансах компаній стану проектів, що реалізовуються, визнання і вартісної оцінки мінерально-сировинних активів. На сьогодні основними вважають 3 класифікації: – міжнародна Рамкова класифікація ООН для викопних та енергетичних мінеральних ресурсів (РКООН); – класифікація, яка використовується у стандарті звітності Комітету з міжнародних стандартів звітності по запасах твердих корисних копалин (Committee for Mineral Reserves International Reporting Standards, CRIRSCO), що слугує сферою інтересів промислових та фінансових груп, які спеціалізуються на родовищах твердих корисних копалин; – класифікація, що використовується у Системі управління вуглеводневими ресурсами (Petroleum Resources Management System, PRMS) Товариства інженерів-нафтовиків (Society of Petroleum Engineers, SPE). РКООН-2009 планувалась як стандартизована система обліку запасів і ресурсів родовищ вуглеводневої сировини та твердих корисних копалин. Однією з основних вимог до такої системи є її узгодженість з чинними всезагальними класифікаціями, що має забезпечити можливість її широкого застосування, наприклад, як «зонтичної» системи високого рівня. Зіставлення РКООН із Класифікаціями CRIRSCO та SPE (PRMS) розглядалось як тест, а також як можливість запропонувати зміни до РКООН, у разі, якщо це буде необхідно для підвищення ступеня такої узгодженості. СГЕ СЕК ООН відзначає, що такі системи забезпечують дуже різний рівень деталізації: Класифікація SPE (PRMS) дає змогу представляти набагато більш деталізовані дані, ніж Класифікація CRIRSCO. Окрім того, це пояснюється різним призначенням цих систем: Класифікація CRIRSCO орієнтована на встановлення стандартів звітності, а Класифікація SPE (PRMS) покликана полегшити управління проектною діяльністю. Допускається, що їх користувачі матимуть можливість забезпечити необхідний ступінь деталізації завдяки додатковому розподілу категорій на підкатегорії. Останні повинні узгоджуватися з РКООН, однак не обов'язково як її частина. Державна комісія України по запасах корисних копалин працює над удосконаленням класифікації запасів корисних копалин з 1995 р. Співробітники Комісії брали участь у розробці Міжнародної Рамкової класифікації і, одночасно на тих же принципах, вдосконалювали національну класифікацію України, засновану на класифікації Радянського Союзу. В результаті розроблена і застосовується в практичній діяльності гірничо-видобувної 197

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

комплексу України 3-х мірна Класифікація запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр України, заснована на цифровий кодифікації, з виділенням класів запасів і ресурсів. Робота з приведення звітності про запаси та ресурси корисних копалин відповідно до Класифікації України, адаптованої до РКООН, впроваджується за напрямами: – використання Класифікації України при підрахунку та геолого-економічній оцінці запасів повторно відкритих, розвіданих або родовищ, що розробляються; – переведення запасів корисних копалин, облікованих державним балансом, у таксони Класифікації країни; – застосування Класифікації України при формуванні річної звітності підприємствкористувачів надр про стан ресурсної бази. Україна першою з країн Європейського співтовариства в 1997 році на державному рівні впровадила РК ООН, керуючись рішенням UNECOSOC № 227/1997, яким UNFC рекомендована для практичного використання країнами – членами ООН. Перевагою РКООН є система тризначних кодів, що дозволяє уникати проблем лінгвістичного характеру – відпадає необхідність в назвах категорій, які б потім довелося б перекладати іншими мовами, у зв’язку з чим могли б виникнути проблеми тлумачення. Зіставлення Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр України з Класифікацією РКООН-2009 показало, що серед 40 класів, що виділяються РКООН, у Класифікації України використовуються лише 10 (рис. 1). Водночас, використання всіх можливостей, що передбачені РКООН-2009, обмежується законодавчою базою України.

Рис. 1. Зіставлення Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр України з Класифікацією РКООН-2009

Незважаючи на різні найменування класів, кількості корисних копалин, які мають одне й те ж соціально-економічне значення (вісь Е), підготовленість до експлуатації (вісь F) і геологічну вивченість (вісь G), можуть бути ідентифіковані одним і тим же цифровим кодом. Таким чином, обидві класифікації є зіставними.

198

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

Зіставлення Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр України з Класифікацією CRIRSCO показує, що з 10 класів корисних копалин, що входять до Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр, у Класифікації CRIRSCO міститься лише 7 (рис. 2).

Рис. 2. Зіставлення Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр України з Класифікацією CRIRSCO

Ймовірно, це пов'язано з тим, що в Шаблоні CRIRSCO не можуть бути представлені класи позабалансових запасів, що відповідають кодам 221, 222 і 211. У Класифікації CRIRSCO ці класи поглинаються категорією «Ресурси корисних копалин». Разом з тим, кількості корисних копалин, що віднесені до однієї з категорій Класифікації CRIRSCO, можуть бути ідентифіковані одним із кодів, що застосовується Класифікацією України. Таким чином, обидві Класифікації можуть бути повністю зіставними й гармонізованими. Зіставлення Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр України з Класифікацією SPE (PRMS) знаходиться на проміжному етапі, але попередні результати дозволяють стверджувати, що і з цією класифікацією очікується зіставлення по більшості класів. Висновки. Класифікація запасів та ресурсів корисних копалин державного фонду надр України містить класи, що повністю узгоджуються з РКООН-2009. Вона апробована на близько 3400 родовищ корисних копалин різних видів корисних копалин, що обліковуються на державному балансі. Подальша участь України в гармонізації (розробці механізмів сумісної класифікації запасів і ресурсів) української Класифікації запасів та ресурсів корисних копалин державного фонду надр до інших класифікаційних схем (переважно CRIRSCO та SPE) розкриває перспективи залучення закордонних інвесторів до участі в проектах розробки українських родовищ корисних копалин і створює можливість виходу цих проектів на міжнародні біржі.

199

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

ДЕЯКІ ПИТАННЯ НОРМАТИВНО-ПРАВОВОГО ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ ГЕОЛОГОРОЗВІДУВАЛЬНИХ РОБІТ ПО ВІДТВОРЕННЮ МІНЕРАЛЬНО-СИРОВИННОЇ БАЗИ УКРАЇНИ. Ткаченко М.В.1, Соколов В.О.1, geoexp@ukr.net 1 – ДГП «Геолекспертиза», м. Київ, Україна Розглянуто стан нормативного забезпечення геологорозвідувальних робіт, визначені окремі проблемні питання нормативного забезпечення, запропоновані шляхи їх вирішення.

SOME QUESTIONS NORMATIVELY - LEGAL PROVIDING OF GEOLOGICAL SURVEY WORKS FROM A RECREATION MINERALSOURCE OF RAW MATERIALS OF U KRAINE Tkachenko M.1, SokolovV.1, geoexp@ukr.net 1 – SGE «Geolekspertiza», Kyiv, Ukraine The state of the normative providing of geological survey works is considered, the separate problem questions of the normative providing, offered ways of their decision, are certain.

Розвиток мінерально-сировинної бази України перебуває під впливом наступних стримуючих чинників: – відсутня взаємопов’язана, збалансована, сучасна нормативна правова основа, що змушує часом звертатися до документів, затвердженим Міністерством геології СРСР; – геологічна галузь і органи виконавчої влади, які нею управляють, протягом тривалого часу перебувають у стані перманентного реформування без чітких орієнтирів цього процесу; – відсутні критерії оцінки якості й повноти геологічної інформації, у тому числі й цифрової; відсутність нормативно закріплених технологій, форм і форматів обміну даними між різними інформаційними системами, що не дозволяє сформуватися ринку інформаційних послуг і не сприяє розвитку інформаційних технологій; діюча система державного регулювання відносин надрокористування не створює достатніх умов для залучення інвестицій надрокористувачів у геологорозвідувальні роботи; – існуюча система державних закупівель не дозволяє забезпечити безперервне фінансування повного циклу геологорозвідувальних робіт від виявлення перспективних площ до відкриття й початку освоєння родовищ, тривалість якого становить від 5 до 15 років. Шляхи подолання: – розробка і впровадження взаємопов'язаної, збалансованої нормативної правової основи в сфері геологічного вивчення надр і формування державних геологічних інформаційних ресурсів; – розробка технічних регламентів, методичних документів для кожного етапу (стадії) вивчення, у тому числі й відносно збору, систематизації й обробки геологічної інформації (включаючи первинну документацію); – розробка технології обміну даними між різними інформаційними системами з використанням передатних таблиць, передатних форматів даних; – пророблення питань платності геологічної інформації, маючи на меті можливість стягнення плати за первинну документацію, у тому числі й придбання її в організацій, що проводили роботи за власні кошти, і вільний доступ до похідної геологічної інформації; – регламентування обліку користування державними геологічними ресурсами; – спрощення порядку й скорочення строків одержання ліцензії на ділянки надр для вивчення; 200

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

– спрощення для суб'єктів малого й середнього підприємництва процедури одержання ліцензії на геологічне вивчення за рахунок власних коштів; – формування єдиного інформаційного простору в мережі Інтернет шляхом створення інформаційного порталу, що містить відомості про динаміку ресурсної бази й видобутку корисних копалин, видах, обсягах, вартості й результативності геологорозвідувальних робіт; – створення й розвиток сучасних телекомунікаційних систем і сучасних технологій передачі даних; – розробка принципів ціноутворення геологорозвідувальних робіт і забезпечення прозорості формування початкової ціни контракту на виконання робіт для державних потреб у сфері надрокористування; – підвищення оперативності надання в користування основних інформаційноаналітичних продуктів шляхом переходу від обміну документами до надання доступу до ресурсів інформаційних систем інформаційних організацій. Проблема раціонального використання фінансових коштів вимагає впорядкування й модернізації всього процесуального циклу – від обґрунтування необхідних обсягів фінансування до аналізу економічної ефективності вкладених коштів, включаючи формалізацію й автоматизацію підготовки проектно-кошторисної документації, експертизу проектів і кошторисів, актуалізацію існуючих і підготовку нових нормативно-методичних документів з проектування й кошторисного ціноутворення. У частині вдосконалювання підготовки проектно-кошторисної документації виконати роботи з: – інвентаризації масиву проектних рішень і експертних висновків; – розробці довідників і макетів проектних і звітних документів; – розробці структури баз даних паспортів проектних рішень і результатів експертизи проектів і кошторисів на геологічне вивчення надр; – програмної реалізації електронного каталогу й архіву експертних висновків із системою швидкого пошуку, уведення й зберігання інформації; – підготовці проектів методичних роз'яснень за розрахунками нормативів накладних витрат і планових накопичень, методичних роз'яснень по обліку обов’зкових платежів для визначення кошторисної вартості робіт; – розробці макетів типових форм проектно-кошторисної документації на виробничі, тематичні й дослідно-методичні роботи, пов’язані з геологічним вивченням надр і відтворення мінерально-сировинної бази; – складання типової проектно-кошторисної документації. З метою оптимізації виконання геологорозвідувальних робіт за рахунок бюджетних коштів, організувати практику супервайзінгу. З однієї сторони це забезпечить присутність представника держави при виконанні держзамовлення, з іншої сторони стане можливим проведення хронометражних і статистичних досліджень з метою корегування існуючої нормативної бази для проектування і складання кошторисів. Першочергові завдання: 1. Враховуючи стан нормативної бази (діючі кошторисно-нормативна й інструктивна бази геологічної галузі розроблені в кінці минулого сторіччя і не відповідають сучасним вимогам), принципи ціноутворення та формування початкової ціни контракту на виконання робіт у сфері користування надрами, визначити за першочергову необхідність відновлення у галузі системної розробки економічних норм витрат різних видів ресурсів (норм часу, виробітку, нормативів чисельності тощо), які застосовуються при виконанні геологорозвідувальних робіт.

2. Розробити основні принципи протидії корупції, правові й організаційні основи попередження корупції й боротьби з нею, мінімізації наслідків корупційних правопорушень.

3. Проведення експертизи проектів геологорозвідувальних робіт (у тому числі й на загальнопоширені корисні копалини), що виконуються за рахунок засобів користувачів надр, 201

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

є обов’язковою умовою для реалізації зазначених проектів. В перелік особливих умов у процесі оформлення спеціальних дозволів на користування надрами включити наступне:“на основі програми робіт у визначений термін скласти проект виконання геологорозвідувальних робіт на ліцензійну ділянку надр, який повинен пройти державну експертизу відповідного органу Державної геологічної служби геології та надр України”. ЛІТЕРАТУРА 1. Закон України № 3268-VI від 21 квітня 2011 року “Про затвердження Загальнодержавної програми розвитку мінерально-сировинної бази України на період до 2030 року” (Із змінами, внесеними згідно із Законом № 4731-VI (4731-17) від 17.05.2012, ВВР, 2013. – № 15. – 98 c.); 2. Ахмет В. Х., Монастырных О. С, Косицын Н. А. Методические рекомендации по обоснованию заданий и договорных цен на услуги и работы по геологическому изучению недр для государственных и иных нужд. – М.: ВИЭМС; 3. Климов А. К., Ковтонюк Г. П., Куликов А. И. Управление государственными информационными ресурсами с использованием отраслевой ИС “Недра”; Журнал “Разведка и охрана недр”, 2008. – № 08–09.

202

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

ПРОБЛЕМИ НАДРОКОРИСТУВАННЯ НА ПРИКЛАДІ РОЗРОБКИ ТИТАНОВИХ РОДОВИЩ В МЕЖАХ ЗАХІДНОЇ ЧАСТИНИ УКРАЇНСЬКОГО КРИСТАЛІЧНОГО ЩИТА Трохименко В.М.1, заслужений працівник промисловості України, головний геолог; Василенко А.П.2, канд. геол.-мін. наук, завідуюча сектором, alla_vas@ukr.net 1 – Іршанський ГЗК ПрАТ «Кримський титан», м. Іршанськ, Україна; 2 – УкрДГРІ, м. Київ, Україна Іршанський ГЗК – одне з основних підприємств України з постачання титанової сировини для хіміко-металургійного комплексу України. Іршанська група родовищ титану розташована на Житомирщині, в східній частині Поліського краю у межах західної частини Українського кристалічного щита (УЩ). Освоєння їх розпочато в кінці 50-х років минулого ХХ –го століття. Основні проблеми, які виникають при розробці цих об'єктів, зводяться до: повноти та комплексного використання надр; своєчасної заміни відпрацьованих покладів новими об'єктами, що призводить до дестабілізації титанової галузі України в цілому.

