ГеоИнжиниринг_осень_2012 by inna Magala

аналитический научно-технический журнал

№

(15)

осень 2012

Нужна ли миру нефть?

С. 14

в номере:

Литологическая интерпретация инженерно-геологических данных для оценки грунтовых условий

Оптимизация технологии получения автомобильных бензинов

Новый перспективный объект для поисковоразведочных работ на нефть и газ — подаллохтонные структуры Западного склона Урала

Новые ресурсосберегающие пластинчатые теплообменники в добыче, переработке и транспорте нефти и газа

Методические и метрологические аспекты определения величины показателя фильтрации буровых растворов по российским и международным стандартам

c. 56

с. 64

с. 68

c. 74

c. 88

Уважаемые авторы! Редакция журнала «ГеоИнжиниринг» принимает оригинальные статьи по широкому кругу вопросов инженерных изысканий (геодезическим, геологическим, гидрологическим, геофизическим, коррозионной активности грунтов, экологическим), комплексному проектированию, строительству объектов добычи, транспорта, хранения нефти и газа, объектов производственного и жилищно-гражданского назначения. Кроме того, принимаются статьи по отечественной и зарубежной практике, истории и методологии изысканий и проектирования, совершенствованию нормативноправовой базы. 1. Статьи принимаются в электронном виде по электронной почте, объемом до 40 000 знаков с пробелами текста, набранного на компьютере 12-м кеглем с одиночным интервалом. 2. Название статьи, фамилия и инициалы автора (заполнить бланк). 3. Фото автора в электронном виде принимается в формате jpg, tiff с разрешением не менее 300 пиксел на дюйм (300 dpi) с минимальным размером 1000х1500. 4. В случае указания автором списка использованной литературы последний должен быть составлен в алфавитном порядке и оформлен в соответствии с требованиями. 5. Ссылки на литературу в статье следует давать по номерам алфавитного списка в квадратных скобках, например [7] или [1—3] и т. д. 6. Рисунки (цветные или черно-белые фотографии, диаграммы, штриховые рисунки, графики и т. п.) принимаются в электронном виде в формате jpg, tiff, eps с разрешением не менее 300 пиксел на дюйм (300 dpi), минимальный размер изображения 1200х2000. 7. Рисунки сопровождаются подписями под рисунками и нумерацией. 8. Таблицы должны сопровождаться названиями и нумерацией. 9. Размерность физических величин и параметров дается в системе СИ. В том случае, если редакционный совет допускает статью к публикации, материал верстается и после отправляется автору для проверки и окончательного утверждения. После выхода в свет номера с его публикацией автор бесплатно получает экземпляр журнала по почте. За размещение на страницах журнала «ГеоИнжиниринг» научных статей и работ, имеющих практическую ценность, плата с авторов не взимается. Статьи принимаются до 10 октября. «ГеоИнжиниринг» — профессиональный научно-технический журнал, предназначенный для специалистов нефтяной и газовой промышленности. Миссия журнала «ГеоИнжиниринг» — содействие развитию отечественной науки, процессам разработки, совершенствования и распространения новых технологий, материалов и оборудования, применяемых в нефтегазовой отрасли. Главным критерием отбора материала для публикации служат не только актуальность и профессиональный интерес темы, свежесть представленных идей, но и, прежде всего, научная достоверность. Мы стремимся к тому, чтобы все статьи базировались на фактах и четко сформулированных исходных предпосылках.

Конта к ты д ля дополните льной информ а ции

geoinj@bk.ru, 1.inna.magala@gmail.com +7 988 954-07-08, +7 918 332-90-93

www.geoengineering.su

Содержание

Главный редактор Ольга Дроздецкая

Корректор Сабина Бабаева

Заместитель главного редактора Вячеслав Гущин

Допечатная подготовка Препресс-бюро TwinPix

Дизайн и верстка Галина Артюхина

Координатор проекта Ольга Свистак

Фото Николай Ерохин

Новости

Редколлегия «Геоинжиниринг» Председатель редакционного совета Берлин Марк Абрамович, доктор технических наук, профессор, ученый секретарь, ЗАО «НИПИ «ИнжГео», Краснодар Редакционный совет Шауро Андрей Николаевич, кандидат технических наук, генеральный директор ЗАО «ИнжГео» Овсюченко Николай Иванович, кандидат геолого-минералогических наук, начальник тематической партии ЗАО «НИПИ «ИнжГео» Джемалинский Владимир Константинович, кандидат технических наук, главный специалист ЗАО «НИПИ «ИнжГео» Кошелев Владимир Николаевич, доктор технических наук, научный сотрудник, директор НИИЦ ЗАО «Ресурс Комплект», Краснодар Каневец Георгий Евдокимович, доктор технических наук, профессор, академик, президент академии технологической кибернетики Украинской ССР (с 1992 г. Украины), Харьков, с 1991 г. по н. вр.; президент Международной академии наук, технологий и инжиниринга с 1993 г. по н. вр.; профессор национального технического университета ХПИ (стратегическое управление, теплотехнологии) с 2001 г.

Учредитель

ЗАО «НИПИ «ИНЖГЕО» Юридический адрес: 350038, г. Краснодар, ул. Головатого, 585 тел.: + 7 (861) 279-23-06, 279-81-59 e-mail: Drozdetskaya.oa@injgeo.ru

Певнев Анатолий Кузьмич, доктор технических наук, профессор РАЕН, Институт физики Земли РАН, Москва Имаев Валерий Сулейманович, доктор геолого-минералогических наук, профессор, Институт земной коры, Иркутск Вартумян Георгий Тигранович, доктор технических наук, профессор, Кубанский государственный технологический университет, кафедра нефтегазового промысла, Краснодар Кошелев Алексей Тимофеевич, доктор технических наук, профессор, Кубанский государственный технологический университет, кафедра нефтегазового промысла, Краснодар Запорожец Евгений Петрович, доктор технических наук, профессор, Кубанский государственный технологический университет, кафедра нефтегазового промысла, Краснодар Гуленко Владимир Иванович, доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный университет», завкафедрой геофизических методов поиска и разведки направления «инженерная и морская геофизика», Краснодар Попков Василий Иванович, доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик РАЕН, ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный университет», декан геологического факультета, Краснодар

Издатель

ООО «МАГАЛА» Адрес издателя и редакции Краснодар, проезд Репина, 42, оф. 76 тел. 8 988 954-07-08 e-mail: geoinj@bk.ru; 1.inna.magala@gmail.com

Аналитика

8 14

Персона

20 24

Сергеева Н. Сергей Роякин: не люблю топтаться на месте

Промо

GeoniCS Plprofile — программа для эффективного и быстрого линейного проектирования

Молодые ученые. Инженерные изыскания: геофизические исследования

Рудомаха Н. Н. Горшков Г. А. Оценка точности построения скоростного разреза программой «Годограф»

Печать:

Сергеева Н. Рафис Тазетдинов: путь выбираю сам

Цена свободная

Типография «Омега-принт» 344082, г. Ростов-на-Дону, ул. М. Горького, 3 Тел. (863) 244-44-42. Заказ №1789 от 10 сентября 2012 г. Любое воспроизведение материалов или их фрагментов возможно только с письменного разрешения редакции. Точка зрения авторов может не совпадать с мнением редакции. Электронную версию журнала и анонсы следующего номера можно посмотреть на сайте: www.geoengineering.su

Бажанова Л. Г. Нужна ли миру нефть?

Тираж: 2000

ПИ № ФС77-24555 от 31 мая 2006 года. Выдано Федеральной службой по надзору за соблюдением законодательства в сфере массовых коммуникаций и охране культурного наследия.

Кравченко Г. Л. Трофейное пространство

№3 (15) 2012

Свидетельство о регистрации

Факты. События. Комментарии

Горшков Г. А. Дудко Е. А.

Рудомаха Н. Н. Томишинец Т. И. Возможности сейсморазведки МОВ ОГТ и электроразведки ВЭЗ/ЗСБ при выявлении тектонических нарушений

Комплекс инженерно-геофизических методов для поиска и трассирования тектонических нарушений

Экология

Колодий А. А. Ясницкий А. А. Диброва А. И. Шабарин В. Н.

Исследование влияния термического воздействия на характеристики продуктов каталитического облагораживания прямогонной бензиновой фракции

Поиск и трассирование тектонических нарушений методами инженерной геофизики

44 46

Прохачев М. В.

Разработка и обустройство месторождений

Новый перспективный объект для поисковоразведочных работ на нефть и газ — подаллохтонные структуры западного склона Урала

Ясницкий А. А. Колодий А. А. Шабарин В. Н.

Материалы и оборудование

Баранов О. Н. Подтелков Е. М. Георадиолокационные исследования при изучении подпорного сооружения на автомобильной дороге М-27 Джубга — Сочи

Инженерные изыскания

Зверев Л. А.

84 88

Титаренко М. Л. Саликова Е. О.

Мойса Н. Ю. Выродов В. С. Яковенко В. И. Мойса Ю. Н. Методические и метрологические аспекты определения величины показателя фильтрации буровых растворов по российским и международным стандартам

Канделаки К. Г.

Инженерные изыскания: геофизические исследования

Карелин А. Н. Опыт эксплуатации блока релейного адаптивного управления распределенными нагрузками

Инженерные изыскания: геодезические, геологические, гидрологические, геофизические

Литологическая интерпретация инженерногеологических данных для оценки грунтовых условий

Каневец Г. Е. Коваленко Л. М. Новые ресурсосберегающие пластинчатые теплообменники в добыче, переработке и транспорте нефти и газа

Метод гидрогеодезической съемки морских акваторий в заливах, бухтах, лагунах, фьордах и других частях Мирового океана

Исмагилов Р. А.

Экспериментальное исследование анизотропных свойств скальных пород геофизическими методами

Оценка эффективности применения сейсморазведки методом MASW при инженерных изысканиях

Зеленская Е. А. Завалинская И. С. Ясьян Ю. П.

Переработка нефти и газа

Зеленская Е. А. Завалинская И. С. Маликов И. В. Быкова А. И. Оптимизация технологии получения автомобильных бензинов № 2 (14) 2012

Альтернативному транспорту дали зеленый свет

Чистая прибыль «Газпром нефти» по МСФО за первое полугодие текущего года увеличилась по сравнению с аналогичным периодом прошлого года на 0,4 % до 78,726 млрд рублей, — сообщает компания. Выручка компании по итогам шести месяцев текущего года выросла на 18,8 % до 579,182 млрд рублей, скорректированная прибыль до уплаты процентов, налога на прибыль и амортизации подросла на 6,6 % и составила 149,297 млрд рублей. Компания связывает улучшение финансовых результатов с наращиванием объемов добычи и переработки нефтепродуктов, а также увеличением их продаж в премиальных сегментах сбыта. Кроме того, положительное влияние на показатели «Газпром нефти» оказал рост цен на нефть и нефтепродукты, который наблюдался за отчетный период. Объем добычи углеводородов в годовом выражении прибавил 5,1 % до 217 млн баррелей нефтяного эквивалента благодаря применению «передовых технологий» при добыче на зрелых месторождениях «Газпром нефти». Наращиванию показателя также способствовали начало промышленной добычи на месторождениях «СеверЭнергии» и покупка осенью прошлого года активов в Оренбургской области.

BP распродает имущество Подразделение британского нефтегазового гиганта BP — BP America Production Company — продает неф‑ теперерабатывающий завод в Калифорнии и другие активы на западном побережье корпорации Tesoro Corp. По данным BP, Tesoro заплатит $ 2,5 млрд за НПЗ, трубопроводы, складские терминалы и магазины марки Arco в Южной Калифорнии, Аризоне и Неваде. ВР также продает права на бренд Arco в Северной Калифорнии, Орегоне и Вашингтоне. Кроме того, BP сообщила, что продает два газоперерабатывающих завода в Техасе: Sunray и Hemphill (суммарная мощность переработки — около 6,2 млн м3 газа в сутки), — а также связанные с ними активы компании Eagle Rock Energy Partners — за $ 227,5 млн (активы по добыче газа в соглашение не входят). Закрытие сделки ожидается в четвертом квартале текущего года и требует утверждения регуляторов. Нефтяная компания планирует получить к концу 2013 года $ 38 млрд от продажи активов, чтобы оплатить расходы, связанные с разливом нефти в Мексиканском заливе. В настоящий момент компании удалось продать предприятия на $ 26,5 млрд. 4

Президент Российской Федерации Владимир Путин подписал закон, распространяющий действие базового федерального закона на сжиженные углеводородные газы и электроэнергию и расширяющий список замещаемых видов моторного топлива сжиженным углеводородным газом и электроэнергией. Согласно информации, опубликованной на официальном сайте Кремля, документ, который вносит изменения в закон «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты РФ», был принят Госдумой 22 июня 2012 года. После чего весьма оперативно, спустя всего лишь одну рабочую неделю, одобрен Советом Федерации. Данный законопроект направлен на стимулирование использования природного газа и сжиженного углеводородного газа в качестве моторного топлива, а также на увеличение количества транспортных средств, работающих на электроэнергии.

vniibt.ru

«Газпром нефть» нарастила прибыль

b-n-k.ru

Новости

Российские нефтяники начинают осваивать Кубу На осень намечено бурение поисковой скважины на одном из четырех блоков, контракты на разработку которых принадлежат российской компании «Зарубежнефть». Добычу планируется вести на суше и на шельфе. Запасы нефти у берегов Острова свободы оцениваются в 20 млрд баррелей. Кубинские месторождения были открыты еще советскими учеными, но по экономическим и политическим причинам не осваивались. Ситуация изменилась после того, как Игорь Сечин привез на остров в августе 2008 года представительную делегацию министров и нефтепромышленников. Уже в 2009 году были подписаны контракты между Зарубежнефтью и Кубапетролео. В следующие три года были проведены сейсморазведочные работы и инженерно-геологические изыскания, произведена комплексная оценка состояния природной среды. Сейчас отечественные нефтяники завозят на Кубу буровое оборудование, материалы, строительные конструкции. У Зарубежнефти долгосрочные интересы на Острове свободы. Компания намерена инвестировать в кубинские проекты $ 3 млрд 15 лет.

Организатор

ОАО «ВНИПИнефть»

V Международный промышленноэкономический Форум

При поддержке:

РСПП

СНП

РСХ

АНН

АСР

ИНХС РАН

РГУ НГ им. Губкина

«Стратегия объединения»: «Решение актуальных задач нефтегазового и нефтехимического комплекса на современном этапе» В рамках Форума состоится VI Международная конференция «Современные технологии и оборудование, промышленное строительство в нефтепереработке и нефтехимии»

29-30 октября 2012 г. Здание Правительства Москвы, ул. Новый Арбат, 36/9 На Форуме будут обсуждаться вопросы, связанные с основными направлениями развития нефтепереработки и нефтехимии в России, модернизации, реконструкции и строительства новых НПЗ и НХЗ, современных технологий и оборудования для переработки нефти и газа, энергоэффективности и энергоснабжения, способов внедрения передовых отечественных разработок в нефтегазовом комплексе, производства современных видов топлива, деятельности НИНГ в области нефтепереработки и нефтехимии. Дирекция Форума: Отдел PR-проектов ОАО «ВНИПИнефть» Тел.: +7 (495) 795-31-30, доб. 72-82,72-63. Факс: +7 (499) 261-26-85 E-mail: conference@vnipineft.ru www.vnipineft.ru № 3 (15) 2012

angi.ru

Новости

Реформы продолжаются

«Роснефть» построит нефтеперерабатывающий комплекс Начало сентября ознаменовалось началом строительства Восточной нефтехимической компании под Находкой. Идея его создания возникла почти три десятилетия назад, но реализацию замысла долго откладывали, пока проектом не заинтересовалась «Роснефть». Строящееся предприятие не имеет аналогов в мире, как по инженерным характеристикам, так и по уровню экологической безопасности. Когда его введут в строй, оно будет производить полимеры, бензол и другие высококачественные продукты нефтехимии, спрос на которые на рынках Азиатско-Тихоокеанского региона постоянно растет. Продукция будет поставляться как российским, так и зарубежным потребителям. Также предполагается, что Восточная нефтехимическая компания станет центром нефтехимического дальневосточного кластера, в котором концентрируются передовые технологии и прогрессивные идеи нефтехимии.

Ситуация с производством и потреблением нефтепродуктов в РФ стабильна Маркетинг по-ирански После того как добыча нефти в Иране в июле 2012 года упала до уровня конца 1980-х гг. и составила менее 3 млн барр./ сутки, а экспорт сократился почти вдвое — до 1,1 млн т, Иран был вынужден искать обходные пути, чтобы продавать сырье. В частности, Иран начал заманивать покупателей нефти низкими ценами и бартерными сделками, несмотря на санкции США и Евросоюза. Так, чтобы возобновила импорт Южная Корея, Тегеран просит переводить средства за нефть на счета в азиатских странах, которым продает нефть, в местной валюте. Иранские трейдеры расплачиваются ими за приобретаемые в этих странах товары, которые затем доставляют в страну. Как следствие, объем импорта южнокорейских товаров в Иран (от электроники, бытовых приборов до костюмированных спектаклей) значительно увеличился и составил $ 6 млрд. Поддерживать определенные объемы нефтяного экспорта Ирану позволяют и бартерные сделки с Индией: за счет поставок риса, лекарств и стали. Иран даже стал расплачиваться рупиями, которые Индия платит за нефть. Также Тегеран предлагает покупателям своего сырья скидки, благодаря чему импорт иранской нефти в Китай вырос на 17 %. 6

Минэнерго России после перерыва возобновило работу штаба по мониторингу производства и потребления нефтепродуктов в РФ. В совещании приняли участие представители Минэнерго России, ФАС России, ФГБУ «Российское энергетическое агентство», САЦ Минэнерго России, ФГУП «ЦДУ ТЭК», ЗАО «СПбМТСБ», ОАО «АК «Транснефтепродукт», Российского топливного союза, а также представители нефтяных компаний. Согласно данным мониторинга по обеспечению автомобильным бензином и дизельным топливом внутреннего рынка РФ, ситуация с обеспечением топливом субъектов РФ стабильна. Постоянные запасы топлива в регионах РФ составляют от 10 до 30 суток. Отгрузка нефтепродуктов на внутренний рынок РФ за период с начала января 2012 года превысила показатели аналогичного периода 2011 года по всем продуктам. В частности, по бензину «Регуляр-92» — на 1,333 млн т (10,4 %) и составила 14,211 млн т, по бензину «Премиум-95» — на 881,6 тыс. т (20,4 %) и составила 5,202 млн т, по дизельному топливу зимнему — на 282,7 тыс. т (4,6 %) и составила 6,468,2 млн т. По данным ЗАО «СПбМТСБ», за период с 2 по 8 августа 2012 года ВИНК реализовали 178,7 тыс. т нефтепродуктов, в том числе 33,2 тыс. т автобензина, 81,9 тыс. т дизтоплива, 56,4 тыс. т авиатоплива и 7,2 тыс. т топочного мазута.

blog-mashnin.ru

Дмитрий Медведев недоволен состоянием дел в сфере науки: на встрече с «Открытым правительством» премьер потребовал как-то разобраться с плагиатом в работах студентов и преподавателей. В качестве санкции Медведев предложил выгонять плагиаторов из вузов. «Эта мера вызовет большое количество конфликтов. Но если мы все-таки хотим с этим бороться, на нее надо идти», — полагает глава правительства. Всерьез взяться за механизм утверждения диссертаций в России планировали давно. Начать процесс по упразднению кандидатов и докторов наук в профильном министерстве обещали еще в ноябре прошлого года — с тех пор никаких видимых движений в эту сторону не случилось. Логика министерства проста: в вузах должны остаться бакалавры, магистры и доктора наук — первые две степени присуждает вуз, докторской заведует диссертационный совет. В Минобрнауки объяснили, что соответствующий процесс должен занять как минимум два года. Это время отводится на то, чтобы диссертационные советы, которые регулируют рассмотрение и защиту докторских и кандидатских диссертаций, привели себя в соответствие с новым законом о высшем послевузовском образовании.

№ 3 (15) 2012

ofcsi.no-ip.com

Аналитика

ТРОФЕЙНОЕ ПРОСТРАНСТВО Наконец-то, пос ле восемна дц ати лет переговоров, России уд а лось перес т упить порог Всемирного торгового к луба: отныне наша с трана с тановитс я полноправным ч леном этой влияте льной ме ж ду народной организации. Ме ж ду тем ч ленс тво в ней, по оценке некоторых сен атор ов, озн ач а е т примерно то ж е с а мое, ч то ввязат ь с я в б ольш у ю экономическ ую войну, к которой с трана не готова и потому риск ует отд ать на отк уп побе дите лям г игантское прос транс тво своего вну треннего рынк а.

Трофейное пространство

Кравченко Г. Л. ж у р н а л и с т-а н а л и т и к, К рас н о д а р

На весах торгового баланса Как известно, ВТО — система международного арбитража, регулятор трансграничного движения капитала, технологий и всех товарных потоков за исключением топливно-энергетических ресурсов. А их доля в объеме российского экспорта на сегодняшний день достигает 71 %. В несырьевом секторе экономики сальдо торгового баланса складывается не в нашу пользу: дефицит измеряется кратными величинами. Достаточно взглянуть всего на две позиции. Согласно статистике, за пять месяцев текущего года импорт продукции машиностроения составил $ 47 млрд, экспорт — $ 8 млрд, соотношение по продовольственной группе товаров, соответственно, $ 12 млрд против $ 5 млрд. Иными словами, сегодня Россия в ВТО — преимущественно покупатель. Причем связанный обязательствами. Теперь просто так перед продавцами дверь не захлопнешь и хулиганить с мерами фитосанитарного контроля, как раньше, уже не получится. Иначе устанешь ходить по судам. Снижение таможенных пошлин откроет шлюзы для более дешевых и качественных товаров из-за рубежа, — предрекает зампред комитета по экономическому развитию Госдумы Николай Арефьев. Демократичность цен возобладает на потребительском рынке, но не раньше чем через 7—8 лет. А к тому времени убытки отечественных предприятий поставят под вопрос жизнеспособность целых отраслей. Это повлечет за собой изменения на рынке труда. В ТПП РФ, например, приводят такие данные: 2,5 млн человек вынужденно сменят место работы; полностью или частично утратят занятость от 8 до 12 млн россиян. «Нам это нужно?» — вопрошал он в эфире телеканала РБК, подразумевая вступление в ВТО. Такого рода последствия и впрямь сокрушительны. Но справедливости ради надо признать, что величина социальных издержек всегда пропорциональна упущениям власти. Целое десятилетие высоких нефтяных цен прошло даром для назревших реформ. Это плата не за входной билет, а за техническую отсталость, которую консервирует безудержная эйфория сырьевой ренты. С другой стороны, прогноз — еще не приговор. По крайней мере, пока существует возможность мобилизоваться. Вот только придется делать это в крайне ограниченные сроки. Министр экономического развития РФ Андрей Белоусов с трибуны Совета Федерации заявил: «Невозможно просчитать влияние присоединения к ВТО на динамику ВВП. Должно пройти время. Есть прямые показатели, сколько мы потеряем от снижения тарифов. В совокупности на 2015 год это составит примерно 300 млрд рублей. Около 100 млрд в год». Независимые эксперты, правда, называют цифру в 1,5 раза выше. А согласно

прогнозу Всемирного банка, за счет роста товарооборота членство в ВТО принесет России $ 49 млрд в первые три года и $ 162 млрд в целом за десятилетие, в 2012—16 гг. рост ВВП составит 3,7 %, в 2012—21 гг. — 11 %. «Присоединение страны к авторитетной международной организации сдвинет бюджет в положительную сторону. Для инвесторов сам этот факт станет ключевым сигналом, что Россия начинает играть по общемировым правилам. То есть возникнут дополнительные гарантии нормальной окупаемости вложенных средств», — сказал Белоусов. Впрочем, аналитики того же Всемирного банка не скрывают, что присоединение негативно отразится на автопроме, сельхозпроизводстве и сельхозмашиностроении.

Нет, весь он не умрет Одно из ведущих мировых рейтинговых агентств Moody’s заявило, что присоединение России к ВТО подтолкнет российские компании обрабатывающей промышленности к модернизации производства. При этом оно сослалось на результаты опроса десяти тысяч руководителей предприятий, проведенного Центром конъюнктурных исследований Высшей экономической школы РФ (ЦКИ ВЭШ) совместно с Росстатом в 2011—2012 годах. Аналитики Moody's отмечают, что членство в ВТО окажет неоднородное влияние на отрасли российской экономики. Экспортные анклавы — предприятия черной и цветной металлургии, сталелитейной и сталепрокатной, химической и нефтехимической промышленности, производители труб, минеральных удобрений и ряда других товаров — получат наибольшую выгоду от снижения мер протекционизма, давление которых они испытывали со стороны других стран. Предприятия стройиндустрии и производства строительных материалов, легкой и пищевой промышленности, по мнению Moody's, уже адаптировались к условиям конкуренции и не ожидают усиления давления со стороны зарубежных поставщиков. Во-первых, большая часть зарубежных производителей продукции легпрома уже присутствует на российском рынке, и российские компании научились конкурировать с ними в своих нишах. Во-вторых, основным препятствием для развития российских текстильных и швейных предприятий являются вещевые рынки, торгующие контрафактом. А чем ниже пошлины и НДС, тем меньше рентабельность контрафакта. Что касается импорта базовых стройматериалов, то он экономически нецелесообразен из-за большого транспортного плеча, инфраструктурных ограничений. Кроме того, объемы внутреннего производства стройматериалов в последние годы № 3 (15) 2012

Аналитика существенно возросли. Российские и зарубежные инвесторы построили десятки заводов по их выпуску. Менее подготовленными к изменению конкурентной среды являются предприятия машиностроительной и обрабатывающей отраслей. Так, агентство приводит данные исследования ЦКИ ВЭШ, согласно которым, в 2011 году доля российских компаний, оснащенных оборудованием от 10 до 30 и более лет, составляла 60 %. Заметим, что сейчас старыми считаются уже десятилетние станки и машины. Особенно сложное положение со станочным парком сложилось на предприятиях по выпуску погрузочно-транспортных средств, в производстве металлорежущего инструмента, целлюлозы и картона, где возраст оборудования составляет 17—18 лет. Исследователи подчеркивают, что состояние активной части основных фондов требует значительных затрат на их замену, реконструкцию, модернизацию и ремонт, включая текущее обслуживание. Для большинства компаний источником инвестиций в основной капитал являются доходы от производственной деятельности, размеры которых не позволяют интенсивно вести замену изношенной техники, а также заемные ресурсы, на трудности доступа к которым указали 89 % респондентов. В то же время проведенный анализ зафиксировал мобилизацию ресурсного потенциала для повышения инвестиционной активности. Из этого Moody's делает вывод, что присоединение к ВТО подтолкнет предприятия к модернизации, хотя в целом обострит проблемы, накопившиеся в отраслях. Эту оценку во многом разделяют представители российского промышленного сообщества, которые подчеркивают, что сегодня отечественный машиностроительный комплекс — «энергоемкий, наукоемкий и фондоемкий субъект деятельности» — не может обеспечить технологический суверенитет России. Однако острота проблем не означает, что вступление в ВТО его разрушит. «Просто из ниши производства новых станков мы вынуждены будем перейти в нишу ремонта», — говорит заместитель гендиректора ООО «Станкозавод «ТБС» Михаил Болотников. Это станет спасением на ближайшие несколько лет, — считает он, — но что делать с технологической отсталостью? «Положа руку на сердце, конечно, неконкурентоспособны мы по сравнению с западными производителями с точки зрения общих характеристик оборудования», — солидарен с ним Егор Скрипкин, директор завода «Кировстанкомаш» (дочернего предприятия группы «Кировский завод»). По словам Скрипкина, ни одно станкостроительное предприятие в России сегодня не обеспечивает полный цикл производства, а из сотни действовавших в советские времена ныне работающие заводы «можно пересчитать по пальцам руки». Такие компоненты станка, как система управления, гидравлика, практически не производятся в России, а те компоненты, которые есть, могут быть 10

использованы не во всех станках. Поэтому очень много комплектующих покупается за рубежом, — отмечает он. Доля комплектующих иностранного производства в российских станках составляет сегодня не менее 30 %, соответственно, с уменьшением импортных пошлин российское машиностроение получит дополнительное ценовое преимущество, — считает Скрипкин. «С другой стороны, — уточняет директор Кировстанкомаша, — у нас же все равно на внутреннем рынке происходит некий элемент конкуренции с западными компаниями и китайскими производителями. Поэтому с отменой пошлин на ввозимое оборудование неизвестно, как поведут себя поставщики комплектующих». Еще один аспект наверняка после присоединения к ВТО станет даже более важным, чем сейчас. Продукция импортного и отечественного машиностроения занимает разные рыночные ниши. «Ни для кого не секрет, что отечественные производители отстали лет на 20, а то и больше по технологичности», — констатирует Егор Скрипкин. На определенной категории отечественных предприятий вступление в ВТО вообще никак не отразится. «Российский производитель, который исторически выпускает оборудование на отечественных комплектующих, имеет свою нишу и чувствует себя достаточно комфортно», — говорит директор Кировстанкомаша. Конкурировать с зарубежными производителями отечественное машиностроение сможет за счет разницы в стоимости трудовых ресурсов, логистической составляющей. «Вектор, который мы выстраиваем, направлен на то, чтобы приблизиться к европейцам по уровню качества, но при этом суметь воспользоваться своими преимуществами, используя преференции, которые предоставляет государство». Например, в прошлом году правительство приняло постановление, согласно которому, при госзакупках предпочтительной считается заявка отечественного производителя оборудования, имеющего зарубежные аналоги. Кроме того, определена 15 %-ная преференция по стоимости. Если в тендере участвуют две заявки на поставку аналогичного оборудования, лот российской машиностроительной компании будет стоить дороже.