PROBLEMS OF NATURAL RESOURCES MANAGEMENT FOR EXAMPLE THE DEVELOPMENT OF TITANIUM DEPOSITS WITHIN THE WESTERN PART OF THE UKRAINIAN CRYSTALLINE SHIELD Trokhimenko V.1, honored worker of industry of Ukraine, chief geologist; Vasylenko A.2, Ph. D., chief of sector, alla_vas@ukr.net 1 – Irshansk GOK JSC "Crimean Titan", Irshansky, Ukraine; 2 – UkrSGRI, Kyiv, Ukraine Irshansk GOK is one of the main enterprises of Ukraine for the supply of titanium raw materials for chemical and metallurgical complex of Ukraine. Iranska the group of titanium deposits located in the Zhytomyr region, in the Eastern part of the Polesie region in the Western part of the Ukrainian shield (USH). Their development started in the late 50-ies of the last twentieth century. The main problems arising in the development of these objects are: completeness and comprehensive utilization of mineral resources; timely replacement of waste deposits of new objects, which leads to destabilization of titanium industry in Ukraine as a whole.

1. Проблеми повноти та комплексного використання надр пов’язано з досліднопромисловою розробкою технології вилучення супутніх компонентів (циркону), рекомендованих протоколом ДКЗ. У радянські часи, за умов державної власності на засоби виробництва, вирішення цього питання не було проблемним. Підприємство з залученням відповідних інститутів (в нашому випадку ін-тут «Держрідмет», м.Москва) за виділені держкошти постійно працювало над удосконаленням технології, в тому числі й над розробкою технології вилучення супутніх компонентів. Наразі роботи такого плану виконуються за рахунок власних коштів. Але підприємство реалізувати напрацьований продукт на умовах пробних партій відповідно до існуючого законодавства не правомочне.. Виникає протиріччя: з одного боку, підприємству необхідно за власні кошти виконати постановляючу частину протоколу Держаної комісії по запасах, а з іншого – воно немає права реалізувати одержану пробну продукцію й компенсувати понесені витрати. Тому, пропонуємо на законодавчому рівні розробити та затвердити умови реалізації продукції, одержаної при проведенні дослідно-промислових робіт та розробці технології збагачення корисних копалин. Базовим документом у вирішенні цього питання, напевне, може слугувати діюче «Положення про порядок організації та виконання дослідно-промислової розробки родовищ корисних копалин загальнодержавного значення» (наказ Мінприродекоресурсів від 03.03.2003р №34/м).

203

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

2. Що ж до проблематики своєчасної заміни відпрацьованих покладів новими об'єктами, то воно пов’язане з одержання земельного відводу в сотні гектарів в умовах їх паювання(!). Процедура відводу займає в часовому вимірі неменше 2-3 роки(!).Це приводить до невиконання ліцензійних умов надрокористування (п.6 ст.26 Кодексу України про надра та п.23 «Порядку надання спеціальних дозволів на користування надрами»),якими передбачається початок освоєння родовищ не більше як за 2 роки.А сировинні об’єкти з комбінованою підземно-розкритою системою розробки на прикладі корінного комплекного Стремигородського апатит-ільменітового родовища,окрім земельних відводів, потребують ще й багато часу на проектування та будівництво гірничо-збагачувального комплексу (при сучасних умовах інвестування) до 7-10 років. В результаті в надрокористувача виникають проблеми з строком дії ліцензії – її втрати (тут й питання втрати тих коштів, що були проплачені за ліцензію).В цілому це призводить до стабільності в титанової галузі України, а то й, можливо, до її втрати.

204

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

УМОВИ ТА ФОРМИ ЗАЛУЧЕННЯ ІНВЕСТИЦІЙ В ПОШУКИ, РОЗВІДКУ ТА ВИДОБУТОК ВУГЛЕВОДНІВ В УКРАЇНІ Бегаль А.С.1, генеральний директор; Толкунов А.А.1, начальник геологічного відділу, к.г.н.

1 – ДГП «Укргеофізика», м. Київ, Україна Розглянуто результати дослідження форм організаційно-економічних відносин надрокористування та закордонного і вітчизняного досвіду залучення інвестицій у нафтогазовидобувну галузь. Досліджені можливості підвищення ефективності залучення прямих інвестицій в нафтогазовидобувну галузь України.

CONDITIONS AND FORMS OF THE ATTRACTION OF INVESTMENTS IN UPSTREAM OIL AND GAS SECTOR OF UKRAINE Begal A.1, director general; Tolkunov A.1, chief of geological department, Phd 1 – SGE «Ukrgeofizika», Kyiv, Ukraine A critical analysis of domestic and foreign experience in the attraction and use of investments in oil and gas resources had been made by the authors of the research. This analisis showed that the the contractual forms of subsoil use and especially Production Sharing Agreements are the effective mechanism to provide the development of mineral resources of hydrocarbons and rational subsoil use. The measures, that can be used by Government to increase the efficiency of investments in oil and gas field of Ukraine had been proposed by the authors.

Основними формами організаційно-економічних відносин надрокористування, відповідно до яких відбувається залучення іноземних інвестицій в нафтогазовидобувну галузь в світовій практиці є такі: - концесійна фрма організаційно-економічних відносин надрокористування; - ліцензійна форма організаційно-економічних відносин надрокористування; - угода про розподіл продукції [1]. Представником держави нерідко виступає національна нафтова компанія. Однак, останнім часом все більшу роль у стосунках з закордонним інвестором відіграють відповідні державні органи. Це зумовлено тим, що національні нафтогазові компанії багатьох країн перестають повністю контролюватися державою через процеси приватизації та, частково, через збільшення частки приватного капіталу в цих компаніях. Проте, в країнах що розвиваються обов'язковою умовою законодавства або контракту може бути створення спільного підприємства між компанією - інвестором і державною гірничою (нафтовою) компанією. Наведені вище основні форми залучення прямих іноземних інвестицій (ПІІ) в нафтогазовидобувну галузь мають суттєві розбіжності. Розглянемо кожну з них окремо. Так, концесія (від латинського concessіon - дозвіл, поступка) – є результатом договору про передачу в експлуатацію на певний термін природних ресурсів, підприємств й інших господарських об'єктів, що належать державі. Це схема відносин між державою й, як правило, іноземним інвестором (компанією), що затверджується контрактом (інколи відповідним державним актом у межах чинного законодавства). Важливим є те, що право на розробку родовища відрізняється від права власності на землю або надра. Ця форма не припускає надання права власності, а є адміністративним правом, що обмовляється конкретними умовами, обмежено в часі й у певних обставинах може бути анульовано. Більш детально це визначається в гірських кодексах. У сучасній концесійній формі важливу роль відіграють сформовані в процесі розвитку ринкової економіки відносини між державою й компаніями, закріплені в законодавстві.

205

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

Надання прав (дозволів, ліцензій), пов'язаних з використанням природних ресурсів, як і подальша діяльність власника цих прав, регулюється гірничим законодавством, або спеціальним галузевим законодавством, наприклад, про нафту й газ (як, наприклад, в Україні). При добре розробленому законодавстві, ця форма дозволяє ставити всіх суб’єктів у рівне положення перед законом і виключити можливість надання переваг будь-якій компанії. З іншого боку, без досить розвиненого законодавства, що регулює як відносини компанії й держави, так і відносини між компаніями (одноособовий ризик, юнітизовані угоди), контракти в кожному разі набувають особливих рис та можуть превалювати над законом. До основних особливостей концесії відносяться такі: - суб’єкт, що є власником концесії надається право власності на видобуту продукцію при відкритті й освоєнні родовища; - суб’єкт, що є власником концесії надається право вільного користування землею й надрами; - суб’єкт, що є власником концесії залишається власником устаткування яке використовувалось їм при проведенні робіт; - податковий режим є економічною основою концесійної угоди, що включає сплату роялті й податку на прибуток. З часом, ця форма, яку ще інколи називають «традиційна концесія», зазнала суттєвих змін і «еволюціонувала» в ліцензійну форму. Ліцензійна форма залучення ПІІ в нафтогазовидобувну галузь поширена більш ніж в 50 країнах. Переважна більшість країн Західної Європи використовує цей вид угод, що є в загальних рисах подібними до концесійних, але в дещо «модернізованому» вигляді. Так, якщо раніше при концесійній формі держава не мала достатньо важелів впливу на діяльність іноземних компаній, то сьогодні держані органи мають змогу до певного ступеню регулювати цю діяльністю завдяки програмам пошуково-розвідувальних робіт, програмам дослідно-промислової розробки, проектам експлуатаційної розробки що мають бути представлені видобувними підприємствами на різних стадіях робіт та погоджені з відповідними державними органами або з національною нафтовою компанією, та виконання яких є обов’язковим згідно чинного законодавства (гірничі кодекси, відповідні закони). Ліцензійна система – це певна система прав, основним з яких є право на розвідку або розробку природних ресурсів протягом чітко обмеженого періоду часу й на умовах, що закріплені в ліцензії. До таких умов, як правило, відносяться такі: 1) повернення ділянок; 2) мінімальні робочі зобов'язання іноземної компанії; 3) платежі за користування землею й надрами; 4) участь держави в прийнятті рішень. Аналіз досвіду багатьох країн світу, що обрали ліцензійну форму залучення ПІІ в нафтогазовидобувну галузь дозволяє зробити висновок, що сучасна система ліцензій є дуже ефективною для держави, лише за умови стабільності гірничого й податкового законодавства. В такому разі, вона може забезпечити більш надійні гарантії як дотримання національних інтересів, так і прав інвестора. Характерною рисою угод про розподіл продукції є надання контракту сили закону (productіon-sharіng agreement - PSA, у Україні - УРП). Це - одна із причин широкого поширення цієї форми залучення ПІІ в нафтогазовидобувну галузь у країнах, що розвиваються. Угоди про розподіл продукції в світовій практиці містять, як правило, такі основні елементи: - режим часткового розподілу продукції є економічною основою УРП; - згідно УРП вся продукція до розподілу належить державі; - видобувна компанія є підрядником, що має контракт на проведення робіт; - на видобувну компанію лягають всі витрати й весь ризик; - компенсуючи витрати з частки продукції інвестора (в більшості випадків); - можливе застосування платежу роялті в УРП в деяких випадках; - для УРП є характерною «автономність» податкового й правового режиму; 206

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

- устаткування, яке використовувалось підрядником, стає власністю держави після відшкодування підрядникові його вартості; - підрядник зобов'язаний виконати мінімальну обов'язкову програму робіт на кожній стадії (пошуки, розвідка, розробка); - підрядникові відшкодовуються всі витрати у відповідності зі спеціальною бухгалтерською процедурою. Це відбувається, на відміну від розповсюдженого обліку витрат, у складі собівартості як суми поточних витрат й амортизації. У цьому випадку для відшкодування представляється накопичена сума поточних і капітальних витрат [1]. Перевагою УРП є простий й ефективний механізм вилучення державної частки доходів. Спільне підприємство (СП), створене за участю державної й приватної компаній, по правовому статусу, як правило, нічим не відрізняється від підприємства з 100%-ною участю приватних компаній. Таке СП являє собою об'єднання компаній з метою спільної участі в проекті, для здійснення діяльності на умовах ліцензійної форми чи на умовах угоди про розподіл продукції. Спільне підприємство, створене за участю державної компанії як у рамках концесії, так й у рамках УРП, є важливим елементом цих взаємин. Метою такого СП є участь держави в проекті не тільки як власника ресурсів корисних копалин, але і як інвестора. Законодавчі й підзаконні акти в розвиток основного законодавства про вуглеводні в свтовій практиці припускають рішення таких питань, як: процедура організації й проведення конкурсів; порядок надання ліцензій; оподатковування в нафтовій промисловості; модель ліцензійної угоди; модель контракту про розділ видобутку [2]. На сьогодні українським законодавством передбачені три форми залучення інвестицій в нафтогазовидобувну галузь: ліцензійна, УРП, спільна діяльність. Так, відповідно до Постанови КМУ №615 від 30.03.2011 р. «Про затвердження Порядку надання спеціальних дозволів на користування надрами» спеціальні дозволи надаються на такі види користування надрами з метою пошуків та видобутку вуглеводнів: - геологічне вивчення, в тому числі дослідно-промислова розробка родовищ; - видобування корисних копалин; - геологічне вивчення нафтогазоносних надр, у тому числі дослідно-промислова розробка родовищ, з подальшим видобуванням нафти, газу (промислова розробка родовищ); - виконання робіт (провадження діяльності), передбачених угодою про розподіл продукції. Відповідно до Постанови КМУ №615 від 30.03.2011 р. дозвіл надається на строк, визначений заявником, але не більш як на: - 10 років - на геологічне вивчення нафтогазоносних надр, у тому числі досліднопромислову розробку родовищ нафти і газу, в межах континентального шельфу та виключної (морської) економічної зони України; - 20 років - на видобування корисних копалин; - 30 років - на видобування нафти і газу в межах континентального шельфу та виключної (морської) економічної зони України; - строк дії окремих дозволів на геологічне вивчення нафтогазоносних надр та видобування нафти і газу (промислова розробка родовищ), але не більш як на 20 років на суші і не більш як на 30 років на континентальному шельфі та в межах виключної (морської) економічної зони України - на геологічне вивчення нафтогазоносних надр, у тому числі дослідно-промислову розробку родовищ, з подальшим видобуванням нафти і газу (промислова розробка родовищ). При цьому строк геологічного вивчення нафтогазоносних надр не може перевищувати 10 років; - строк дії відповідної угоди про розподіл продукції - на виконання угод про розподіл продукції.

207

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

Спеціальні дозволи на пошуки, розвідку та видобуток вуглеводнів в Україні надаються за результатами аукціонів, що їх проводить Державна служба геології та надр України, крім таких випадків: 1) видобування корисних копалин, якщо заявник за результатами геологічного вивчення ділянки надр за власні кошти здійснив підрахунок запасів корисних копалин, який затверджено ДКЗ, а також видобування корисних копалин, якщо заявник за власні кошти здійснив апробацію в ДКЗ за умови затвердження підрахунку запасів корисних копалин у ДКЗ протягом п'яти років, а в межах континентального шельфу та виключної (морської) економічної зони України десяти років з моменту надання дозволу; 2) розширення меж не більш як на 50 відсотків раніше наданої у користування площі ділянки надр з метою її геологічного вивчення або розміщення підземних сховищ, а також збільшення обсягу видобування корисних копалин за рахунок розширення меж ділянки, але не більш як на 50 відсотків запасів, визначених раніше наданим дозволом, за умови, що суміжну ділянку не надано у користування; 3) геологічного вивчення надр за рахунок коштів державного бюджету; 4) геологічного вивчення, в тому числі дослідно-промислової розробки родовищ корисних копалин загальнодержавного значення або видобування корисних копалин, якщо відповідно до законодавства заявник є власником цілісного майнового комплексу, побудованого (реконструйованого) з метою видобування та переробки корисних копалин з ділянки надр, на користування якою надається дозвіл, або такий майновий комплекс надано надрокористувачу в оренду (концесію).

5) геологічного вивчення, в тому числі дослідно-промислової розробки та видобування корисних копалин суб'єктами господарювання державного сектора економіки та господарськими товариствами, у статутному (складеному) капіталі яких не менш як 25 відсотків акцій (часток, паїв) належать державі; 6) виконання угод про розподіл продукції. У разі виникнення потреби у закінченні геологічного вивчення, геологічного вивчення, в тому числі дослідно-промислової розробки, та затвердження запасів родовища корисних копалин, продовженні видобування корисних копалин строк дії дозволу продовжується за наявності інформації про відсутність порушень надрокористувачем умов користування надрами, передбачених дозволом або угодою про умови користування ділянкою надр. Продовження строку дії дозволу на геологічне вивчення може здійснюватися не більше двох разів, крім дозволів на геологічне вивчення, згідно з якими роботи виконуються за кошти державного бюджету. Угода про розподіл продукції. Інвестування пошуків, розвідки і видобутку корисних копалин, у тому числі вуглеводнів, може здійснюватися на засадах, визначених угодами про розподіл продукції. Законом України "Про угоди про розподіл продукції" регулюються порядок та умови укладання таких угод. Так, згідно цьому Закону, одна сторона — Україна (далі - держава) доручає іншій стороні – інвестору на визначений строк проведення пошуку, розвідки й видобутку корисних копалин на виділеній ділянці (ділянках) надр та ведення пов'язаних з угодою робіт, а інвестор зобов'язується виконати доручені роботи за свій рахунок і на свій ризик з наступною компенсацією витрат і отримання плати (винагороди) у вигляді частини прибуткової продукції. Учасниками такої угоди можуть бути кілька інвесторів за умови, що вони несуть солідарну відповідальність по передбачених нею зобов'язання [3]. При цьому, сторонами угоди про розподіл продукції виступають інвестори і Кабінет Міністрів України та Верховна Рада Автономної Республіки Крим або орган місцевого самоврядування, на території якого знаходиться ділянка надр, що передається в користування на умовах угоди про розподіл продукції (далі – орган місцевого самоврядування), які укладають угоду після її узгодження з постійно діючою міжвідомчою комісією.

208

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

Кабінет Міністрів України у складі представників державних органів створює постійно діючу міжвідомчу комісію органів місцевого самоврядування, народних депутатів України, яка уповноважена вирішувати питання з організації укладання та виконання угод про розподіл продукції. Інвесторами можуть бути громадяни України, іноземці, особи без громадянства, юридичні особи України та інших держав, об'єднання юридичних осіб, створені в Україні чи за межами України, які мають відповідні матеріально-технологічні й економічні можливості або відповідну кваліфікацію для користування надрами, що підтверджено документами, виданими згідно із законами (процедурами) країни інвестора. Угода про розподіл продукції укладається з переможцем конкурсу, який проводиться за рішенням Кабінету Міністрів України в порядку, визначеному Законом України "Про угоди про розподіл продукції", який надає право інвестору передати повністю або частково свої права та обов'язки, визначені угодою про розподіл продукції, будь-якій юридичній чи фізичній особі за умови, що така особа має достатньо фінансових і технічних ресурсів, а також досвід організації діяльності, необхідної для виконання робіт, передбачених угодою. При цьому обов'язковою умовою передачі є згода на це держави. Передача прав та обов'язків за угодою оформляється письмовим договором з особою, яка перебирає такі права й обов'язки згідно з угодою про розподіл продукції. Договір стає невід'ємною частиною угоди і підлягає державній реєстрації[8]. З другої половини 90-х рр. набула широкого розповсюдження така форма співробітництва приватних компаній з державними підприємствами, що мають право на розробку нафтогазових родовищ як спільна інвестиційна та виробнича діяльність. Особливостями такої форми є те, що учасниками такої діяльності виступають юридичні особи, що уклали відповідний договір. Координація спільної діяльності та управління здійснюється на основі рішень Комітету з Управління куди входять представники від кожного з учасників. Оператором, як правило, виступає приватна компанія. Проведений аналіз різних організаційно-економічних форм відносин іноземних нафтогазових компаній з державою показує, що їхні сучасні модифікації є досить гнучкими та за великим рахунком можуть приводити до приблизно подібних результатів ефективності отримання державою економічної ренти. Але разом з цим, внаслідок прозорості економічного механізму стягнення фіскальних платежів УРП та більшої "незалежності" від загального законодавства, на даний час виглядає більш прийнятним для країн, що розвиваються. Успішне функціонування концесійної системи вимагає набагато більше глибокого пророблення як фіскальних режимів на території таких країн, так і вирішення численних правових питань гірничого законодавства. Проведений аналіз світової практики показав, що найбільший позитивний ефект для приймаючої країни дають прямі іноземні інвестиції, оскільки вони є довгостроковими капіталовкладеннями, орієнтуються в першу чергу на стратегічні переваги приймаючої країни і мало схильні до впливу короткострокових кризових чинників. Крім того, ПІІ пов'язані з переносом в країну прогресивного досвіду, нових технологій, методів управління та ринкових технологій, що веде до підвищення загального рівня конкурентоспроможності економіки приймаючої країни. Проблема залучення прямих іноземних інвестицій в українську економіку набуває все більшої актуальності по мірі коливань цін на нафту та газ та падіння обсягів видобутку вуглеводнів на території України. Адже від стану забезпеченості Держави енергоносіями залежать темпи та характер розвитку її економіки. Для розробки нових та вдосконалення вже існуючих організаційно-економічних форм залучення прямих іноземних інвестицій в нафтогазовидобувну галузь України має бути використаний як власний, так і закордонний досвід провідних нафтогазовидобувних країн світу.

209

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

ЛІТЕРАТУРА 1. Джонстон Д. Международный нефтяной бизнес: налоговые системы и соглашения о разделе продукции. Пер. с англ. - М.: ЗАО "Олимп-Бизнес", 2000. -340 с.

2. Daniel Johnston. International Exploration Economics, Risk, and Contract Analysis/ Pennwell Books, 2003. - 401 pages 3. ЗУ Про угоди про розподіл продукції: Закон України [Електронний ресурс]. – Режим доступу : http://zakon1.rada. gov.ua

210

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

ФОРМИРОВАНИЕ ПОЗИТИВНОГО ИМИДЖА И УПРАВЛЕНИЕ РЕПУТАЦИЕЙ В ИНТЕРНЕТЕ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ПРИВЛЕКАТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЙ Зурьян П.В.1, pavelzuryan@ukr.net 1 – УкрГГРИ, г. Киев, Украина Доклад затрагивает вопросы влияния современных коммуникационных технологий на инвестиционную привлекательность предприятий и раскрывает возможности управления репутацией в глобальной сети. Рассмотрены методы и средства создания и поддержания позитивного имиджа. Внесены предложения по использованию новых каналов коммуникаций.

ANALYSIS OF INFLUENCE INFORMATION COMPONENT ON THE INVESTMENT ATTRACTIVENESS OF THE COMPANY IMAGE Zurian P.1, pavelzuryan@ukr.net 1 – UkrSGRI, Kyiv, Ukraine The analysis of the impact of ICT on the investment attractiveness and reputation management of the enterprise in the global network. The methods, tools and channels of communication. The conclusions about the need for major changes in the management approach, the majority state-owned companies, the approach of placing information about the company on the Internet.

Репутация и инвестиционная привлекательность Интерес потенциальных инвесторов к предприятию, преимущественно, определяется степенью его авторитетности и перспективности. С целью принятия решения о целесообразности инвестирования, помимо финансовых показателей, анализируется информация о деятельности, основных целях, задачах компании, конкурентной среде, изучаются сильные и слабые стороны компании, оцениваются ее достижения. В процессе улучшения инвестиционной привлекательности важно создать позитивный образ компании. Причем, ключевое значение имеет демонстрация ее прозрачности. Это обусловлено тем, что западные инвесторы рассматривают открытость в качестве основного условия успешного развития. Зарубежные инвесторы ощущают в Украине информационный вакуум, который намеренно создается руководством предприятий, полагающим, что потенциальные партнеры интересуются, в первую очередь, финансовыми показателями. Но для инвесторов чрезвычайно важно понимать, как они достигнуты. То есть, в интересах деловых партнеров получить представление об истинной репутации компании. Влияние информации в интернете на репутацию предприятия, бренда В отличие от печатных масс-медиа или телевидения, интернет обеспечивает чрезвычайно высокую степень продолжительности жизненного цикла информационного сообщения. Все, что когда-либо публиковалось в сети (и не было специальном образом закрыто от индексации), хранится в памяти поисковых систем, и в частности, в кэше Google. Время хранения данных неограниченно. Даже если страница, на которой была опубликована статья или новость, физически на сайте-издателе не присутствует, кэшированная информация все равно доступна для поиска и просмотра. Поэтому в процессе формирования инвестиционно-привлекательного образа предприятия этому сегменту информационного поля необходимо уделять первостепенное внимание. Это особенно актуально потому, что Google является ключевым источником информации открытого типа для получения сведений о компаниях. Управление репутацией в интернете 211

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

Известно, что удалить кэшированные данные из памяти поисковых машин невозможно. Поэтому управление репутацией в интернете сводится к количественному или качественному вытеснению из результатов поисковой выдачи нежелательных результатов. По данным поисковых систем, в среднем пользователь просматривает 1.05 страницы результатов поисковой выдачи. При детальном анализе информации этот параметр может быть существенно выше. Но в любом случае существуют методы, позволяющие вывести в верхние строки результатов желаемые страницы с позитивной или нейтральной информацией. Необходимое условие – регулярно продуцировать контент и использовать эффективные каналы его распространения. Информационные поводы в повседневной деятельности предприятия Основная проблема, с которой сталкиваются предприятия, стремящиеся повысить инвестиционную привлекательность за счет повышения прозрачности своей деятельности и распространения позитивной информации через интернет, - это отсутствие четкого понимания информационных поводов, служащих основной сообщений. В действительности, инфоповоды сопровождают деятельность предприятий повсеместно, важно уметь находить их и интерпретировать, превращая в актуальные материалы, которые могут заинтересовать целевую аудиторию и быть полезными для потенциальных инвесторов. Средства и каналы распространения информации в интернете Среди основных средств и каналов коммуникаций необходимо отметить социальные сети, новостные агентства и тематические. В сфере геологоразведки, добычи и переработки полезных ископаемых также существует целый ряд ресурсов, которые можно и нужно использовать для повышения инвестиционной привлекательности.

212

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

УДК 553.493.6

НЕКОТОРЫЕ АСПЕКТЫ ПОЛИТИКИ НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЯ РЯДА ЮЖНОАФРИКАНСКИХ СТРАН Какаранза С.Д.1, кандидат геологических наук, s.kakaranza@gmail.com ; Кадурин С.В.1, кандидат геологических наук, kadurins@gmail.com ; Кадурин В.Н.2, кандидат геолого-минералогических наук, профессор, vl.kadurin@gmail.com 1 – ГЕОДАР Инвестментc, г. Виндхук, Намибия; 2 – Одесский национальный университет им. И.И. Мечникова, г. Одесса, Украина Полученный опыт по организации и проведению разного рода геологоразведочных работ и изучению законодательства в ряде африканских стран, позволяет осветить некоторые аспекты и руководящие принципы политики недропользования этих стран с целью усовершенствования и развития национальных интересов в этой сфере. На примере Ботсваны и Намибии освещены вопросы регуляторной политики, государственного контроля, правообладания и лицензирования, системы налогооблажения, а также доступа к информации о полезных ископаемых.

Какаrаnzа S.1, Ph. D.; Kadurin S.1, Ph. D.; Kadurin V.2, Ph. D., prof.

1 – HEODAR Investments, Windhoek, Namibia; 2 – Odessa I.I. Mechnikov National University, Odessa, Ukraine The experience in organizing and conducting many types of exploration and study of the legislation in a number of African countries allows to illuminate some aspects of policy guidelines and subsoil of these countries with the aim of improving and developing the national interests in this sphere. As for Botswana and Namibia were illuminated the issues of regulatory policy, government control and ownership of the right licensing, taxation system, as well as access to information on minerals.

Государственная политика и совершенствование законодательства в сфере геологии и недропользования должны быть направлены для эффективного решения актуальных проблем при освоении месторождений и добыче полезных ископаемых, управления и классификации запасов и ресурсов полезных ископаемых, лицензирования недропользования, государственного контроля и надзора за геологическим изучением, рациональным использованием и охраной недр. Устойчивое развития геологоразведочного бизнеса связано со странами, где природно, исторически и конечно законодательно, созданы (создаются) комфортные условия. Политическая ситуация, налогообложение, наличие развитой инфраструктуры, стоимость и квалификация рабочей силы и т.п. влияют на объекты инвестиций. Геологоразведочные и горнорудные проекты могут быть сопряжены с большим количеством различных рисков, в зависимости от конкретной ситуации в проекте. Наиболее серьезные риски включают в себя: • финансирование (доля капитала, процентные ставки, требование кредиторов застраховать средства); • система лицензирования и правообладание на объект; • геологические перспективы (организация и проведение ГРР, размеры рудного объекта и исходное содержание полезного компонента, имеющего промышленное значение, вопрос организации промышленной разработки месторождения);

213

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

• технологическое извлечение (методы извлечения полезного компонента и количество, наличие примесей); • экономика (рынки сырья и прогноз их поведения, транспортные расходы, процентные ставки, стабильность валюты, валютные ограничения); • политическая ситуация (стабильность правительства, налоговая нестабильность, законодательство, политика в отношении экологии); • география и инфраструктура (климат, водные ресурсы, дороги, энергетика); • социальная ситуация (коррупция, наличие рабочий силы и местных законов о труде, этнические или религиозные различия среди коренного населения). Основными факторами, влияющими на развитие геологоразведочных работ являются государственная поддержка в сфере налогообложения геологоразведочных работ, получение прав пользования недрами и их рыночный оборот, доступность привлекаемых финансовых ресурсов и доступность архивной геологической информации [http://www.vipstd.ru/ gim/content/view/32/197/]. Как известно, Африканский континент исключительно богат природными ресурсами. Достигнув политической независимости в результате распада колониальной системы, африканские страны вступили в новый этап социально-экономической развития. Ботсвана стала независимой в 1966, а Намибия в 1990. Согласно оценкам ряда экспертных организаций (Transparency International, MoIbrahim Fund, Институт Фрейзера) Ботсвана и Намибия самые привлекательные страны в Африке с точки зрения инвестиционного климата в горнодобывающем секторе. Налогообложение и основы регулирования, включая право собственности на землю, экологические и социально-экономические инструкции, являются самыми устойчивыми и надежными в Африке. Ботсвана. Экономика Ботсваны – одна из наиболее динамично развивающихся в Африке; инвестиционный климат здесь достаточно благоприятен, а политическая обстановка относительно стабильна. Горнодобывающий комплекс страны базируется на разработке месторождений алмазов, которая обеспечивает стране более 34 % ВВП, а экспорт алмазов – 90 % валютных поступлений. Кроме алмазов, в стране добываются уголь, медь, никель, платиноиды, но масштаб этого производства невелик. Юридическая и регуляторная ситуация в стране. Правовая система Ботсваны основана на системе общего права (как Великобритания, США, ЮАР). Недра в Ботсване принадлежат государству. Реализацией публичных интересов в области использования недр занимается Правительство. Индустрия горной добычи регулируется на основании Акта о Недрах и Полезных Ископаемых № 17 от 1999 года (Mines and Minerals Act 1999) – далее по тексту “Акт о недрах”. В соответствии с Актом о недрах, структура государственного управления отраслью состоит из Министерства полезных ископаемых, энергетики и водных дел (Ministry of Minerals, Energy and Water Affairs), во главе с Министром, который реализует свои полномочия, в том числе, через Директора по недрам, Директора Геологической службы и Постоянного секретаря. Помимо Акта о недрах, существенную регуляторную роль играют также: Акт о шахтах, карьерах, работах и техники в редакции Акта № 15 от 1995 года (Mines, quarries, works and machinery act 1973–1995); Акт об обработке алмазов № 25 от 1979 года (Diamond Cutting Act 1979); Правила экспорта и импорта необработанных алмазов № 24 от 2004 года (Export and import of rough diamonds regulations 2004); Правила подготовки отчетов об оценке воздействия на окружающую среду проектов разработки полезных ископаемых 2003 года (Guidelines for preparing environmental; impact assessment reports for mining projects 2003).