Худшее уже позади Спасение утопающих — дело самих утопающих, — заметил председатель комитета по развитию ТЭК ТПП РФ Юрий Шафраник на заседании круглого стола с представителями нефтегазосервисных компаний, приуроченном к вступлению России в ВТО. Речь шла о новых вызовах. Собственно, ничего нового для участников дискуссии в них не было. И членство в ВТО для предприятий отрасли ничего не меняло. Со своими конкурентами они лоб в лоб сошлись еще десять лет назад и с тех пор медленно, шаг за шагом отступали, в конечном итоге отдав им 65 % рынка.

flickr.com

Трофейное пространство

По выражению президента Тюменской ассоциации нефтесервисных предприятий Владимира Борисова, «произошла шлюмберизация страны». Хуже не будет, потому что все самое плохое уже произошло, — полагает президент Союза производителей нефтегазового оборудования Александр Романихин. Отрасль практически и так работает без какой-либо таможенной защиты. Под давлением Газпрома и Транснефти пошлины были сняты еще несколько лет назад. Хотя Китай, вступивший в ВТО раньше России, успешно субсидирует экспорт, поставляя нам буровые по связанным кредитам. Причем именно в то время, когда Уралмаш и Волгоградский завод буровой техники освоили новые, более совершенные образцы установок и приступили к их серийному выпуску. Отсутствие конструктивного взаимодействия с правительством, ведомственная несогласованность служат серьезным препятствием для развития отрасли, — считает президент СПНО. Поэтому на ВТО он смотрит даже с некоторым оптимизмом. Нет худа без добра. Глядишь, правила игры станут более предсказуемыми и положительно повлияют на ведение бизнеса. А пока далеко не лучшее влияние, по мнению директора Национального института нефти и газа Всеволода Кершенбаума, оказывает правительственное решение об отказе от обязательной сертификации оборудования. В результате рынок оказался замусорен контрафактной продукцией, против которой нет никаких фильтров. По его словам, российская нефтянка вступает в период массовой замены буровых установок и на российско-китайской границе уже ждут своего часа 200 контейнеров с техникой. Сколько единиц из нее окажется контрафактом? Судя по выступлениям, больше всего претензий собравшихся было обращено к государству. Лишь один тот факт, что до сих пор нефтегазосервис не выделен в самостоятельную отрасль ТЭК, несмотря на неоднократные предложения со стороны профессионального сообщества, свидетельствует о недооценке правительством всей тяжести проблем. А ведь слабость внутриотраслевой кооперации во многом является причиной низкой конкурентоспособности отечественного сервиса. По сути, рынок услуг попрежнему остается хаотичным и так же засорен неквалифицированными игроками, как рынок оборудования контрафактом. Парадокс! Российские сервисные предприятия не могут создать саморегулируемую организацию и консолидировано заявлять свои позиции, как принято во всем мире. Потому что сначала надо заручиться решением правительства о том, что в соответствии с международными нормами данные виды работ должны выполняться только членами СРО. А это уже задевает интересы крупных нефтегазовых компаний, имеющих в структуре собственные сервисные подразделения. Отношения с ними — предмет постоянного напряжения. Всего один факт. По словам замдиректора Сибирской сервисной компании (ССК) Алексея

Справка При вступлении в ВТО РФ взяла на себя обязательства по повышению интеграции в мировую экономику, на основе чего было подписано 57 соглашений о доступности внутреннего рынка для товаров и 30 — для услуг. Это предусматривает поэтапное снижение средней величины тарифов на все виды продукции до уровня достигнутых договоренностей. С момента присоединения к ВТО более трети национальных тарифов будут приведены в соответствие с соглашениями. Еще 25 % планируемых снижений произойдет через три года. Производителям автомобильных двигателей, вертолетов и гражданских самолетов будет дана отсрочка на 7 лет. Кроме того, для отдельных видов продовольствия — говядины, свинины, мяса птицы — будут введены определенные квоты, в рамках которых тарифы будут ниже, чем для того же вида продукции, ввозимого вне квоты. В настоящее время средняя величина тарифа составляет 9,5 %; в 2013 году она достигнет 7,4 %; в 2014-м — 6,9 %; в 2015-м — около 6 %. То есть планка опустится на 3,5 процентных пункта.

Канашука, условия выполнения заказов добывающих компаний таковы, что полученные доходы зачастую не позволяют подрядным организациям вести техническое перевооружение. На приобретение новых буровых установок попросту не хватает денег. Участники совещания говорили о несправедливости распределения заказов, когда тендеры выигрывают преимущественно претенденты, аффилированные с ВИНКами, о разнице в ставках оплаты иностранных и отечественных поставщиков услуг, занижении стоимости работ, выполненных независимыми российскими организациями, о несовершенстве налогового законодательства. Например, сегодня НДС взимается по отгрузке услуг, а не по факту расчета с заказчиком. По словам Владимира Борисова, это ведет к повышению дебиторской задолженности, подрывает финансовые основы предприятий. Некоторые долги приходится выбивать месяцами. Все эти проблемы преодолимы, — убеж ден Андрей Канашук. Путь преодоления — в специ№ 3 (15) 2012

Аналитика ализации, четком структурировании рынка сервисных услуг. А тут без помощи государства не обойтись. На взгляд Канашука, логичным шагом в этом направлении должно стать ускорение реструктуризации ВИНКов путем выделения сервисных подразделений в самостоятельные предприятия. Это позволит не только создать единые правила игры и повысить прозрачность рынка, но и повысить капитализацию самих ВИНКов. Как показывает и мировая, и российская практика, полная стоимость метра проходки в сопоставимых условиях дешевле у внешнего сервисного подрядчика, чем у добывающих предприятий. Поэтому ни одна крупная международная компания не владеет мощностями в разведочном бурении. При этом Канашук сослался на опыт собственной компании. Ей удается успешно решать задачи по освоению новых технологий, формировать оптимальную тарифную политику в соотношении цена — качество и оптимизировать производственные мощности. Недаром Юрий Шафраник рекомендовал участникам круглого стола позаимствовать опыт ССК. В свою очередь, они подготовили рекомендации правительству. В их числе, например, такие: выделить в самостоятельный блок независимых буровых подрядчиков путем формирования их общеотраслевого реестра; разработать и внедрить прозрачные механизмы переквалификаций и тендеров; силами бизнеса и власти создать специализированные центры развития технологий и разработки нового оборудования для добычи углеводородов, а также объединить сервисные предприятия в саморегулируемую организацию.

Циклы и риски Скептики присоединения к ВТО утверждают, что, возникшая тридцать лет назад как механизм предотвращения торговых войн, эта организация постепенно теряет актуальность. Отчасти они правы. Стоит напомнить, что поводом для ее создания стал тяжелейший долговой кризис, который испытывали развивающиеся страны. Как раз в 1982 году Мексика объявила, что неспособна обслуживать свой внешний долг, а соседи по континенту выразили готовность последовать ее примеру. Признать банкротами должников не могли, зато угроза банкротства нависла над американскими банками, которые давали им огромные кредиты. И все дальнейшее в своей подоплеке было обусловлено страхом банков США перед банкротством. Но сейчас мало что напоминает 1982 год. Тяжелейший долговой кризис испытывают не страны третьего мира и Россия, а Евросоюз и США. Вопросы об открытии рынков отошли на второй план. Первоначально предполагалось, что новые члены ВТО, заинтересованные в развитии своей импортозамещающей промышленности, возьмут на себя обязательства ограничить гос12

регулирование внешней торговли во избежание иск усственного поощрения промышленного экспорта. Нельзя сказать, что они добросовестно выполняли свои обязательства. Однако оказалось, что проблема вовсе не в этом, а в способности индустриальных стран, где государство вообще не вмешивается во внешнюю торговлю, безудержными темпами наращивать импорт и почти ничего не экспортировать. К мировому финансовому кризису 2008—2009 годов привела не глобализация производства и торговли в рамках ВТО, а финансовая глобализация, не имеющая прямого отношения к этой организации. И теперь в ожидании новой волны кризиса власти индустриальных стран менее всего вспоминают о ВТО. Европейцы принимают решение о создании банковского союза и рассматривают планы объединения финансов, полагая, что производство и торговля зависят не от таможен, а от кредитных организаций и госбюджетов. Так стоило ли нам рисковать, принимая на себя обременительные обязательства в самый неподходящий момент? — задаются вопросом скептики. Для России сейчас важно одно: не рухнут ли мировые цены на нефть, которые с членством в ВТО никак не связаны? В самом деле, нефть — «наше все», а авторитетные экономисты утверждают, что уже в 2015 году цена может опуститься до $ 50/баррель. Причина не в кризисе. Вернее, не только в нем. Цик л сделал свое дело. До сих пор считалось, что запасы углеводородов в мире конечны, поэтому по мере их исчерпания спрос и цены будут расти. Эту популярную концепцию опроверг июньский доклад Harvard`s Kennedy School of Government (Гарвардской правительственной школы им. Кеннеди) под руководством экс-главы итальянского концерна Eni Леонардо Мауджери. Этот доклад, насыщенный техническими расчетами и графиками, вызвал огромный интерес. Ряд изданий российской прессы опубликовал изложение содержания. Суть вкратце такова. В 90-е годы при дешевой нефти отрасль страдала от хронического недофинансирования: никто не хотел заниматься геологоразведкой, осваивать новые месторождения, вкладываться в научные разработки. Все это постепенно привело к дефициту и росту цен в нулевые. Плюс спрос со стороны развивающихся рынков, прежде всего Китая. Когда все поверили, что дорогая нефть — это надолго, инвестиции в отрасль вновь стали привлекательными, а за ними появились новые открытия: месторождения, технологии добычи. Тут, — объясняет Мауджери, — действует закон цикличности: дешевая нефть означает недоинвестиции и рост цен, дорогая подстегивает вложения в производство и технологии, и в итоге цены обваливаются. Он утверждает, что мировое производство нефти к 2020 году может вырасти на 20 %, а лидерами роста станут Иран, США, Канада и Бразилия. В России рост будет незначительный, если вообще будет.

flickr.com

Трофейное пространство

Если ожидаемый рост производства в Ираке связан с восстановлением инфраструктуры, разрушенной войной, то скачок в прогнозах по странам Нового Света — с новыми технологиями и добычей так называемой неконвенциональной нефти. По словам профессора, в канадской провинции Альберта успешно развиваются методы добычи тяжелой нефти (tar sands, нефтяные пески) и ее трансформации в синтетическую смесь. В США успех связан с применением технологий добычи сланцевого газа к добыче нефти. Взрывной рост добычи сланцевого газа в США уже опустил цены на него почти в три раза относительно докризисных уровней. И это только начало. Как указывает Мауджери, сланцевое месторождение Баккен в Северной Дакоте уже добывает 530 000 бар./сутки. А таких месторож дений, как Баккен, в США еще минимум 20. Он утверждает, что мировая нефтяная индустрия стоит на пороге революции, что деконвенционализация нефтяных запасов и добычи — это не эпизод, а самое важное событие за несколько десятилетий. Мауджери считает, что США вполне по силам стать вторым после Саудовской Аравии производителем нефти уже к 2020 году. Что же может помешать этим планам? В Ираке — политическая нестабильность. В Новом Свете — продолжительный обвал нефтяных цен ниже $ 50/ бар. до 2015 года. Так как добыча большинства неконвенциональных запасов в США, Канаде и Бразилии рентабельна при цене $ 50—65/бар., долговременное снижение цен ниже этого уровня может приостановить процесс разработки новых месторождений. В данном случае, — отмечает Мауджери, — критичен именно обвал до 2015 года — после уже будет поздно. К этому времени все инвестиции будут осуществлены, и отрасль столкнется со структурным перепроизводством. Это происходит сейчас в США с добычей сланцевого газа. Компаниям приходится продолжать работу, несмотря на низкие цены, так как вложения уже сделаны и сворачивать добычу еще невыгоднее, чем продолжать. Приходится довольствоваться минимальной маржей. Что касается спроса, то анализ доклада убедительно показывает: в развитых странах он сокращается. Кризис. Остаются развивающиеся экономики. Однако их сил хватило лишь на то, чтобы преодолеть прежний докризисный пик глобального потребления нефти. Если вычесть аномально высокие темпы ее потребления в Китае, то получится даже некоторое снижение. Кроме того, опрометчиво предполагать, что дальнейший рост спроса будет обеспечен КНР. Взлет экономики Китая держится на фантастически высоком отношений инвестиций к ВВП (50 %), а значит, он столь же фантастически неустойчив, — говорится в докладе. Китай не сможет изолировать от мировых проблем свою экспортноориентированную, институционально слабую, перегретую, страдающую от перепроизводства экономику. Риск жесткой посадки, — считает Ма-

При взаимном непротивлении сторон В Совете Федерации, судя по стенограмме заседания, при рассмотрении вопроса о присоединении к ВТО представители правительства выступали со столь умиротворяющими заявлениями, что спикер палаты Валентина Матвиенко не выдержала и обратилась к докладчику из Минсельхозпрода: «Такое ощущение, что у нас нет проблем, денег в избытке. Хотя мы знаем, как серьезно урезаются в бюджете на следующий год средства поддержки сельского хозяйства. Хочу предупредить тех, кто выступает в роли Кашпировского, мы гипнозу не поддаемся». Один из неподдающихся, бывший премьер-министр советских времен Николай Рыжков, ринулся в атаку, смысл которой сводился к тому, что ВТО для России станет новой шоковой терапией. Вместе с тем оратор заявил, что будет голосовать за ратификацию протокола. Потому что правила, по которым придется работать, «заставят взяться за ум». Очевидно, из тех же соображений коллеги Рыжкова 144 голосами за при трех против одобрили принятие итогового документа. Лишь известный предприниматель сенатор Сергей Лисовский скептически отозвался: «Надо понимать, что мы вступаем не просто в элитный клуб, а ввязываемся в серьезную экономическую войну, к которой страна не готова».

уджери, — весьма велик. При реализации этого сценария ценам на нефть, по его мнению, вообще трудно будет найти какое-либо устойчивое дно. Если Мауджери, а так же аналитики Goldman Sachs и Bentek Energy правы, то скоро мир забудет о дефиците нефти. А странам, слишком зависимым от экспорта энергоносителей и цен на них, придется задуматься о вариантах экономического развития. Однако об этих рисках ни словом не было упомянуто на первом после мартовских выборов заседании президентской комиссии по стратегии развития ТЭК, которое состоялось спустя неделю после того, как Владимир Путин подписал ратифицированный протокол о присоединении к ВТО. Судя по опубликованной на сайте Кремля стенограмме, он сослался на неких безымянных экспертов, по оценкам которых, «в ближайшие десятилетия спрос на энергоносители, а также их производные будет стабилен, причем как внутри России, так и на мировых рынках». К этому, пожалуй, стоит добавить, что ВТО — не панацея и не карающий меч. Это просто инструмент. В умелых руках он может принести пользу, в неуклюжих и корыстных — вред. В этом смысле политической и деловой элитам предстоит пройти тест. № 3 (15) 2012

vsluh.ru

Аналитика

Нужна ли миру нефть? Все более отчетливо вырисовывающийся на горизонте нOвый виток мирового финансо вог о кризис а пр оизводи т н а мног их поис т ине г ипнот ическое воз дейс т вие. Всево змож ные « а н а ли т ики » и « экспер т ы » по од иночке и ц е лыми кол лек т ива ми вп а д а ют в паник у, пу га я окру ж ающих ж у ткими пророчес твами о к атас трофическом па дении цен на нефть — чу ть ли не до $ 20 за барре ль, а то и вовсе договарива ясь до того, что нефть к ак такова я у ж е бу ква льно этой осенью из -за резкого экономического спа д а с танет прак тически никому не ну ж на…

Нужна ли миру нефть?

Бажанова Л. Г. ж у р н а л и с т, П ер м ь

севозможные прогнозы — экономические, политические, социальные и т. д. — штука неблагодарная. Даже в тех случаях, когда вполне добросовестные, опытные специалисты, использующие серьезные научные методы, пытаются предсказать наиболее вероятные варианты развития тех или иных событий, никто не может гарантировать того, что построенная ими модель в точности будет соответствовать реальности. Когда же за предсказания берутся менее компетентные люди, рассчитывать на верные выводы приходится еще меньше. Осознавая это, некоторые аналитики из всех предполагаемых исходов часто выбирают и доносят до широкой общественности наиболее негативные версии, исходя из принципа «надейся на лучшее, но готовься к худшему». Особенно такая тактика характерна для тех, чья карьера напрямую связана со средствами массовой информации, так как в случае промаха позволяет сохранить реноме (опыт показывает, что читатели (зрители, слушатели) скорее сохранят доверие к человеку, давшему не подтвердившийся впоследствии неблагоприятный прогноз, нежели к тому, кто обещал развитие событий по позитивному сценарию, но, вольно или невольно, обманул. Стоит отметить, что данная тенденция более актуальна для «обычных» СМИ, нежели для специальных изданий, аудитория которых обладает определенной подготовкой в своей области, более развитой культурой мышления и, наконец, значительно критичнее относится к любой ошибке). К отдельной категории «буревестников» относятся эксперты и журналисты, намеренно вбрасывающие в медийное пространство информацию, предрекающую крах, тотальный распад и хаос в самых различных сферах, будь то рынок ценных бумаг, добыча и реализация природных ресурсов, общественные институты и пр. Подобные действия преследуют определенные цели, не имеющие ничего общего с желанием разобраться в ситуации и определить проистекающие из нее потенциальные риски и возможности, то есть беспристрастным анализом. На самом деле речь может идти об акте информационной войны; попытке дестабилизировать ситуацию с целью получения какой-либо выгоды; лоббировании интересов заинтересованных групп и так далее — вплоть до банального повышения рейтинга издания. К сожалению, подобного рода «страшилки», особенно по-настоящему добротно, профессионально подготовленные, порой не только искажают информационную картину, но и способны повлиять на реальное положение вещей. Как видим, причин для появления самых пугающих прогнозов существует множество. А если принять во внимание немалое количество падких на сенсационность журналистов и блогеров, не дающих

себе труда вникнуть в ту или иную проблему, но с удовольствием раздувающих «масштабы трагедии», становится ясно, что нефть по $ 20 за баррель — далеко не предел информационного шабаша. Между тем достаточно обычного здравого смысла, чтобы осознать: факты свидетельствуют как раз о том, что нефть не намерена сдавать своих позиций.

Провал альтернативной энергетики Несмотря на то что многие энтузиасты «зеленой» энергетики отказываются признать поражение, специалисты утверждают, что попытка сменить энергетическую базу современной экономики путем перехода на альтернативные источники энергии оказалась неудачной. В течение последних двух десятилетий ударное развитие альтернативной энергетики поддерживалось беспрецедентными субсидиями со стороны западных государств. Но, как только мировые экономические проблемы разрушили «тепличные условия», которые были искусственно созданы для этого сектора, оказалось, что в действительности альтернативная энергетика неспособна конкурировать с нефтью, газом и углем. Итог закономерен: с конца 2010 года потерпели крах многие компании, работающие в области солнечной и ветровой энергетики в разных частях планеты. И хорошо если бы речь шла только о мелких фирмах, неспособных самостоятельно противостоять экономическим штормам. Но нет, мартиролог «альтернативщиков» обширен и представителен: вместе с «мелочью» на дно пошли настоящие «линкоры» этого сегмента. Например, настоящим шоком для многих стало банкротство американской компании Solyndra. По сути, этот стартап был своеобразным символом, как успешной инновационной экономики, так и «зеленой» энергетики. Специалисты этой компании первыми создали и вывели на рынок новый тип фотоэлектрических преобразователей. Выполненные в форме длинного цилиндра, они были проще, дешевле в производстве и давали больше электричества, нежели обычные плоские солнечные панели. Solyndra практически сразу получила заказы со всего мира на сумму около $ 1,2 млрд, компании предрекали блестящее будущее — и вдруг такой удар… Почти одновременно с Solyndra под защиту закона о банкротстве ушла Solar Trust of America, работавшая в Калифорнии над созданием крупнейшей в мире солнечной электростанции. Долг этой компании составил порядка $ 100 млн — цифра более чем красноречивая. У экономического локомотива объединенной Европы — Германии — дела также обстоят не лучшим образом. В конце 2011 года обанкро№ 3 (15) 2012

Цена аварии Авария на АЭС «Фукусима-1» произошла в марте 2011 года. К ней привело сильное землетрясение и цунами. Авария стала самой крупной катастрофой, связанной с атомными станциями, со времен Чернобыля. АЭС было решено вывести из эксплуатации. Для оператора «Фукусимы» компании «TEPCO» эта катастрофа привела к убыткам в размере $ 7,3 млрд только в 2011 году. В апреле — июне 2012 года оператор потерял чистыми еще $ 3,68 млрд. В целом же, по данным Bloomberg, убытки японской атомной энергетики после аварии на станции в Фукусиме в марте 2011 года составили $ 46 млрд. В общем сумма потерь, понесенных производителями электро- и тепловой энергии, примерно равна всей прибыли, полученной этими же компаниями в период с 2004-го по 2010 год.

тился признанный лидер солнечной энергетики этой страны — Solar Millennium AG. А в апреле этого года об уходе под защиту закона о банкротстве объявила еще одна крупная немецкая компания, специализирующаяся на производстве солнечных батарей — Q-cells. Согласно официальным пресс-релизам, компания не выдержала конкуренции с китайцами, выпускающих более дешевые фотоэлектрические преобразователи. 16

Однако руководство Q-cells покривило душой: значительная часть производственных мощностей немецкой компании находится в Малайзии, где расходы на рабочую силу сопоставимы с китайскими. Реальная же причина банкротства все та же — исчезновение финансовых подпорок в виде государственных субсидий, налоговых льгот и прочих мер, оберегавших представителей сектора альтернативной энергетики от реальной жесткой конкуренции. И в дальнейшем ситуация для них будет только ухудшаться. Свидетельством тому сенсационное заявление министра экономики Германии Филиппа Реслера, прозвучавшее в интервью журналу Der Spiegel: «Дотации, выделяемые на солнечную энергетику, представляют угрозу экономике страны. В течение следующих пяти лет Германия будет сокращать и в дальнейшем вообще ликвидирует субсидии подобного рода». Не особо впечатляющие перспективы у сектора солнечной энергетики и в Японии. Прошлым летом Масайоши Сон, президент японского конгломерата Softbank, пообещал построить в стране десять солнечных электростанций мощностью 20 МВт. Бюджет проекта должен был составить около $ 1 млрд. Чтобы стимулировать инвестиции, Сон заявил, что лично готов вложить в проект до $ 100 млн. На встрече Совета по возобновляемой энергетике, созданного Соном с участием 35 глав префектур, компания также договорилась с 19 префектурами о поддержке развития возобновляемой энергетики. Однако, как указывает Nikkei Weekly, во второй встрече Совета, прошедшей в этом году, участвовали только четыре губернатора, тогда как на первом собрании присутствовали 19 губернаторов. Да и те, кто приехал, по замечаниям журналистов, не проявляли особого энтузиазма. Причину падения интереса к затратному экологическому проекту со стороны японских администраций всех уровней аналитики видят в уходе со своего поста идеологического союзника Сона — премьер-министра Наото Кана. В его отсутствие никто не может гарантировать прозрачности и стабильности в отношении покупных цен на электроэнергию. А при имеющемся законе о возобновляемой энергетике это означает либо возникновение чрезмерно большой финансовой нагрузки на пользователей, либо убытки для производителей энергии. Соответственно, и те, и другие стараются не рисковать и не горят желанием развивать альтернативную энергетику. «Не так давно солнцеэнергетический бизнес рассматривался как движущая сила, которая оживит стагнирующую экономику Японии, — пишет Nikkei Weekly. — Но эти ожидания не сбываются».

Атомный коллапс В наши дни переживает глубокий кризис и наиболее серьезный конкурент ископаемого топлива — атомная энергетика. Многие обыватели с глубоким (и вполне объяснимым) подозрением

news.leit.ru

Аналитика

Нужна ли миру нефть?

blogs.forbes.com

В мире вновь начинается период изобилия углеводородов

Мэтью Халберт о б оз р ев ат е л ь F o r b e s, С та р ш и й н а у ч н ы й Сот р уд н и к п о в о п р о с а м М е ж д у н а р о д н о й Э н ер г е т ич ес ко й П р о г ра м м ы в Га а г е, Исс л е до в ат е л ь п о л и т ич ес к и х р и с ко в в н ефт е- и га з о в ы х р ы н к а х

С таким утверждением выступил обозреватель Forbes Мэтью Халберт в своей статье «Нефть не кончится, а «большая игра» вот-вот начнется». «Мало того что открытия нестандартных месторождений во всем мире сгладили «пик», предсказанный Халбертом, но мы обнаруживаем все больше новых стандартных месторождений во всех регионах», — поясняет автор. По его мнению, ближайшее будущее нефтедобычи — за Восточной Африкой, в которой началась настоящая нефтяная лихорадка. «Началось соперничество Востока и Запада за богатства этого региона», — полагает обозреватель. При этом Мэтью Халберт прогнозирует, что цены на энергоносители не будут расти: «Неудивительно, что нефтяные фьючерсы дешевеют на фоне динамики спотового рынка».

относились к атомным электростанциям с самого начала. Подогревали это чувство различные сбои и аварии, наиболее серьезной из которых стала чернобыльская трагедия. Но окончательно добил индустрию (или как минимум серьезно задержал ее развитие) инцидент на Фукусимской АЭС. Если до этого случая в настроениях общества преобладала настороженность, то теперь она переросла в панический страх. Следствием этого страха стали призывы отказаться от использования радиоактивного топлива для генерации электроэнергии. Первым под напором панических настроений масс пало японское правительство. В настоящее время руководство Страны восходящего солнца размышляет над тем, чтобы существенно изменить долю атомных станций в общем объеме производства энергии в стране. На правительственных совещаниях рассматривались разные варианты этой доли: от 0 до 25 % к 2030 году. При этом 70 % чиновников высказывались за полное сворачивание атомных программ. Самое интересное, что в настоящий момент из полусотни японских атомных реакторов из-за экологических угроз работают только два. Энергокомпании вынуждены полагаться на нефть и газ в качестве топлива, увеличив их потребление на две трети. Нетрудно предположить, что потребности индустриальной Японии в электроэнергии будут только расти. А значит, жителям островов понадобится еще больше нефти и газа, чем они используют сейчас. Другой страной, по которой мощно ударило японское цунами, стала Германия. Здесь традиционно было сильно зеленое лобби, представители которого блестяще воспользовались подвернувшимся поводом. В результате решением федерального правительства канцлера Ангелы Меркель была приостановлена работа восьми старейших немецких АЭС. Чуть позже Меркель объявила о полном отказе Германии от атомной энергетики. Многие расценили это как популистский ход в преддверии выборов 2013 года. И, вероятно, вполне справедливо. Как бы то ни было, программу закрытия всех

немецких атомных электростанций к 2022 году никто не отменил, несмотря на вал критики. Ожидаемым следствием остановки работы немецких АЭС станет повышение тарифов на электроэнергию, а соответственно, и цен на все товары и услуги. При этом рост цен затронет все страны Европы. «Европейцы связаны одной цепью: если атомная авария случится во Франции, немцы не останутся в целости и сохранности лишь благодаря тому, что сами отказались от ядерной энергии. А дефицит поставок в Германии будет означать подорожание счетов за энергию для всех европейских семей, а не только немецких», — предупреждает руководитель брюссельского бюро Open Europe Петер Клеппе. Хотя, безусловно, основное бремя падет на Германию. Как заметил Дитер Цетше, генеральный директор промышленного гиганта Daimler AG, «Германия отвернулась от дешевой энергии», вследствие чего увеличение энергетических расходов может заставить некоторые отрасли промышленности вслед за энергоинтенсивными секторами покинуть Германию. «Вопрос в том, придется ли в будущем менее энергозатратному производству тоже перебираться за границу», — добавил он. Опасения представителей бизнеса возникают не на пустом месте. Еще летом прошлого года министр экономики Филипп Реслер, сославшись на прогноз Федерального ведомства по надзору за деятельностью картелей, согласно которому рост тарифов на электроэнергию как последствие выхода из атомной энергетики неизбежен, объявил: «Биржевые цены на электроэнергию уже выросли почти на 10 %. По оценкам министерства, издержки потребителей также вырастут. По нашим расчетам, семье из четырех человек придется платить за потребляемую электроэнергию на € 30—40 в год больше. В промышленности же расходы будут отчетливо выше». Комментируя сложившуюся ситуацию, некоторые американские издания высказывают опасения, что немцы окажутся под сильным политическим № 3 (15) 2012

Новые технологии не заменят нефть!

Деннис Л. Медоуз Америк анский киберне тик, профессор Масс ачусе тского технолог ического инс тит у та, специа лис т в об лас ти сис темной динамики, ч лен Римского к лу ба, дирек тор Инс тит у та политических

За время моей жизни — я родился в 1942 году — мы использовали 85 % всех запасов нефти. Немцы получают большую часть нефти и газа из России. Если в один прекрасный день русским для себя потребуется больше нефти и газа, то в Германии случится огромный кризис. То, что новые технологии смогут заменить нефть, — это миф. Совершенно невозможно себе представить, что энергия солнца и ветра сможет заменить нефть. Нефть необходима для основной части нашей транспортной системы. Солнечная энергия не сможет этого заменить. Energy Watch Group подсчитала, что к 2030 году глобальное производство нефти составит только лишь 50 % сегодняшнего производства.