214

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

Права на полезные ископаемые и их регистрация. В соответствии с Актом о недрах, Правительство при выдаче лицензии на добычу полезных ископаемых (mining licence) имеет право на получение до 15 % акций компании – обладателя лицензии за 1 ботсванскую пулу (кроме добычи алмазов, когда размер участия правительства в капитале компании определяется в процессе переговоров между сторонами и не ограничен законом). При этом, правительство вправе назначать до 2 членов совета директоров. Правительство также принимает на себя обязательство инвестировать собственные средства в осуществление проектов компании в части, которая соответствует доле правительства в капитале компании. Таким образом, правительство не просто претендует на получение части прибыли компании, но и готово инвестировать собственные средства, которые соответствуют доле участия в капитале. Законодательство Ботсваны различает права на полезные ископаемые и права на землю. Обладателю прав на землю не имеет автоматически прав на недра. Вся деятельность в геологоразведке и добыче подпадает под обязательство предоставлять информацию о результатах этой деятельности в Министерство. При геологической службе создан фонд геологических данных (геологическая база данных), доступ к которой может быть предоставлен потенциальным инвесторам. Система лицензирования включает в себя следующие основные типы лицензий. Лицензия на разведку (Prospecting Licence). Выдается на 3 года и может продлеваться на 2 года на основании заявления правообладателя. Однако, общий срок действия лицензии не может превышать в совокупности 7 лет. Отказ в продлении лицензии возможен только по двум причинам: нарушение условий имеющейся лицензии или неудовлетворительный план работ на период продления лицензии. В обоих случаях Министерство обязано вначале направить претензию правообладателю, в которой предложить исправить нарушения предыдущей лицензии либо, соответственно, предложить внести изменения и дополнения в план работ по будущей лицензии. В исключительных случаях Министр может продлить срок этой лицензии и после 7 лет, в случае, если обнаружены запасы, однако, по объективным причинам, правообладатель не закончил работу по оценке запасов. Максимальная площадь участка 1000 кв2. При каждом продлении лицензии обладатель лицензии обязан либо освободить и вернуть государству 50% территории, либо получить Лицензию на добычу полезных ископаемых. Эта лицензия является свободно передаваемой. Передача (продажа) лицензии может быть произведена с предварительным уведомлением Министерства за 30 дней до передачи лицензии. Министр может отказать в передаче лицензии только, если проведенная им проверка документов приобретателя лицензии покажет, что приобретатель не отвечает общим юридическим критериям обладателя этой лицензии, предусмотренным Актом о недрах. Лицензия на удержание (Retention Licence). Выдается на основании заявления обладателя Лицензии на разведку, которое подается не позднее, чем за 3 месяца до окончания срока действия этой лицензии. Выдается на территорию (с учетом последнего продления) и на полезное ископаемое (ископаемые), на которые была выдана лицензия на разведку. Условиями получения лицензии на удержание является окончание геологоразведки и разработка ТЭО, по результатам которого установлено, что в данный момент разработка месторождения является экономически неэффективной. Кроме того, обладатель лицензии на разведку должен не нарушать условия лицензий на разведку и выполнить весь план работ, предусмотренный его лицензией. Лицензия на удержание может быть выдана на срок до 3 лет и продлена всего 1 раз на срок до 3 лет. Эта лицензия может быть передана (продана) иному лицу только с согласия Министерства. Лицензия на добычу полезных ископаемых (Mining Licence). Выдается на основании заявления обладателя Лицензии на разведку или Лицензии на удержание, которое подается не 215

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

позднее, чем за 3 месяца до окончания срока действия соответствующей лицензии. Выдается только компании, которая образована в соответствии с актом о компаниях (Companies Act) и единственным видом деятельности которой будет являться добыча полезных ископаемых. При этом, для целей получения Лицензии на добычу, под “обладателем лицензии на разведку или лицензии на удержание” понимается не только это предприятие, но и созданное им, в том числе с привлечением других партнеров, другое предприятие. При наличии нескольких заявителей, Министерство выдает лицензию тому из них, чья программа разработки месторождения представляется более выгодной для государства. Министерство вправе потребовать гарантию материнской компании (Parent Guarantee), которая сможет обеспечить финансирование проекта. Текст гарантии является одним из приложений к Акту о недрах. На этапе выдачи лицензии Министерство уведомляет заявителя о том, будет ли Правительство входить в число акционеров компании с долей до 15 %. Лицензия может быть продлена на срок до 25 лет при условии выполнения плана работ, соблюдения условий лицензии, подачи соответствующего заявления не позднее, чем за 1 год до окончания срока действия лицензии. В процессе осуществления деятельности по добыче на основании лицензии, правообладатель может подавать заявления об изменении плана работ, увеличении территории, которая покрывается лицензией, а при обнаружении полезных ископаемых, добыча которых не предусмотрена его лицензией – ходатайствовать о получении прав на эти полезные ископаемые. Передача прав на лицензию третьим лицам допускается только с согласия Министерства. Лицензия на добычу алмазов (Diamond Mining Licence). Статья 51 Акта о недрах предусматривает, что после подачи любого заявление о выдаче, продлении, изменении, передаче прав на лицензию на добычу алмазов, компания-заявитель и Правительство Ботсваны начинают переговоры, которые должны отрегулировать все технические, финансовые и коммерческие аспекты проекта по добыче алмазов, в том числе размер доли участия правительства в капитале компании. Если переговоры не приведут к подписанию договора в течение 6 месяцев, или иного дополнительно предоставленного Министерством срока, заявление считается отвергнутым. Если переговоры окажутся успешными, Министерство выдаст лицензию, в соответствии с условиями договора между заявителем и правительством. Разрешение на добычу (Mineral Permit). Относится к небольшим проектам. Выдается только резидентам Ботсваны, причем юридические лица в таком случае должны находиться под контролем граждан Ботсваны. Не выдается на добычу алмазов. Споры, связанные с применением Акта о недрах, рассматриваются арбитражным (третейским) судом (если иное не предусмотрено сторонами в договоре), который формируется сторонами в количестве 1 арбитра или 3 арбитров. Спор рассматривается в соответствии с правилами Международного центра разрешения инвестиционных споров (International Centre for the Settlement of Investment Disputes) в Габороне. Кроме того, иностранные арбитражные решения признаются и исполняются в Ботсване. Обладатель Лицензии на удержание и Лицензии на добычу может требовать передачи в аренду земельного участка над месторождением. Если цена аренды не согласована сторонами, она устанавливается третейским судом. Президент Ботсваны вправе принудительно выкупить в интересах государства любую землю для целей разработки полезных ископаемых, в том числе. для последующей передачи этой земли, добывающей компании. Обязательные платежи, налоги и рентные платежи (royalty). Базой для начисления рентных платежей является рыночная цена полезных ископаемых. Норма рентных платежей составляет 10 % для алмазов и иных драгоценных камней; 5 % для драгоценных металлов; 3 % для других полезных ископаемых. Министерство вправе освободить от роялти некоторые виды

216

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

полезных ископаемых, а также вправе предоставить отсрочку платежа по роялти. Обычно роялти уплачивается при продаже полезных ископаемых. Существенные изменения в регулирование налогообложения произошли в 2010–2011 годах. Была снижена базовая ставка налога на прибыль с 25 % до 22 %, снижен налог у источника при выплате нерезидентам дивидендов с 15 до 7,5 %, был увеличен НДС с 10 до 12 %. Базой налогообложения на уровне компании является прибыль. При этом, в горном бизнесе налог на прибыль компаний (Corporate Income Tax) по-прежнему составляет от 25 % (обычная ставка) до 50 % (максимальная теоретическая ставка налога). Применение увеличенной (более 22 %) ставки осуществляется по единой формуле вариативного налог на прибыль (Variable Income Tax Rate), которая привязана к отношению налогооблагаемой прибыли компании (taxable income) к ее обороту (gross income). Вариативный налог существует для обложения сверхприбыли компании. Кроме того, наличие повышенной ставки вариативного налога стимулирует собственников горный компаний не торопиться с увеличением объема добычи, что продлевает жизнь месторождения, и соответственно сохраняет рабочие места в течение более длительного времени. Применяется на ежегодной основе. Иностранные акционеры должны платить налог у источника (Withholding Tax) при выплате за рубеж дивидендов в размере 7,5 % от суммы, перечисляемой за границу. Эта ставка налога у источника применяются, если соглашениями об избежании двойного налогообложения не предусмотрены иные правила. Условия налогообложения компаний, занимающихся добычей алмазов, могут быть индивидуально определены в договоре с Правительством. Ставка НДС составляет 12 %. Экспорт полезных ископаемых освобожден от НДС. Налоговые льготы для горной индустрии включают в себя: отнесение всех капитальных затрат, связанных с добычей; неограниченный срок покрытия убытков, связанных с разведкой и добычей; отсутствие таможенных пошлин и акцизов на все оборудование необходимое для горной деятельности; возможность отсрочки рентного платежа (royalty) по решению Министерства; валютный контроль отсутствует; специальный налоговый режим может быть предоставлен также на индивидуальной основе по решению Министерства финансов. Намибия. Майнинговый сектор является одним из основных столпов экономики Намибии. Основную роль играет добыча алмазов, урана, меди, золота. Юридическая и регуляторная ситуация. Правовая система Намибии основана на системе общего права. Регулирование в сфере недропользования осуществляется Политикой недропользования Намибии (Minerals Policy of Namibia) и Минеральным (Разведка и Добыча) Актом № 33 от 1992 года (Minerals (Prospecting and Mining) Act 1992) с последующими изменениями, реализацией положений которого осуществляется Министром полезных ископаемых и энергетики (Minister of Mines and Energy), которому помогают Комиссар по полезным ископаемым (Mining Commissioner) и Совет по полезным ископаемым Намибии (Mineral Board of Namibia). Важное место в регулировании занимает Акт о Защите Окружающей Среды № 7 от 2007 года (Environmental Management Act 2007), реализацией положений которого занимаются Министр окружающей среды и туризма (Minister of Environment and Tourism), которому помогает Комиссар по окружающей среде (Environmental Commissioner). Права на полезные ископаемые и их регистрация. Министерство полезных ископаемых и энергетики может предоставлять права на разведку и добычу полезных ископаемых на основании Минерального акта компаниям или гражданам Намибии, достигшим 18 лет. Право на земельный участок не включает в себя права на полезные ископаемые. Все компании, занимающиеся разведкой и добычей полезных ископаемых, обязаны сделать доступной для Министерства информацию о ходе своей деятельности. Эта информация

217

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

хранится в Геологической службе Намибии (Geological Survey of Namibia) и может быть доступна для инвесторов. Система лицензирования включает в себя основные типы лицензий (рис. 1.).

Рис.1. Карта действующих лицензий Намибии

Не эксклюзивная лицензия на разведку (Non-Exclusive Prospecting Licences). Предоставляется на срок до 6 месяцев без права продления.

218

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

Горные отводы (Mining Claims). Выдается только для граждан Намибии с целью развития мелкой добычи и в незначительных масштабах. Горные отводы действительны в течение 3 лет и могут быть продлены на 2 года при условии, что разрабатываются. Рекогносцировочная лицензия (Reconnaissance Licence). Предоставляется для регионального изучения, в основном дистанционно зондирования. Действительна в течение шести месяцев на не возобновляемой основе. Работы в рамках этой лицензии фокусируются на выделении потенциальных целей для дальнейшей разведки. Эксклюзивная лицензия на разведку (Exclusive Prospecting Licences). Предоставляется на три года для проведения геологоразведочных работ на площади до 1 000 км². Может быть продлен дважды на два года. Продление на семь лет требует получение специального разрешения от Министра. Ежегодная оплата лицензии составляет от N$ 2.000 до N$ 10.000 в зависимости от размера участка. Лицензия на удержание месторождения (Mineral Deposit Retention Licence). Позволяет геологоразведочной компании при определенных обстоятельствах сохранить права на разные виды лицензии без майнинговых обязательств. Действительна в течении пяти лет и может быть продлена на два года. Владелец лецензи обязан предоставлять регулярную информацию об участке. Лицензия на добычу (Mining Licences). Предоставляет эксклюзивное право на добычу полезных ископаемых на лицензионном участке сроком на 25 лет или жизни рудника и может быть продлена на 15 лет. Держатель лицензии обязан продемонстрировать финансовую и техническую способность разрабатывать и эксплуатировать месторождение. Обязательные платежи, налоги и рентные платежи (royalty). Базой для начисления рентных платежей является оборот компании в части добытых полезных ископаемых. Применяется действующая рыночная цена. Обычная норма рентного платежа составляла 10 % для алмазов, 6 % для урана, 2–3 % для металлов. Последние изменения в Минеральном акте отменили максимальный процент рентных платежей. Таким образом, Министерство вправе установить любой размер рентных платежей. Кроме того, Акт теперь предусматривает возможность взимания, так называемого непредвиденного рентного платежа (Windfall Royalty). Базой налогообложения на уровне компании является прибыль. Налог на прибыль компаний в горном бизнесе (кроме алмазных) составляет 37,5 %, при этом, если налог на прибыль от иного бизнеса начисляется по ставке 40 % (Для справки налог на прибыль алмазодобывающих компаний – 55%). Льготы по налогообложению могут быть получены в индивидуальном порядке по итогам переговоров с Министерством Финансов (Ministry of Finance) и Министерством Торговли и Промышленности (Ministry of Trade and Industry). Налогообложение местных и иностранных компаний происходит по одинаковым правилам. Иностранные акционеры намибийских компаний должны платить налог у источника (Withholding Tax) при выплате дивидендов за рубеж от 5 до 10 % от суммы, перечисляемой за границу. НДС составляет 15 %. Все расходы, связанные с разведкой и подготовкой к добыче, относятся на затраты в течение первого года добычи. Расходы, связанные с финансированием начала работ, включая кредиты от акционеров, относятся на затраты в течение первых 3 лет добычи равными частями. Убытки могут существовать неограниченный период, в том числе за счет отсутствия правила учета расходов и доходов по каждому месторождению в отдельности (Ring Fence). Таким образом, за счет прибыли на одном месторождении, одна и та же горнодобывающая компания может финансировать расходы по освоению других месторождений, уменьшая свою прибыль по первому месторождению на затраты по другим. Такое правило не действует, например, в Зимбабве. В стране отсутствуют какие-либо ограничения на импорт оборудования, необходимого для горной разведки и добычи. Квоты и ограничения на экспорт полезных ископаемых отсутствуют. Рентные платежи и экспортные платежи – под контролем Министерства. Вопрос о платежах (компенсациях) в пользу местных общин находится в процессе обсуждения. Ограничения на иностранное финансирование отсутствует. Как показывает опыт других стран, при правильном подходе к реализации политики недропользования даже в периоды кризиса и мировых спадов цен на отдельные виды сырья, геологоразведка и добыча полезных ископаемых остаются надежной основой экономики любого региона.

219

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

ЗАДАЧІ ТА ЦІЛІ МАРКЕТИНГУ НАУКОВО-ДОСЛІДНОГО ПІДПРИЄМСТВА Ляшок А.Ф.1, laf@ukre.net ; Зур’ян О.В.1, zura@ukrdgri.gov.ua 1 – УкрДГРІ, м. Київ, Україна Враховуючи виключну роль послуги у діяльності науково-дослідного підприємства розглядається теоретична і практична сутність послуг у розрізі маркетингу. Висвітлюється сучасний світовий досвід у сфері термінології і визначень змісту і форми, ключові визначення і процеси, базисні категорії та цілі маркетингу. Розглядаються історичні етапи розвитку теорії і практики маркетингу. Розглядаються основні концепції управління маркетингом, типи та предмет маркетингу. Значне місце присвячується аналізу принципів, методів і функцій маркетингу. Розглядається основні складові теорії поведінки покупців, ієрархія потреб, економічні аспекти теорії поведінки покупців.

THE TASKS AND GOALS OF MARKETING RESEARCH COMPANY Liashok A.1, laf@ukre.net ; Zuryan О.1, zura@ukrdgri.gov.ua 1 – UkrSGRI, Kyiv, Ukraine Taking into account the exceptional role of service in activity of scientifically-research enterprise theoretical and practical essence of services is examined in the cut of marketing. Modern world experience is illuminated in the field of terminology and determinations of maintenance and form, key determinations and processes, base categories and marketing purposes. The historical stages of development of theory and practice of marketing are examined. Basic conceptions of management marketing, types and article of marketing, are examined. A considerable place is dedicated to the analysis of principles, methods and marketing functions. Examined basic component theories of behavior of customers, hierarchy of necessities, economic aspects of theory of behavior of customers.

Роль та значення маркетингу у діяльності держаного науково-дослідного підприємства на сучасному етапі економічного розвитку України, стають ще більш актуальними. Це пов’язується з активною інтеграцією народного господарства України до ЄС та із відповідним застосуванням стандартів діяльності підприємства у повній мірі як комерційного. Сучасний світовий досвід теорії і практики маркетингу надзвичайно багатий, різноманітний і ефективний. Його необхідно вивчати і ефективно застосовувати. Особливістю маркетингу для науково-дослідного підприємства (компанії) є виключна роль послуги, надзвичайність ролі інноваційної складової, а також власне науково-технічні інновації у основній діяльності такого підприємства, що ставить явище маркетингу у площину маркетингу науково-технічних інновацій. Характерними є відмінності між послугами та товарами. При цьому особливе місце залишається за науково-технічними послугами. Базовими категорії маркетингу є: необхідність, потреба, попит, товар, обмін, угода, ринок. Саме теорія та практика маркетингу повинні відповісти на питання: як, використовуючи конкретні економічний простір і відповідне йому співвідношення попиту і пропозиції в межах тої чи іншої сфери виробництва, розподілу, обміну і споживання благ, виділити певний варіант поведінки (дії), спрогнозувати і отримати оптимальний результат. Основними принципами маркетингу є: 1. Знання ринку, усебічне вивчення стану і динаміки споживчого попиту на цей товар (послугу), використання отриманої інформації в процесі розробки і ухвалення науковотехнічних, виробничих і господарських рішень.

2. Максимальне пристосування виробництва до вимог ринку з метою підвищення ефективності функціонування підприємства, випуск таких товарів, яких потребує споживач.

220

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

3. Дія на ринок і споживчий попит за допомогою усіх доступних засобів в цілях його формування в необхідних для підприємства напрямах.

4. Розвиток і заохочення на підприємстві творчого підходу до рішення виниклих в результаті проведення маркетингових досліджень технічних і господарських проблем і в першу чергу по вдосконаленню і підвищенню якості продукції і послуг.

5. Організація доставки товарів (донесення послуг) в таких кількостях, в такий час і в таке місце, які найбільше влаштовували б кінцевого споживача.

6. Забезпечення цільового управління усім процесом - науковими розробками, виробництвом, реалізацією, сервісом.

7. Вибір оптимального часу виходу на ринок з новою, особливо високотехнологічною продукцією.

8. Розбиття ринку на відносно однорідні групи споживачів (здійснення сегментації ринку) і орієнтація на ті сегменти, відносно яких підприємство має найкращі потенційні можливості, і випуск продукції з урахуванням особливостей окремих сегментів ринку, покупців, що характеризуються певним типом, і їх потребами.

9. Завоювання ринку за допомогою виробництва товару найвищої якості і надійності.

10. Боротьба з конкурентами за допомогою підвищення технічного рівня і якості продукції, надання покупцеві більшого об'єму і кращої якості супутніх послуг.

11. Надання усебічного сприяння торговим посередникам.

12. Адаптація стратегічних і тактичних рішень до чинників кон'юнктури з урахуванням пріоритетного застосування методів не реактивного (поведінка фірми будується за принципом "стимул-реакція"), а активного маркетингу, працюючого на принципі випередження і прогнозу, тобто маркетингу, що передбачає і/або формує попит. Основними постулатами маркетингу є: комплексні дослідження ринку, сегментація ринку, вибір цільового ринку, позиціонування товарів, брендінг, комплекс маркетингу Комплексне дослідження ринку охоплює наступні найважливіші напрями : вивчення маркетингового середовища; аналіз сукупних характеристик ринку, кон'юнктурні дослідження і прогнози; аналіз споживчих властивостей конкретного товару і його поведінки на ринку, а також уявлень споживачів про належні характеристики товару; аналіз фірмової структури ринку; аналіз форм і методів збуту; вивчення споживачів (індивідуальних і колективних) Основою ефективної діяльності компанії у довгостроковій перспективі є конкурентна перевага. Існують три загальні конкурентні стратегії: Лідерство у мінімізації витрат, диференціація та фокусування. Лідерство в мінімізації витрат - компанія ставить метою налагодити маловитратне виробництво товарів (послуг) галузі. Диференціація - компанія намагається зайняти унікальне положення в галузі, надаючи продуктам такі властивості, які будуть належним чином оцінені великою кількістю споживачів галузі. Фокусування - компанія вибирає певний сегмент або групу сегментів галузі і направляє свою діяльність виключно на обслуговування цього сегменту. При цьому компанія, яка безуспішно намагається реалізувати усі три стратегії, неминуче виявляється "застряглою" посередині між тими, що відстають і є лідерами. У компанії може бути самий кращий у світі маркетинговий відділ, а вона все ж може залишатись неуспішною у сфері маркетингу. Найхарактернішими помилками можуть бути: Недостатня увага проблемам ринку і потребам споживача. Нерозуміння цільової аудиторії. Нечітке розуміння круга конкурентів, не проводиться моніторинг їх діяльності. Недостатньо хороші взаємовідносини з партнерами. Погано налагоджений пошук нових можливостей. Неякісні маркетингові плани і непідлагоджений процес планування.

221

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

Політика компанії в області товарів і послуг потребує поліпшення. Недостатні зусилля компанії із створення бренду і налагодження комунікацій. Погано організована діяльність компанії у сфері маркетингу. Недостатнє використання сучасних технологій. ЛІТЕРАТУРА: 1. Джоббер Д., Ланкастер Дж. «Продажи и управление продажами: Учеб. пособие для вузов». -М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2002. - 622 с.

2. Бакшт К. «Построение бизнеса услуг: с «нуля» до доминирования на рынке» – СПб: «Питер» 2012 3. Котлер Ф. «Маркетинг менеджмент. Экспресс-курс» 2-е изд. Пер. с англ. под ред. С. Г. Божук. - СПб.: Питер, 2006. - 464 с: ил.

4. Котлер Филип «300 ключевых вопросов маркетинга: отвечает Филип Котлер» Пер. с англ. - М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2006. — 224 с.

5. Котлер, Филип. «Основы маркетинга. Краткий курс» : Пер. с англ. - М. : Издательский дом «Вильямс», 2007. - 656 с.

6. Кристофер Лавлок «Маркетинг услуг: персонал, технология, стратегия» Издательский дом «Вильямс» Москва-Санкт-Петербург-Киев 2005 7. Мескон М., Альберт М., Хедоури Ф. «Основы менеджмента».

8. Фрэдерик Уэбстер «Основы промышленного маркетинга» - М.: Издательский Дом Гребенникова, 2005. - 416 с.

9. Чудесова Г.П. «Маркетинговая концепция наукоемких промышленных предприятий», доктор экономических наук, профессор, Институт бизнеса и права, Санкт-Петербург

222

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ ВІДПОВІДНОСТІ ПІДПРИЄМСТВ ГЕОЛОГІЧНОЇ ГАЛУЗІ МІЖНАРОДНИМ СТАНДАРТАМ Ткаченко М.В.1, Соколов В.О.1, geoexp@ukr.net 1 – ДГП «Геолекспертиза», м. Київ, Україна Розглянуті питання щодо впровадження міжнародних стандартів у геологічну галузь України для реалізації заходів з питань міжнародного співробітництва геологічного вивчення та використання надр, залучення іноземних інвестицій у розвиток мінерально-сировинного комплексу України.

PROVIDING OF ACCORDANCE OF GEOLOGICAL INDUSTRY TO THE INTERNATIONAL STANDARDS Tkachenko M.1, SokolovV.1, geoexp@ukr.net 1 – SGE «Geolekspertiza», Kyiv, Ukraine Considered questions in relation to introduction of international standards in geological industry of Ukraine for realization of measures on questions international cooperation of geological study and use of bowels, of the earth of bringing in of foreign investments in development mineral-raw material complex Ukraine.

Умови надрокористування, що склалися в Україні, на разі малопривабливі для інвесторів. Державі не посильні необхідні витрати на геологічне вивчення надр, тому потрібно створити передумови для зниження ризиків для початкових стадій геологорозвідувальних робіт. Одним з напрямків для залучення інвестицій є приведення нормативної бази надрокористування у відповідність із міжнародними стандартами (МС). Ці кроки позитивно вплинуть на прискорення темпів виконання надрокористувачами геологорозвідувальних робіт і оцінки родовищ; будуть сприяти створенню умов прозорості й ефективному наданню стратегічних ділянок надр у розробку; створять додаткові умови для стимулювання геологічного вивчення у районах з екстремальними умовами й відсутністю інфраструктури. Перед Мінприроди й у першу чергу перед Держгеонадра встає завдання формування нової нормативної бази в області дослідження надр, надрокористування й керування фондом надр. Для геологічного вивчення й використання надр особливе значення мають такі документи, як ISO (Міжнародна організація по стандартизації), GЕN (Європейський комітет зі стандартизації), ОIМL (Міжнародна організація по метрології), WМО (Всесвітня метрологічна організація), Сораnт (Панамериканська комісія зі стандартів), OHSAS 18001 (Менеджмент професійної безпеки й охорони праці), міжнародна система стандартів звітності по геологічному вивченню надр “CRIRSCO” і низка інших. Впровадження системи стандартів звітності геологічному вивченню надр “CRIRSCO” дасть змогу іноземним інвесторам краще розуміти вітчизняну систему оцінки ступеня розвіданості родовищ корисних копалин. У сімейство звітності стандартів CRIRSCO входять кодекси восьми країн, включаючи Стандарт CIM (Канада, NI 43-101), Кодекс JORC (Австралазія), Кодекс SAMREC (Південна Африка), Кодекс PERC (Великобританія/Східна Європа) і Керівництво SME (США). Шаблон CRIRSCO установлює мінімальні вимоги до Публічного Звіту гірничопромислових і геологорозвідувальних компаній і призначений для використання в міжнародних масштабах у ринкових цілях. Прийняття України в сімейство CRIRSCO допоможе розв’язати низку важливих для розвитку геологічної галузі завдань, одним з яких є назріла необхідність зближення української й міжнародної систем звітності, що створить передумови для збільшення капіталізації надр. Впровадження відповідності міжнародних

223

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

стандартів “International Organization for Standardization” (“ISO”) забезпечить прозорість бізнес-процесів в області керування інформацією. Стандарти серії ISO 14 000 розроблені з метою впровадження згідно із принципом Роби-Контролюй-Впливай (PDCA), який лежить в основі всіх стандартів ISO по системах менеджменту якості. У наступній таблиці класифіковані стандарти, що ставляться до серії ISO 14000, залежно від їхнього місця в циклі PDCA. В ІСО 9000 установлюються єдині міжнародні стандарти на систему керування якістю в будь-якій виробничій або сервісній компанії. Стандарт застосовується саме до системи якості у вигляді задокументованої послідовності дій по реалізації виробничого процесу. Він містить вимоги до побудови такої системи, яка б забезпечувала довгочасну підтримку й підвищення якості. Кінцевим підсумком роботи зі створення системи якості є комплект документації, що полягає з документів трьох рівнів. Головним документом системи якості є посібник з якості, що включає зміст політики в області якості, границі застосовності, а також опис організаційної структури підприємства із вказівкою відповідальності й повноважень. У посібнику з якості знаходять висвітлення всі передбачені стандартами ІСО 9000 елементи системи якості. Основними користувачами посібника з якості є вищий менеджмент і клієнти підприємства. Другий щабель в ієрархії документів системи якості займають методичні інструкції, у яких установлюється, які обов'язки й ким, у якій послідовності будуть виконуватися для реалізації елементів системи якості. Методичні інструкції складаються для всіх служб і підрозділів підприємства. Докладний ж опис виконання окремих видів діяльності по виробничих процесах міститься в робочих інструкціях, вказівках по контролю, довідниках, які становлять третій рівень в ієрархії документації й призначені для використання рядовими співробітниками підприємства. Документація системи якості повинна відповідати наступним вимогам: однакова структура для всіх документів, загальні колонтитули, нумерація. Згідно зі стандартами ІСО 9 000 у системі якості підприємства своє відбиття повинні знайти 20 елементів. Це мінімальний набір елементів системи якості, який підприємству необхідно виконати для доказу своєї здатності провадити якісні послуги: Елемент 1. Відповідальність керівництва. Мета – розробка політики в області якості: побудова системи якості, організаційна структура підприємства, розподіл відповідальності й повноважень у системі якості, створення групи по забезпеченню якості й призначення уповноваженого по якості, забезпечення нагляду за діяльністю по забезпеченню якості з боку вищого керівництва. Елемент 2. Система якості. Мета – створення на підприємстві ефективно діючої системи якості: структура керування якістю, документація в системі керування якістю, розподіл відповідальності, робочі групи по якості. Елемент 3. Періодичний аналіз контрактів. Мета – координація аналізу контрактів усередині підприємства й із замовником: розподіл відповідальності за контроль контрактів, контроль контракту на можливість виконання, узгодження умов поставки, контроль графіка виконання поставки. Елемент 4. Керування проектуванням. Мета – забезпечення якості дослідноконструкторських розробок: організація робочих груп для проектування продукції, навчання персоналу сучасним методам проектування й конструювання. Елемент 5. Керування документацією. Мета – своєчасне надання необхідної інформації в системі якості: документообіг підприємства, порядок внесення змін у документацію, архівація даних. Елемент 6. Закупівлі продукції. Мета – забезпечення якості поставок: оцінка субпідрядників, перевірка закупленої продукції.