и социа льных исс ле дований У ниверсите та штата Нью-Хемпшир, поче тный док тор МХТИ им. Д. И. Менде леева

влиянием России, так как еще больше станут зависеть от поставок русских нефти и газа. Косвенно подобные выводы подтвердил Паоло Скарони, глава итальянской энергетической компании Eni, заявив в Европейском парламенте, что потребление газа и нефти в мире будет расти после аварии на АЭС в Фукусиме. «Отказ от ядерной энергии и затем переосмысление энергетической политики во многих странах, таких как Германия и Италия, приведет к большему использованию нефти и газа. Меньше ядерной энергии означает больше газа, особенно в Европе, учитывая цели ЕС по сокращению выбросов CO 2», — сказал он.

Не все то хорошо, что «био» Прогнозируя резкое снижение востребованности нефти, в качестве одной из основных причин эксперты нередко упоминают стремление многих западных государств перейти на использование биотоплива. Действительно, руководство ряда стран как в Западной Европе, так и в других частях света буквально одержимо идеей отказа от бензина в пользу «зеленого горючего». Но, как показывает практика, осуществление подобных планов проходит не так гладко, как ожидалось. Да и сама экологичность биот оплива вызывает все больше сомнений. В этом плане весьма показательна статья «Био, био и убио», опубликованная в одном из августовских выпусков немецкой газеты «Русская Германия». Посвящена она крупнейшей в мире бабочке — крылатке королевы Александры, оказавшейся под угрозой вымирания из-за производства биотоплива в Папуа — Новой Гвинее. По данным природоохранных органов тихоокеанского государства, в течение последних нескольких лет ареал обитания бабочки сократился в несколько раз. «Площадь ее проживания уничтожается пальмовыми плантациями, — рассказал журналистам представитель муниципалитета провинции Оро Эдди Малейса. — Я очень опасаюсь за будущее бабочки, так как в нижних равнинах остается лишь семь 18

изолированных участков, где обитает бабочка, при этом все это небольшие куски джунглей по 100—200 гектаров, со всех сторон окруженные пальмовыми плантациями». Неконтролируемое расширение пальмовых плантаций произошло после подписания Торгового соглашения между Евросоюзом и Папуа — Новой Гвинеей в 2009 году, которое полностью либерализировало торговлю между двумя странами. Индустриальное пальмовое масло остается одним из самых популярных компонентов в производстве биодизеля, который, согласно планам Европейской комиссии, к 2020 году должен занять не менее 10 % от всего энергетического рынка единой Европы. «Нелегальная вырубка лесов, захват новых земель и нарушение элементарных экономических правил — все это стоит за использованием пальмового масла в Европе, — утверждает сотрудник неправительственной организации «Друзья планеты» Адриан Бебб. — Стремление Евросоюза увеличить использование биотоплива, которое привело к одержимости пальмовым маслом, уже привело к невосполнимым жертвам». То, что биотопливо способно нанести природе больший вред, чем обычное топливо, подтверждают и исследования европейских экологов. Да, получать энергоносители из биомассы, отходов сельскохозяйственного производства, лесной отрасли — очень хорошо, и никто с этим не спорит, — говорят они. Но проблема в том, что получать из целлюлозы экономически выгодное биотопливо пока не научились. Проще оказалось производить, скажем, этанол из продовольственных культур: сахарного тростника, кукурузы или пшеницы. Обилием сахарного тростника похвастаться может Бразилия, а в странах Северного полушария его нет. Приходится производить этанол из зерна, а биодизтопливо — из рапса. Но это еще не все. Выяснилось, что заменить нефть все равно невозможно — не хватит площадей, чтобы получать нужное количество автомобильного топлива. Фермерам придется превратить около 69 000 км 2 неосвоенных земель в обрабатывае-

nadprof.ru

Аналитика

Нужна ли миру нефть?

мые поля и плантации. При этом, как утверждают экологи, возникнут проблемы с продовольствием, а изменение климата ускорится. Информационное агентство Reuters Group опубликовало док лад о проблеме биотоплива в Европе, подготовленный девятью исследовательскими центрами в области экологии, в число которых вошли European Environmental Bureau, Greenpeace, Action Aid и т. д. Эксперты этих организаций проанализировали официальные данные, касающиеся цели Евросоюза довести к 2020 году долю возобновляемых источников энергии на транспорте до 10 %, и пришли к малоутешительным выводам. В частности, в докладе говорится о том, что в результате сохранения стратегии ЕС в области использования биотоплива каждый год в атмосферу будет попадать дополнительно от 27 до 56 млн т парниковых газов. Это равноценно тому, если на дороги Европы выпустить дополнительно 26 млн автомобилей, работающих на ископаемом топливе. Из-за использования биотоплива лидерами по производству опасных газов в Европе станут Англия, Испания, Германия, Италия и Франция. Кроме того, согласно планам членов Евросоюза, производиться биотопливо будет из продовольственных культур. А это означает, — отмечает агентство, — что если в одном месте зерно пошло на получение биотоплива, то в другом месте кому-то оно не достанется и возможен голод. Наиболее реальный выход в подобном случае — расширение пашни в тропической зоне. Но в таком случае придется сжигать ценные леса. Правда, чиновники Евросоюза уверяют, что нехватку зерна можно будет компенсировать за счет восстановления брошенных земель. По их мнению, таких земель в Европе много. Оптимизму бюрократов из Европарламента не соответствует недавнее обращение Организации объединенных наций к правительству США с призывом приостановить выпуск этанола в качестве биотоплива. В этом документе Международная организация ООН по сельскому хозяйству и продовольствию (ФАО) прогнозирует, что из-за продолжающейся на всей территории США засухи и жары, самой сильной за последние полвека, погибнет большая часть урожая зерновых. По американскому закону, 40 % урожая должно быть использовано для производства биологического топлива. Но если поступить так сейчас, это может способствовать развитию продовольственного кризиса в мире, — считают в ООН. Как прогнозируют эксперты, засуха на Украине, в США, России и Казахстане и непрерывные дожди во многих странах Европы приведут к росту цен на продукты питания. По данным ООН, полученным из доклада Всемирного банка, мировые цены на зерно и сахар уже резко — на 17 % — выросли за июль по сравнению с июнем. Помимо сомнительной экологичности биотоплива и потенциальных угроз с его стороны продовольственной безопасности планеты, существует еще одна проблема, о которой часто в спорах забывают. Суть ее заключается в том, что, при всех

своих недостатках и достоинствах, биотопливо по определению не может полностью заменить нефть. Ведь основная область применения «зеленого горючего» — наземный транспорт. А как же авиация, ежегодно пережигающая сотни тысяч тонн авиационного керосина? Что насчет судовых дизельных двигателей? И, самое главное, разве может биотопливо заменить нефть в мировой химической промышленности? По данным Международного энергетического агентства, сегодня энергетический баланс на планете выглядит примерно так: нефть — 34 % от общего энергопотребления, уголь — 25 %, природный газ — 21 %, возобновляемая энергетика, включая гидроэлектростанции, — 14 %, атомная — 6 %. Таким образом, нефть остается главным источником энергии для современного мира. При этом на транспорт приходится около 90 % всей добываемой нефти. Заменить ее очень сложно, так как основные виды альтернативной энергетики — ветер и солнце — пока еще не могут использоваться как топливо. Это дает основания многим независимым специалистам говорить о том, что в ближайшие два десятилетия нефть останется главным энергетическим источником для транспорта. В то же время деловой мир пришел к выводу, что с каждым годом будет ощущаться растущая нехватка нефти и цены на нее будут оставаться высокими. Во многом это вызвано тем, что наиболее легкие для добычи месторождения нефти уже найдены и в своем большинстве разрабатываются. Что касается новых месторождений, то они отличаются повышенной сложностью добычи, в результате чего значительно увеличился срок их разработки. Сейчас требуется от 8 до 13 лет, чтобы проект дал первую нефть. Так, на казахском Кашагане — крупнейшем из открытых за последние 30 лет месторождений — задержка с началом добычи уже составила 10 лет. Ск ладывающаяся ситуация дала основания ряду экспертов МЭА сделать вывод о том, что с 2014 года начнется падение объемов мирового производства нефти. Кроме того, происходит значительное удорожание процесса разработки. Так, на сегодняшний день производственные расходы на добычу нефти в странах ОПЕК в среднем составляют $ 10—30 за баррель. Для глубоководных месторождений эта цифра — $ 45, для месторождений в Арктике — $ 50. Стоимость добычи нефти из нефтеносных песков — около $ 65, из сланцевых пород — $ 88. Для сравнения, производственная стоимость барреля биотоплива из тростникового сахара сейчас достигает $ 60. Как видим, вопрос об отказе от использования нефти на повестке дня даже не стоит. Человечество будет зависеть от этого ресурса еще долгое время. Что же касается стоимости черного золота, то, как показывает исторический опыт, все больше и больше она начинает зависеть не столько от реального спроса, сколько от финансовых спекуляций и политики. Но это тема для отдельной статьи. № 3 (15) 2012

Персона

РАФИС ТАЗЕТДИНОВ: «ПУТЬ ВЫБИРАЮ САМ» Руководите ль технологического отде ла департамента проектирования ЗАО « НИПИ « Ин ж Г ео » Рафис Та зе тдинов х арак теризу е т себя к ак че ловек а, с юных ле т с тремившегос я к с амос тояте льнос ти, свободе выбора и действий. Эти к ачества наряду с врож денной ж а ж дой перемен и ста ли главной дви ж у щей си лой в его ж изни.

Сергеева Н.

Ерохин Н.

ж у р н а л и с т, Крас н о д а р

Ф ото г раф, к рас н о д а р

детстве я постоянно спорил с родителями — старался отстоять свое мнение, — вспоминает Рафис. — А когда подрос и окончил лицей, мне настолько хотелось независимости, что вопрос поступления в вуз, желательно подальше от дома, обсуждению не подлежал. Тем более что в татарском городке Бугульма, где мы жили, учебных заведений мало, и выбрать практически не из чего». Отец и мать были простыми рабочими и высшего образования не имели, но сыну не препятствовали его получить: понимали, что все равно не удержат Рафиса рядом с собой. В итоге юноша уехал за много километров от родного дома, чтобы поступить в Уфимский государственный нефтяной технический университет. На престижную специальность «проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» Рафис в 2000 году сдал экзамены сам, без денег и связей. «У меня была хорошая база, полученная в лицее: золотая медаль, неплохие знания по физике и математике. Я всегда занимался прилежно, так как знал, что мое будущее зависит только от меня самого», — поясняет он. А почему пошел именно на проектирование и эксплуатацию? Знал, что это направление считалось универсальным, ведь студентам давали общую подготовку, охватывающую отрасль в целом. Получив образование, можно работать по всей России без привязки к конкретному региону. Один и тот же специалист способен и проектировать, и строить, и эксплуатировать объекты трубопроводного транспорта. Только сейчас, повзрослев, Рафис осознал, насколько сложно было родителям отпустить его из маленького городка в «большое плавание». «Но остаться в Бугульме я бы не смог. Слишком хоте-

лось сменить обстановку и реализовать себя», — продолжает он. Второй alma mater для Рафиса без преувеличения можно назвать краснодарский Научно-исследовательский проектно-изыскательский институт «ИнжГео», куда молодой человек пришел сразу после пятого курса. Здесь он окончательно осознал, чем хочет заниматься в дальнейшем, с головой ушел в проектирование и начал нарабатывать опыт. Говорит, что если бы не «ИнжГео», подался бы в Санкт-Петербург, поскольку во время учебы мечтал работать на строительстве Балтийской трубопроводной системы. «Вообще, мне нравится момент переезда в другой город, когда знаешь, что все придется начинать с нуля, — признается Рафис. — Меняя свою жизнь так, как тебе заблагорассудится, не чувствуешь страха. Есть только уверенность, что все будет хорошо. А всевозможных плохих мыслей я себе никогда не позволял. Правда, «в пустоту» не уезжал — всегда было от чего отталкиваться. В Краснодаре отправной точкой для моей новой жизни стал «ИнжГео». С институтом судьба свела его в последний год обучения. Рафис узнал о существовании этой организации и о том, что Институт интересуется студентами Уфимского университета. Приехал на преддипломную практику в Краснодар и понял, что хочет остаться здесь. Надо было выбирать, чем конкретно заниматься. «Эксплуатация трубопроводов — интересно, но не мое. Если ты радеешь за эту работу — а подругому я не могу, — то должен отдавать себя ей круглосуточно, не ограничиваясь 8 часами, прописанными в трудовом графике. В проектировании ритм более спокойный. И тут и там приходится думать головой. Только в эксплуатации ты со-

Рафис Тазетдинов: «Путь выбираю сам»

средоточен на том, как выкрутиться из сложной ситуации, а здесь — как сделать так, чтобы не пришлось выкручиваться», — иронизирует Рафис. Наряду с остальными выпускниками вчерашний студент Тазетдинов пришел в «ИнжГео» на должность инженера. Спустя три года молодой человек решил уйти. Объяснял это просто: хотелось разнообразия. Закончилась работа над ВСТО — первым глобальным проектом института, когда каждый день нужно было расти профессионально, получать новый опыт и решать сложнейшие вопросы в режиме нон-стоп. В кризисном 2008 году заказов у компании и, соответственно, заданий у сотрудников стало меньше, чем раньше. А молодому амбициозному специалисту хотелось новых масштабных проектов. Поэтому предложение от другой проектной организации Рафис принял не задумываясь. Период работы над ВСТО он вспоминает с теплотой. «Коллектив был очень дружным и работал невероятно слаженно. Во всем чувствовалось единение, каждому из нас хотелось заниматься этим проектом. Мы не только проектировали линейную часть — 400 км в Якутии, но и ездили в Ангарск на авторский надзор. Вы не представляете, какие чувства переполняют, когда воочию наблюдаешь за реализацией твоих решений», — вспоминает Рафис. Уже тогда, по его словам, сотрудники «ИнжГео» славились тем, что при необходимости могли выполнить работу в самые сжатые сроки, что называется, на вчера. Если в пятницу вечером приходило задание, которое надо было сделать к утру понедельника, люди сидели в кабинетах до позднего вечера, в том числе на выходных, но добивались поставленной цели. «Разница во времени с Ангарском — семь часов. Поэтому когда наши коллеги работали над защитой объекта, в «ИнжГео» всегда должны были находиться сотрудники, которые могли быстро предоставить необходимую информацию», — поясняет Рафис. Сам он занимался вопросами, связанными с комплектацией строительства трубопровода. Отвечал за каждую мелочь: длину приобретаемой трубы, количество отводов, задвижек и т. д. Покупка лишних элементов могла дорого стоить институту. Впрочем, как и нехватка нужных деталей, особенно в режиме вечного цейтнота, когда времени на дополнительный заказ просто не было. Это чувство ответственности очень подстегивало, но и давило одновременно, — признается Рафис. «Однако все данные постоянно перепроверялись, и мы вовремя решали проблему».

Горы по колено Перемена места работы подарила Рафису новый опыт — проектирование промысловых трубопроводов. «Интересно было попробовать чтото новое. Другой заказчик, другие нормы. Да и работа в малом коллективе строится совсем иначе, нежели в крупной компании. В этом есть свои плюсы и минусы. Когда сотрудников мало, они всегда рядом. Даже до смежных отделов рукой подать. Даешь им задание и наблюдаешь

процесс его выполнения «от и до». Нравилось и то, что дистанция между начальством и подчиненными невелика, все вопросы решаются оперативно. Но в большом институте все продуманно и нет необходимости заниматься не своей работой. Например, поиском оборудования или норм для проектной документации. Ведь в том же «ИнжГео» для этого есть соответствующие отделы. Малые предприятия не могут позволить себе такой инфраструктуры», — рассказывает Рафис. После двух лет, проведенных в другой компании, он получил приглашение вернуться в «ИнжГео», но уже на должность начальника технологического отдела. В то время молодому инженеру было всего 27 лет. Этот отдел только что преобразовали — из него выделилась группа проектировщиков площадочных сооружений. Остались лишь «линейщики», которых и возглавил Рафис. Ответственности, конечно, прибавилось. С него уже спрашивают не только за личный результат, но и за работу других людей. Приходится планировать и свое время, и время остальных 14 подчиненных. № 3 (15) 2012

Персона В центре событий

«Отдел еще молодой, да и я управляю им сравнительно недолго. Учусь вместе со своими сотрудниками, и мне нравится вместе с ними радоваться удачам и преодолевать трудности. Когда возвращался, я очень хорошо знал потенциал коллектива и был уверен, что мы справимся со всеми задачами», — подчеркивает Рафис. Среди наиболее значимых проектов отдела: газификация Адлерского района Сочи, магистральный нефтепровод Тихорецк — Туапсе — 2 (участок Тихорецк — Заречье), Балтийская трубопроводная система (БТС-II), расширение трубопроводной системы Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО), первая очередь трубопроводной системы Восточная Сибирь — Тихий океан (спецморнефтепорт Козьмино), «Строительство магистрального газопровода Ахангаран — Пунган», «Строительство магистрального газопровода Сахалин — Хабаровск — Владивосток», нефтепровод-отвод ВСТО — Комсомольский НПЗ. Тихорецк — Туапсе — 2 — уникальный опыт для инженеров института, — полагает Рафис. Компания «Транснефть» доверила «ИнжГео» вести этот проект от начала и до конца, начиная с принятия технических решений и заканчивая строительством. «Тут мы генеральные проектировщики, напрямую общаемся со строителями и заказчиком. В результате скорость работ растет, так как нет промежуточных звеньев — посредников, тормозящих процесс», — говорит он. 22

Жизнь молодого человека не ограничивается карьерой. У него есть хобби, а также семья и друзья. Правда, он уверен, что настоящих друзей не может быть много, поэтому закадычный товарищ у Рафиса один. Их знакомство тянется еще со времен учебы в университете. «У нас были общие интересы — музыка и книги. Мы увлекались Мураками, Брэдбери, Ремарком. Слушали «ДДТ», Земфиру и Radiohead, вместе ходили на концерты», — вспоминает он. Рафис говорит, что и сейчас любит событийные мероприятия, особенно массовые. Среди таких праздников в студенчестве самым ярким для ребят был рок-фестиваль «Нашествие». Ночи в палатке, двухдневный танцевально-песенный марафон, возможность своими глазами увидеть и услышать кумиров — все это с лихвой компенсировало бытовые неудобства, неизбежно сопровождавшие молодых людей каждый приезд. Воодушевления прибавляло и единение тысяч меломанов, их общие пристрастия и эмоции, которые витают в воздухе и позволяют человеку почувствовать себя частью этого грандиозного действа. «Когда слушаешь любимую музыку дома, наедине с собой, такого ощущения не возникает. Настоящие впечатления пронизывают тебя только в толпе», — уверен Рафис. Друзей объединяла и любовь к «Спартаку». Рафис болел за эту команду с детства, еще с начала 1990-х годов. Он и сейчас не изменил своему пристрастию, и в 2010 году ему удалось попасть в Москву на Лигу чемпионов, на матч «Спартак» — «Челси». И, конечно, как настоящий болельщик, он не смог пропустить самое значимое футбольное событие последних лет — Евро-2012 в Донецке. «Это незабываемо, — говорит Рафис. — Ходишь по городу и видишь повсюду мегапозитивных иностранных болельщиков со множеством разноцветных флагов. Очень порадовали радушие и доброжелательность жителей Украины. На полуфинале Испания — Португалия мы вообще получили все «33 удовольствия», включая серию пенальти, которую били рядом с нашей трибуной. Кстати, в Москве не было такого праздника футбола. Там приходишь на стадион, и все. В «Лужниках», безусловно, получаешь заряд эмоций от 70 000 человек. Однако обилие силовиков в городе, бесконечные кордоны ОМОНа уже на выходе из метро напоминают военное положение и притупляют всю радость от футбола. В Донецке почти не видно стражей порядка. По возможности Рафис старается путешествовать: как по России, так и по зарубежью. При этом говорит, что у него не бывает «послеотпускной депрессии», от которой по завершении отдыха страдают сотни россиян. «Я достаточно люблю свою страну и вообще не сторонник упаднических настроений. Не считаю, что у нас все плохо, особенно в Краснодарском крае», — говорит он.

№ 3 (15) 2012

Персона

СЕРГЕЙ РОЯКИН: «НЕ ЛЮБЛЮ ТОПТАТЬСЯ НА МЕСТЕ» Серг ей Васи льевич Роякин у ж е более дес яти лет возглавляет в « Инж Г ео » ин ж енерно - г еолог ический отде л. Об ла д а я обширным профессиона льным опы том, он у бе ж д ен в том, ч то успе х в люб ом д е ле с т р ои тс я н а трудолюбии.

Сергеева Н.

Ерохин Н.

ж у р н а л и с т, К рас н о д а р

Ф ото г раф, к рас н о д а р

арьера Сергея Васильевича началась в степях Северного Казахстана, куда он вместе с супругой попал по распределению после окончания Свердловского горного института. Около шести лет они прожили в Кустанайской области, работая на границе с Уралом в составе российской геолого-разведочной партии. Занимались поиском полезных ископаемых: россыпного олова и золота, нерудного сырья. Северный Казахстан запомнился Сергею Васильевичу, в том числе, своими климатическими особенностями. Зимой здесь может ударить крепкий мороз — до -40 °С, а летом нередко стоит сорокаградусный зной. Круглый год не стихают ветры, которые в теплое время переходят в пыльные бури, а в холодное — в снежные бураны. Снега порой наметает выше крыши. Сергей Васильевич вспоминает, как делал для малышей на таких «горках» лыжно-саночные трассы. «Это было настолько привычно, что когда мы переехали на Кубань, моих детей озадачило отсутствие зимы. Они так и спросили: «А где же зима?» — рассказывает он. Семья Роякиных покинула Казахстан в 1993 году отчасти вынужденно. Когда начался процесс отделения республик, некоторые из вновь образованных государств ужесточили свою национальную политику — в том числе и Казахстан. Кроме того, экономическая ситуация на постсоветском пространстве губительно сказалась на состоянии геологии. Многим пришлось искать другую работу, а новые сотрудники в эту отрасль практически не приходили. Между поколениями специалистов образовался временной разрыв лет в шесть-семь, который ощущается и сейчас, — считает Сергей Роякин. Краснодар для нового старта был выбран не случайно — это родной город Сергея Васильевича. Кроме того, в тот момент у главы семейства

появилась возможность устроиться в конкретную организацию — ОАО «Термнефтепроект», специализировавшуюся на инженерных изысканиях и проектировании в нефтяной и газовой промышленности. «У начальника изыскательского отдела были определенные требования к соискателям. Геологов он предпочитал брать на работу с дипломом по «инженерной геологии и гидрогеологии». Поэтому моя специальность «геологическая съемка, поиск и разведка месторождений» не особо его устраивала. Но все же он дал мне шанс проявить себя. В 2000-х годах испытывать человека «в деле» стало нормой и на образование уже обращают меньше внимания, чем раньше. Учитываются личностные качества, потенциал роста, опыт работы», — подчеркивает Сергей Васильевич.

На грани возможностей Полевые будни геологов сейчас, как и почти 20 лет назад, проходят в непростых условиях. Однако в 90-х годах все же работалось сложнее, ведь уровень технической оснащенности изыскательских организаций значительно уступал современному. В распоряжении специалистов не было ни мобильников, ни GPS-навигаторов, да и спутниковые телефоны были роскошью. Основным «орудием труда» были карты и компас, поэтому многое зависело от профессиональной подготовки людей, в том числе от их умения ориентироваться на местности. «Физическая закалка, полученная мной в юности, тоже помогала, — говорит Сергей Васильевич. — В командировках находился по шесть-восемь месяцев в году. Работать приходилось в различных регионах и в разные сезоны. Зимой проторить лыжню по свежевыпавшему снегу даже один километр — уже значимо».

Сергей Роякин: «Не люблю топтаться на месте»

№ 3 (15) 2012

Персона Сергей Васильевич отмечает, что одним из самых незабываемых объектов для него стала Нефтепроводная система Харьяга — Индига в районе Баренцева моря в 2006 году (заказчик — АК «Транснефть»), над которой он работал уже в «ИнжГео». Временные рамки были поставлены очень жесткие: на объект прибыл в конце февраля, а завершить задание требовалось к 31 марта. «Конечно, изыскания координировал не один, были помощники», — уточняет Сергей Васильевич. Из-за сжатых сроков для перемещения людей и оборудования на отдаленные друг от друга участки пришлось активно использовать вертолеты. «Периодически возникали нештатные ситуации. Например, на пару дней мог зарядить буран, и у нас не было возможности обеспечить своевременную доставку необходимых вещей. А однажды, в завершающий день работы, нужно было вывезти с объекта нескольких человек, и мы узнали, что вертолет не успеет сделать последний рейс. Ребята позвонили, а я вынужден сообщить, что борта нет, им придется заночевать, и заберем мы их утром следующего дня — если погода позволит», — рассказывает Сергей Васильевич. Спутниковая связь была неустойчивой, в основном односторонней и очень кратковременной: реально получался сеанс длительностью не более полутора минут. За это время надо успеть обменяться информацией и дать четкие, внятные указания, когда это требуется. Мозг работал очень быстро, буквально «закипал». Груз ответственности давил невероятно, ведь неправильно принятое решение могло негативно отразиться на людях, — поясняет Сергей Васильевич. По его словам, в такие моменты больше всего угнетает невозможность повлиять на ситуацию. Озвучил пути решения проблемы — и остается только ждать, что все благополучно разрешится. Это самое тяжелое, с чем приходилось сталкиваться. Он вспоминает и другой случай, когда геологам в очередной раз пришлось решать проблему выживания самостоятельно, так как помочь возможности не было. Якутия, бригаду выбросили в тайгу. С приходом ночи электростанция, от которой работали электрические одеяла, не завелась. Еще перед вылетом, на базе, она была полностью исправна, а на объекте случился сбой. «Поступило сообщение, что наши люди остаются с холодной ночевкой. Вертолет мы послать не можем — надо ждать утра. Температура ночью — минус сорок и ниже. Можете представить себе наше состояние. Все, что мы могли сделать, — просто посоветовать разводить костры, а если огонь не будет спасать — побольше двигаться. Утром борт, конечно, сразу прилетел к ним, привез новую электростанцию. Мы удостоверились, что все нормально пережили эту ночь», — говорит Сергей Васильевич. Были его в жизни не только холодные зимы, но и лесные пожары. Предугадать, что окажешься в их эпицентре, удается не всегда. Иногда работаешь далеко от огня, но вдруг резко меняется ветер — и уже надо срочно спасаться. Вертолет 26

Сергей Роякин: «Не люблю топтаться на месте»

не всегда может приземлиться и вызволить попавших в беду: при высокой температуре его несущая способность резко снижается, и велик риск упасть прямо в огонь. В таких случаях забирать людей приходилось с помощью лестниц, сброшенных из вертолетов. По мнению Сергея Васильевича, работать в полевых условиях способны далеко не все. К примеру, во время одной из практик в институте, после первого же выхода на маршрут, у его товарища проявилась аллергия на укусы мошки. Лицо очень сильно опухло, а глаза заплыли. Роякину пришлось за руку выводить его с маршрута. «Даже в юности я никогда не соглашался с тем, что в моей профессии превалирует романтика. Забавляло также, когда меня, согласно стереотипу, пытались ассоциировать с бородатым геологом, обязательно пьющим спирт. Какие там песни, гитара и костер! Приходишь вечером из маршрута с одним желанием: помыться и поспать. Я с самого начала понимал, что геология — это тяжелый труд, а романтики в ней — мизер. Первая практика это мнение подтвердила, а вторая — закрепила», — рассуждает Сергей Васильевич. Работать было не просто трудно, а временами даже опасно. Некоторые практиканты лицом к лицу сталкивались с дикими зверями. Студентам, даже отправляющимся на маршрут в одиночку, оружие не выдавали, поэтому такие встречи могли закончиться трагически. Сергей Роякин медведей и кабанов видел только издали. «Главное — не думать о плохом, тогда будет все нормально», — шутит он сегодня. И все же те, кто работает в геологии более трех — пяти лет, вряд ли жалеют о своем выборе, — уверен Сергей Васильевич.

Работа на опережение Стиль работы на опережение был для Роякина привлекателен. Поэтому в 2001 году Сергей Васильевич принял решение покинуть Термнефть и развивать «ИнжГео». «Я понимал, что будет тяжело, но не хотелось топтаться на месте». Периодически возникали ситуации, когда приходилось отстаивать перед начальством свою правоту, но на этих рабочих моментах Сергей Васильевич внимание не заостряет. «Руководитель института — прежде всего, администратор, ему нет необходимости вникать во все тонкости проекта. Для этого есть мы, специалисты», — считает он. Так что иногда приходилось спорить, доказывать верность своих решений. В качестве наглядного примера Сергей Васильевич вспоминает случай в Иркутской области. Морозы там в январе — под -45 °С, сроки сжатые, техники не хватает. Начальство настойчиво предлагало копать шурфы. А грунт промерз на метр, и чтобы прокопать даже на штык лопаты, его необходимо было хорошо прогреть. Сергей Васильевич отстоял другой

вариант, более быстрый и менее трудоемкий: бурение мотобуром. И это помогло сократить сроки выполнения работ. Начало 2000-х совпало с периодом становления «ИнжГео». Более чем за десять лет из небольшой структуры, занимающейся в основном изысканиями, он превратился в один из крупнейших проектно-изыскательских институтов не только Кубани, но и России. Многое изменилось, но курс на развитие, внедрение инноваций и удержание ведущих позиций в отрасли остался прежним, — считает Сергей Васильевич.