224

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

Елемент 7. Продукція, що поставляється споживачем. Мета – перевірка, зберігання, утримування в справності даного виду продукції: внесок замовника в проведення кінцевої продукції, запобігання псування, що поставляється замовником продукції. Елемент 8. Ідентифікація продукції. Мета – позначення виробу й можливість простежити кінцевий продукт в процесі виробництва: впровадження маркування й інших способів забезпечення ідентифікації, облік на всіх стадіях життєвого циклу продукції. Елемент 9. Керування процесами. Мета – забезпечення якості на етапах виробництва, монтажу й технічного обслуговування: виробниче планування, виробничо-матеріальний облік. Елемент 10. Контроль і випробування. Мета – підтвердження виконання заданих вимог до продукції: вхідний контроль замовленої продукції, контроль і випробування в процесі виробництва, вихідний контроль кінцевої продукції. Елемент 11. Контрольне, вимірювальне й іспитове встаткування. Мета – забезпечення придатності засобів вимірів і випробувань: плани калібрування засобів вимірів, реєстрація даних про калібрування засобів вимірів. Елемент 12. Статус контролю й випробувань. Мета – умови завершення контролю: акти приймання-бракування, поділ і відповідне маркування продукції після проходження контролю. Елемент 13. Дії з невідповідною продукцією. Мета – виключення з подальшого використання бракованих одиниць: виявлення й маркування бракованої продукції, роздільне зберігання придатної продукції й браку. Елемент 14. Коригувальні впливи. Мета – пошук і усунення причин дефектів: робота з рекламаціями, усунення причин появи дефектів, внесення змін у методики й інструкції. Елемент 15. Вантажно-розвантажувальні роботи, зберігання, упакування й поставка. Мета – дії по запобіганню ушкоджень і зниженню якості в ході логістичних операцій: безпечне зберігання, упакування відповідно до належних вимог, збереження цілісності продукції в процесі транспортування. Елемент 16. Керування реєстрацією даних про якість. Мета – збереження інформації із забезпечення якості для її аналізу й надання доказів якості: зберігання даних по якості. Елемент 17. Внутрішні перевірки якості. Мета – визначення ефективності системи якості й шляхів її поліпшення: план проведення внутрішніх перевірок, звіти за результатами перевірок, що коректують заходи щодо результатів перевірок. Елемент 18. Підготовка кадрів. Мета – оволодіння всіма працівниками підприємства навичками по забезпеченню якості роботи: опис обов'язків, вимоги до кваліфікації, потреба в підвищенні кваліфікації, план підвищення кваліфікації. Елемент 19. Технічне обслуговування. Мета – проведення технічного обслуговування при введенні в експлуатацію: гарантійне й післягарантійне обслуговування. Елемент 20. Статистичні методи. Мета – впровадження підходящих статистичних методів контролю: визначення адекватних статистичних методів для перевірки процесу. Дотримання на підприємстві стандартів ІСО 9000 підтверджується сертифікатом, виданим незалежною організацією за результатами проведення сертифікації системи якості. Такий сертифікат визнаний в усьому світі і є достатньою гарантією якості продукції. Наявність сертифіката на відповідність системи якості підприємства нормам ІСО 9000 стає значною конкурентною перевагою, може бути використане в якості інструмента маркетингу для створення іміджу підприємства. У деяких галузях сертифікат ІСО 9000 є необхідною умовою для нормального функціонування, одержання замовлень. Стандарти ІСО 9000 можуть бути застосовані на будь-якій фірмі, що функціонує в будь-якій галузі й у будь-якій країні миру. Різним буде лише наповнення елементів системи якості.

225

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

Усі стандарти ІСО мають рекомендаційний характер, але невиконання їх вказівок щодо системи якості зменшує ринкову конкурентоспроможність продукції, тому що на світовому ринку усе більше значення набуває нецінова конкуренція. Одна з причин появи нецінової складової конкурентоспроможності полягає в тому, що у світовій економіці відбуваються інтеграційні процеси, а для цього необхідно долати нетарифні бар'єри в виробництві, пов’язані з недопущенням на ринок неякісної продукції. Наступна причина — в індивідуалізованих вимогах, що постійно збільшуються, до якості продукції. Це вимагає, щоб у системі керування якістю відбувалося регулярне узгодження вимог до якості продукції в кожному сегменті ринку з реальними можливостями задовольнити їх. Крім того, у взаєминах між споживачами (замовниками) й постачальниками (виробниками) зросло значення забезпечення гарантії надійності поставок продукції необхідного рівня якості, а також у заданий строк і за погодженою ціною. Усе це й привело до необхідності мати міжнародні стандарти ІСО на системи якості. Якщо система керування й забезпечення якості продукції (система якості) підприємства-виготовлювача задовольняє вимогам МС ІСО, то для споживача це служить деякою гарантією того, що постачальник (саме підприємство або посередник) має можливості й тому буде забезпечувати споживача продукцією необхідного якості. Часто тільки із цієї причини укладаються або не укладаються контракти купівлі-продажу. Отже, для підприємств (особливо для тих, хто виходить зі своєю продукцією на зовнішній ринок) дотримання стандартів системи якості ІСО (або відповідних їм ДЕРЖСТАНДАРТів, що одне й теж) є фактор підвищення ринкової конкурентоспроможності їх продукції. Саме тому підприємствам геологічної галузі необхідно сертифікувати свої системи якості на відповідність їх вимогам МС ІСО. Відомо, що коли постачальник цілком надійний, тоді досить мінімального контролю над якістю продукції з боку споживача. І все-таки споживач, за рекомендацією МС ІСО, повинен визначати свої вимоги відносно якості продукції й керуватися ними під час підписаннія контракту (договору) на поставку продукції. Аналіз змісту МС ІСО по системах якості продукції показує, що більшість їх положень міститься у вітчизняних нормативно-технічніх й інших документах. Однак у загальних підходах до побудови й функціонуванню систем якості, відбитих у МС ІСО серії 9000, є й нові положення. По-перше, система керування якістю може вважатися ефективною й відповідною до вимог ІСО тільки в тому випадку, якщо продукція, яка випускається підприємствомвиготовлювачем, відповідає вимогам споживача. Із цього випливає, що продукція, не потрібна споживачеві, не може бути визнана якісною, а у виготовлювача немає задовільної системи якості. По-друге, якщо підприємство випускає кілька видів продукції, то по кожному з них повинна бути створена своя підсистема забезпечення якості. По-третє, дія системи якості поширюється на весь життєвий цикл продукції (наскрізне керування якістю). Використання МС позитивно вплинуть на прискорення темпів виконання надрокористувачами геологорозвідувальних робіт і оцінки родовищ; будуть сприяти створенню умов прозорості й ефективному наданню стратегічних ділянок надр у розробку; створять додаткові умови для стимулювання геологічного вивчення у районах з екстремальними умовами й відсутністю інфраструктури. Впровадження МС ІСО дозволить частково вирішити проблему формування нової нормативної бази в області дослідження надр, надрокористування й керування фондом надр.

226

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

ЛІТЕРАТУРА 1. Указ Президента України № 615/98 від 11 червня 1998 року “Про затвердження Стратегії інтеграції України до Європейського Союзу” (Із змінами, внесеними згідно з Указами Президента № 587/2000 від 12.04.2000, № 8/2001 (8/2001) від 11.01.2001, № 1146/2001 (1146/2001) від 26.11.2001, № 573/2003 (573/2003) від 05.07.2003, № 929/2011 (929/2011) від 27.09.2011) 2. О системе управления качеством геофизического предприятия. Блюменцев А. М., Цирульников В. П., Симаков В. С., Козыряцкий Н. Г./Приборы и системы разведочной геофизики 04/2008/; 3. ДСТУ ІS0 9000:2007 НАЦІОНАЛЬНИЙ СТАНДАРТ УКРАЇНИ. Системи управління якістю. ОСНОВНІ ПОЛОЖЕННЯ ТА СЛОВНИК ТЕРМІНІВ; 4. ДСТУ ISO 9001:2009 НАЦІОНАЛЬНИЙ СТАНДАРТ УКРАЇНИ. СИСТЕМА УПРАВЛІННЯ ЯКІСТЮ. ВИМОГИ; 5. ДСТУ ISO 9004-2001 ДЕРЖАВНИЙ СТАНДАРТ УКРАЇНИ СИСТЕМИ УПРАВЛІННЯ ЯКІСТЮ. НАСТАНОВИ ЩОДО ПОЛІПШЕННЯ ДІЯЛЬНОСТІ (ISO 9004:2000, IDT);

227

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

ДЕРЖАВНЕ УПРАВЛІННЯ ТА РЕГУЛЮВАННЯ ІНВЕСТИЦІЙНИМИ ПРОЦЕСАМИ В НАФТОГАЗОВИДОБУВНІЙ ГАЛУЗІ УКРАЇНИ Толкунов А.А.1, начальник геологічного відділу, к.г.н.

1 – ДГП «Укргеофізика», м. Київ, Україна Проаналізовано світовий досвід державного регулювання інвестиційних процесів в нафтогазовій галузі. Досліджено методи оцінювання ефективності інвестицій в проекти з видобутку нафти та газу для інвесторів та держави та зроблено пропозиції щодо їх вдосконалення. Розглянуто сучасний стан державного регулювання інвестиційних процесів в нафтогазовій галузі України. Досліджено механізми підвищення ефективності залучення інвестицій в нафтогазовидобувну галузь України.

PUBLIC ADMINISTRATION OF INVESTMENT PROCESSES IN OIL AND GAS SECTOR OF UKRAINE Tolkunov A.1, chief of geological department, Phd 1 – SGE «Ukrgeofizika», Kyiv, Ukraine A critical analysis of domestic and foreign experience in the public administration of investment processes in oil and gas sector had been made by the author of the research. Particularities and their methodological approaches for evaluation the economic efficiency of oil and gas investment projects had been studied by the author. The evaluation of estimated investment projects efficiency under the conditions of current tax system and Production Sharing Agreements are performed in the research. The mechanisms, that can be used by the Government to increase the efficiency of investments in oil and gas field of Ukraine had been studied by the author.

Теоретичним та практичним питанням державного регулювання економіки загалом та інвестиційної діяльності зокрема присвячено чимало праць вітчизняних та зарубіжних вчених, а саме Л. Абалкіна, О.Амоша, Ю.Бажала, В. Бодрова, І. Бланка, В.Гейця, О. Вінник, Н. Вознесенської, М. Денисенка, Дж. Коля, К. Комарова, Л. Ляндау, Дж. МакКея, А. Омельченка, П. Оля, Н. Орлової, А. Пересади, О. Поважного, Г. Подшиваленка, Ю.Притики, І. Сєргєєва, Ю. Тихомирова, В. Чернадчука, А. Чернієнко, С. Чистова, М. Чумаченка, В. Шевчука та інших. Існує багато визначень державного регулювання економіки (табл. 1). Таблиця 1. Основні підходи до визначення сутності державного регулювання економіки в умовах ринкових відносин за [1].

Підхід Функціональний

Дефініція засіб реалізації функцій держави в ринковій економіці

Антикризовий

засіб впливу держави на ринкові відносини в період кризи для зміни господарської ситуації та її стабілізації

Процесний

процес впливу держави на ринкові відносини з метою їх стабілізації або розвитку цілеспрямований вплив інститутів держави на розвиток ринкових процесів система забезпечення цілеспрямованого впливу інститутів держави на ринкові процеси шляхом узгодження заходів та послідовного використання інструментів і механізмів координації, організації, упорядкування економічних відносин

Інституціональний Системний

228

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

Державне регулювання економіки (ДРЕ) — вплив держави через уповноважені органи влади та інституцій на економічні об'єкти та процеси, осіб, які беруть у них участь, з метою надання цим процесам організованого характеру, упорядкування дій економічних суб'єктів, забезпечення дотримання законів, відстоювання державних та суспільних інтересів [1]. Державне регулювання економіки - комплекс заходів, інструментів і механізмів координації економічних відносин у суспільстві, суб'єктом якої виступає держава та її інститути з притаманними їм важелями цілеспрямованого впливу на перебіг господарських процесів [2]. Держава виконує роль суб'єкта регулювання економіки через наступні функції: - визначення стратегії соціально-економічного розвитку країни; - регулювання інституціональних аспектів функціонування ринкової економіки (інституту власності, правового поля діяльності підприємств, організацій, ринкових інститутів); - вплив на діяльність суб'єктів господарювання та інтенсивність інвестиційних потоків через систему економічних регуляторів (державний бюджет, податки, кредитна політика, грошова, цінова політика тощо) - коригування соціальних параметрів безпосередньо через важелі соціальних гарантій, пільг, фінансування послуг, системи соціального страхування тощо[2]. Державне регулювання є формою доцільної дії держави на економічну систему з метою забезпечення або підтримки певних процесів і змін економічних явищ шляхом сприяння формуванню господарських зв’язків та пропорцій, координації економічної діяльності на основі узгодження приватних і суспільних інтересів. Основними процесами і сферами, які вимагають державного регулювання, є економічний цикл, галузева і регіональна структура економіки, зайнятість, грошовий обіг, платіжний баланс, ціни, охорона навколишнього середовища, розподіл доходів населення, зовнішньоекономічні зв'язки та інше [2]. Головною метою державного регулювання економіки е забезпечення економічної і соціальної стабільності, зміцнення наявного ладу, забезпечення підвищення життєвого рівня населення, зміцнення енергетичної безпеки. Правове забезпечення інвестування в нафтогазовий комплекс України Умови залучення інвестицій в нафтогазову галузь України визначаються відповідними законами, підзаконними актами, постановами КМУ. Умовно законодавчу базу, що регулює відносини у галузі інвестування в нафтогазову галузь України можна поділити на дві частини: нормативно-правові акти, які впливають на умови інвестиційної діяльності та, так зване гірниче законодавство. Нормативно-правові акти, які впливають на умови інвестиційної діяльності в нафтогазовій діяльності Інвестиційна діяльність на території України регулюється такими нормативноправовими актами: ● Закон України “Про режим іноземного інвестування”. ● Закон України “Про інвестиційну діяльність”. ● Закон України “Про угоди про розподіл продукції”. (Постанови Кабінету Міністрів України: “Про затвердження Положення про Міжвідомчу комісію з організації укладання та виконання угод про розподіл продукції”, “Про використання частини використаної продукції, що залишається у власності держави відповідно до угод про розподіл продукції”, “Про утворення Міжвідомчої комісії з організації укладання та виконання угод про розподіл продукції”, “Про затвердження порядку реєстрації проектів угоди про розподіл продукції та державної реєстрації угоди про розподіл продукції”). ● Закон України “Про підприємництво”. ● Закон України “Про зайнятість населення”.

229

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

● Закон України “Про зовнішньоекономічну діяльність”. ● Закон України “Про охорону навколишнього середовища”. ● Закон України “Про єдиний митний тариф”. ● Закон України “Про правовий статус іноземців”. ● Закон України “Про оподаткування прибутку підприємств”. ● Закон України “Про страхування”. ● Закон України “Про плату за землю”. ● Закон України “про оренду землі”. ● Закон України “Про податок на додану вартість”. ● Закон України “Про науково-технічну інформацію”. ● Закон України “Про усунення дискримінації в оподаткуванні суб’єктів підприємницької діяльності, створених з використанням майна та коштів вітчизняного походження”. ● Закон України “Про внесення змін до деяких законів України з метою стимулювання інвестиційної діяльності”. ● Закон України “Про банки і банківську діяльність”. ● Закон України “Про власність”. ● Закон України “Про внесення змін до деяких законів України з метою усунення випадків ухилення окремих підприємств, створених за участю іноземних інвесторів, від сплати податків, зборів (обов’язкових платежів)”. ● Кодекс Законів про працю (Врегулювання трудових відносин громадян, які працюють за межами своїх держав). ● Митний кодекс України. ● Земельний кодекс України. ● Цивільний кодекс України. ● Указ Президента України “Про деякі питання іноземного інвестування”. ● Указ Президента України “Про деякі заходи з дерегулювання підприємницької діяльності”. ● Вашингтонська Конвенція 1965 року про порядок вирішення інвестиційних спорів між державами та іноземними особами”. ● Указ Президента України “Про заходи щодо підвищення ефективності діяльності Консультативної ради з питань іноземних інвестицій” ● Господарський кодекс України. Стан законодавчої бази що регулює правовідносини нафтогазового комплексу України (гірниче законодавство України) Законодавче регулювання відносин у галузях пошуку, розвідки, видобутку та реалізації природного газу і нафти представлено різними нормативно-правовими актами загального характеру та різної юридичної сили. Основними джерелами регулювання надрокористування в Україні є законодавство України й міжнародні угоди. Функціонування нафтогазової галузі регулюється низкою законодавчих і нормативних актів, основними з яких можна вважати: ● Кодекс України про надра; ● Земельний кодекс України; ● Закон України "Про нафту і газ"; ● Закон України "Про ліцензування певних видів господарської діяльності"; ● Закон України "Про угоди про розподіл продукції"; ●Закон України "Про трубопровідний транспорт"; ●Закон України "Про митний тариф"; ● Закон України "Про охорону навколишнього природного середовища" . ● Постанова КМУ «Про порядок надання спеціальних дозволів на користування надрами» 230

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

На думку багатьох дослідників, правове регулювання нафтогазового комплексу в Україні з моменту його становлення та до цього часу відбувається безсистемно й характеризується відсутністю стратегії його розвитку. В березні 2006 р. Кабінетом Міністрів України було схвалено Енергетичну стратегію України на період до 2030 року. Цілями Енергетичної стратегії є: - створення умов для постійного та якісного задоволення попиту на енергетичні продукти; - визначення шляхів і створення умов для безпечного, надійного та сталого функціонування енергетики та її максимально ефективного розвитку; - забезпечення енергетичної безпеки держави; зменшення техногенного навантаження на довкілля та забезпечення цивільного захисту у сфері техногенної безпеки ПЕК; - зниження питомих витрат у виробництві та використанні енергопродуктів за рахунок раціонального їх споживання, впровадження енергозберігаючих технологій та обладнання, раціоналізації структури суспільного виробництва і зниження питомої ваги енергоємних технологій; - інтеграція Об‘єднаної енергосистеми України до європейської енергосистеми з послідовним збільшенням експорту електроенергії, зміцнення позицій України як транзитної держави нафти і газу. Відповідно ЗУ “Про затвердження Загальнодержавної програми розвитку мінеральносировинної бази України на період до 2030 року» від 21 квітня 2011 року метою Програми є забезпечення потреб національної економіки у мінеральних ресурсах за рахунок власного видобутку, зменшення залежності України від імпорту мінеральних ресурсів та збільшення експортного потенціалу країни за рахунок власного видобутку корисних копалин, що мають великий попит на світовому ринку. У цілому протягом 2011-2020 років планується приростити 127 млрд куб. метрів газу та 32,5 млн тонн нафти і конденсату, а протягом 2021-2030 років - відповідно 160 млрд куб. метрів газу і 40 млн тонн нафти і конденсату. Щорічне зростання приросту їх запасів на період до 2030 року становить 2 відсотки та зумовлюється наявними ресурсами вуглеводнів. Під час визначення вартості одиниці підготовки запасів прийнятий досягнутий середній показник за 2004-2009 роки - 30,9 гривні. На запланований приріст запасів необхідні витрати (з урахуванням індексу споживчих цін): у 2011-2020 роках - 72032,35 млн гривень (у тому числі з державного бюджету - 5460,03 млн гривень), у 2021-2030 роках - відповідно 104225,73 млн гривень (у тому числі з державного бюджету - 7863,19 млн гривень). Частка державного бюджету в загальному фінансуванні робіт з пошуку та розвідки родовищ вуглеводнів становить 8 відсотків (досягнутий рівень співвідношень протягом останніх 10 років). У цілому, в цьому напрямі протягом 2011-2030 років за рахунок державного бюджету передбачено забезпечити приріст запасів вільного газу - 287 млрд куб. метрів, конденсату і нафти - 72,5 млн тонн. Успішна реалізація цієї Програми дозволила б забезпечити економіку України власною вуглеводневою сировиною. Проте, досвід реалізації Енергетичної стратегії України на період до 2030 року та чотирьох років дії Програми показав, що досягнення її основних показників неможливе без суттєвого збільшення залучення обсягів недержавних інвестицій. Для успішного залучення інвестицій, отримання найбільшого економічного ефекту при освоєнні перспективних на нафту й газ об’єктів держава має об’єктивно оцінювати інвестиційну привабливість ресурсної бази з урахуванням ризиків, поточної та прогнозної кон’юнктури. Результати такого дослідження є важливими для вибору оптимальних економічно-адміністративних форм залучення фінансування, об’єктів, розробки переговорної позиції до підписання Угоди про розподіл продукції (УРП), формування сприятливих умов для реалізації інвестиційних проектів. Аналіз світової практики свідчить, що методики які використовують держави, хоч і мають макроекономічний характер, вони безперечно повинні враховувати й рентабельність проекту для інвестора. Для інвестора основним є розрахунок економічної ефективності проекту, при якому зовнішні для нього фактори - кон'юнктура, інфляція й інші враховуються лише при аналізі ризиків [3,4].

231

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

В різних країнах світу існує декілька підходів до оцінки ефективності інвестицій в нафтогазовидобувну галузь. Як правило, цим дослідженням передують роботи по геологоекономічній оцінці ресурсів вуглеводнів (навіть у країнах, що не мають власної вуглеводневої сировини, такі напрямки розвиваються компаніями, що ведуть нафтовидобуток за межами своїх держав). Основними центрами таких досліджень є США, Великобританія й Австралія. Останнім часом найбільше інтенсивно дослідження, пов'язані з питаннями економіки нафтовидобутку, розвиваються в Абердинському Університеті (Шотландія). Важливою особливістю даних досліджень є той факт, що вони спрямовані не стільки на оцінку ефективності проекту для інвестора, скільки на методики, які повинні використати держави при наданні надр у користування. Основними напрямками досліджень, які рекомендується проводити державам власникам ресурсів вуглеводнів при наданні їх у користування, є: ● Оцінка ресурсів регіону, включаючи "доподаткову" ефективність, розрахунок економічної ренти, ранжування, цінові сценарії. ● Визначення "податкових можливостей" - величина економічної ренти, помножена на частку держави, що у поточних кон'юнктурних умовах є прийнятною як для держави, так і для інвесторів (іншими словами - конкурентноздатної в порівнянні з іншими державами). ● Встановлення ефективного механізму стягнення такої частки (тобто системи податків і платежів, за допомогою яких держава стягує економічну ренту) [5]. Проведений аналіз інвестиційного режиму для нафтогазовидобувного бізнесу в США та Великобританії свідчить, що в залежності від конь’юктури на зовнішніх та внутрішніх ринках а також потреби в інвестиційних ресурсах, сировини та фіскальних відрахуваннях ці держави суттєво змінювали умови для реалізації інвестиційних видобувних проектів. Так, нафтовим компаніям надавалися податкові пільги, податкові канікули, встановлювалися різні рівні роялті та податку на доход від видобутку нафти та газу. Проблема збільшення власного видобутку вуглеводнів стоїть дуже гостро. Тому необхідним є розробка комплексу заходів направлених на стимулювання широкомасштабного впровадження новітніх технологій в нафтогазовидобувну галузь України. При цьому має бути врахований закордонний досвід державного управління та регулювання інвестиційними процесами в нафтогазовидобувній галузі. ЛІТЕРАТУРА 1. Бодров В.Г. Державне регулювання економіки та економічна політика: навч. посіб. / В.Г. Бодров, О.М. Сафронова, Н.І. Балдич. – К.: Академвидав, 2010.-520c.

2. Бодров В. Г. Інноваційно-інвестиційна модель сталого розвитку національної економіки : навч.-метод. матеріали / В. Г. Бодров, В. О. Гусєв, В. Ф. Мартиненко. – К. : НАДУ, 2009. – 60 с.

3. Daniel Johnston. International Exploration Economics, Risk, and Contract Analysis/ Pennwell Books, 2003. - 401 pages.

4. International Oil and Gas Ventures: A Business Perspective./ George E. Kronman, Don Felio, and Thomas E. O'Connor AAPG Calgary, Alberta, Canada, 2004. - 446 pages.

5. Kemp A. Petroleum Rent Collection around the World. Canada, South Halifax, Nova Scotia: Institute for International Research on Public Policy, 1987.

232

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

ВПЛИВ НАУКОВО-ТЕХНІЧНОГО ПРОГРЕСУ ТА ЗМІН ЕКОНОМІЧНИХ УМОВ НА РОЗВИТОК НАФТОГАЗОВИДОБУВНОЇ ПРОМИСЛОВОСТІ Толкунов А.А.1, начальник геологічного відділу, к.г.н.; Гаврилюк Р.О.2, заступник завідувача відділу надрокористування та геолого-економічних оцінок.

1 – ДГП «Укргеофізика», м. Київ, Україна; 2 – ДП "Науканафтогаз" НАК "Нафтогаз України", м. Вишневе, Україна Проаналізовано вплив науково-технічного прогресу на еволюцію нафтогазовидобувної промисловості. Досліджено зв’язок змін економічних умов на регіональному та глобальному рівнях та темпів реалізації проектів з пошуків, розвідки та видобутку вуглеводнів.

INFLUENCE OF SCIENTIFIC-TECHNICAL PROGRESS AND CHANGES OF ECONOMICAL CONDITIONS ON DEVELOPMENT OF UPSTREAM OIL AND GAS SECTOR Tolkunov A.1, chief of geological department, Ph. D.d.; Gavrylyuk R.2, deputy head of subsoil management & geo-economic assessment department.

1 – SGE «Ukrgeofizika», Kyiv, Ukraine; 2 – SE «Naukanaftogaz» JSC «Naftogaz of Ukraine», Vishneve, Ukraine A analysis of influence of scientific-technical progress on evolution of oil and gas sector had been made by the authors of the research. The relation between changes of economical conditions and the dynamic of realization of investment projects of oil and gas exploration had been studied by the authors.

Початком нафтогазовидобувної промисловості прийнято вважати 27 серпня 1859 року. Саме в цей день пробурена Едвіном Дрейком свердловина поблизу міста Тайтесвілл, штат Пенсільванія в США дала першу нафту [1]. Але треба відзначити що видобуток нафти здійснювався і задовго до цієї події. Збереглися відомості, що американські індіанці з племені Сенека, знайшовши на поверхні водомищ чорну субстанцію, накривали поверхню води ковдрою, а потім віджимала його над коритом. Здобуту таким чином сиру нафту використовували в основному в медичних цілях. У Росії приблизно в цей же час нафту добували на Бакинських промислах. Для цього були вириті колодязі глибиною до 40 метрів, з яких вичерпували накопичену на дні нафту відрами. У 1844 році на Бакинських промислах чиновник гірничого управління Федір Семенов запропонував поглиблювати колодязі за допомогою "земляного бура", а також пробурити кілька нових свердловин. У 1848 на Бакинських промислах за цією технологією була закінчена бурінням перша свердловина. Але початок, власне, нафтогазовидобувної промисловості мабуть треба пов’язувати з першою свердловиною Дрейка. Адже були використані принципово інші підходи та застосовано нові технологічні засоби, що набули широкого поширення в штаті Пенсільванія а згодом і в інших штатах США. Саме це і визначило подальший розвиток нафтогазовидобувної промисловості. Схематично, ми вважаємо, основні етапи розвитку нафтогазовидобувної промисловості можна пов’язувати з широким впровадженням таких нових на той час технологічних засобів та методик (рис. 1):

233

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

Рисунок 1.- Впровадження нових технологічних засобів нафтогазовидобувної промисловості

та методик на різних етапах розвитку

Говорячи про розвиток нафтогазовидобувної промисловості треба відзначити ї дуже сильний вплив на нього змін економічних умов. Це безумовно співвідношення попиту та пропозиції на вуглеводневу сировину та продукти її переробки, ціна продажу (здебільшого ціну можна розглядати як функцію цього співвідношення, але у випадку з вуглеводнями, а особливо з природним газом, це є не завжди коректним), капітальні витрати, зміни умов на внутрішніх та зовнішніх ринках (зростання чи спад економіки окремих регіонів та країн, зміни політичних режимів, зміни фіскальної політики, військові дії, кризи тощо) (рис. 2,3).