Два пути Сергей Роякин привык работать над собой. В детстве он много времени посвящал учебе, занятиям музыкой, а в юности — спорту. При этом он отмечает, что спортивным талантом не обладал и все, чего достиг, — результат упорных тренировок. Например, увлекшись легкой атлетикой незадолго до окончания школы, в течение трех лет юноша выполнил норматив второго взрослого разряда по бегу. Выступал на различных краевых и даже всероссийских состязаниях. В институте он полностью сосредоточился на учебе и прекратил тренировки. «Мое мнение таково: человек должен четко осознавать, зачем ему нужен спорт. Тогда он или будет стремиться к максимальным результатам и положит на это все усилия, или достигнет определенных успехов и остановится. Лично для себя я выбрал последнее. Я получил общефизическое развитие, укрепил здоровье и этим ограничился, не стал далее пытаться развивать карьеру атлета», — поясняет Сергей Васильевич. О принятом решении он не жалеет — вряд ли удалось бы добиться успехов в большом спорте. Тем более не все зависит от самого спортсмена, есть определенный элемент случайности — например, травмы, которые могут оказать влияние на всю дальнейшую жизнь. Кроме того, есть смысл упорно тренироваться, если видишь, что занятия дают реальные результаты. Это помогает оставаться в спорте и двигаться дальше. «А если ты четко понял, что больших успехов не достигнешь, лучше потратить время на другое», — уверен Сергей Васильевич. Он считает, что физические занятия не прошли бесследно. Спорт учит планировать свое время, ставить цели и достигать их. Как и в спорте, успех в профессиональной деятельности строится на трудолюбии. Талант — хорошая вещь, но только за счет него «не выедешь». Сначала он дает хороший старт, но если человек не развивает полученный результат, его обходят другие — пусть и менее одаренные, но более трудолюбивые. «Я видел ребят, которые реально могли, не особо усердствуя на тренировках, выстрелить в соревнованиях на коротких дистанциях, так как у них от природы были хорошие способности. Но через определенный период времени они начинали проигрывать трудягам», — говорит Сергей Васильевич. № 3 (15) 2012

Промо

GeoniCS Plprofile — программа для эффективного и быстрого линейного проектирования

ритериев оценки приобретаемого программного продукта может быть много. Однако при этом, как правило, во внимание не принимается такой фактор, как удовольствие пользователя, в данном случае — простого трудяги-проектировщика, получаемое от работы с новым продуктом. Да и о каком удовольствии может идти речь! Мало того что приходится держать в голове сотни ГОСТ, СНиП, РД, ВСН, СТТ, СТУ, ОТТ — это само по себе дано не каждому. А тут еще надо осваивать новый программный продукт, имеющий сотню кнопок с надписями вроде «Использование прототипа» или вообще без надписи — мол, достань ту книжку из трехсот страниц, найди эту картинку и прочти, для чего нужна данная кнопка. И что, разве такой программный продукт способен облегчить участь проектировщика? Но, к сожалению, вопросам удобства работы с ПО до сих пор уделяется недопустимо мало внимания. Вот и пользователи GeoniCS Plprofile рассуждают обо всем: о возможных дополнительных функциях, о получении новых отчетных форм… и ничего не говорят о реконструкции системы ввода, переименовании кнопок в разделе проектирования или оформления!

С чего начать? Ответить на вопрос «Чем заканчивается проектирование линейных трубопроводов?» легко — оформлением

Рисунок 1.

чертежей планов и продольных профилей, выпуском ведомости объемов работ и заказной спецификации. Пояснительную записку марки «ТКР» отложим в сторону. А вот вопрос «С чего начать?» заставляет задуматься… После запуска GeoniCS Plprofile задумываться не приходится. Перед нами все данные: диаметр трубы, толщина стенки, масса трубы (рассчитывается без нашего участия, как и вычисляемый по этому параметру тоннаж), место для ввода или получения профиля трассы, планового положения трассы… Тот минимум, который нужен для проектирования.

Что потом? Потом вы решите, нужен ли вам тот максимум, который может выдать программа на ваших трехстах метрах перехода через автомобильную дорогу. Стоит ли заполнять таблицу условий работ, после чего GeoniCS Plprofile вычислит такие параметры, как «Разработать экскаватором», «Засыпать бульдозером», «Предварительно разрыхлить механизированным способом на длине 300 м», «Подготовить основание толщиной 0,2 м на длине 300 м», либо вы сделаете это самостоятельно в AutoCAD. Выбор всегда остается за вами. Вы решаете, заполнять ли вам раскладку труб с градацией по классу прочности и типу изоляционного покрытия, чтобы GeoniCS Plprofile раскидал отводы по данным критериям и указал условия монтажа: «под ВЛ», «на болоте» или «в обычных условиях». Либо промолчите — программа выдаст все отводы вместе, без деления, она даже не упрекнет вас в том, что что-то где-то не заполнено! Но при этом GeoniCS Plprofile, конечно же, не упустит «случайно» совмещенного вертикального холодного угла с плановым горячим и сообщит об этом самым явным образом, да еще и выделит цветом на самом чертеже. Мол, посмотри на угол номер пять: там нарушен принцип совмещения углов, который не прописан ни в одном нормативном документе, но о котором знают все разработчики. Может, передумаешь, уважаемый проектировщик: конечно, твоя рука — владыка, но так поступать не рекомендуется!

Программисты могут всё! А оно вам надо? Программа может рисовать уклоны на каждом участке линии, изображающей профиль земли. Это элементарно просто реализовать программисту, вот только совсем не нужно проектировщику: согласно СНиП 2.05.06, он должен 28

GeoniCS Plprofile — программа для эффективного и быстрого линейного проектирования

Рисунок 2.

ПК30+52.3 отм.43.1

Содержание, %

939 5а–1

929

с–13 m 45.31 5а–1

зс–28 m 45.21

44.510.80 45.011.30 43.611.70

448

44.40.80 43.911.30 43.511.70

Уг. 0º 56' R=2160 T=17.733 K=35.465 Б=0.07

209 м

42.52.70

448

5б–2

с–8 m

Уг. 1º 02' R=2030 T=18.380 K=36.760 Б=0.08

ств.4б ПК21+34.07 Hh–49.56

ПК21+08.5 отм.44.6

2.00 36.7

ПК20+81 Конец защитного кожуха

+67

+28

ПК20+37.74 подошва ПК20+40.74 бровка ПК20+44.86 кромка а/g ПК20+48.40 асф., Ш=6.35(19.80) ПК20+51.80 кромка ПК20+54.68 бровка ПК20+57.38 подошва ПК20+67 Граница приемного котлована ПК20+70 Граница приемного котлована

Уг. 0º 58' R=2700 T=22.632 K=55.262 Б=0.09

ПК20+28 Граница рабочего котлована

Рисунок 4.

с–10 m

+81

20 м, 5 групп, 10 компл.

+67

100 % Визуально-измерительный, 100 % радиографический, 100% ультразвуковой Труба Ø 1020х14 мм К56 по ОТТ–23.040.00–КТН–314–09, L=640 м трехслойное полимерное покрытие тип 3, толщиной не менее h=3.0 мм, L=640 м +28

Расчет профиля трубопровода выполняется без усреднения данных по правилам механики трубы, с соблюдением требований ГОСТ 24950 «Отводы гнутые и вставки кривые на поворотах линейной части стальных магистральных трубопроводов». Расчет параметров плановой линии трубопровода производится по круговым кривым и ГОСТ 24950. Знать, как рассчитывается угол естественного изгиба, надо… но теоретически. Практически это знает GeoniCS Plprofile и делает это за вас. Теорию, даже с картинками, можно найти в документации к программе. Там мы открываем тайну расчета совмещенного угла. Реализованный в программе модуль «Балластировка» выполняет расчеты по СНиП 2.05.06-85 и РД05.0045.21.30 КТН007105 «Ведомственные строительные нормы и правила по использованию балластирующих устройств при проектировании и строительстве магистральных нефтепроводов». Очень часто проектировщики сталкиваются с ошибками при переводе значений в нужные единицы измерений. В GeoniCS Plprofile приведены справочные показатели всех значений (и угол сцепления для песка и суглинка, и плотность сосны). Не согласны? Считаете, что фу-

45.10

ПК20+12 Граница рабочего котлована ПК20+14 Начало защитного кожуха

Ох уж эти расчеты, будь они ладны

Ручная разработка по 2 м в каждую сторону

+14

Или еще один пример. Зачем помнить значение радиуса отвода по ГОСТ 24.950 для диаметра укладываемой трубы? Просто укажите: холодное. GeoniCS Plprofile использует сленг линейщика!

Внимание! Коммуникации

ств.4а ПК19+84.88 Hh–49.73

Мы понимаем вас, как никто другой!

Рисунок 3.

ПК19+70.1 отм.44.6

знать только те участки, для которых уклон превышает нормативный, где следует уложить противоэрозионные перемычки. Именно такая логика у GeoniCS Plprofile. А какой уклон? Это тоже помнить не обязательно. Если захотите узнать — пролистайте весь СНиП 2.05.06. Или еще проще — в окне настроек проектирования GeoniCS Plprofile посмотрите, какой уклон и каким пунктом СНиП он установлен. Ведь программа создавалась и продолжает совершенствоваться группой разработчиков под непосредственным руководством профессиональных проектировщиков.

Подсыпка h=0.1 м, присыпка h=0.2 м, L=14 м

теровочная рейка из сибирской сосны имеет другую плотность? Исправьте и сохраните другое значение! Искать значение коэффициентов в кипах нормативных документов — дело тоже непростое… И не надо! Все коэффициенты в GeoniCS Plprofile даны с подсказками: для каких условий, согласно какому пункту какого документа… В документации к данному модулю приведены рассуждения на тему «Вес грунта обратной засыпки», где рассматри№ 3 (15) 2012

Промо арифметических расчетов, а само проектирование становится более интеллектуальным и наглядным. По сравнению с ручным проектированием программа обеспечивает впечатляющее сокращение трудозатрат: от пяти до восьми раз. В каждом конкретном случае это зависит от рельефа местности и количества осложняющих факторов (обводненность, стесненные условия трассы). Возможность рассчитывать варианты укладки трубы по профилю, несомненно, наилучшим образом сказывается на качестве проектных решений.

Рисунок 5.

Кажется, все знают, чем это заканчивается: оформленным чертежом Программа оформляет нормальные и укрупненные продольные профили для трубопроводов газоснабжения, соответствующие положениям ГОСТ 21.610-85 «СПДС. Газоснабжение, наружные газопроводы. Рабочие чертежи». Ведомость кривых искусственного гнутья формируется автоматически. Удобный и гибкий инструмент для создания подвала таблицы позволяет быстро оформить эту часть профиля в соответствии с требованиями проекта. Взаимодействие с AutoCAD строится на использовании его объектной модели (объекты описаны в системе COM) путем транслирования в среду разработки библиотеки типов AutoCAD. Таким образом, исключены проблемы промежуточных форматов, конвертации данных и т. п. Слова «оформленный чертеж» идеально подходят для GeoniCS PlProfile. Используя эту программу, вы забудете о многих «увлекательных» вещах, таких как удаление лишних элементов, образовавшихся при конвертации чертежа в AutoCAD, двухчасовое исправление наложенного текста, переименование слоев под стандарты вашего предприятия… и о прочих несущественных мелочах! Все это вы сможете настроить в любой момент проектирования («сразу после запуска программы» — это кредо разработчиков!).

Сказка со счастливым концом

ваются положения всех действующих нормативных актов. После ознакомления с ними вам решать, использовать эту функцию или нет. А там, где и решать нечего (например, в русле реки, где использовать в расчете вес грунта обратной засыпки запрещено нормативами), параметры недоступны для ввода. Мы ведь понимаем, что вы не можете помнить все нормы, а на изучение документации к программе у вас катастрофически не хватает времени.

Трудозатраты? Нет, не слышали… При работе с GeoniCS Plprofile проектировщик освобождается от необходимости проведения рутинных 30

С момента поступления первой версии GeoniCS Plprofile в продажу (2005 год) количество пользователей программы неуклонно растет. За последний год к ним присоединились: • ЗАО «СибНИПИРП» (Сибирский научно-исс ледо вательский и проектный институт рационального природопользования); • ОАО «Стройпроекттехнология»; • группа компаний «РусГазИнжиниринг». И еще. Мы понимаем, что нет предела совершенству, поэтому принимаем от наших пользователей все пожелания и даже реализуем их!

Валентина Чешева Г К « СиСофт», директор направления « Инфрас трукт ура и г ра дос троите льс тво », к. т. н., доктор философии

Данил Пожидаев с п ец и а л и с т

Тел. (495) 913-2222 E-mail: chesheva@csoft.ru

Москва, 121351, Молодогвардейская ул., д. 46, корп. 2

№ 3 (15) 2012

Молодые ученые. Инженерные изыскания: геофизические исследования

ОЦЕНКА ТОЧНОСТИ ПОСТРОЕНИЯ СКОРОСТНОГО РАЗРЕЗА ПРОГРАММОЙ «ГОДОГРАФ» Це лью нас тоящей работы являетс я исс ле дование точнос ти пос троения скор о с т ног о ра зре з а сейсмически х волн пр ог ра ммой « ГОДОГРАФ » н а основ е использования теоретических моде лей с лоис тых сре д. В работе решены с ле дующие за д ачи: - ра зработк а теоретических моде лей упруг их с лоис тых сре д с ра зными углами нак лона монок лина льной толщи; - расчет годог рафов первых вс т уп лений по полу ченным теоретическим моде лям в прог раммной сре де Mathc ad; - полу чение соответс твующих скорос тных ра зрезов с использованием прог раммы « ГОДОГРАФ »; - а н а лиз пол у ченных ре зультатов, оц енк а точнос т и пос т р оения скорос тного ра зреза.

Рудомаха Н. Н.

Горшков Г. А.

аспира н т к афе дры г ео физических ме тодов

м а г ис т ра н т к афе дры г ео физических ме тодов

поисков и ра зве дки г еолог ическог о фа к ульт е та

К у бГУ, Краснод а р

Разработка теоретической моделимоноклинальной слоистой толщи

Полученные при различных углах наклона моноклинали встречные годографы обрабатывались в программе «ГОДОГРАФ» [2]. На рис. 2 приведен пример скоростных разрезов, полученных для моноклинали, залегающей под углом 3°.

Решение этой задачи выполнено в среде «Mathcad» для пачек, содержащих шесть слоев в моноклинальном залегании при различных углах падения для трех скоростных законов. Параметры моделей приведены в таблице 1.

Расчет годографов первых вступлений Расчет годографов первых вступлений для представленных выше моделей среды осуществлялся по известным формулам годографов прямых и головных волн [1]. В качестве примера на рис. 1 представлена пара встречных годографов первых вступлений, полученных для моноклинали, залегающей под углом 3°. Параметры модели заданы как наиболее характерные для инженерной сейсморазведки: база приема — 46 м, количество каналов — 24, шаг между каналами — 2 м.

Получение скоростных разрезов 32

Анализ полученных результатов Как видно из рис. 2, а также других скоростных разрезов, полученных по моделям из табл. 1, программа «ГОДОГРАФ» в целом хорошо отражает скоростные характеристики моделей. Однако скорости распространения сейсмических волн несколько завышены — в 1,1—1,6 раза. При этом минимальные искажения скоростей отмечены на скоростных разрезах, соответствующих моделям с большими углами падения моноклинали. Также выявлена тенденция к существенному увеличению угла наклона изолиний на разрезах с глубиной. Таким образом, наклон изолиний меньше заданного в модели на небольших глубинах и существенно больше заданного — на больших глубинах. При этом искажения угла наклона изолиний на глубине тем сильнее, чем меньше скорость упругих волн. Стоит также отметить, что выделение границ по изменению градиента на данных разрезах становится затруднительным и неоднозначным.

Оценка точности построения скоростного разреза программой «Годог раф»

Таблица 1.

Параметры расчетной модели среды

Угол, °

Скорость, м/с

Мощность, м

100; 200; 300; 400; 500; 600 0

200; 400; 600; 1000; 1500; 2000

2; 3; 5; 5; 5; ∞

500; 700; 1000;1500;2000; 3000 100; 200; 300; 400; 500; 600 3

200; 400; 600; 1000; 1500; 2000

2; 3; 5; 5; 5; ∞

500; 700; 1000;1500;2000; 3000 100; 200; 300; 400; 500; 600 5

200; 400; 600; 1000; 1500; 2000

2; 3; 5; 5; 5; ∞

500; 700; 1000;1500;2000; 3000 100; 200; 300; 400; 500; 600 7

200; 400; 600; 1000; 1500; 2000

2; 3; 5; 5; 5; ∞

500; 700; 1000;1500;2000; 3000

рисунок 1.

Система встречных годографов первых вступлений

120 110 100 Прямой годограф

Время, мс

/0 Встречный годограф

70 60 50 40 30 20 10 0

6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 Пикет, м

В данной работе использовались упрощенные модели среды без учета градиента скорости, что практически всегда имеет место в реальных средах. Этим обстоятельством объясняются завышенные значения скоростей. Таким образом, программа «ГОДОГРАФ» хотя и позволяет достаточно достоверно изучать упругую среду, однако при интерпретации скоростных разрезов следует учитывать особенности алгоритмов, заложенных в эту программу.

Список использованных источников и литературы 1. Горяинов Н. Н., Ляховицкий Ф. М. Сейсмические методы в инженерной геологии. — М.: Недра. 1979. 2. Пийп В. Б. Локальная реконструкция сейсмического разреза по данным преломленных волн на основе однородных функций. — М.: Физика Земли, 1991. № 3 (15) 2012

Молодые ученые. Инженерные изыскания: геофизические исследования

рисунок 2.

Скоростные разрезы, полученные для моноклинали, залегающей под углом 3°: а) скоростной закон — 100; 200; 300; 400; 500; 600 м/с; б) скоростной закон — 200; 400; 600; 1000; 1500; 2000 м/с; в) скоростной закон — 500; 700; 1000;1500;2000; 3000 м/с. Пунктиром обозначены границы, заданные в модели. В правой части разреза указаны модельные скорости распространения сейсмических волн.

Глубина, м

Пикет, м 0 0 -1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8 -9 -10 -11 -12 -13 -14 -15

Глубина, м

Пикет, м 0 0 -1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8 -9 -10 -11 -12 -13 -14 -15

Глубина, м

Пикет, м 0 0 -1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8 -9 -10 -11 -12 -13 -14 -15

Скоростной разрез (м/с) 5

125

225

275

100 м/с

150 175 200

175

225

175

225

275

200 м/с

225

275

325

275

300

325

275

300 м/с

325

375

325 350 375

400 м/с

400

Скоростной разрез (м/с) 5

425 475

375

425 475

525 575 625 675 725 775 825 875

525

225 250 275 300 325 350 425 475

200 м/с

475

525

575 625 675

775 825 875 925 975 1025 1075

400 м/с

425

475

725

375

425

575 625 675

325

375

400

525

575 625 675 725 775 825

575 625 675

725

600 м/с

1000 м/с 25

Скоростной разрез (м/с) 20 25

30 30

35 35

500 525

775 825 875 925 975 10751025

775 825 875 925 975 1025 1075 1125 1175 1225

1125 1175 1225

1275 1325 1375 1425

500 м/с

575 625 675

725

675 725 775 825 875 925 975 1025 1075 1125 1175 1225

725 775 825 875 925 975 1025 1075 1125 1175 1225

1275 1325

1275

675 725 775 825 875 925 975 1025 1075 1125 1175

1325 1375 1425

700 м/с 1100 м/с 1500 м/с

1500 1600

45 2000 м/с

Кафедра нефтегазового промысла • Книжные новинки Булатов А.И., Кусов Г.В. Савенок О.В.

Асфальто-смолопарафиновые отложения и гидратообразования: предупреждение и удаление: в 2 томах Булатов А.И., Волощенко Е.Ю., Кусов Г.В., Савенок О.В.

Экология при строительстве нефтяных и газовых скважин Антониади Д.Г., Савенок О.В., Шостак Н.А.

Теоретические основы разработки нефтяных и газовых месторождений

№ 3 (15) 2012

Молодые ученые. Инженерные изыскания: геофизические исследования

ВОЗМОЖНОСТИ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ МОВ ОГТ И ЭЛЕКТРОРАЗВЕДКИ ВЭЗ/ЗСБ ПРИ ВЫЯВЛЕНИИ ТЕКТОНИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ Г еофизические ме тоды в пос ле дние дес яти ле тия широко применяютс я при прове дении инженерных изыск аний д ля це лей промышленного и г ра ж д анского с троите льс тва: у точнения ин ж енерно - г еолог ических х арак теристик площ а дки строите льства, а так же оценки прочностных и деформационных х арактеристик грунтов. При этом одной из наиболее ва жных за д ач является выявление и трассирование тектонических нарушений. Д ля решения д анной за д ачи наиболее целесообра зным представляетс я применение комплекс а г еофизических исс ле дований, содерж а щего в минима льной конфиг урации сейсмора зведку МОВ ОГ Т и методы электрора зведки — вертик а льное электрическое зондирование ( ВЭЗ ), или зондирование с тановлением электромаг нитного поля в ближней зоне ( ЗСБ ). В ряде с лучаев этот комплекс может быть дополнен другими метод ами, такими к ак микромагнитна я и га зоэманационна я с ъемки. Це лью настоящей работы является оценк а эффективности одновременного применения сейсмора зведки МОВ ОГ Т и электрора зведки ЗСБ/ВЭЗ при выявлении тектонических нарушений в ус ловиях высокогорного рельефа на ра зличных объекта х А д лерского района. На изучаемой территории в геологическом строении принимают отложения четвертичного и юрского возраста; тектоническое строение весьма с ложное к ак в региона льном плане, так и в лок а льном.

Горшков Г. А.

Рудомаха Н. Н.

нача льник отде ла г еофизических исс ле дований

дирек тор ООО « Г ЕО-ЦЕНТР »,

ООО « Г ЕО-ЦЕНТР », маг ис трант к афе дры г еофизики К убГ У,

аспирант к афе дры г еофизики К у бГ У, Краснод ар

Краснод ар

Дудко Е. А.

ин ж енер-г ео ф изик ООО « Г ЕО-ЦЕНТР »,

маг ис трант к афе дры г еофизики К убГ У, Краснод ар

м а г ис т ра н т к аф е д р ы г ео ф изик и К у б Г У, К рас н од а р

Методика и результаты

Электроразведочные работы методом ВЭЗ выполнены симметричной установкой АМNВ. Измерения проводились на переменном токе частотой 4,88 Гц. При работах методом ЗСБ измерения проводились вдоль сейсмических профилей с шагом 5÷10 м. В качестве примера на рис. 1 приведены разрезы, полученные методом МОВ ОГТ (А) и методом ВЭЗ (Б, В) по двум рядом расположенным профилям. Сейсмический разрез получен в результате отработки пяти 24-канальных расстановок. Обработка материалов сейсморазведки проведена в канадском комплексе Vista 2D/3D Seismic Data Processing по специальному графу [1]. Скоростная характеристика разреза

Для решения поставленной задачи применялся следующий технологический комплекс. При проведении сейсморазведочных работ МОВ ОГТ применялась телеметрическая сейсморазведочная система ТЕЛСС-3 (ООО «ГЕОСИГНАЛ»), сейсмоприемники типа GS-20DX (ООО «ОЙО ГЕОИМПУЛЬС ИНТЕРНЭШНЛ»). При электроразведочных работах применялись станции МЭРИ-24/АСТРА (ООО «Северо-Запад»), а также ЭЛСИС (ООО «ГЕОСИГНАЛ»). Сейсморазведочная коса содержит 24 канала, шаг между приемниками 5 м, возбуждение упругих волн производилось на каждом канале. 36

Томишинец Т. И.

инженер-г еофизик ООО « Г ЕО-ЦЕНТР »,

Возможности сейсморазведки МОВ ОГТ и электроразведки ВЭЗ/ЗСБ при выявлении тектонических нарушений

рисунок 1.

Сопоставление сейсмического разреза МОВ ОГТ (а), разреза кажущегося сопротивления (б) и геоэлектрического разреза (в)

0 20 40 60

80 100 120 140 160 180 0

20 0 20

ρk [OH M M] рисунок 2 (а).

13.89

19.31

26.83

37.28

51.79

71.97

100

138.9

193.1

23.1

28.5

35.1

43.3

53.4

65.8

81.1

40 100

ρ, [OH M M]

Сопоставление сейсмического разреза (а) и разреза кажущейся относительной проводимости (б) 20

100

110 120

130

140

150

160

170

180

760 750 740 730 720 710 700 690 680

№ 3 (15) 2012

Молодые ученые. Инженерные изыскания: геофизические исследования

рисунок 2 (Б).

Сопоставление сейсмического разреза (а) и разреза кажущейся относительной проводимости (б)

760 750 740 730 720 710 700 690 680

получена как средствами скоростного анализа, так и с помощью программы GODOGRAF. Геоэлектрический разрез получен в результате отработки 27 ВЭЗ в программном комплексе IPI2WIN (МГУ). Сопоставление этих разрезов показывает достаточно хорошую корреляцию геофизических границ и тектонических нарушений. Получение геоэлектрического разреза по 27 ВЭЗ является дорогостоящим в плане временных затрат. Целесообразно использование менее

Если вместо ВЭЗ использовать метод ЗСБ, такая замена позволит без потери информативности, с меньшими затратами времени и средств, выполнить исследование строения верхней части разреза, в том числе при работе с дорожного покрытия затратных методов без потери информативности. В рамках данной работы рассматривается комплексирование МОВ ОГТ с ЗСБ [2, 3]. В качестве примера на рис. 2 а, б приведены разрезы: глубинный МОВ ОГТ и кажущейся относительной проводимости ЗСБ. В отличие от ВЭЗ, высокое разрешение по горизонтали достигается без потери информативности при 38

существенно меньшем объеме измерений. На рис. 3 показано применение этого же комплекса в условиях более высокогорного рельефа на площадке строительства гостиничного комплекса в Красной Поляне. Совместный анализ и интерпретация этих разрезов дает достоверное представление о геологическом строении верхней части разреза до глубин ~70 м.

Заключение 1. В минимальной конфигурации комплекс, состоящий из сейсморазведки и электроразведки, позволяет успешно решать задачу трассирования тектонических нарушений. 2. Вместо трудоемкого и требовательного к поверхностным условиям вертикального электрического зондирования (ВЭЗ) можно использовать метод высокоразрешающего ЗСБ. Такая замена позволяет без потери информативности с меньшими затратами времени и средств выполнить исследование строения верхней части разреза, в том числе при работе с дорожного покрытия. 3. Методика высокоразрешающего ЗСБ требует некоторой доработки и совершенствования обрабатывающего программного обеспечения. В частности, при обработке данных высокоразрешающего ЗСБ представляется целесообразным перейти от относительных значений проводимости к абсолютным, добавить возмож-

Возможности сейсморазведки МОВ ОГТ и электроразведки ВЭЗ/ЗСБ при выявлении тектонических нарушений

рисунок 3.

Сопоставление разреза кажущейся относительной проводимости (а) и сейсмического разреза (б)

Н, м 0

100

110

120

130

140

150

160

170

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 Н, м 0

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140

ность внесения нескольких моделей на одном профиле; также работу программы необходимо сделать более стабильной.

Список использованных источников и литературы 1. Baker G. S. Processing near-surface seismicreflection data: A Primer: edited by R. A. Young, Society of Exploration Geophysicists Publications, 1999, 87 p.

2. Сочельников В. В., Небрат А. Г. Теория и практические возможности метода ЗСБ-ИВП // Неклассическая геоэлектрика: материалы международной конференции 28 августа — 1 сентября 1995 г. — Саратов, 1995. — С. 14—15. 3. Небрат А. Г., Сочельников В. В., Кисель С. А. Высокоразрешающая инновационная электроразведка, промежуточные итоги // Материалы докл. на международном электроразведочном семинаре в Горном институте. — Санкт-Петербург, 2010. № 3 (15) 2012

Молодые ученые. Инженерные изыскания: геофизические исследования

ПОИСК И ТРАССИРОВАНИЕ ТЕКТОНИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ МЕТОДАМИ ИНЖЕНЕРНОЙ ГЕОФИЗИКИ Ра знообра зие и с ложнос ть изучаемых объектов в верхней час ти ра зре за в ряде с лу чаев де лают невозможной полную их х арактерис тик у по д анным одного геофизического метод а. Одним из ва жнейших ус ловий успешного решения за д ач исс ледования ВЧР является выбор оптима ль ного комплекс а методов исс ледований с учетом имеющихся и потенци а льных возможностей к а ж дого метод а, в том чис ле и с точки зрения их информативности и совместимости ра знородных д анных. В сентябре — октябре 2011 года на объекте « Жилой комплекс в районе Толсто го мыс а в г. Г е ленд жике » фирма ООО « ИнжГ еоСервис » прове ла комплекс инженерно-геофизических изысканий с целью у точнения геологического ра зреза на учас тке проектируемого с троите льс тва, опреде ления физи ческих х арактерис тик г рунтов, а так же опре де ления на личия и к арти рования тектонических нарушений на учас тке изыск аний. Мес тополо жение района изыск аний: Российск а я Фе дерация, Краснод арский край, г. Ге ленд жик, мыс Толстый, район ул. Крымской. Так а я за д ача является одной из основных в инженерной геофизике. Д ля нарушенных пород х арактерно уменьшение плотности, скоростей упругих волн. Изменение электрических х арактерис тик зависит от типа запол ните ля трещин и трещиноватых зон и свойств ненарушенных пород [3].

Колодий А. А.

Диброва А. И.

м а г ис т ра н т к аф е д р ы г ео ф изик и К у б ГУ,

ин ж енер-г ео ф изик ООО « Ин ж Г ео С ер вис », Т уа пс е

Ясницкий А. А.

Шабарин В. Н.

м а г ис т ра н т к аф е д р ы г ео ф изик и К у б ГУ, гл а вный

г енера ль ный д ир ек то р ООО « Ин ж Г ео С ер вис »,

ин ж енер-г ео ф изик ООО « Ин ж Г ео С ер вис », Т уа пс е

Т уа пс е

елью настоящей работы является оценка эффективности комплексирования геофизических методов: сейсморазведки КМПВ, электроразведки методом электротомографии и газоэманационной съемки при обнаружении и изучении тектонических нарушений [1—4]. Основные задачи исследований: - проведение полевых исследований методами КМПВ и электротомографии на участке с известным геологическим строением; - проведение газоэманационной съемки по заданным профилям; - обработка и комплексная интерпретация полученных материалов с использованием современных программных средств; - анализ полученных результатов и сопоставление их с данными бурения;

- построение карты тектонических нарушений площадки изысканий. В геологическом строении исследуемой площадки в интервале разведанных глубин 5—25 м на основе предварительных материалов ООО «Фирма Недра» [5] принимают участие четвертичные и верхнемеловые образования терригенно-карбонатной флишевой зоны.

Методика и результаты работ Для решения поставленных задач был выполнен следующий комплекс геофизических методов: малоглубинная сейсморазведка КМПВ, электроразведка на постоянном токе методом электротомографии и газоэманационная съемка. Такое сочетание гео-

Поиск и трассирование тектонических нарушений методами инженерной геофизики

рисунок 1.

Исходные сейсмограммы P- (а) и SH-волн (б), полученные в ходе полевых работ. Красным овалом выделены зоны нарушения оси синфазности, связанные с тектоническими нарушениями

Расстояние, м 74

Время, мс

Зона нарушения оси синфазности

100

Расстояние, м 0

Зона нарушения оси синфазности

Время, мс

100

150

физических методов представляется наиболее эффективным комплексом для изучения ВЧР и поиска тектонических нарушений в рассматриваемых геологических условиях. Газоэманационная съемка позволяет определить наличие тектонических нарушений на площадке изысканий, а сейсморазведка с электроразведкой уточняют их положение. Сейсморазведочные работы КМПВ выполнены с использованием цифровой телеметрической 48-канальной сейсмической станции «ТЕЛСС-3». Сейсмограммы записывались на жесткий диск компьютера в формате SEG-Y длиной 1024 мс при

дискретности равной 1 мс. Возбуждение сейсмических волн осуществлялось кувалдой массой 10 кг. Выделение полезного сейсмического сигнала на фоне помех проводилось в режиме накопления воздействий. При регистрации продольных и поперечных волн применялись системы наблюдений ZZ и YY, соответствующие вертикальному удару с вертикально ориентированными сейсмоприемниками типа геофон GS-20DX-2B и горизонтальному удару, перпендикулярному направлению профиля с ориентированными в том же направлении сейсмоприемниками GS-20DXSUPER. Примеры полевых сейсмограмм показаны на рис. 1. Сейс№ 3 (15) 2012

Молодые ученые. Инженерные изыскания: геофизические исследования

рисунок 2.

Пример разреза истинных сопротивлений, полученный методом электротомографии Скв-6

Глубина, мс

Скв-5

-5

-10

-15 0

Расстояние, м

-15

ρ Ом м 0

рисунок 3.

100

120

Графики активности радона

количество Бк/м3

Профиль V 3000 2500 2000 1500

22.09.2011 26.09.2011

1000 50 0

расстояние по профилю в м

моприемники располагались равномерно по профилю с шагом 2 м. Длина сейсмических профилей составляла от 74 до 124 м (38 и 64 канала соответственно). Электроразведочные работы методом электротомографии проводились с использованием электроразведочного измерителя «МЭРИ-24», возбуждение тока осуществлялось с помощью генератора «АСТРА-100». Переключение приемных электродов MN производилось коммутатором COMx64. В качестве питающей линии использовались стальные электроды-штыки (d = 12 мм), длиной 500 мм. Линия АВ монтировалась из медно-стального провода марки ГСП-05. Приемная линия представляла собой четыре 16-канальные косы, подсоединенные к коммутатору. Заземление осуществлялось с помощью стальных электродов. Работы выполнялись одноканальной аппаратурой с использованием трехэлектродной установки Шлюмберже. При этом коммутировались только приемные электроды MN, а питающий электрод переносился вдоль профиля вручную. Работы проводились по заранее выбранному протоколу. Расстояние между электродами составляло 1 и 3 м, что позволило осуществить разносы от 1,5 до 40,5 м при шаге, равном 1 м, и 42

от 4,5 до 121,5 м при шаге 3 м. Шаг по профилю питающего электрода составлял 2 м. Сила тока в питающей линии была равна 100 и 200 мА при рабочей частоте 4,88 Гц. На рис. 2 приведен разрез истинных сопротивлений, полученный методом электротомографии. Работы методом газоэманационной съемки проводились с использованием двух радиометров радона «РРА-01М-01 «Альфарад». Измерения плотности потока радона из почвы производились по системе профилей, расположенных вкрест предполагаемому тектоническому нарушению. Закачка проб воздуха проходила при помощи газонакопительной камеры, встроенной воздуходувки и патрона-осушителя. Анализируемые пробы отбирались из специально набитых лунок глубиной 0,5—0,8 м, которые располагались равномерно по профилям, с шагом 5 м. На рис. 3 приведен пример графиков активности радона на одном из профилей. Для учета вариаций радона проводились измерения его общей активности путем повторных наблюдений эманаций на одной точке с равными промежутками времени, после чего в данные, полученные по профилям, вводились соответствующие поправки.

Поиск и трассирование тектонических нарушений методами инженерной геофизики

рисунок 4.

Карта тектонических нарушений, построенная по данным выполненных работ

Условные обозначения:

Расположение профилей проводимых изысканий: ГЭ – газоэманационная съемка; КМПВ – сейсморазведка МПВ; ЭТ – электротомография.

По итогам проведенных работ была построена карта тектонических нарушений, показанная на рис. 4.

Заключение В результате выполненных инженерно-гео физических изысканий на объекте «Жилой комплекс в районе Толстого мыса в г. Геленджике» были решены следующие задачи: - по материалам сейсморазведки КМПВ уточнено геологическое строение участка работ и построены геосейсмические разрезы, рассчитаны скорости распространения продольных и поперечных волн в грунтах, определено наличие и расположение тектонических нарушений на площадке изысканий; - по данным электроразведочных работ методом электротомографии было уточнено геологическое строение участка работ, построены геоэлектрические разрезы, определены значения сопротивлений горных пород, слагающих участок, определено положение уровня грунтовых вод. Также по результатам анализа кривых ВЭЗ по профилям № 3 и 5 было установлено местоположение тектонических нарушений. На остальных 4 профилях выделить зоны нарушений не удалось по причине малой контрастности электрических свойств; - по материалам газоэманационной съемки выявлены тектонические нарушения на участке работ. Построены карты изолиний и графики активности радона. Проведены расчеты уровня радонового риска в условиях подвальных помещений; - по результатам комплексной обработки данных была построена карта предполагаемых тектонических нарушений участка работ.

Выявленное тектоническое нарушение

В целом выполненный комплекс работ является достаточно информативным и обеспечивает решение поставленной задачи. Каждый метод выявил наличие и местоположение тектонических нарушений. Наилучший результат показали газоэманационная съемка и сейсморазведка. Для выделения разрывных нарушений по данным электроразведки пришлось прибегнуть к анализу кривых ВЭЗ, полученных при работах по электротомографии, и лишь по изменению формы кривых, а также опираясь на данные сейсмики и эманационной съемки удалось выделить целевые объекты.

Список использованных источников и литературы 1. Бобачев А. А., Горбунов А. А., Модин И. Н., Шевнин В. А. Электротомография методом сопротивлений и вызванной поляризации. Приборы и системы разведочной геофизики. — 2006, № 2. — С. 14—17. 2. Горяинов Н. Н. Применение сейсмоакустических методов в гидрогеологии и инженерной геологии. Мин-во геол. СССР; Всесоюз. науч.-исслед. ин-т гидрогеол. и инж. геол. — М.: Недра, 1992. 3. Ляховицкий Ф. М., Хмелевской В. К., Ященко З. Г. Инженерная геофизика. — М.: Недра, 1989. 4. Несмеянов С. А. Неоструктурное районирование Северо-Западного Кавказа. — М.: Недра, 1992. — 254 с. 5. Технический отчет по инженерно-геологическим изысканиям на объекте «Строительство многофункционального жилого комплекса в г. Геленджике в районе Толстого мыса», ООО «Фирма «Недра», ст. Марьянская, 2011. № 3 (15) 2012

Молодые ученые. Инженерные изыскания: геофизические исследования

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ АНИЗОТРОПНЫХ СВОЙСТВ СКАЛЬНЫХ ПОРОД ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ Изу чение анизотропных свойс тв ск а льных г рунтов, в час тнос ти выявление направлений преоб ла д ающего ра звития трещиноватос ти, имеет ак т уа льное значение д ля нынешних тенденций в с троите льной сфере деятельности. Особенно ва жно это д ля строительства в ус ловиях горной мес тнос ти: например, объекты Олимпийского комплекс а в Сочи должны с троитьс я с у че том анизотропных свойс тв ск а льных г ру нтов. Вопрос изучения трещиноватос ти опреде ляет не только глубину за легания фунд амента зд аний, но и принятие опре де ленных мер по у че т у а зим у тов ра звития трещиноватос ти.

Прохачев М. В. ин ж енер-г ео ф изик, ООО « Г еоА рхС т р о йПр о ек т», К рас н од а р

данной работе приведен пример изучения анизотропных свойств скальных грунтов в условиях горной местности. Задача инженерно-геофизических работ состояла в определении коэффициента трещиноватости и выявлении основных направлений (азимутов) развития трещиноватости на территории. Изыскательские работы проводились под постройку гидротехнических сооружений (дамб) в балке, предназначенных для сбора атмосферных осадков и образования системы технических прудов для целей орошения сельскохозяйственных угодий. Отличительные особенности данной работы: 1) использование одного и того же материала как для изучения анизотропных свойств скальных грунтов, так и для определения мощности зоны выветривания в скальных грунтах (задача расчленения разреза по геофизическим свойствам); 2) кроме того, для решения задачи изучения анизотропных свойств скальных грунтов применялся комплекс геофизических методов: электроразведочный метод вертикального электрического зондирования и сейсморазведочный метод преломленных волн (метод первых вступлений).

Теория и практика метода решения задачи 44

Для изучения анизотропных свойств скальных грунтов использован комплекс геофизических методов, состоящий из методов кругового вертикального электрического зондирования (КВЭЗ) и кругового сейсмического зондирования (КСЗ) [1]. Вся теория вопроса электроразведочного метода основана на известном парадоксе анизотропии: при заданной слоистости некоторого объема среды количественные значения электроразведочных параметров должны быть минимальны в направлении распространения слоистости и максимальны поперек этого направления. На практике дело обстоит с точностью до наоборот: на получаемой круговой диаграмме кажущихся сопротивлений (или удельных электрических сопротивлений) направление большой полуоси эллипса соответствует направлению распространения слоистости. Такой же эффект возникает при наличии в среде некоторого направления, вдоль которого происходит нарушение слоистости, уменьшение прочности и увеличение трещиноватости в скальных грунтах. Применение сейсмических методов для изучения анизотропности горных пород базируется на зависимости скоростей упругих волн в анизотропных или квазианизотропных средах от направления распространения волны или ее поляризации. При изучении анизотропности пород в естественных условиях обычно используют измерения скоростей волн по различным направ-

Экспериментальное исследование анизотропных свойств скальных пород геофизическими методами

лениям. В случае трансверсально-изотропной среды максимальная скорость продольных или поперечных волн SH соответствует направлению их распространения вдоль слоистости, а минимальная — поперек нее. В обоих методах в качестве меры анизотропности среды используется коэффициент анизотропии χ, представляющий собой отношение максимального значения геофизического параметра (кажущегося сопротивления, скорости упругой волны) к минимальному значению. В литературе встречается также и другой вариант расчета коэффициента анизотропии: χ = (max/min)½ — квадратный корень из отношения максимального значения к минимальному. Второй вариант чаще всего используется в электроразведочном варианте решения задач по изучению анизотропии скальных грунтов. В ходе полевого эксперимента были выполнены серии измерений геофизических параметров (электроразведочных и сейсморазведочных) по четырем азимутам (Ю-С, ЮЗ-СВ, З-В и СЗ-ЮВ), на основании которых затем были построены круговые диаграммы геофизических параметров — скоростей продольных и поперечных SH волн, удельного электрического сопротивления (рис. 1). Кроме того, была составлена план-схема (рис. 2) зон выделенных преобладающих направлений трещиноватости на изученной территории и получены количественные значения коэффициента трещиноватости на каждой точке круговых зондирований.

Выводы

рисунок 1.

КЗС-1 СЗ

Круговые диаграммы сейсмического (слева) и вертикального электрического (справа) зондирований. Скорости упругих волн даны в км/с, значения удельного электрического сопротивления — в Ом*м. Цвет линий обозначает либо тип упругой волны, либо глубину геоэлектрического слоя, которому соответствуют значения УЭС С

КВЭЗ-1

2,5 2 1,5 1

СВ

В З

0,5

ЮЗ Vp

рисунок 2.

СЗ

ЮВ Ю

90 75 60 45 30 15 0

ЮЗ

С СВ

ЮВ h=1.4-6.6

h=6.6-12.0

Карта-схема зон преобладающих направлений трещиноватости на глубине 3 м. Отрезками обозначены азимуты направлений трещиноватости, условный север направлен строго вверх. Карта-схема построена по данным КСЗ.

Результаты круговых зондирований — диаграммы, построенные в едином масштабе, — позволяют не только определить преобладающее направление развития трещиноватости, но и оценить количественные параметры геофизических полей по площади и глубине. Сопоставление круговых диаграмм КВЭЗ и КСЗ позволяет оценить сходимость данных разных методов между собой. Разница в ориентации круговых диаграмм разных типов волн на одной и той же точке зондирования не может быть объяснена без привлечения широкого круга данных из области геологии. Круговые диаграммы КВЭЗ и КСЗ в целом удовлетворительно коррелируются между собой для одного и того же диапазона глубин. Недостатком КСЗ является жесткость параметров приемной расстановки, ограничивающая глубинность зондирования. В варианте КВЭЗ глубинность ограничена только возможностями рельефа, однако привязка по глубине менее точна, чем в сейсморазведочном варианте.

Список использованных источников и литературы Ляховицкий Ф. М., Хмелевской В. К., Ященко З. Г. Инженерная геофизика. — М.: Недра, 1989. № 3 (15) 2012

Молодые ученые. Инженерные изыскания: геофизические исследования

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ МЕТОДОМ MASW ПРИ ИНЖЕНЕРНЫХ ИЗЫСКАНИЯХ Сейсморазведка верхней части разреза — один из основных методов инженерной геофизики. Успех и признание комплекса сейсмических методов исследований обусловлены тем, что они оказа лись весьма эффективными при решении многих за дач, имеющих ва жное значение как при инженерногеологическом картировании, так и при проведении изысканий для целей строительства. Наряду с тра диционно используемыми в инженерных изысканиях методами сейсморазведки ( КМПВ, МОВ ОГТ, сейсмотомография ) все большую популярность приобретает метод многокана льного ана лиза поверхностных волн (MASW ), который уже долгое время с успехом применяется на Запа де [3—5].

Ясницкий А. А.

Шабарин В. Н.

м а г ис т ра н т к аф е д р ы г ео ф изик и Ку б Г У, гл а вный

г енера льный дирек тор ООО « Ин ж Г еоСервис »,

ин ж енер-г ео ф изик ООО « Ин ж Г ео С ер вис », Туа пс е

Туа псе

Колодий А. А. м а г и с т ра н т к аф е д р ы г ео ф и з и к и Ку б Г У, и н ж ен ер-г ео ф и з и к ООО « И н ж Г ео С ер в и с », Туа п с е

елью настоящей работы является сравнительная оценка эффективности применения метода MASW с традиционными методами сейсморазведки для целей инженерных изысканий. Основные задачи исследований: - опробование методики проведения полевых работ методом MASW; - выполнение сейсморазведочных работ КМПВ на том же профиле; - камеральная обработка полученных материалов, а также их интерпретация; - анализ и сравнение полученных результатов. Указанные задачи решаются в условиях верхней части разреза, характеризующейся невыдержанностью границ раздела, неоднородностью и анизотропностью свойств горных пород. Полевые сейсморазведочные работы выполнены на северо-западной окраине г. Туапсе, в районе ул. Кириченко. В геоморфологическом отношении участок работ относится к средней части склона северо-восточной экспозиции. Поверхность склона неровная, бугристая, прорезанная многочисленными эрозионными промоинами. В геологическом строении площадки принимают участие коренные породы палеогенового возраста (переслаивающиеся песчаники и аргиллиты), в кровле затронутые 46

процессами выветривания, перекрытые чехлом техногенных отложений (насыпные грунты), современными оползневыми отложениями (глина полутвердая) и древними оползневыми накоплениями (дресвяные грунты с суглинистым заполнителем). Гидрогеологические условия участка изысканий характеризуются наличием одного водоносного горизонта, представляющего собой воды поровопластового типа. Уровень подземных вод изменяется от 0,3 до 13,0 м с уклоном в сторону ручья.

Методика производства работ Геофизические работы выполнялись по методике многоканального анализа поверхностных волн (MASW) [3, 5]. Кроме того, с целью проверки результатов на том же участке проведена сейсмическая разведка КМПВ [2]. Сейсморазведочные работы с поверхности выполнялись по методике многоканального анализа поверхностных волн. Положение линии профиля определялось на месте в соответствии с поверхностными условиями и занятостью территории. Измерения выполнялись с помощью цифровой телеметрической 48-канальной сейсмической станции «ТЕЛСС-3» (ООО «ГЕОСИГНАЛ»). Управ-

Молодые ученые. Инженерные изыскания: геофизические исследования

Ясницкий А. А.

Шабарин В. Н.

м а г ис т ра н т к аф е д р ы г ео ф изик и Ку б Г У, гл а вный

г енера льный дирек тор ООО « Ин ж Г еоСервис »,

ин ж енер-г ео ф изик ООО « Ин ж Г ео С ер вис », Туа пс е

Туа псе

Оценка эффективности применения сейсморазведки методом MASW при инженерных изысканиях

рисунок 1.

Методика наблюдений в методе MASW [1] «точка записи» (середина расстановки)

46 м пункт возбуждения

10 м приемная линия

2м отстрел 1 отстрел 2 отстрел 3 отстрел 4

шаг между расстановками

4м

ление станцией, анализ полученной информации и ее дальнейшее сохранение осуществлялись с помощью переносного компьютера Notebook. Сейсмограммы записывались на жесткий диск компьютера в формате SEG-Y длиной 1024 мс при дискретности 1 мс. Возбуждение сейсмических волн осуществлялось кувалдой массой 10 кг. Выделение полезного сейсмического сигнала на фоне помех проводилось в режиме накопления воздействий. Сбор данных от каждых 4 каналов, входящих в состав сейсмической косы, осуществляется с помощью полевого телеметрического модуля. Полевой модуль обеспечивает усиление, измерение и регистрацию сейсмического сигнала заданной длительности при заданном времени дискретизации и коэффициенте усиления предварительного усилителя. При поверхностном возбуждении упругих колебаний более 2/3 части энергии уходит на образование низкоскоростных поверхностных волн Рэлея. В случае вертикального градиента скоростей каждая частотная компонента поверхностной волны распространяется со своей фазовой скоростью, т. е. скорость поверхностной волны является функцией частоты колебаний. Глубина, на которую распространяются колебания поверхностной волны, пропорциональна длине волны (или обратно пропорциональна частоте). Указанная особенность лежит в основе метода многоканального анализа поверхностных волн [4, 5]. Зависимость фазовой скорости от частоты для данной среды называется дисперсионной кривой. Форма дисперсионной кривой отображает изменение жесткости с глубиной. Наиболее распространенный способ использовать описанное свойство дисперсии — построение профилей поперечных

скоростей с помощью многоканального анализа поверхностных волн. Для построения профиля поперечных скоростей необходимо сначала зарегистрировать поверхностные волны, сгенерированные различными источниками, например кувалдой. При регистрации поверхностных волн применялась система наблюдений ZZ, соответствующая вертикальному удару с вертикально ориентированными сейсмоприемниками типа геофон GS-20DX-2B. Сейсмоприемники располагались равномерно по профилю с шагом 2 м. Сбор полевых данных выполнялся с использованием методики «профилирования» (рис. 1). Применялась фланговая система наблюдений с выносом 10 м. При этом после завершения наблюдений на данной точке расстановка из 24 каналов и пункт возбуждения переносились на 4 м, и так до конца профиля (аналогично методике выполнения работ ОГТ). Точка записи при реализации такой системы наблюдений относится к центру расстановки (аналогично методу ВЭЗ). Кроме того, с целью сравнения полученных результатов на исследуемом участке на том же профиле выполнены и работы КМПВ. Регистрация выполнялась с использованием тех же оборудования и аппаратуры, что и при выполнении работ MASW. Отличия состоят только в методике наблюдений. При регистрации продольных и поперечных волн применялись системы наблюдений ZZ и YY, соответствующие вертикальному удару с вертикально ориентированными сейсмоприемниками типа геофон GS-20DX-2B и горизонтальному удару, перпендикулярному № 3 (15) 2012

Оценка эффективности применения сейсморазведки методом MASW при инженерных изысканиях

рисунок 1.

Методика наблюдений в методе MASW [1] «точка записи» (середина расстановки)

46 м пункт возбуждения

10 м приемная линия

2м отстрел 1 отстрел 2 отстрел 3 отстрел 4

шаг между расстановками

4м

Молодые ученые. Инженерные изыскания: геофизические исследования

рисунок 2.

Дисперсионное изображение и пропикированная по максимумам амплитуд кривая

500

Фазовая скорость, м/с

400

300

200

100

0 рисунок 3.

30 35 Частота, Гц

Профиль поперечных скоростей, построенный по методу MASW

23 Глубина, м

Положение «точек записи», м 43 47 51

0 1 2 3 4

Vs, м/с 600 500

5 6 7 8

400

300

200

11 12 13

направлению профиля с ориентированными в том же направлении сейсмоприемниками GS-20DXSUPER. Сейсмоприемники распо лагались равномерно по профилю с шагом 2 м. Длина сейсмического профиля была 76 м (39 каналов). Для надежного распознавания поперечных волн способом фазовой инверсии 48

возбуждение поперечных волн производилось поочередно в противоположных направлениях, перпендикулярно линии расстановки. С целью получения непрерывных сводных годографов, а также надежного определения точек преломления годографов использовались нагоняющие удары в пунктах выносов до 30 м.

Молодые ученые. Инженерные изыскания: геофизические исследования

рисунок 2.

Дисперсионное изображение и пропикированная по максимумам амплитуд кривая

500

Фазовая скорость, м/с

400

300

200

100

0 рисунок 3.

30 35 Частота, Гц

Профиль поперечных скоростей, построенный по методу MASW

23 Глубина, м

Положение «точек записи», м 43 47 51

0 1 2 3 4

Vs, м/с 600 500

5 6 7 8

400

300

200

11 12 13

Оценка эффективности применения сейсморазведки методом MASW при инженерных изысканиях

рисунок 4.

Сейсмический разрез КМПВ по поперечным волнам

76 Расстояние, м

183 м/с

274 м/с Глубина, м

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

616 м/с

970 м/с

X Scale

0.001.803.605.407.209.00

Методика обработки и интерпретации материалов Первичная обработка материалов (суммирование сейсмограмм) проведена с помощью программы «ТЕЛСС-3» версии 1.00, входящей в комплект поставки сейсмостанции. Дальнейшая обработка и интерпретация материала выполнялась в пакете RadExPro Plus 2011.3 Basic (ООО «Деко-Геофизика СК»). В процессе обработки были осуществлены чтение и визуализация полученных сейсмограмм, присваивание геометрии. Затем в специальном модуле MASW* выполняется дисперсионный анализ — построение дисперсионных изображений. На каждую полученную сейсмограмму рассчитывают дисперсионное изображение. Типичный вид такого изображения представлен на рис. 2. Далее в автоматическом режиме выполняется инверсия — нахождение профиля поперечных скоростей, теоретическая дисперсионная кривая которого максимально приближена к измеренной кривой. Двумерный профиль скоростей поперечных волн строится интерполяцией между полученными вертикальными профилями. Сформированный профиль поперечных скоростей представлен на рис. 3. Как видно из представленного рисунка, геологический разрез в пределах площади изысканий характеризуется положительным градиентом скоростей поперечных волн. Опираясь на материалы прошлых инженерно-геологических изысканий и анализируя полученный профиль скоростей, можно сделать следующую литологическую интерпретацию:

Z Scale

0.001.202.403.604.806.00

- с поверхности до глубин 2—3 м залегает насыпной разнородный грунт (VS=140—200 м/с); - глина полутвердая, тяжелая располагается ниже вплоть до глубин 8—9 м (VS=200—350 м/с); - дресвяный грунт с суглинистым твердым заполнителем залегает под слоем глин и характеризуется VS=400—600 м/с. Первичная обработка материалов КМПВ (суммирование сейсмограмм) проведена также с помощью программы «ТЕЛСС-3» версии 1.00, входящей в комплект поставки сейсмостанции. В процессе интерпретации построены годографы продольных и поперечных прямых и преломленных волн, определены скорости (V P и V S) распространения на границах преломления и глубины залегания промежуточных сейсмических границ (Н). В интервале наблюдений, на которых получены встречные годографы преломленных волн, были построены сводные, разностные годографы и годографы t 0, вычислены эхоглубины до преломляющих границ, значения граничных скоростей и по засечкам построены непрерывные преломляющие границы. Дальнейшая работа с полученными результатами заключается в аппроксимации преломляющих границ геологическими границами и составлении сейсмогеологических разрезов. Граничные скорости отождествляются с пластовыми скоростями продольных и поперечных волн. На рис. 4 графически представлен построенный геосейсмический разрез. Кроме того, полевые материалы сейсморазведки КМПВ были обработаны и в программном комплексе Godograf (Пийп В. Б., МГУ). Результат этой обработки представлен на рис. 5. № 3 (15) 2012

Оценка эффективности применения сейсморазведки методом MASW при инженерных изысканиях

рисунок 4.

Сейсмический разрез КМПВ по поперечным волнам

76 Расстояние, м

183 м/с

274 м/с Глубина, м

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

616 м/с

970 м/с

X Scale

0.001.803.605.407.209.00

Z Scale

0.001.202.403.604.806.00

Молодые ученые. Инженерные изыскания: геофизические исследования

Глубина, м

рисунок 5.

Скоростной разрез по поперечным волнам

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 0

40 Расстояние, м

Как видно из приведенных выше рисунков, скорости распространения поперечных волн в грунтах и глубины границ слоев, полученные по результатам двух методов сейсморазведки, имеют близкие значения, что говорит о достаточно точном определении обозначенных параметров. Но на разрезах, полученных по методике MASW и обработанных в программном комплексе Godograf, распределение скоростей в среде носит градиентный характер, а в разрезе, полученном по методу t0, присутствуют границы выделенных слоев.

Заключение В результате выполненных работ можно сделать следующие выводы. Метод MASW имеет определенные существенные преимущества, а именно: высокая интенсивность поверхностных волн обеспечивает необходимое соотношение сигнал/шум; достаточно простая методика полевых работ, не требующая специальной аппаратуры; простая процедура обработки данных; широкие возможности применения метода. При этом ему свойственны и некоторые недостатки: - существуют ограничения при наблюдениях по методу многоканального анализа поверхностных волн — сильно расчлененный рельеф и наличие высокоскоростного слоя на поверхности. В случае, когда высокоскоростной слой лежит на однородном полупространстве с меньшей скоростью, существует предел по длине волны Рэлея, по достижении которого волна перестает существовать; - методика полевых работ действительно простая, но требует выполнения отдельного вида работ. То есть использовать сейсмограммы из материалов сейсморазведки КМПВ или МОВ ОГТ не всегда представляется возможным. Кроме того, в качестве приемников рекомендуется использовать не стандартные сейсмоприемники, а низкочастотные (4,5 Гц) вертикальные геофоны; 50

- процедура обработки простая, но результат очень сильно зависит от входных параметров модели и не всегда стабилен; - область применения результатов метода MASW требует уточнения, так как в настоящее время в соответствии с действующими нормативно-техническими документами России он не входит в число методов инженерной геофизики и применение его пока ничем не регламентировано. Поэтому наряду с дальнейшим совершенствованием технологии наблюдений поверхностных волн, программных средств обработки и интерпретации необходимым условием широкого применения метода MASW для целей инженерных изысканий является и придание ему более определенного статуса, как одного из признанных методов инженерной геофизики.

Список использованных источников и литературы 1. Вакуленко С. А., Забельян И. Г., Гончаров А. Б., Турчков А. М. Опыт применения многокомпонентного анализа поверхностных волн для определения строения верхней части разреза. Инженерная и рудная геофизика, 2011. — М., 2011. 2. Горяинов Н. Н. Применение сейсмоакустических методов в гидрогеологии и инженерной геологии. Мин-во геол. СССР; Всесоюз. науч.-исслед. ин-т гидрогеол. и инж. геол. — М.: Недра, 1992. 3. Choon B. Park, Richard D. Miller, Jianghai Xia, Julian Ivanov. Multichannel analysis of surface waves (MASW) — active and passive methods. Kansas Geological Survey, Lawrence, USA, 2007. 4. Julian Ivanov, Richard D. M., George T. Some practical aspects of MASW analysis and processing. SAAGEEP Extended Abstracts, CReSIS, Kansas Geological Survey, The University of Kansas, 2008. 5. Park C.B., Miller R.D., and Xia J. Multichannel analysis of surface waves: Geophysics, v. 64, n. 3, pp. 800—808, 1999.

Молодые ученые. Инженерные изыскания: геофизические исследования

Глубина, м

рисунок 5.