234

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

Рисунок 2.- Обсяги видобутку нафти друга половина ХХ-го – початок XI –го сторіччя

Нафта: Ціна на сиру нафту 1861 - (Q1-2)2015 Початок експорту нафти з Росії

Нафтовий бум в Пенсільванії

Початок видобутку на Суматрі

Відкриття в Спіндлтопі, Техас

Збільшення видобутку в Венесуелі

ЙомКіпурська війна

Відкриття родовищ в Східному Техасі

«Арабська140$ весна»

Фінансова криза в Азії

Суецька криза Побоюв ання щодо дефіцит у в США

Іранська революція

Вторгне ння в Ірак

Введе ння цін net back

Відновлення після війни

Ірак вторгся в Кувейт

120$

100$

Втрата Іранськи х поставок

80$

60$

40$

20$

1861

1871

1881

1891

1901

1911

1921

1931

1941

1861-1944 середня в США 1945-1983 арабіан лайт 1984-2014 брент

1951

1961

1971

1981

1991

2001

2011

0$

номінальна реальна (в доларах 2014)

Рисунок 3.- Коливання цін на нафту та їх причини [2]

Треба відзначити, що на відміну від нафти не існує світових цін на газ. Так, ціна на газ коливається в широких межах в один і той же проміжок часу не тільки в різних державах але інколи і в різних штатах, районах однієї і тієї ж країни. Це пов’язано, в тому числі специфікою транспортування цього виду сировини.

235

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

Говорячи про основні фактори розвитку нафтогазовидобувної промисловості треба відзначити що між ними існують як прямі так і обернені зв’язки. Так, підвищення цін на вуглеводневу сировину стимулює впровадження використання новітніх високозатратних технологій. Це в свою чергу призводить до збільшення рівнів видобутку. Збільшення видобутку за умов стабільного рівню попиту призводить до зменшення ціни, що в свою чергу призводить до зменшення інвестиційної привабливості проектів, реалізація яких потребує застосування висозатратних нових технологій. Також треба відмітити і специфіку нафтогазовидобувного бізнесу, яка полягає в тому, що на відміну від багатьох інших видів діяльності тут ми маємо справу з геологічними об’єктами, кожен з яких є по своєму унікальним. Відповідно і кожен інвестиційний проект з пошуків, розвідки і видобутку вуглеводнів має свої особливості, що відображається в основних показниках його економічної ефективності. Ці показники можуть суттєво відрізнятися в залежності і від технологій, які будуть використовуватися під час реалізації проекту при різних інвестиційних режимах. До прикладу необхідність використання горизонтального буріння та численних гідророзривів при освоєнні газу сланцевих товщ призводить продовж всього циклу реалізації відповідного проекту до стабільно високих капітальних витрат. При цьому крива видобутку, також, на відміну від такої у випадку з проектом з пошуків, розвідки і видобутку вуглеводнів з традиційних колекторів, є відносно «стабільно високою». Все це дуже добре ілюструють типові профілі інвестиційних проектів з пошуків, розвідки і видобутку вуглеводнів з традиційних та нетрадиційних колекторів (рис.4)

Рисунок 4.- Типовий грошовий потік реалізації інвестиційного проекту з видобутку вуглеводнів з нетрадиційних колекторів за умов Угоди про розподіл продукції (річний)

Рисунок 5.- Типовий грошовий потік реалізації інвестиційного проекту з видобутку вуглеводнів з нетрадиційних колекторів за умов Угоди про розподіл продукції (накопичений)

236

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

Рисунок 6.- Типовий грошовий потік реалізації інвестиційного проекту з видобутку вуглеводнів з традиційних колекторів за умов Угоди про розподіл продукції (річний)

Рисунок 7.- Типовий грошовий потік реалізації інвестиційного проекту з видобутку вуглеводнів з традиційних колекторів за умов Угоди про розподіл продукції (накопичений)

Інша ситуація з «глибоководними» проектами. Так, «типові профілі» цих інвестиційних проектів є майже подібними до «типових профілів» інвестиційних проектів пошуків, розвідки і видобутку вуглеводнів з традиційних колекторів. Але на відміну від останніх вони потребують значно більших капітальних вкладень. Також важливою особливістю «глибоководних» проектів є те, що у випадку необхідності передчасної зупинки видобутку (консервації свердловин), наприклад через суттєве погіршення економічних умов, надрокористувач понесе великі збитки. Адже капітальні витрати по видобутку та поновленню видобутку на глибоководних родовищах є набагато вищими ніж відповідні роботи на суходолі. Тому останні часто виглядають більш інвестиційно привабливими з огляду на менші обсяги капітальних вкладень та можливість змінювати обсяги видобутку вуглеводнів в залежності від змін економічних умов. Таким чином, можна виділити більше десяти етапів еволюції нафтогазової індустрії, кожен з яких є пов’язаним з широким впровадженням нових технологічних засобів та методик. Основними економічними факторами розвитку нафтогазовидобувної промисловості треба вважати співвідношення попиту та пропозиції на вуглеводневу сировину, ціну, витрати, зміни умов на внутрішніх та зовнішніх ринках. Між технологічними і економічними чинниками еволюції нафтогазової індустрії існують як прямі так і обернені зв’язки, врахування яких є необхідним для вироблення збалансованої інвестиційної політики та прогнозування темпів освоєння вуглеводневого потенціалу надр.

237

Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінеральносировинного комплексу України»

ЛІТЕРАТУРА 1. Дэниел Ергин. «Добыча: всемирная история борьбы за нефть, деньги и власть». Альпина паблишер. М.:2011. с. 859 2. www.bp.com/.../bp/.../bp-statistical-review-of-world-energy-2015-full-report. pdf

238

ЗМІСТ Науково-практична конференція «Перспективи використання альтернативних і відновлюваних джерел енергії в Україні (REU-2015)» ANYANG EDWARD ENOW. Renewable energy sources in Cameroon: potentials, benefits 5 and enabling environment MUHAMMAD M.A.S. MAHMOUD. Micro fuzzy controllers to improve the efficiency of 7 motor pump group used in wind energy pumped storage system SENGANI D., POTGIETER N., MOJAPELO P.E.L. Bioremediation of polychlorinated 20 biphenyl (pcbs) contaminated soils: a case study from rietvlei farm at borehole no. 11, Limpopo province, South Africa SULEYMAN DEMIR, KAAN CILOĞLU. Performance modeling of 250 kw wind turbine 21 blade using q-blade program БЕЗРУЧКО К.А., ПИМОНЕНКО Л.І., БУРЧАК О.В. Неотектоніка як фактор 24 сучасної генерації вугільного метану 31 ВАСИЛЕНКО Т.А., ГРИНЕВ В.Г., ФЕЛЬДМАН Э.П., МОЛЧАНОВ А.Н., ПИЧКА Т.В., ПОНОМАРЕНКО Д.А., ПРОНСКИЙ Е.А. Динамика трещиновато–пористой структуры угля и ее влияние на кинетику массопереноса метана в углепородном массиве ВОЙТЕНКО Ю.И., МУХИН Е.А. Опыт применения передовых взрыво-импульсных 36 технологий интенсификации нефтегазодобычи и перспективы их использования в плотных песчаниках ГОЛУБ П.С., CОЛОДКИЙ В.М., ВОЛОХОВА О.В. Cланцеві породи ДДз, їх 41 мінеральний склад як один з критеріїв успішності проведення гідророзриву пласта ГОШОВСКИЙ С.В., ЗУРЬЯН А.В. Анализ применения различных источников 46 возобновляемой энергии для оптимальной работы теплонасосных систем ГОШОВСКИЙ С.В., ЗУРЬЯН А.В. Анализ принципов построения энергетических 51 комплексов с использованием возобновляемых источников энергии ГОШОВСЬКИЙ С.В., ВОЙТЕНКО Ю.І. Проблема нетрадиційних колекторів: деякі 54 техніко-еколого-економічні аспекти її вирішення ГОШОВСЬКИЙ С.В., ЗУР'ЯН О.В., СИРОТЕНКО П.Т. Геотермальні ресурси землі 58 – основа невичерпного енергетичного потенціалу України ГОШОВСЬКИЙ С.В., ЗУР'ЯН О.В., СИРОТЕНКО П.Т. Вдосконалення законодавчої 74 бази України відносно «зеленого» тарифу для відновлюваних джерел енергії ГОШОВСЬКИЙ С.В., СИРОТЕНКО П.Т. Вуглеводні щільних низькопроникних 79 порід та вугільних покладів як джерело енергоресурсів ЗЕЗЕКАЛО И.Г., ОЧКАНЬ С.В., БАШТОВОЙ А.В. Основные показатели 91 геотермальных ресурсов с использованием скважин Гадячского ГКМ для обеспечения потребителей тепловой энергией КЛИМОВИЧ Я.Я., ГОЛУБ П.С., ГОРІШНІЙ Д.О. Оцінка перспективності 93 нетрадиційних покладів вуглеводнів ддз із застосуванням сучасного лабораторного комплексу ПАТ «НАК «НАДРА УКРАЇНИ» 99 КРАВЧЕНКО О.В., ВОЙТЕНКО Ю.И., ВЕЛИГОЦКИЙ Д.А., АВРАМЕНКО А.Н., ХАБИБУЛЛИН Р.А. Повышение эффективности применения технологии комплексного водородного термобарохимического воздействия путем предварительного трещинообразования в продуктивном пласте КРАВЧЕНКО О.В., ТАРЕЛІН А.О., МИХАЙЛЕНКО В.Г., БАРАНОВ І.А. Безстічна 108 технологія утилізації відпрацьованої рідини гідророзриву МАКОГОН В.В. До проблеми прогнозування нетрадиційних колекторів у 116 верхньовізейській глинистій товщі ДДз МАКОГОН Ю.В. Развитие альтернативных источников энергии в современной 121 экономике Украины 239

МОРОЗОВ Ю.П. Современные направления развития геотермальной энергетики ПЛЮЩАКОВА Л.А., САФІН В.О. Підземна газифікація вугілля в умовах Донбаського вугільного басейну РОЙ М.М., АКУЛЬШИН О.О., БОЙКО В.С. Методика розрахунку газогідродинамічних параметрів газових та газоконденсатних свердловин у випадку нестаціонарного режиму фільтрації РОЙ М.М., ЛАСТОВКА В.Г., КЛИМЕНКО С.М. Техніко-технологічні можливості відновлення і введення в дію свердловин з фонду ліквідованих та низькопродуктивних колекторів СОБЧЕНКО А.Ю. Ветроэнергетические ресурсы различных природных зон Украины ЧЕПІЖКО О.В., КАДУРІН В.М., КАДУРІН С.В., КАКАРАНЗА С.Д., ЛОСЕВА Л.Ю. Окреслення перспектив дослідження та видобування газогідратів у Чорному морі ШНЮКОВ Е.Ф., ЯНКО В.В. Метан в донных отложениях черного моря: геологопоисковое, экологическое и навигационное значение

129 135 140

143

149 154 157

Круглий стіл «Нормативно-правова база та наукові аспекти надрокористування в процесі реформування держави»

ЖИКАЛЯК М.В. Економіко-правові аспекти реформування галузі геології та надр ЗУР’ЯН О.В., ЛІХОШЕРСТОВ О.О. Мета та аспекти аудиту надрокористування за кордоном ЗУРЬЯН О.В., ВАСИЛЬЕВА И.В., КОЧЕТКОВ С.И. Некоторые аспекты Австралоазиатского кодекса отчетности о результатах разведки, минеральных ресурсах и запасах руды «JORC» КОЛОМІЙЧЕНКО Б.Ф., БЕСЦЕННА Л.Г. Актуальні проблеми галузевої нормативної бази надрокористування КРАСНОЖОН М.Д., ЛЮТА Н.Г., ЛЮТИЙ Г.Г. Cтан і напрями реформування законодавчого забезпечення геологічної галузі та надрокористування в Україні Левченко О.І. Огляд чинних нормативно-правових актів та нові підходи до реформування дозвільної системи користування надрами в Україні ЛЮТА Н.Г., САНІНА І.В. Основні принципи екологічного законодавства і стандартів європейського союзу та оцінка можливостей адаптації українських нормативно-методичних документів до стандартів ЄС РУДЬКО Г.І., ГОШОВСЬКИЙ С.В.Моніторинг надрокористування як важливий інструмент управління надрами Рудько Г.І., Ловинюков В.І. Українська класифікація запасів і ресурсів в контексті основних класифікацій світу ТКАЧЕНКО М.В., СОКОЛОВ В.О. Деякі питання нормативно-правового забезпечення геологорозвідувальних робіт по відтворенню мінерально-сировинної бази України ТРОХИМЕНКО В.М., ВАСИЛЕНКО А.П. Проблеми надрокористування на прикладі розробки титанових родовищ в межах західної частини Українського кристалічного щита Круглий стіл «Формування інвестиційної привабливості об’єктів мінерально-сировинного комплексу України» БЕГАЛЬ А.С., ТОЛКУНОВ А.А. Умови та форми залучення інвестицій в пошуки, розвідку та видобуток вуглеводнів в Україні ЗУРЬЯН П.В. Формирование позитивного имиджа и управление репутацией в интернете с целью повышения инвестиционной привлекательности предприятий КАКАРАНЗА С.Д., КАДУРИН С.В., КАДУРИН В.Н. Некоторые аспекты политики недропользования ряда Южноафриканских стран

240

163 170 173

179 182 185 190

193 196 200

203

205 211 213

ЛЯШОК А.Ф., ЗУР’ЯН О.В. Задачі та цілі маркетингу науково-дослідного підприємства ТКАЧЕНКО М.В., СОКОЛОВ В.О. Забезпечення відповідності підприємств геологічної галузі міжнародним стандартам ТОЛКУНОВ А.А. Державне управління та регулювання інвестиційними процесами в нафтогазовидобувній галузі України ТОЛКУНОВ А.А., ГАВРИЛЮК Р.О. Вплив науково-технічного прогресу та змін економічних умов на розвиток нафтогазовидобувної промисловості

241

220 223 228 233

Наукове видання

Міжнародний геологічний форум «Актуальні проблеми та перспективи розвитку геології: наука й виробництво» (ГЕОФОРУМ-2015) Україна, м. Одеса, 7–12 вересня 2015 року

Матеріали форуму у двох томах Том 2

Відповідальний за випуск Зур’ян О. В. Підписано до друку 03.09.2015. Формат 60×841/8. Ум.-друк. арк. 26,25. Тираж 100 прим. Зам. № 279 Видавництво УкрДГРІ Р. с. серія ДК № 182 від 18.09.2000 р.

04114, м. Київ-114, вул. Автозаводська, 78а Адреса редакції та п/п: інформаційно-видавничий відділ УкрДГРІ 04114, м. Київ-114, вул. Автозаводська, 78а тел.: 206-35-18; тел./факс: 432-35-22 E-mail: mru@ukrdgri.gov.ua

242