Скоростной разрез по поперечным волнам

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 0

40 Расстоние, м

350038, Краснодар, ул. Головатого, 585, тел./факс (861) 274-62-33 127254, Москва, ул. Руставели, д. 14, кор. 6, офис 9, тел./факс (495) 641-22-42 (доп. 117) e-mail: contact@cons-m.ru www.cons-m.ru № 3 (15) 2012

Молодые ученые. Инженерные изыскания: геофизические исследования

ГЕОРАДИОЛОКАЦИОННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРИ ИЗУЧЕНИИ ПОДПОРНОГО СООРУЖЕНИЯ НА АВТОМОБИЛЬНОЙ ДОРОГЕ М-27 ДЖУБГА — СОЧИ В н ас тоящее время д ля контроля сос тояния ин ж енерных соору ж ений все чаще применяют г еофизические методы. На автомоби льной дорог е М -27 Д ж убга — Сочи в горной час ти с активными оползневыми учас тк ами возведено большое количество подпорных стен и удерживающих сооружений. Многие из этих конструкций были запроектированы и построены еще в 80-х год а х X X век а, и не вс я рабоча я док у ментация сохрани лась. Большинс тву из этих соору ж ений требуетс я к апита льный ремонт. Д ля одной из таких с тен необходимо было опре де лить конс труктивные особенности д ля принятия проектных решений по усилению соору жения. По мнению проек тной организации, за монолитной бетонной об лицовочной пане лью дол ж ны бы ли на ходитьс я буронабивные сваи. В итог е за д ача была решена при помощи метод а г еора диолок ации, широко применяемого в пос ле дние дес яти летия.

Баранов О. Н.

Подтелков Е. М.

г еофизик 1-й к атегории,

и н ж ен ер 2-й к ат ег о р и и,

ООО « НТЦ « Г еоПроек т», К у бГУ,

ООО « НТЦ « Г ео П р о ек т», К у б ГУ,

Краснод ар

К рас н о д а р

Методика работ Исследования проводились георадаром «ОКО-2» производства фирмы ООО «ЛОГИС». Антенный блок георадара располагался параллельно фасаду подпорного сооружения и перемещался со скоростью не более 2 км/ч. Геологическое строение примыкающего склона было неизвестно, видимая толщина стены не превышала 0,7 м. В связи с этим работы выполнялись антенным блоком АБ-400 с рабочей частотой 400 МГц. При работе на такой частоте разрешающая способность георадара, необходимая для надежного 52

определения местоположения буронабивных свай диаметром 1 м, вполне достаточна. Для предотвращения геометрических искажений в измерениях применялся датчик перемещений. В последующем профиль измерялся рулеткой для точной привязки. По первому профилю измерения произво дились при перемещении антенного блока на высоте 2 м от поверхности земли. На зарегистрированной радарограмме какие-либо объекты не отобразились — рис. 1 (а). При проведении работ на высоте 1 м от поверхности земли на радарограмме выделялись оси

Георадиолокационные исследования при изучении подпорного сооружения на автомобильной дороге М-27 Джубга — Сочи

синфазности отраженных волн от объектов, расположенных друг от друга с одинаковым шагом, — рис. 1 (б). Для более точной локализации местоположения буронабивных свай применялась процедура обработки «выделение огибающей» в программе обработки GeoScan32 [1]. После чего, уже на обработанных радарограммах, выделялись буронабивные сваи и граница между облицовочной панелью и грунтом. В результате этих работ было определено, что за бетонной монолитной облицовочной панелью толщиной 0,7 м находятся буронабивные сваи диаметром 1 м и с шагом между ними 1,5 м (рис. 2).

рисунок 1.

нс

а)

Примеры радарограмм, полученных при инструментальном обследовании подпорного сооружения: (а) по профилю, проходящему на высоте 2 м от поверхности земли; б) по профилю, проходящему на высоте 1 м от поверхности земли

0м

2м

4м

60 80

Заключение

6м

100

По результатам геофизических исследований были определены конструктивные особенности подпорного сооружения. На основе этих результатов были приняты проектные решения по усилению стены при помощи установки анкеров между буронабивными сваями. Учитывая то, что на автомобильной дороге М-27 Джубга — Сочи все еще много сооружений, находящихся в аварийном состоянии и требующих реконструкции, применение для контроля их состояния георадиолокационных исследований является актуальным.

120

8м

140

10м

160 180

нс

12 м

Масштаб 1:100 (36543235) 0

б)

15 15

20 20

0 20 40 60 80 100 120 140

Список использованных источников и литературы

160 180

1. Старовойтов А. В. Интерпретация георадиолокационных данных. Учебное пособие. — М.: Издательство МГУ, 2008. — 192 с.

рисунок 2.

5 Масштаб 1:100 (36543235)

Выделенные буронабивные сваи диаметром 1 м за облицовочной панелью

≈ 1500 Ø≈ 1000

Каркас сваи

Облицовочная панель

700

нс

20 Полотно автодороги

1200

40 80

Дорожный дренаж 1000

№ 3 (15) 2012

Инженерные изыскания

МЕТОД ГИДРОГЕОДЕЗИЧЕСКОЙ СЪЕМКИ МОРСКИХ АКВАТОРИЙ В ЗАЛИВАХ, БУХТАХ, ЛАГУНАХ, ФЬОРДАХ И ДРУГИХ ЧАСТЯХ МИРОВОГО ОКЕАНА В статье кратко опис ана с у ть метод а гидрогеодезической с ъемки, перечис лены применяемые инструменты, оборудование и пос ледовательность их применения, на званы на земные и спу тниковые методы опреде ления координат и высот, а так же д аны математическ а я обработк а измерений и вычисление координат определяемых точек на акватории по урезам воды.

Зверев Л. А. Пр о фессор СГГА, Новосибир ск

редложенный метод гидрогеодезической съемки для применения в заливах и других акваториях был апробирован автором в 1998 году при выполнении исполнительной съемки северной части залива Чихачева в Татарском проливе, где расположен рейдовый налив нефти НК «Роснефть» ОАО «Сахалинморнефть». При выполнении инженерно-геодезических изысканий были сняты по урезу (в полный отлив) два небольших острова, гидротехническое сооружение — рейдовый налив и его навигационная обстановка, состоящая из портовых вех и буйков. Площадь снимаемой акватории составляла около 2 км 2. Разность отметок съемочных пунктов от уровня воды составляла от 22 до 55 м.

Краткая суть метода Приборы Для гидрогеодезической съемки необходимо применять: - современные многоканальные ГНСС-комплексы с всечастотной высокоточной спутниковой антенной (ГЛОНАСС, GPS, GALILEO, QZSS), обеспечивающие точность до 3—5 мм; 54

- электронные тахеометры фирм NIKON серии DTM-652 TRIMBL-5600 и др. фирм, позволяющие измерять вертикальные углы с точностью 1—2 сек.; - комплексы автоматических стационарных водомерных постов с самописцами, которые могли бы вести запись уровня моря и фиксировать реальное время. Измерения К подготовке основных измерений относят: - рекогносцировку прибрежной части акватории, - определение и закрепление съемочного обоснования (пунктов) в максимально высоких местах прибрежной зоны, но чтобы обзор акватории был не менее 70—80 %; - определение координат и высот (ГНСС) по пунктам съемочного обоснования и водомерных постов. Постов должно быть не менее 3 на расстоянии друг от друга не менее 1—2 км, закрепленных по урезам берегов и островов. Базовые пункты (ГНСС) используются те, которые были заложены и определены при комплексных инженерных изысканиях, или создаются новые системе координат и высот согласно техническому заданию. Основные измерения в данном методе состоят в определении горизонтального расстояния (d) и характеризуются зависимостями 1 и 2.

рисунок 1.

Схема определения горизонтального расстояния d

h водомерный пост

буй v

hг = a2 – p2

h = Hт – H ср. ур. (1) d = h + i/tqν (2) где

h — разность отметок станции и среднего уровня моря (определенного с двух ближайших водомерных постов) по показаниям, снятым в одно и то же время, с измерением вертикального угла (v). I — высота инструмента над станцией, при этом горизонтальная нить инструмента наводится v на урез при буйке. Заметим, что при гидрогеодезической съемке используется известный способ тахеометрической съемки, т. е. на станции инструмент (тахеометр) ориентируется на любую ближайшую хорошо видимую точку съемочной сети и при круге ПРАВО берутся отсчеты горизонтального и вертикального углов, а также фиксируется текущее время и все записывается в журнал или память инструмента. Имея дирекционный угол и горизонтальное расстояние (d ) на буй (рис. 1), рассчитывают (полярным способом) координаты (х, у, z) снимаемого буя. Тем же способом и описанной технологией по урезам снимают берега, острова, песчаные

уровень моря a

hг p

якорь

банки и др. естественные и искусственные объекты. Наилучшие результаты этим методом достигаются, когда съемку проводят во время «стоп воды». Кроме того, все плавающие объекты (стоящие на якорях) необходимо снимать через 30— 40 минут не менее трех раз, если хотим получить глубину под объектом. Известно, что через три точки можно провести окружность, а зная длину якорного фала (а) и радиуса (р) описываемой окружности, легко получить — (hг). См. рис. 1. Заметим, что в предлагаемом методе на снимаемых объектах исключены полностью «человеческий фактор» и плавсредства, — и, как следствие, экстремальные условия для исполнителей. В заключение отметим, что точность съемки, создаваемых планов в масштабах 1:2000 или 1:5000 должна быть 0,1 мм плана, а именно не более 20 см и 50 см соответственно. Такая высокая точность может быть достигнута только исполнителем-профессионалом. Эти съемки выполняются не только для проектирования, строительства и эксплуатации, но и для мониторинговых исследований динамики дна, деформации берегов, навигации и т. п. Несомненно, данный подход может быть применен специалистами, работающими не только при съемке на акваториях Мирового океана, но и при съемках озер, водохранилищ и других водоемов. № 3 (15) 2012

Инженерные изыскания: геодезические, геологические, гидрологические, геофизические

ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ИНЖЕНЕРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ДАННЫХ ДЛЯ ОЦЕНКИ ГРУНТОВЫХ УСЛОВИЙ В статье проведен расчет местной устойчивости откосов с целью оценки грунтовых ус ловий участка исс ледований. Оценка местной устойчивости проводится д ля у точнения ус ловий работы ск лонов, а так же корректировки принятой конфиг урации высоких откосов насыпей и выемок. Выя влены причины нарушения местной устойчивости откосов, связанные с процесс ами выветривания.

Канделаки К. Г. м а г ис т ра н т к а 1-г о к у р с а, К у бГУ, Краснод а р

ороды осадочного происхождения — континентальные малой и предельно малой степени литификации, с инженерно-геологической точки зрения, отличаются от других осадочных пород особым составом, свойствами и большой изменчивостью физического состояния. Петрографически они представлены породами, являющимися продуктами главным образом физического разрушения — дезинтеграции — скальных и полускальных горных пород и последующих процессов механической дифференциации, сортировки, истирания и отложения обломочного ма-

рисунок 1.

Обзорная схема расположения участка

териала. В целом эти породы являются значительно более слабыми, чем скальные и полускальные, что приводит к необходимости более детального их изучения при проектировании и строительстве различных сооружений. На сегодняшний день данные исследования являются актуальными в связи с быстрым темпом роста строительства различных инженерных сооружений. Целью данной работы является определение местной устойчивости откосов для оценки грунтовых условий участка исследований. Основой для выполнения данной работы послужил отчет по инженерно-геологическим изысканиям ООО «ИнжПроектСтрой» на объекте «Капитальный ремонт участка автомобильной дороги Майкоп — Туапсе, км 60+433 — 61+550 в Апшеронском районе». В геоморфологическом отношении участок работ относится к предгорьям Большого Кавказа. Участок характеризуется низкогорным эрозионноденудационным рельефом, с прямым отражением моноклинальных структур и широким развитием процессов оползания, плоскостного смыва (рис. 1). Как известно, элювиальные грунты образуются преимущественно в результате физико-химического выветривания. Геоморфологически они наиболее распространены на низких и плоских водоразделах, на пологих и очень пологих склонах, что характерно для исследуемого района работ. Для элювиальных грунтов исследуемого района характерны следующие особенности: 1. При выветривании в элювиальных грунтах наблюдаются общее изменение свойств (разрыхление, размягчение, увеличение пористости, гидрофильности), а также изменения внешнего

Литологическая интерпретация инженерно-геологических данных для оценки грунтовых условий

рисунок 2.

Керн из скважины № 24

облика, окраски, состава, состояния, текстуры (слоистости и сланцеватости). На рисунке 2 представлен выход керна из скважины № 24, после камеральной обработки данных инженерно-геологических изысканий в среднем до глубины 12 м был выделен ИГЭ-3а (глина твердая), далее, до глубины ≈ 17 м залегают грунты ИГЭ-3 (глина аргиллитоподобная твердая). Физико-механические свойства данных грунтов практически идентичны, наблюдаются внешние изменения облика, элювиальные грунты ИГЭ-3а отличаются от нижележащих буро-коричневой окраской, текстурой — у грунтов ИГЭ-3 выражена слоистость, в грунтах ИГЭ-3а она отсутствует. Отсюда следует, что элювиальные грунты по своим свойствам обычно существенно отличаются от подстилающих их пород. 2. В климатических условиях, где испарение превышает количество выпадающих осадков, и породы в зоне выветривания промываются слабо, как правило, в элювиальных грунтах накапливаются водорастворимые простые соли и происходит засоление пород, что существенно изменяет их строительную оценку. По результатам химического анализа твердой среды (водной вытяжки), грунты ИГЭ-3а, ИГЭ-3 (рис. 3) являются сильноагрессивными по отношению к бетонным и железобетонным конструкциям по содержанию сульфатов в пересчете на SO2- 4 для бетонов на портландцементе по ГОСТ 10178-76 (согласно таблице 4 СНиП 2.03.11-85). 3. В элювиальных грунтах наблюдается общее понижение концентрации водородных ионов рН, что приводит к возникновению кислой среды, вредно действующей на металлические и бетонные части сооружений. Химический анализ твердой среды показал рН=4,4, следовательно, грунты находятся в кислой среде. 4. С элювиальной зоной часто связаны временные или постоянные горизонты грунтовых вод. Поэтому при ведении строительных работ, вскрытии котлованов с этим обстоятельством приходится считаться и предусматривать соответствующие мероприятия.

рисунок 3.

Фрагмент керна в грунтоносе. Сильножелезненная по трещинам глина (аргиллитоподобная)

5. Вышеперечисленные признаки приводят к снижению прочности грунтов, т. е. грунты становятся неустойчивыми к физико-химическому выветриванию. В результате протекания этих процессов изменяются состав (главным образом агрегатный и обменных катионов), состояние (структура, плотность, влажность), водно-физические свойства (водопроницаемость, характерные влажности и т. д.) и прочность грунта. Вследствие чего элювиальные грунты, залегающие на склонах, легко подвергаются различным деформациям под влиянием гравитационных сил — образованию обвалов, осыпей, оползней, сплывов и др. (рис. 4). № 3 (15) 2012

Инженерные изыскания: геодезические, геологические, гидрологические, геофизические

рисунок 4.

Активный оползневой участок с разрушенной и деформированной подпорной стенкой

Необходимо отметить, что при инженерно-геологических исследованиях, при проектировании и строительстве различных сооружений изучение этого генетического типа континентальных отложений требует специального подхода и учета всех их особенностей. Количественную оценку местной устойчивости осуществляют для уточнения условий работы склонов, а также корректировки принятой конфигурации высоких (более 12 м) откосов насыпей и выемок. Оценка грунтовых условий производится на основании материалов инженерно-геологических изысканий и лабораторных определений состава, свойств и состояния грунтов. При проектировании земляного полотна в грунтовых условиях производится расчетная оценка местной устойчивости против оползания поверхностного слоя, возникновения сплывов на плоскости ослабления и образования пластических зон в откосе. Оползание поверхностного слоя чаще всего наблюдается в откосах, сложенных пылеватыми водонеустойчивыми глинистыми грунтами с числом пластичности менее 12 при увлажнении их атмосферными осадками. При малой толщине оползающего слоя (до 10—15 см) смещение его происходит, как правило, при переходе грунта в текучепластичное состояние. Откос считается устойчивым, если (1)

Wрас ≤ Wр + 0,75 Wп где Wрас — расчетная влажность грунта в поверхностном слое, %; Wр — влажность грунта на пределе раскатывания, %; Wп — число пластичности грунта. 58

Подставляя значения в данное выражение, получаем, что откос является устойчивым к оползанию поверхностного слоя. Образование сплывов наблюдается в тех случаях, когда в толще откоса имеется ослабленный прослой грунта, где сопротивление сдвигу Spw меньше сдвигающего усилия. Ослабленный прослой формируется, как правило, на нижней границе зоны активного физико-химического выветривания набухающих, усадочных и неустойчивых к химическому выветриванию грунтов. В последнем случае на этой границе из-за резкого уменьшения водопроницаемости образуется местный водоупор, обусловливающий водонакопление в контактном слое (рис. 5). В предположении возможности смещения блоков грунта по поверхности ослабления оценка производится путем определения коэффициента местной устойчивости по формуле: (2)

К=В(

Ac p γ–1 ntgφр ) + γ γH

где γ — объемный вес грунта, т/м3; φр, ср — расчетные показатели, соответственно, угла внутреннего трения и сцепления грунта; n — заложение откоса; n = ctgα; H — полная высота откоса, м; A, B — безразмерные коэффициенты, определяемые по графику в зависимости от отношения

ζ=

hp H

;

np — расчетная глубина зоны возможного сплывообразования, м; α — угол заложения откоса, град.

Литологическая интерпретация инженерно-геологических данных для оценки грунтовых условий

Местная устойчивость откосов считается обеспеченной, если K ≥ 1,5. Коэффициент местной устойчивости для данного откоса К=1,87, следовательно, местная устойчивость считается обеспеченной. Степень устойчивости откоса к образованию пластических зон в откосе не рассчитывалась, т. к. значения определяются при расчетной влажности с учетом воздействия погодно-климатических факторов в образцов грунта в лабораторных условиях с имитированием природных процессов физико-химического выветривания, что требует значительных затрат времени и специального оборудования (холодильные камеры, приборы для выщелачивания и т. д).

рисунок 5.

Схема к расчету местной устойчивости откоса — сплыв по ослабленному прослою грунта

Инженерно-геологический разрез по линии 6-6 Скв. 25 323.50

Заключение Опасность нарушения местной, устойчивости откосов, необходимость применения противодеформационных мероприятий при проектировании земляного полотна устанавливается путем комплексной оценки грунтовых, гидрогеологических, климатических условий, рельефа местности и конструкции земляного полотна. Оценка грунтовых условий производилась на основании материалов инженерно-геологических изысканий и лабораторных определений состава, свойств и состояния грунтов. Оценка опасности возникновения нарушений местной устойчивости выполнялась с использованием определяющих признаков и расчетов, приведенных выше. Таким образом, в данном районе исследований распространены слабонабухающие элювиальные глинистые грунты, твердой консистенции, петрографически они представлены глинами тяжелыми, которые при вскрытии откоса разуплотняются. В таблице 1 приведена оценка условий района исследований, а также характеристика условий и определяющие признаки. Следовательно, согласно «Методическим указаниям по оценке местной устойчивости откосов...» и проведенным исследованиям, возникновение нарушений местной устойчивости грунтовых условий в данном районе малоопасно (табл. 1). В малоопасных грунтовых условиях проектирование и возведение земляного полотна производят в соответствии с действующими нормативными до-

таблица 1.

кументами. Для обеспечения местной устойчивости применяется поверхностное укрепление откосов в соответствии с действующими указаниями, правилами и инструкциями.

Список использованных источников и литературы 1. Ломтадзе В. Д. Инженерная геология. Инженерная петрология. — Ленинград: Недра, 1984. — С. 511. 2. Гребнев Ю. С. Инженерная защита от опасных геологических процессов. Руководство по расчету и проектированию противооползневых мероприятий. — М.: ГЕОС, 2008. — С. (в пер.) 3. Методические указания по оценке местной устойчивости откосов и выбору способов их укрепления в различных природных условиях. — М., 1970.

Оценка грунтовых условий по опасности возникновения нарушений местной устойчивости

Оценка условий

Характеристика условий

1 Малоопасные

Определяющие признаки Количественные

Качественные

Слабонабухающие глинистые грунты твердой консистенции

—

Тяжелые глины, разуплотняющиеся при вскрытии откоса

№ 3 (15) 2012

Инженерные изыскания: геофизические исследования

КОМПЛЕКС ИНЖЕНЕРНО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ДЛЯ ПОИСКА И ТРАССИРОВАНИЯ ТЕКТОНИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ В настоящее время наиболее остро стоит вопрос о необходимости учета сейсмической опасности при строительстве га зо - и нефтепроводов, А ЭС, тонне лей и других ответственных соору жений. Опасность зак лючается в геологических процесса х, происходящих в зона х глубинных, региона льных и лок а льных ра зломов, связанных с сейсмодис лок ациями, которые мог у т стать местами вероятного возникновения сильных землетрясений. Проблема обнару жения зон тектонических разломов решается комплекси р ова нием г ео физических ме тодов. Комп лексир ова ние пре дпол а га е т применение к лассических методов сейсмора зве дки и электрора зве дки. Эти методы позволяют наилучшим обра зом выделить зоны ос лабленных трещиноватых коренных пород, которые рассматриваютс я к ак потенциа льные тек тонические нарушения. Пок а ж ем это на примере га зопровод а « Юж ный поток ».

Титаренко М. Л.

Саликова Е. О.

ве дущий г еофизик,

маг ис трант к афе дры г еофизики К убГУ,

ЗАО « НИПИ « ИНЖГЕО », Краснод ар

г еофизик, ЗАО « НИПИ « ИНЖГЕО », Краснод ар

частки пересечений трассой проектируемого газопровода тектонических нарушений отрабатывались комплексом электроразведочных и сейсморазведочных методов. Целью геофизических работ являлось определение на местности зон тектонических нарушений, предварительно установленных по материалам дешифрирования аэро- и космос нимков, геоморфологических исследований (рис. 1). Уточнение строения разреза на участках предполагаемых тектонических нарушений осуществлялось по скоростям распространения упругих волн, а также по параметру кажущегося сопротивления. На рис. 1 желтыми линиями показаны границы тектонических зон: З-К — западно-Кубанский прогиб; К-Т — Керченско-Таманский поперечный прогиб; Ан — Анапская флексурно-разрывная зона; Аз — Азовская антиклинальная зона; П — Псебепская антиклинальная зона; Т — Тхабская синк линорная зона; С — Семигорская антиклинальная зона; Ан-Аг — Анапско-Агойская синклинорная зона. Геофизические наблюдения проводились по системе параллельных профилей различной протяженности (длина профилей зависит от предполагаемой ширины тектонической зоны и условий проведения 60

работ), направленных вкрест предполагаемой зоны нарушений. Для решения поставленных задач применялись электроразведочный метод ВЭЗ и сейсморазведка КМПВ. Глубинность исследований составляла 20—30 м. Электроразведка методом вертикальных электрических зондирований (ВЭЗ) отрабатывалась симметричной установкой Шлюмберже с разносами AB/2 до 140 м. Расстояние между точками зондирований 10 м. ВЭЗ выполнены в качественном варианте для оценки трещиноватости грунтов, выявления и картирования зон пониженных сопротивлений в пределах участков исследований. Для полевых работ использовалась электроразведочная аппаратура «ЭРП-1». Обработка результатов измерений проводилась в специализированной компьютерной программе «IPI2Win». По результатам предварительной обработки данных электроразведки, на отдельных участках профилей намечались сейсморазведочные профили. Сейсморазведка выполнялась методом преломленных волн по корреляционно увязанной системе встречных и нагоняющих годографов (КМПВ) с раздельной регистрацией сейсмограмм по схемам ZZ и YY. Работы КМПВ

Комплекс инженерно-геофизических методов для поиска и трассирования тектонических нарушений

рисунок 1.

Тектоническая схема горного отрезка газопровода. Составлена на основе геологической карты масштаба 1:200 000 [Сереженко, Кузубов, 1971]

рисунок 2.

Фрагмент геологической карты по трассе газопровода «Южный поток»

Зона Бабичевского разлома (южная ветвь)

по системе профильных зондирований на продольных и поперечных волнах выполнены с целью расчленения вертикального разреза по скоростям продольных и поперечных волн, определения зон трещиноватости пород, выделения участков пониженных скоростей. В качестве регистрирующей аппарат уры ис-

пользовалась 24-канальная цифровая сейсмостанция «Лакколит-24 XM2». Основная обработка проводилась в программном пакете «RadExPro+». На примере Бабичевского разлома (рис. 2) наглядно продемонстрируем результаты геолого-геофизического взаимодействия. № 3 (15) 2012

Инженерные изыскания: геофизические исследования

рисунок 3.

Геоэлектрический и скоростной разрезы

АВ/2, м 1 220

210 570 215

190

277 383

180

277 457 1530 222 493 457 457 1530 466 1530 1530 1530

441 441 342 845 781 2180 645 597 1780

170 160

222

210

1530

170

140

Рк до 5 Ом.М 40

120

160

200 240

280

320

360

400

440

480

520

560

600 640

Пикет профиля, м

680

190 445

180

845 160 2180 0

781

441

342 597

480 493 222 781

100

120

140

Разуплотнения

1530

466 1780

1780

493

160

180

200

457

440 655

751

570

284

365 683

570

663 1530

663

240

260

180 170

1530

280

200 190

1530

160

Зона разлома 220

210 989

1530

Пикет профиля, м 300

320

Сейсмические профили по возможности располагались вдоль линии трассы либо на разветвлении предполагаемых тектонических нарушений. Сейсморазведочные и электроразведочные профили и пересекают Бабичевский разлом вкрест простирания. На рис. 2 представлена геологическая карта с вынесенной зоной разлома и геофизическими профилями сейсмо- и электроразведки. Рис. 3 иллюстрирует результаты интерпретации материалов геофизических исследований — геоэлектрический и скоростной разрезы, на которых четко выделена зона разлома. В зоне разлома наблюдается разрыв границ с разными скоростными характеристиками. Преломляющие границы прослеживаются фрагментарно. Верхняя часть разреза сложена суглинистыми низкоскоростными (Vs = 290-270) грунтами. Кровля нижнего горизонта выявлена неоднозначно: в интервале ПК0-ПК100 и ПК440-ПК552 границы продольных и поперечных волн сходятся и имеют следующие характеристики: Vp = 989-2180 м/с Vs = 597-845 м/с, в интервале ПК100-ПК440 граница продольных волн опускается. Возникает случай, когда граница поперечных волн поднимается, совпадая с вышележащей границей продольных волн. В этом же пикетаже на геоэлектрическом разрезе падает сопротивление до 5 Омм. Зона разлома четко обрисовывается, не выходя за пределы профиля (рис. 3). 62

215 383

Н абс, м 220

130

720

403

441

6.31 5.75 5.25

Пикет профиля, м

200

170

8.32 7.99

160

140 0

15.8 14.5 13.2 12 11 10

180

150

130

20.9 19.1

190

1530

383

p, z [OHм м] 27.5 25.1

200

150

210

150

73 АВ/2, м 220

683 365 365 663 1530 989

570

200

Н абс, м 220

340

360

380

400

420 440

460

480

500

520

150 540 550

Геоэлектрический профиль пересекает исследуемую зону тектонического нарушения. В результате на геоэлектрическом разрезе четко выявляется активная зона разлома (ρк = 5÷6 Омм), за пределами которой сопротивление возрастает до 27 Омм. Таким образом, при выделении зон ослабленных, трещиноватых коренных пород, которые в ряде случаев рассматриваются нами как потенциальные тектонические нарушения, на начальном этапе использовались главным образом данные электроразведки ВЭЗ, обеспечивающие, согласно примененной технологии работ, глубинность исследований 25—40 м и достаточно высокую производительность и детальность. Зоны ослабленных, нарушенных коренных пород фиксируются по данным КМПВ снижением скоростей поперечных волн в нижней преломляющей границе, если она соответствует кровле слабовыветрелых коренных пород.

Выводы По данным электроразведки и сейсморазведки зоны тектонических нарушений фиксируются по следующим признакам: 1. Зоны снижения скоростей. 2. Разрыв и «разлет» сейсмических границ. 3. Наличие вертикальных и субвертикальных зон снижения удельных сопротивлений, просле-

Комплекс инженерно-геофизических методов для поиска и трассирования тектонических нарушений

рисунок 4.

Зарисовка восточных стенок канавы 2т и шурфов в зоне Бабичевского разлома (южная ветвь)

живаемых в слабовыветрелых коренных породах. Наличие таких зон связано с фильтрацией грунтовых и стоковых вод вглубь массива по ослабленным трещиноватым породам. Кроме того, низкоомные зоны могут быть связаны с глинистым материалом в хорошо проявленных зонах дробления. 4. Ярко выраженный уступообразный характер кровли коренных пород. 5. Резкое увеличение мощности элювия над зонами ослабленных пород. 6. Изменение условий залегания коренных пород. 7. Резкое погружение кровли коренных пород. В результате геофизических исследований, выполненных комплексом электроразведки и сейсморазведки, установлены геофизические параметры геологического разреза, позволившие выполнить адекватную геофизическую интерпретацию материалов полевых исследований и результатов их обработки. Геофизическая интерпретация материалов полевых исследований показала хорошую сходимость результатов, полученных с помощью разных по природе геофизических методов — электроразведочных и сейсморазведочных. Это позволяет сделать вывод о достоверности выполненных исследований. По геофизическим данным были проведены геологические исследования изучаемой терри-

тории (рис. 4), которые полностью подтвердили представленные выше выводы.

Список использованных источников и литературы 1. Бобачев А. А., Горбунов А. А., Модин И. Н., 1. Ананьин И. В. Сейсмичность Северного Кавказа. — М.: Наука, 1977. — 149 с. 2. Бархатов И. И., Несмеянов С. А., Шмидт Г. А. Геолого-геофизические материалы для выделения сейсмогенерирующих структур Северо-Западного Кавказа и смежных областей // Материалы по сейсмическому районированию Северо-Западного Кавказа. — М.: Наука, 1991. — С. 44—80. 3. Несмеянов С. А., Шмидт Г. А., Щеглов А. П. Морфоструктурное положение сейсмодислокаций южного склона Западного Кавказа // Геоморфология. — 1987, № 3. — С. 74—78. 4. Сереженко В. А., Кузубов П. П. Геологическая карта СССР масштаба 1:200 000. Серия Кавказская, лист L-37-XXVI/XXXII, Новороссийск. Ред. М. В. Муратов. — М.: Недра, 1971. 5. Технический отчет по инженерно-геологическим изысканиям на объекте «Расширение ЕСГ для обеспечения подачи газа в газопровод «Южный поток». Сейсмотектонические исследования и оценка сейсмической опасности км 410 — км 777. — Краснодар: ЗАО «НИПИ «ИнжГео», 2011. № 3 (15) 2012

Экология

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ТЕРМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРОДУКТОВ КАТАЛИТИЧЕСКОГО ОБЛАГОРАЖИВАНИЯ ПРЯМОГОННОЙ БЕНЗИНОВОЙ ФРАКЦИИ Успешное применение моторных топлив в к ачес тве одного из основ ных ис точников энерг ии современного мира повлек ло за собой б урное ра звитие нефт еперера батыва ющей отрас ли в це лом и, к а к с ле дс твие, совершенс твование процессов глубокой переработки нефтяного сырья. В нас тоящее время к ата литические процессы нефтепереработки прочно за н я ли ли д ир у ющ ие позиц ии сре д и пр оц ессов пол у чени я това рны х нефт еп р од у к тов с высок ими ф изико -х имичес к ими пок а з ат е л ями. В то ж е время у ж ес точение т реб ова ний к к ачес т ву моторных топ лив и сни ж ение эколог ической н аг ру зки в процессе их пол у чения дик т у ют необходимос ть ра зработки эф фективных процессов об лагора ж ивания нефтяных фракций с ма лыми энерг етическими затратами.

Зеленская Е. А.

Ясьян Ю. П.

аспирант Кубанского гос уд арственного

д. т. н., профессор Кубанского гос уд арс твенного

технологического университета, инженер III к атегории

технолог ического университета, Краснод ар

ЗАО « НИПИ « ИнжГЕО », Краснод ар

Завалинская И. С. к. х. н., доцент Ку банского гос уд арс твенного технолог ического университета, Краснод ар

а сегодняшний день производство автомобильных бензинов осуществляется сложным комплексом различных технологических процессов переработки нефти, параметры каждого из которых оказывают существенное влияние как на характеристики получаемых продуктов, так на экономические и экологические показатели. Основными технологическими параметрами в каталитическом процессе являются: состав сырьевой смеси, скорость ее подачи в реакторный блок и связанное с этой характеристикой время пребывания сырья в зоне реакции, температура, давление и характеристики катализатора.

Настоящая работа посвящена подбору оптимальной температуры процесса облагораживания низкооктановых бензиновых фракций с использованием органически модифицированного катализатора*. В основу работы легло использование цеолитсодержащего катализатора марки ЦВК-ТМ-1327, характеризующегося высокой избирательностью в отношении превращения нормальных алканов и проявляющего каталитическую активность в процессе облагораживания низкооктановых бензиновых фракций в температурном диапазоне 350—450 °С, с нанесенным на него органическим

* Работа выполнена в рамках реализации Федеральной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009—2013 гг. 64

Таблица 1.

Физико-химические свойства катализата облагораживания прямогонной бензиновой фракции при изменении температуры процесса в интервале 100—150 °С

Сырье

Температура эксперимента, °С

Выход продукта, % масс.

Продолжительность эксперимента, час

Октановое число

100

125

150

Прямогонная бензиновая фракция

Рисунок 1.

Состав катализата процесса облагораживания при температуре 100 °С на органически модифицированном цеолитном катализаторе

Содержание, %

40 35

Содержание, %

30 25 20 15 10

модификатором, снизившим порог температурной активности катализатора до 100—150 °С. Исследования проводились на лабораторной установке при атмосферном давлении, в температурном интервале 50—200 °С. Сырьем установки являлась бензиновая фракция с октановым числом 61 пункт по моторному методу, полученная разгонкой газового конденсата месторождения «Прибрежное» Краснодарского края, отличительной особенностью которого является низкое содержание сернистых соединений, вследствие чего предварительная подготовка сырья не проводилась. В качестве основного варьируемого параметра проведения процесса выступила температура в реакционном пространстве.

Много ядерные арены

Арены

Цикланы

Изоалканы

Алкены

Алканы

В ходе исследования установлена динамика изменения основных физико-химических характеристик катализата при изменении температуры облагораживания исходного сырья в интервале 100—150 °С. Полученные образцы целевого продукта анализировались на оборудовании марки «Хромотэк Кристалл-5000.1» хроматографическим методом. Результаты проведенных исследований представлены в таблице 1. Состав полученных при различных температурах (100 °С и 150 °С) продуктов (рис. 1—2) наглядно демонстрирует возможность протекания различных химических реакций в процессе облагораживания. Процентное содержание углеводородов, представленное в виде диаграммы на рисунке 1, наглядно № 3 (15) 2012

Экология

Рисунок 2.

Состав катализата процесса облагораживания при температуре 150 оС на органически модифицированном цеолитном катализаторе

Содержание, %

40 35

Содержание, %

30 25 20 15 10

демонстрирует преобладание в составе катализата алканов изомерного строения, что доказывает протекание реакций изомеризации и алкилирования на активных центрах катализатора и, как следствие, значительное увеличение октанового числа продукта. Еще один несомненный плюс, выраженный в виде отсутствия в составе бензина конденсированных ароматических соединений, может быть обусловлен низкой температурой проведения процесса. В то же время следует отметить, что наличие около 1 % непредельных углеводородов позволяет сделать вывод о возможности дополнительной корректировки технологических параметров процесса с целью увеличения доли изомерных алканов в целевом продукте посредством реакции изомеризации на активных центрах катализатора. Диаграмма, представленная на рисунке 2, позволяет судить о составе продукта облагораживания прямогонного бензина при температуре 150 °С на модифицированном катализаторе. Преобладание в составе алканов изомерного строения и одновременное снижение количества непредельных углеводородов позволяют предположить, что в реакционной системе присутствуют превращения как по радикальному, так и по ионному механизмам и образующиеся при более низкой температуре алкены успевают претерпеть изомеризацию с последующим гидрированием. Также возможен расход алкенов на реакции алкилирования и димеризации. Снижение же октанового числа катализата, происходящее при увеличении температуры процесса, может быть объяснено уменьшением содержания 66

Много ядерные арены

Арены

Цикланы

Изоалканы

Алкены

Алканы

изоциклических углеводородов в его составе. Здесь же нельзя не отметить появление следовых количеств многоядерных аренов, что свидетельствует о возникновении реакций конденсации и, как следствие, значительном ухудшении экологических характеристик бензиновой фракции. Учитывая, что ароматические соединения во многом определяют свойства и качество получаемого продукта, была установлена зависимость изменения содержания индивидуальных аренов в катализате при изменении температуры процесса облагораживания низкооктановых фракций. Следует отметить, что температура 100 °С является точкой экстремума практически для всех ароматических углеводородов. В данной точке наблюдается минимальное значение выхода бензола и толуола и максимальное ксилолов. Кроме того, было установлено, что дальнейший нагрев реакционного пространства ведет к увеличению содержания первого и второго и снижению количества третьего арена в составе катализата. Возможно, что именно сокращение количества высокооктановых ксилолов (октановое число пара-ксилола составляет 110 пунктов по моторному методу) отчасти обусловливает снижение октанового числа продукта реакции при увеличении температуры облагораживания. Таким образом, полученные результаты указывают на возможность улучшения свойств готового продукта и его экологических характеристик посредством изменения технологических параметров процесса, а в частности, температуры его проведения.

№ 3 (15) 2012

Разработка и обустройство месторождений

НОВЫЙ ПЕРСПЕКТИВНЫЙ ОБЪЕКТ ДЛЯ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ — ПОДАЛЛОХТОННЫЕ СТРУКТУРЫ ЗАПАДНОГО СКЛОНА УРАЛА В настоящее время все крупные месторож дения в Волго-Ура льской области находятся на завершающей ста дии разработки, а добыча нефти сокращается. Одной из возможностей стабилизации и увеличения добычи углеводородов является открытие новых месторож дений в области складчатого Ура ла. Здесь известен ряд крупных межгорных впа дин, выполненных мощным и толщами оса дочных пород, перспективных д ля поисков углеводородного сырья. На Южном Ура ле к ним относятся Зилаирский синк линорий, Присакмарск а я и Кизильск а я зоны Магнитогорского синк линория.

Исмагилов Р. А. к. г.-м. н., у ченый секретарь нау чного совета « Г еолог ия нефти и га за » Ак а демии наук Респуб лики Башкортос тан, с тарший нау чный сотрудник Инс тит у та г еолог ии УНЦ РАН, Уфа

рал, занимающий почти половину территории республики, является крупной горнорудной базой страны, традиционно содержащей месторождения железа, меди, цинка, золота, платины, хрома, никеля и других металлов. Поиски нефти и газа здесь ранее считались бесперспективными. Развитие геологии, как и других наук, происходит в борьбе новых и старых идей с преодолением ошибочных предубеждений, существующих у специалистов. Одним из бытовавших долгое время заблуждений, не изжитых до сегодняшнего дня, является представление о вертикально-блоковой структуре Урала, несовместимой с возможностью скоплений здесь нефти и газа. Шарьяжно-надвиговое строение Урала, установленное в шестидесятые годы прошлого столетия башкирскими геологами, коренным образом изменило старые представления об отсутствии здесь углеводородов [1, 2, 4, 8]. Оказалось, что рудоносные формации слагают лишь верхний, аллохтонный этаж, под которым залегают перспективные на нефть осадочные толщи

платформенного и субплатформенного типа, в которых бурением скважин выявлены значительные нефтегазопроявления. Сегодня поиски нефти и газа в горно-складчатых областях успешно ведутся в 17 странах мира, включая США, Канаду, Венесуэлу, Мексику, Китай и страны Северной Африки. Долгое время Пояс надвигов Скалистых гор Северной Америки считался бесперспективным из-за сложного шарьяжно-надвигового строения, способствующего якобы разрушению залежей углеводородов. Отрицательное отношение к его нефтегазовому потенциалу существовало более чем 50 лет. Американский геолог Хэлбути был единственным из крупных нефтяников, который все это время настаивал на поисках здесь поднадвиговой нефти, которая и была открыта в 1975 г. В настоящее время Пояс надвигов Скалистых гор вошел в число богатейших нефтегазовых провинций мира. Сегодня американские геологи говорят: «Каждый раз, когда мы думали, что кончается нефть, выяснялось, что кончаются идеи».

Новый перспективный объект для поисково-разведочных работ на нефть и газ — подаллохтонные структуры западного склона Урала

рисунок 1.

Схема тектонических структур Южного Урала и Предуралья

к ирс

к ий а

нтик

Кр аллакинс ох т к и й он

лино

ок

3 К

зона

тон

Таналыкская зона

Пр ис ак ма рс ка я

а ллох

й ауск и Ур а л т

к ий с инк

на

2 3

к ий арсон м к С а л ох т ал

3 Беркутовское 4

Зи лаирс

Пред

1 Саратовское 2 Исимовское

зо

во

линорий

а Зон

Мрако

Сакмаро-Икская

урал

ьски

Б аш

п ер е дов

Ишимбай

ых с к ла д

про

гиб

рий

Белорецк

Восточно -Европейская платформа

Современная ситуация с поисками нефти и газа на Урале напоминает существовавшую до семидесятых годов в США и Канаде. Одним из первоочередных объектов поисковых работ на Урале следует считать Зилаирский синклинорий, где выявлен ряд перспективных на нефть и газ структур. Зилаирский синклинорий западного склона Южного Урала расположен на стыке трех крупных тектонических единиц: Башкирского антиклинория, зоны Уралтау и Предуральского краевого прогиба. Протяженность синклинория в пределах Башкортостана 270 км, ширина 60 км (рис. 1). На поверхности он сложен породами девона, карбона и нижней перми, сменяющими друг друга с востока на запад, в сторону Предуральского прогиба. В бассейне р. Белой, вдоль западного крыла Зилаирского синклинория прослеживаются отложения силура и ордовика, трансгрессивно и с угловым несогласием налегающие на различные толщи рифейской группы Башкирского антиклинория. Данные детальных геологических съемок, бурения глубоких скважин и сейсморазведки показали, что палеозойские образования, слагающие Зилаирский синклинорий, надвинуты с востока на Предуральский краевой прогиб по пологой поверхности [2]. Породы аллохтона и автохтона резко различаются между собой по литологическому составу, тектоническому строению, мощности и стратиграфической полноте. Мощные флишоидные формации с рифогенными известняками нижнего девона в основании располагаются структурно выше карбонатных толщ девона и карбона платформенного типа и молласс ранней перми, слагающих автохтон. В северной (горы Крака) и южной (Сакмарская зона) частях Зилаирского синклинория известны крупные выходы аллохтонных офиолитов, представляющие тектонические останцы древней океанической коры Урало-Сибирского палеоокеана, сохранившиеся от размыва на поверхности зилаирской свиты верхнего девона. На местности они выражены низкогорным рельефом. Аллохтонный комплекс представлен серией шарьяжных пластин, надвинутых с востока друг на друга. С востока на запад здесь выделяются Мурадымовская, Суюшевская и Суреньская тектонические пластины (рис. 2). Скважина № 18, пробуренная на Мурадымовском аллохтоне (р. Б. Ик), вскрыла под ним на глубине 972 м нижний карбон и девон, представленный слоистыми известняками платформенного типа, резко отличающимися от одновозрастных образований Мурадымовского аллохтона, показав тем самым, что платформенные формации нижнего карбона и девона прослеживаются под шарьяжами Зилаирского синклинория к востоку от Предуральского прогиба не менее чем на 20 км. В автохтоне выделяется антиклинальная складка, названная нами Нурской [3]. Свод ее, судя по данным сейсморазведки МОГТ, располагается северо-восточнее скважины № 18. Высота структуры не менее 1000 м. Ширина размаха крыльев в настоящем пересечении около 4 км. К западу от Нурской структуры, под аллохтонами Зилаирского синклинория выявлены антиклинальные складки, по морфологии и литологическому составу слагающих их пород близкие нефтегазоносным структурам Предуральского прогиба. В полосе среднека-

1 - Сакмаро-Икская зона перспективных подаллохтонных складок; 2 - газоконденсатные месторождения (Саратовское, Исимовское, Беркутовское); 3 - Касмарская антиклиналь; 4 - скважины (1 - «Богдановская», 11 - «Асташская»); 5 - линии профильных разрезов (1-1 «Большой Ик», 2-2 «Малая Сурень», 3-3 «Асташ», 4-4 «Чумаза»); 6 - границы структурных элементов; 7 - линии надвигов.

менноугольных флишоидных отложений Суюшевской пластины располагаются Аминатауская и Йа-Синская антиклинальные структуры, а в основании Суреньской пластины Суреньская антиклиналь, сложенная известняками нижнего карбона и девона. Далее к западу устанавливаются четыре поднадвиговые складки: Икская, Восточно-Юлдыбаевская, ЗападноЮлдыбаевская и Майковская, последняя из которых непосредственно примыкает с востока к Саратовскому газоконденсатному месторождению Предуральского прогиба, геологический разрез и структура которого аналогичны рассмотренным выше складкам [3, 7]. № 3 (15) 2012

Разработка и обустройство месторождений

рисунок 2.

Геологический разрез «Мурадымово» по линии (1-1). Составил Р. А. Исмагилов

Предуральский краевой прогиб Саратовское газоконденсатное месторождение м З P2uf 2 16 6 14 P2uf 500 0 500 1000 1500 2000 C3 2500 C 2b 3000 C1v 3500 C1t 4000 D3 C1s D2 S 0

З и л а и р с к и й

с и н к л и н о р и й

Суреньская пластина

Суюшевская пластина

P1kg P1a 76 22P1sst P1sts P1as 21

2279

2263

Майковская антиклиналь

2301

D1 12 D2 D3fr 18

1805 2492

2518 D 2 D 3 C1 C 2 Нурская пластина антиклиналь

P1as C3 Восточноюлдыбаевская антиклиналь

Западноюлдыбаевская антиклиналь

D3fm

Инякская антиклиналь

1 - верхняя пермь, уфимский ярус: красноцветные песчаники, аргиллиты и алевролиты;

2-8 нижняя пермь:

2 - кунгурский ярус: соленосная толща; 3 - кунгурский ярус: загипсованные песчаники, гипсы, прослои доломитов; 4 - ассельско-артинские нерасчлененные: аргиллиты, алевролиты, песчаники; 5 - артинский ярус: аргиллиты, алевролиты, песчаники; 6 - сакмарский ярус, стерлитамакский горизонт: аргиллиты и песчаники; 7 - сакмарский ярус, тастубский горизонт: песчаники, аргиллиты; 8 - ассельский ярус: известняки, мергели, прослои аргиллитов и песчаников;

9-10 верхний карбон

9 - аргиллиты, мергели, доломиты; 10 - аргиллиты, алевролиты, песчаники;

11-13 средний карбон

11 - московский ярус: песчаники, алевролиты, аргиллиты с прослоями известняков; 12 - башкирский ярус: аргиллиты, алевролиты, песчаники; 13 - средний карбон нерасчлененный: известняки, доломиты;

14-17 нижний карбон

14 - серпуховский ярус: доломиты, известняки; 15 - визейский ярус: известняки, доломиты; 16 - турнейский ярус: известняки прослоями глинистые; 17 - нижний карбон нерасчлененный: известняки прослоями глинистые;

18-20 верхний девон:

18 - фаменский ярус, зилаирская серия: аргиллиты и граувакковые песчаники; 19 - фаменский и франский ярусы: известняки серые, слоистые, доломиты;

В 20 км южнее расположен профиль глубоких скважин по р. Малая Сурень. Соотношение аллохтонной и поднадвиговой структуры в этом пересечении является сходным с вышеприведенным. На продолжении к югу оси Нурской антиклинали здесь бурением скважин и сейсморазведкой выявлено Асташское поднадвиговое поднятие. Оно состоит из трех тектонических чешуй, сложенных карбонатными породами девона и карбона, надвинутых друг на друга с востока. К западу от названного поднятия в отложениях нижней перми, карбона и девона выявлены три антиклинали: 70

C 2b

2314

3704

1000 м

C32m

Мурадымская пластина

20 - франский ярус: известняки рифогенные, светлые, массивные;

21-24 средний девон:

21 - живетский и эльфейский ярусы: светлые рифогенные известняки; 22 - эйфельский ярус, мурадымовская свита: аргиллиты, песчаники, прослои известняков; 23 - живетский и бийский слои эйфельского яруса: известняки; 24 - такатинские слои: кварцевые песчаники; 25 - нижний девон: светлые рифогенные известняки; 26 - силур: аргиллиты, алевролиты, песчаники доломиты; 27 - залежь газоконденсата Саратовского месторождения; 28 - стратиграфические границы; 29 - тектонические контакты.

Восточно-Муслимовская, Муслимовская и Восточно-Зириклинская, примыкающая с востока к Исимовскому газоконденсатному месторождению Предуральского прогиба [7]. В разрезе по р. Асташ, расположенном в 5 км южнее разреза на р. Малая Сурень, стиль тектоники поднадвига сохраняется (рис. 3). Скважина № 11, пробуренная на р. Асташ, вскрыла здесь под Мурадымовским аллохтоном две надвинутые друг на друга антиклинали: Асташтамакскую и Восточно-Асташтамакскую, сложенные платформенными фациями карбона и девона. Складки эти

рисунок 3.

Геологический разрез зоны сочленения Зилаирского синклинория Южного Урала с Предуральским прогибом по линии (3-3). Составил Р. А. Исмагилов

Предуральский прогиб (а в т о х т о н)

З и л а и р с к и й

Беркутовское газоконденсатное месторождение

Суреньская пластина

с и н к л и н о р и й

Суюшевская пластина

( а л л о х т о н )

Мурадымовская пластина B

Аллохтон

Ас та

1-10 автохтон 1-3 нижняя пермь

1 - кунгурский ярус: гипсы, прослои доломитов; 2 - сакмарский и артинский ярусы нерасчлененные: песчаники, аргиллиты, алевролиты, прослои известняков; 3 - ассельский ярус: известняки, мергели, прослои аргиллитов и песчаников; 4 - верхний карбон: аргиллиты, мергели, доломиты; 5 - средний карбон: известняки, доломиты;

6-8 нижний карбон

6 - визейский ярус: известняки, доломиты; 7 - визейский ярус, тульский горизонт: известняки глинистые, аргиллиты;

8 - турнейский ярус: глинистые известняки;

9-10 верхний девон

9 - фаменский ярус: известняки серые, слоистые; 10 - франский ярус: темно-серые, слоистые известняки;

11-18 аллохтон

11 - нижняя пермь, ассельский ярус: известняки с прослоями аргиллитов; 12 - средний и верхнй карбон нерасчлененные: аргиллиты, песчаники, прослои известняков; 13 - средний карбон, башкирский ярус, бухарчинская свита: темно-серые известняки;

14-16 нижний карбон

14 - визейский ярус, иткуловская свита: мергели, аргиллиты, прослои

занимают положение, соответствующее зоне Нурской структуры в разрезе на р. Б. Ик и Асташской — в разрезе на р. Малая Сурень. К западу от Асташтамакской антиклинали, как и в рассмотренных выше разрезах, следуют поднадвиговые дислокации, по морфологии аналогичные таковым Предуральского краевого прогиба. Восточно-Муслимовская, Муслимовская и Восточно-Зириклинская из них являются продолжением к югу складок, вскрытых скважинами на Малой Сурени. Непосредственно с запада к ним примыкает Беркутовское газоконденсатное месторождение Предуральского прогиба. Самой южной скважиной, пробуренной на западном крыле Зилаирского синклинория, является скважина № 1, заложенная в сводовой части Богда-

акс к

ВосточноАсташтамакская

ая

Восточно-Муслимовская

Восточно-Зириклинская (южный купол)

1000 м

штам

Автохтон

Муслимовская

песчаников, силицитов и известняков; 15 - верхняя часть турнейского яруса, куруильская свита: кремнистые известняки и глинистые сланцы; 16 - нижняя часть турнейского яруса, мазитовская свита: мягкие, слюдистые аргиллиты, прослои песчаников, реже известняков;

17-18 верхний девон

17 - фаменский ярус, ямашлинская свита: окремнелые аргиллиты и стекловидные сицилиты, прослои известняков; 18 - фаменский ярус, зилаирская свита: граувакковые песчаники, алевролиты, аргиллиты; 19 - геологические границы; 20 - разрывные нарушения; 21 - залежь газа; 22 - скважины.

новской антиклинали, на р. Чумаза, в 42 км южнее скважины № 11 Асташской площади. На глубине 1850 м, под глинисто-карбонатными отложениями нижнего карбона Мурадымовской аллохтонной пластины, она вскрыла известняки среднего и нижнего карбона автохтона. Судя по углам падения слоев в керне (25—30º), известняки слагают крыло антиклинальной складки, названной нами Богдановской глубинной (рис. 4). К востоку от Богдановской скважины, в полосе аллохтонных пород зилаирской свиты, геологической съемкой выявлена Касмарская антиклиналь (см. рис. 1), под которой в автохтоне гравио- и сейсморазведкой обнаружено обширное Назаровское поднятие с рифейским ядром на глубине 7 км, № 3 (15) 2012

Разработка и обустройство месторождений

рисунок 4.

Геологический разрез через Богдановскую антиклиналь (р. Чумаза) по данным бурения скважины №1 по линии (4-4). Составил Р. А. Исмагилов

1 - нижняя пермь: песчаники, аргиллиты, алевролиты; 2 - верхний карбон: ритмично переслаивающиеся аргиллиты, алевролиты, песчаники; 3 - верхний карбон: аргиллиты, мергели, доломиты; 4 - средний карбон, кугарчинская свита: ритмично переслаивающиеся аргиллиты, алевролиты, песчаники; 5 - средний карбон: известняки и доломиты; 6-11 - нижний карбон: (6 - серпуховский ярус, унбетовская свита: известняки, аргиллиты, песчаники; 7-10 - визейский ярус: 7 - бухарчинская свита: известняки с прослоями аргиллитов; 8 - иткуловская свита: мергели, аргиллиты, песчаники, известняки, кремни; 9 куруильская свита: кремнистые аргиллиты и сицилиты; 10 - мазитовская свита: аргиллиты, песчаники; 11 - нижний карбон: известняки); 12 - верхний девон: известняки; 13 - средний девон: известняки; 14 - силур: аргиллиты, алевролиты, песчаники, доломиты; 15 - геологические границы; 16 - тектонические контакты.

представленным сложнодислоцированным терригенно-карбонатным комплексом (рис. 5). Структуры поднадвига Зилаирского синклинория, как видим, характеризуются сходным строением с нефтегазоносными антиклинальными складками Предуральского прогиба. И те, и другие имеют субмеридиональное простирание, крутые крылья и приурочены к фронтальным частям региональных надвигов преимущественно восточного падения. Отличие заключается лишь в том, что антиклинали поднадвиговой зоны располагаются плотно одна к другой, а складки в Предуральском прогибе отделяются относительно широкими полосами горизонтального залегания пластов [4]. Исследования автора показали тождественность и фильтрационно-емкостных характеристик одновозрастных пород рассматриваемых смежных регионов. Коллекторы здесь представлены преиму72

щественно плотными, трещиноватыми известняками и доломитами, уплотненность и тип пустотности которых причинно связаны с варисцийским тектогенезом, проявившимся здесь в конце палеозоя. Пористость карбонатных пород как в Предуральском прогибе, так и в поднадвиговой зоне изменяется в пределах от 1 до 7 % [6]. Содержание метана, полученное при испытании скважин в Зилаирском синклинории, колеблется от 84 до 96 % [5]. В ряде скважин, пробуренных в Зилаирском синклинории, были получены обнадеживающие результаты. В процессе испытаний поисково-разведочной скважины № 2 «Асташ» из трещиноватых известняков среднего карбона поднадвига был получен газ, первоначальный дебит которого составил 300 000 м3/сут. Состав газа: CH4 — 92,2 %, C2H 6 — 2,2 %, CO2 — 1,3 %, N2 — 4,2 %, в том числе He — 0,054 %, Ar — 0,062 %.

В структурно-поисковой скважине № 3 дебит сухого газа из отложений зилаирской свиты верхнего девона (аллохтон) достигал 10 000 м 3 в сутки. Скважина фонтанировала в течение шести суток, затем приток прекратился. Состав газа: метан — 88,5 %, этан — 9,55 %, азот — 2,94 %, удельный вес — 0,6188 г/см3. Коллекторами являются трещиноватые аргиллиты, алевролиты и песчаники, залегающие в непосредственной близости от крупного надвигового нарушения, в интервале 1970—1874,7 м. Притоки газа были получены и в других скважинах. Поднадвиговая зона структур, прослеживающаяся вдоль западной границы Зилаирского синклинория, по существу является подаллохтонным продолжением к востоку Предуральского прогиба. Ширина этой зоны, названной нами Сакмаро-Икской, не менее 20 км, а протяженность — более 150 км [7]. Учитывая, что в непосредственной близости к западу от нее, в Предуральском прогибе, открыты богатые скопления газа и нефти в породах аналогичного состава и тектонического строения, следует считать, что эта зона является одной из первоочередных для поисково-разведочных работ на нефть и газ в рассматриваемом регионе. Примечательно, что подобные поднадвиговые зоны, перспективные на поиски нефти и газа, устанавливаются практически на всем протяжении складчатой области от Южного до Полярного Урала: на Уфимском амфитеатре, на Тимаизском и Кожимском «поднятиях», в Лемвинской и Верхнекарской зонах и на других участках. Согласно теории шарьяжей [2, 4, 8], все горноскладчатые сооружения Земли надвинуты на смежные платформенные области, прослеживающиеся под аллохтонами на десятки и сотни километров и являющиеся перспективными зонами для поисков нефти и газа. С уверенностью можно считать, что нефтегазовый потенциал Башкортостана далеко не исчерпан, хотя и требует для своего раскрытия более наукоемких исследований. Сейчас мы располагаем обширным фактическим материалом и современной методикой поисково-разведочных работ, позволяющей сократить затраты на поиски месторождений. Сегодня целесообразно было бы организовать научно-производственную компанию и технопарк, которые послужат ускорению открытия новых месторождений нефти и газа в нашей республике.

Список использованных источников и литературы 1. Камалетдинов М. А. К вопросу о покровной тектонике Урала в свете новых данных // Геотектоника, № 1, 1965. 2 Камалетдинов М. А. Покровные структуры Урала. — М.: Наука, 1974. — 230 с. 3. Исмагилов Р. А. О нефтегазовом потенциале Западного склона Южного Урала // Бурение и нефть, № 3, Москва, 2006. — С. 13—14.

рисунок 5.

Назаровское сейсмические поднятие. По Ардашевой Т. С., Гололобову Ю. Н., Мавричеву В. Г. (2007 ф) с небольшими изменениями

С 0806001 16000

20000

24000

28000

32000

36000

40000

м Т (мс) 0

D3 fr 1000

2000

S O II R 3000

4000

5000

4. Казанцев Ю. В. Структурная геология Предуральского прогиба. — М.: Наука, 1984. — 185 с. 5. Баймухаметов К. С., Викторов П. Ф., Гайнуллин К. Х., Сыртланов А. Ш. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана. — Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. — 424 с. 6. Исмагилов Р. А. Особенности регионального размещения коллекторов и нефтегазоупоров в палеозойских отложениях Волго-Уральской области // Бурение и нефть, № 10, Москва, 2011. — С. 20—24. 7. Исмагилов Р. А. Сакмаро-Икская зона поднадвиговых структур Зилаирского синклинория Южного Урала — новый объект для поисков нефти и газа // Бурение и нефть, № 5, Москва, 2008. — С. 27—29. 8. Камалетдинов М. А, Казанцев Ю. В., Казанцева Т. Т., Постников Д. В. Шарьяжные и надвиговые структуры фундаментов платформ. — М.: Наука, 1987. — 184 с. № 3 (15) 2012

Материалы и оборудование

НОВЫЕ РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩИЕ ПЛАСТИНЧАТЫЕ ТЕПЛООБМЕННИКИ В ДОБЫЧЕ, ПЕРЕРАБОТКЕ И ТРАНСПОРТЕ НЕФТИ И ГАЗА Серьезной проблемой экономики является высока я энергоемкость производимой продукции, дефицит нефти и природного газа, рост мировых цен на энергоносители. Требуется снижение энергоемкости в нефтеп ереработке, газотранспортных система х, химической, мета ллургической промышленности, в жилищно -коммуна льном хозяйстве и других производства х. В общем с лучае весьма акт уа льно ресурсосбережение, состоящее из рациона льной экономии рабочей силы, энергии, материа лов ( мета лла и пр.), рабочих сред и др. Первоочередной интерес представляют два разных, но взаимодополняющих пу ти рациона льного ресурсосбережения: разработка экономически более эффективных конструкций теплообменных аппаратов и экономически более эффективное использование теплообменного оборудования при учете особенностей и взаимосвязи основных этапов его жизненного цикла ( в первую очередь этапов проектирования, эксплуатации, реконструкции, замены устаревшего оборудования ). Далее рассмотрим возможности реализации этих двух этапов при использовании новых ресурсосберегающих пластинчатых теплообменных аппаратов.

Каневец Г. Е.

Коваленко Л. М.

ак а демик, д. т. н., профессор, президент Ак а демии

ак а демик Ак а демии наук технолог ической

наук технолог ической кибернетики У краины,

кибернетики Украины, конс ультант НПФ « Анкор-

Х арьков

Теплоэнерго », Х арьков

1. Промышленные пластинчатые теплообменные аппараты, их особенности и тенденции развития

тан и изготовлен ТА, оптимальный для своего назначения [6]. Конструкции ТА регулярно усовершенствуются. К примеру, кожухотрубные ТА создали еще в начале XIX века, а после ряда модернизаций они работают и теперь, хотя затраты на них больше, чем на аппараты других, новых конструкций. Среди такого нового, более эффективного теплообменного оборудования большой интерес представляют пластинчатые теплообменные аппараты (ПТА). В Советском Союзе первые ПТА для пищевой промышленности были изготовлены в 1940 г. на Симферопольском машиностроительном заводе. В пятидесятые годы прошлого века серийное производство ПТА в СССР было осуществлено на заводе «Уралхиммаш».

Известно, что качество теплообменного аппарата (ТА), прежде всего, определяется: - теплогидродинамическим совершенством процесса теплопередачи в нем; - его надежностью и герметичностью при заданных параметрах рабочих сред; - меньшей материалоемкости на единицу тепловой нагрузки аппарата; - доступностью поверхностей теплообмена для осмотров и очистки от загрязнений и другими требованиями конкретного места применения ТА. При этом для каж дого конкретного случая должен быть специально рассчитан, разрабо74

Новые ресурсосберегающие пластинчатые теплообменники в добыче, переработке и транспорте нефти и газа

В шестидесятые годы прошлого века освоено высокотехнологическое специализированное производство ПТА в УССР на заводе «Павлоградхиммаш». После второй мировой войны появились разработки и производство более эффективных ПТА. В последующие годы наука и техника в области создания ПТА намного продвинулась вперед — от эмпирического на основе физического эксперимента к системному, информационному на основе оптимизационного вычислительного эксперимента и от кустарного к высокотехнологичному производству [2—4]. В частности, плодотворные научные и конструкторские разработки проведены в Харьковском политехническом институте, Украинском научноисследовательском и конструкторском институте химического машиностроения (УкрНИИхиммаш) и в ряде других научных, производственных и учебных организаций СССР. У современных пластинчатых ТА теплогидродинамические параметры в три и более раз лучше, чем у трубчатых. У них более высокий коэффициент теплопередачи, меньшие металлоемкость и габариты. Применение ПТА сокращает производственную площадь, занимаемую аппаратом, уменьшает время и трудозатраты при ремонте сравнительно с трубчатыми ТА. Высокая теплоэнергетическая эффективность ПТА позволяет создавать из унифицированных пластинчатых блоков ТА с наиболее высоким коэффициентом рекуперации (степенью регенерации) теплоты ε; сократить величину «недогрева» рабочих сред, осуществить противоточную схему движения в них; сократить потери давления, расход электроэнергии на собственные нужды, в конечном счете снизить приведенные затраты на выпуск конечной продукции [6]. Теплопередающая пластина — это главная деталь ТА, предопределяющая его качество и основные потребительские свойства. История развития конструкций пластин неразрывна с поиском таких форм и размеров теплопередающей поверхности, которые увеличивали бы теплоэнергетическую эффективность ТА. Согласно [4, 5], коэффициент теплоэнергетической эффективности (или теплогидродинамическая эффективность) Е определяется как отношение количества передаваемой теплоты Q к затратам энергии N на проталкивание среды через аппарат. Доработанный нами критерий Кирпичева имеет выражение, (1)

En = αm N

Bm где α, 2 — мK коэффициент теплоотдачи, достигаемый в стандартном режиме сравнения поверхностей теплообмена, при фиксированных энергозатратах;

N = ΔP • V, η Вm; Р — давление; V — объем; m = 0,265 для пластин с сетчато-поточной гофрировкой. За прошедшие 60 лет в УкрНИИХиммаше нами проведены обширные НИР и ОКР, связанные с разработкой и производством пластинчатых ТА [7—9]. Шли поиски более эффективных форм и размеров гофр, обеспечивающих турбулизацию пограничного слоя и рост критерия Е П при одинаковых внешних условиях для сравнения конструкций пластин [4]. Промышленные ПТА в мировой практике начали выпускать в 50-х годах прошлого века. Технический прогресс привел к смене поколений конструкций теплопередающих пластин, повышению их совершенства [6]. Этот процесс развития конструкций ПТА можно условно разделить на четыре временных периода: - Период 1946—1956 гг. Канальчатые, гладкостенные пластины и образуемые ими щелевидные каналы. Теплогидродинамическая эффективность их, как у труб малых диаметров с гладкими стенками, низка. Рабочее давление сред до Р = 6 ат. Re кр = 2300; ЕП = 1650÷2500. - Период 1950—1965 гг. Ленточно-поточный тип гофрировки пластин. Турбулизация потока в межпластинном канале в двухмерном пространстве. Гофры треугольного или синусоидального профиля поперек пластин, параллельно, с площадками для устойчивости каналов на давление. Рабочее давление сред до Р = 10 ат. Re кр = 200÷300; ЕП = 3000÷4200. - Период 1970 —2010 гг. Сетчато-поточный тип гофрировки пластин. Турбулизация пограничного слоя и потока в межпластинном канале в трехмерном пространстве, самоочищение поверхности теплообмена от загрязнений. Гофры треугольного или синусоидального профиля, расположены под углом к продольной оси пластин. При сборе пластин в системе каналов, вершины гофр взаимно пересекаются. Рабочее давление сред до Р = 50 ат. Re кр= 50÷80; ЕП = 4200÷8000. - Период 1830 —2010 гг. Кожухотрубные. Гладкостенные трубы диаметров 32; 25; 15 мм. Пограничный слой на стенках труб тормозит теплопередачу. Re кр = 2300÷10000; ЕП = 1700÷2500. Анализ приведенных показателей подтверждает вывод о моральном старении теплообменных аппаратов из труб с гладкой стенкой без турбулизации пограничного слоя. В настоящее время во всем мире изготовители пластин применяют наиболее эффективную сетчато- поточную гофрировк у по верхностей теплообмена. Разборные ПТА успешно применяют во всех отраслях промышленности. Однако при разборной конструкции ПТА обостряются противоречивые требования № 3 (15) 2012

Материалы и оборудование свободного доступа к поверхности пластин для их очистки от загрязнений, их осмотра и ремонта при одновременном сохранении надежности, герметичности каналов. Особенно часто нарушается герметичность и долговечность при температурах более 150 °С и давлениях более 10 ат, если рабочие среды являются газом или паром. Это связано с уплотнением межпластинных каналов большим количеством резиновых прокладок. Итогом наших работ явилось компромиссное решение технического противоречия между необходимостью уплотнений разборных каналов прокладками и повышением температур, давлений рабочих сред, долговечностью и герметичностью конструкции. Нами созданы полуразборные ПТА, в которых пары пластин соединяются в канал шовной электросваркой по контуру пластины и только пары пластин (сварные каналы) соединяются в пакет через кольцевые прокладки вокруг пар коллекторных отверстий [8, 9]. Количество прокладок уменьшилось вдвое в аппарате. Рабочая среда с более высокой температурой, но не дающая нерастворимых загрязнений на поверхностях теплообмена, направлялась в сварные каналы, загрязняющая среда — в разборные каналы. Полуразборные ПТА нашли применение во многих производствах, например на тепловых пунктах, при приготовлении горячей воды питьевого качества, для бытовых помещений и жилищного хозяйства. В Харьковских тепловых сетях они успешно работают более 30 лет [9]. При повышении рабочих параметров теплоносителей до 16 ат. и 180 °С потребовался переход от полуразборных ПТА к неразборным ПТА [8]. Это чрезвычайно актуально для ПТА, выполняющих функции нагревателей, охладителей, конденсаторов и испарителей в нефтегазохимической промышленности, холодильной технике и других отраслях при условии обеспечения высокой надежности и герметичности оборудования. С 1993 года фирма «Анкор-Теплоэнерго» (г. Харьков) разрабатывает и серийно производит сварные неразборные ПТА типа Н0,1-F-КУ для теплоносителей типа пар и газ при температурах и давлениях, при которых резиновые прокладки недолговечны. Во многих производствах часто используют в качестве теплоносителя водяной пар. Давление и температура пара препятствуют применению резиновых прокладок для уплотнения паровых каналов. Разработаны сварные ПТА без резиновых прокладок. Они нашли применение в качестве паровых нагревателей, кипятильников, испарителей, конденсаторов и в других случаях, когда требуется надежная герметичность ТА. Выпускаемые в «Анкор-Теплоэнерго» конструкции сварных ПТА представляют собой пакет пластин, соединенных электросваркой по контуру и вокруг пары коллекторных отверстий. Пакет пластин помещен в стальной сварной корпус, на котором укреплены штуцеры для подвода и отвода рабочих сред. Гофрированные 76

пластины отштампованы из коррозионностойкой стали. При больших температурных разностях сред расширение пакета относительно корпуса компенсируется сильфонами на штуцерах. Необходимость установки сильфонных компенсаторов определяет изготовитель аппарата прочностным расчетом конструкции. Сварные пластинчатые теплообменники серии Н0,1-F-КУ отличаются хорошей теплоэнергетической эффективностью, коэффициент Е П достигает 8000. Аппараты компактны, надежны, долговечны, могут быть одно- и многопакетными. Очистка каналов и поверхностей теплообмена проводится промывкой циркулирующим моющим раствором. Сварные ПТА успешно применяются в холодильной технике, как испарители или конденсаторы фреонов, аммиака, пропана и др. Их применение снижает эксплуатационные затраты. Для обеспечения возможности механической очистки от загрязнений каналов сварных ПТА разработаны новые конструкции с разборным корпусом. Съемные стенки корпуса таких аппаратов установлены напротив выхода каналов одной из рабочих сред в корпус. Конструкция позволяет производить механическую очистку от загрязнений и ревизию каналов для более загрязненной среды. Форма и размеры гофр на новых пластинах серии Н0,25 и Н0,5 таковы, что делают возможными сквозное просматривание и очистку канала. Разработаны конструкции, в которых пакет пластин вынимается из корпуса. Пакет пластин просматривается насквозь по стороне одной из рабочих сред. Это позволяет проводить механическую очистку каналов теплообменника гидромониторами высокого давления (аналогично очистке круглых гладкостенных труб). В пластинчатых конденсаторах предусмотрена возможность отвода от поверхностей теплообмена охлажденных неконденсирующихся газов. Аппараты могут быть одно- и многопакетными, одно- или многокорпусными, унифицированными и стандартизированными.

2. ПТА при модернизации газотранспортных систем, в задачах повышения КПД газовых турбин нового поколения, в ГТУ-16 и в других актуальных задачах Многолетний опыт разработок, изготовления и эксплуатации наших пластинчатых теплообменников позволяет предложить решение наиболее сложных промышленных задач теплосбережения. Например, начата разработка более эффективного крупного теплообменного оборудования для модернизации газотранспортных систем, повышения КПД газовых турбин нового поколения в газотурбинной установке ГТУ-16 и других задач. Известно, что эксплуатация морально устаревших и физически изношенных приводных газовых турбин с низким КПД

Новые ресурсосберегающие пластинчатые теплообменники в добыче, переработке и транспорте нефти и газа

(18—27 %) приводит к большим затратам природного газа на собственные нужды. Исследования показали, что использование на выходе газовой турбины эффективного подогревателя сжатого воздуха (ВП), с коэффициентом рекуперации ε = 0,82÷0,88, теплотой выхлопных газов турбины, позволяет повысить КПД газотурбинного двигателя до 38% [1]. Американская фирма SolarTurbinesInc недавно разработала пластинчатый регенератор для газовой турбины Mercury-50, что позволило при мощности 4,6 МВт достичь КПД 38,5 % [1]. Создание ГТУ нового поколения и модернизация существующих ГТУ выдвигают новые требования к созданию новых ВП с высокой теплогидродинамической эффективностью [2]. Как известно, самыми эффективными для этих случаев поверхностями теплообмена сегодня являются ПТА с сетчато-поточной формой гофр [4, 6]. Для получения больших коэффициентов рекуперации теплоты требуется противоточное движение рабочих сред. Симметричные каналы, собранные из гофрированных пластин, не всегда оптимальны, если объемы рабочих сред, протекающих в каналах, значительно различаются. Нами найдены новая форма и размеры гофр с плоскими площадками между вершинами гофр (АС № 1311353 от 15.01.1987 г. и АС № 1122073 от 28.11.1983 г.). Сварные ТА из пластин с такой формой гофр могут иметь различную площадь поперечного сечения каналов. Применение пластин с гофрами новой конструкции рационально для сред типа воздуха, газов, паров низкого давления, высоковязких жидкостей с большим объемом и воды или сжатых газов по другую сторону пластины. Например, применение пластин с плоскими площадками между вершинами гофр в проекте ВП для ГТУ-16 повысило коэффициент теплопередачи до 30 % при неизменных потерях давления. В периодической печати последних лет имеется ряд справедливых критических замечаний к конструкции пластинчатого рекуператора производства Невского завода (НЗЛ) к газотурбинному двигателю ГТД-10 [2, 4]. Отметим, что эта конструкция пластинчатого ВП существенно устарела. В нем применены пластины с теплогидродинамически малоэффективным ленточно-поточным типом гофрировки. Пакеты пластин и их блоки создают перекрестный, а не более эффективный противоточный ток газов и сжатого воздуха. При современных требованиях к параметрам ВП к ГТУ-16 перекрестный ток не позволяет достичь коэффициента рекуперации теплоты порядка ε = 0,8÷0,85. Соединение пластин в секции и пакеты посредством угловых сварных «гребенок» ненадежно и нетехнологично, возникают перетоки сжатого воздуха. Сварные швы гребенок с пластинами не выдерживают циклических термических нагрузок, появляются трещины. Требуются новые конструкции пластин. Для создания и опытно-доводочных работ по ГТУ-16 и ВП для этой установки необходимо

рисунок 1.

Схема ГТД механического привода. Здесь К — компрессор; КС — камера сгорания; ВП — регенератор-воздухонагреватель; ГТ — газовая турбина

Газ

Р - ВП КС

ГТ

Воздух

финансирование разработок и время 3—5 лет. Эти работы надо сделать сегодня и сейчас: так считают ученые [10]. Над разработкой более совершенных конструкций воздухонагревателя для повышения КПД ГТУ-16 и достижения коэффициента рекуперации теплоты ε = 0,8÷0,85 работают многие коллективы [10].

2.1. Разработка воздухонагревателя для ГТК-16 Располагая опытом в разработках пластинчатых рек уператоров и получив от СКБ турбокомпрессорных машин СНПО им. Фрунзе исходные данные для расчетов и разработки воздухонагревателя для ГТК-16, разработку выполнила фирма «Анкор-Теплоэнерго». Результаты показывают, что это техническое предложение заслуживает рассмотрения специалистами и подготовки производства унифицированных пластинчатых блоков для сборки и монтажа ВП различной мощности. Как показали расчеты, ВП для ГТУ-16 должен иметь противоточную пластинчатую (тип Н1,6К) поверхность теплообмена площадью порядка 6000 м 2 при потерях давления по газам ΔР 1 ≤ 2124 Па и сжатому воздуху ΔР 2 ≤ 17791 Па при начальной и конечной температурах газа 590 °С и 299 °С, воздуха, соответственно, 223 °С и 535 °С. При заданном режиме достижим коэффициент регенерации теплоты ε = 0,85 и тепловая нагрузка Q = 26,7 МВт. № 3 (15) 2012

Материалы и оборудование Допустимые потери давления по стороне выхлопных газов турбины заданы очень малыми. Поэтому параметры ΔР1 = 2124 Па становится определяющим при нахож дении требуемых размеров, массы и стоимости ВП к ГТК-16. Для улучшения параметров требуется новая специальная конструкция пластин. Рассмотрим кратко основные узлы нового пластинчатого ВП и принятые термины в их наименовании: - пластины теплопередающие — главная деталь аппарата; - секции — соединенные сваркой две пластины для получения канала; - пакет пластин — соединенные сваркой 47 секций для получения квадратного проходного сечения для газов 760х760 мм; - блок — два пакета пластин, помещенные в стальной корпус и прямоугольной формы каркас, у которого две противоположные стенки съемные для осмотра и чистки пластин и каналов (габариты 2050х1586х770). - модуль — крупная монтажная часть ВП. На рис. 1 показана схема газотурбинного двигателя, работающего по сложному термодинамическому циклу с утилизацией тепловой энергии горячего выхлопного газа на выходе из турбины для нагревания в ВП сжатого воздуха перед подачей в камеру сгорания. Предлагаем создать и применять наш пластинчатый регенератор -возду хонагреватель ВП блочно-модульного типа для ГТД механического привода, который будет отвечать следующим требованиям: коэффициент рекуперации теплоты ε = 0,85; суммарные относительные потери давления 4—8 %; ресурс — 60 000 часов; число пусков-остановок не менее 2000; утечки сжатого воздуха в новом регенераторе отсутствуют; удельная стоимость регенератора при серийном производстве не превысит $ 50—100 1 кВт тепловой мощности, а весовая характеристика — до 3 кг на 1 кВт тепловой мощности. Высокая теплогидродинамическая эффективность достигается интенсификацией теплообмена формой и размерами поверхности теплообмена, турбулизирующей пограничный слой [6]. Расчеты показывают, что применение регенеративного цикла позволит нашей конструкции пластинчатого ВП в диапазоне мощности 6÷25 мВт повысить КПД газотурбинного двигателя механического привода с 18—27 % до 38—41 % [1]. Рассмотрим далее устройство разработанного нами пластинчатого ВП к ГТУ-16.

2.1.1. Пластины теплопередающие типа Н1,6-К для ВП Пластина штампуется из тонкого листа коррозионностойкой и жаростойкой стали размером 2000х750х1 мм. Конструкция пластины аналогична выпускаемой нами серийно пластине Н0,1, с двумя круглыми коллекторными отверстиями диаметром 200÷300 мм в противоположных 78

концах пластины. Гофры треугольного про филя, разделенные плоскими площадками. Аналогичные пластины с такими гофрами по нашим разработкам серийно изготавливает завод «Павлоградхиммаш». Теплопередающая пластина — это основа теплообменника. Ее качество определяет эффективность всего устройства теплообменника. В ГТУ-16 объемы рабочих сред, протекающих в каналах ВП, различаются между собой в несколько раз. Основное отличие пластин Н1,6-К — возможность формирования каналов для выхлопных газов (большие объемы и малые потери давления) с площадью поперечного (проходного) сечения, значительно большей, чем для сжатого воздуха (малый объем). Из таких пар пластин получаются каналы разного типа оптимальных проходных сечений для каждой рабочей среды. Такое сочетание каналов позволяет спроектировать оптимальный ВП в точном соответствии с техническими требованиями и параметрами заказчика. Результатом этого является отсутствие удорожания ВП и снижение расхода энергии на собственные нужды в эксплуатации. Сравнительные расчеты теплообменников на одинаковые параметры для ГТУ показывают, что габаритные размеры и масса кожухотрубного нагревателя будет в 2,5—3 раза больше. У нас в каналах гофры прямые, без перегибов, что позволяет проводить механическую чистку поверхности от загрязнений по стороне выхлопных газов. Таким образом, в конструкцию пластин Н1,6-К при разработке ВП заложены проверенные в эксплуатации, но в новом качестве более эффективные технические решения [5].

2.1.2. Секции из двух сваренных пластин Для получения канала для протекания рабочей среды с поверхностью сложной формы сетчатопоточного типа две пластины сваривают. Сварка производится по отработанной у нас технологии, по коллекторным отверстиям и по контуру наружному. Пластины под сварку собирают так, чтобы вершины гофр в канале пересекались, образуя множество точек взаимной опоры пластин при давлении на них. При этом внутренний канал состоит из малых ячеек, по которым из коллекторного подается в канал сжатый воздух, а из другого отверстия — отводится. Две секции (четыре пластины) сваривают по наружному контуру, канал между секциями образуется из больших ячеек, по которым из корпуса поступают горячие выхлопные газы. Площадь поверхности теплообмена пластины — 1,6 м 2, а одной секции — 3,2 м2. Габариты секции 2000х750х16 мм. Масса 22 кг.

2.1.3. Пакет пластин, Fn= 150 м2

Новые ресурсосберегающие пластинчатые теплообменники в добыче, переработке и транспорте нефти и газа

Пакет собирают из 47 секций (94 пластин) путем сварки секций по коллекторным отверстиям на пластинах. Образуется пакет прямоугольной формы параллелепипеда, с квадратной формой двух торцевых плоскостей. Такие форма и размеры пакета технологичны, удобны в изготовлении, ремонте и обслуживании (при очистках загрязнений). Образуется две системы герметичных каналов: внутренних, из проходных коллекторов, для сжатого воздуха, с общим проходным сечением пакета 0,146 м 2, и наружных (по отношению к секции), для прохода горячих выхлопных газов, с общим сечением в пакете 0,315 м 2 . Площадь поверхности теплообмена одного пакета Fn = 150 м2, масса порядка 1130 кг. Схема компоновки пластин (2)

Схp = 47 47

Для компенсации напряжений, возникающих от разности температурных удлинений пакета и боковой плиты, верхние патрубки прикреплены к боковой плите через сильфонные компенсаторы.

2.1.4. Блок пластин унифицированный, F б = 300 м 2 Блок собирают из двух пакетов пластин, установленных параллельно. Пакеты пластин помещают в стальной корпус, окантованный прокатом (уголками). Корпус рассчитан на восприятие силовой нагрузки от внутреннего давления секций. Сбоку каждой из секций укреплена на болтах плиталюк, открывающая возможность доступа к наружным каналам секций для осмотров и чистки (при такой необходимости). На других двух торцевых сторонах каркаса устроены прямоугольные фланцы для подключения и отвода трубопровода горячих выхлопных газов. Площадь проходного сечения такого фланца 1,13 м 2 . На одной из сторон корпуса, напротив коллекторных отверстий на секциях, расположены четыре патрубка D у = 200 мм с компенсатором удлинений пакета и корпуса для подачи и отвода нагреваемого сжатого воздуха. Масса блока порядка 3600 кг. Схема компоновки пластин (3)

СхБ = 47 // 47 47 // 47 Габариты 2200х1580х780 мм. Блоки являются основными унифицированными изделиями, поставляемыми изготовителем на монтаж ВП или крупных модулей.

2.1.5. Модули монтажные Расчеты показали, что для выполнения заданных параметров ВП к ГТУ-16 требуется пластинчатая площадь поверхности теплообмена нашей конструкции Fа = 6 000 м2 или 20 блоков по 300 м2. Для технологичности монтажа и эксплуатации столь крупного ВП считаем целесообразным собрать его из двух модулей по 3 000 м 2. Блоки расположены в модуле в два ряда, по пять блоков в ряду. Скреплены они общим каркасом, предусмотрена возможность отсоединения от трубопроводов и извлечения из каркаса любого блока. Такой монтаж обеспечивает возможность обслуживания блоков, очистки от загрязнений каналов, ремонта и гидроиспытаний. Для установки двух модулей, т. е. ВП, достаточно производственной площадки до 50 м 2. Пластины в блоках и каналы секций располагают вертикально. Снизу и сверху блоков имеется большой прямоугольный фланец для соединения с газоходами. Трубопроводы сжатого воздуха располагаются по боковым стенкам модуля и соединяются с внутренними каналами блоков.

2.2. Воздухоподогреватель ВП Н1,6-6000-КУ-6 Воздухоподогреватель ВП Н1,6-6000-КУ-6 предназначен для работы в составе установки ГТУ-16. Стадия разработки — эскизный проект (предпроектное предложение). Расчетная площадь поверхности теплообмена Fа = 6000 м 2, ε = 0,85; ΔР1 = до 2200 Па, ΔР 2 = 4000 Па. Габариты ВП: длина 7,7 м; ширина 7,0 м; высота 4 м (без габаритов трубопроводов). При работе ВП отработавший в турбине газ по патрубку через диффузор снизу равномерно подается в два модуля по 3000 м2 каждый. Газ направляется в 20 унифицированных блоков, в наружные межпластинные каналы, обтекает гофрированные поверхности, охлаждается и отводится из блоков-модулей через общий патрубок. Коэффициент теплоотдачи со стороны газа α1 = 128 Вт/м2К. Сжатый воздух по воздуховодам Dу = 1000 мм через патрубки с компенсаторами Dу = 200 мм попадает во внутренние каналы пластинчатых пакетов. Двигаясь по межпластинным каналам малого проходного сечения, воздух нагревается до 535 °С. Коэффициент теплоотдачи со стороны воздуха α 2= 213 Вт/м2К. Число раздаточных воздуховодов — восемь, по четыре на каждый модуль, на каждой стороне два (вход-выход воздуха). Предлагаемое конструктивное решение ВП обеспечивает более высокие параметры цикла. Сборка и монтаж на месте эксплуатации не требуют применения спецтехники. При загрязнении отложениями из выхлопных газов каналов возможны обдув и очистка внешних каналов в блоках. Расчетные параметры ВП Н1,6-К-6000-КУ-6: - тепловой поток (мощность), Q = 26700 кВт; - коэффициент теплопередачи, k = 77 Вт/м2К; - средний температурный напор, Δt ср = 65,5 °С. № 3 (15) 2012

Материалы и оборудование Применение унифицированных пластинчатых блоков эффективно не только для нагревания сжатого воздуха, но и на других крупных объектах. Компрессорные станции магистральных газопроводов располагают возможностями экономии природного газа, потребляемого на собственные нужды, за счет утилизации тепла отходящих газов энергетических приводов газоперекачивающих установок. Комплексное использование вторичного тепла можно направить на: - охлаждение транспортируемого газа до уровня температуры грунта; - увеличение КПД ГПУ путем установки ВП сжатого воздуха, подаваемого в камеру сгорания газовой турбины; - производство электроэнергии в паротурбинных электрогенераторах при выработке пара в пластинчатом парогенераторе; - получение бессолевого водного конденсата из продуктов сгорания топливного газа в пластинчатых охладителях-конденсаторах; - теплофикациию и горячее водоснабжение жилого поселка. Во всех перечисленных случаях применимы ПТА на базе пластинчатых блоков и модулей. При этом достигается высокая эффективность ПТА и уменьшается себестоимость процессов теплопередачи.

3. Актуальность проведения оптимизационного вычислительного эксперимента на стадии проектирования с целью достижения наибольшей эффективности ПТА Эффективность оптимизации ПТА зависит от большого числа значащих факторов. Среди них отметим главные: - толковый выбор критерия или набора критериев оптимальности объекта (последнее при многокритериальной оптимизации); - разработка корректной технико-экономической модели объекта оптимизации, моделей процессов, протекающих в оборудовании; - обеспечение обоснованной допустимой погрешности расчета критериев эффективности и их составляющих; - соответственно ей формирование допустимой погрешности элементов расчета ПТА (они будут описаны далее); - обоснованный выбор метода поиск экстремума критерия (критериев) оптимальности ПТА; - обоснование значений экономических исходных данных, в первую очередь цен ПТА, нагнетателей, теплопередающих сред, энергии, передаваемой на привод нагнетателей, а также других показателей с учетом динамики их изменения на всех этапах «жизненного цикла» оборудования; - учет влияния проектируемого ПТА на эффективность технической системы, в которой он будет работать. 80

Наряду с важностью всех факторов последний имеет особенное значение при проектной оптимизации теплообменников предельной единичной производительности совместно со всей схемой (например, такими, которые приведены выше в 2.1.5 и в 2.2). Именно здесь может быть достигнута высокая технико-экономическая эффективность оборудования, громадный экономический эффект. При учете перечисленных выше факторов за счет оптимизации только ПТА их технико-экономическая эффективность может быть повышена в среднем на 20—40 %. При совместной оптимизации режимных параметров технической системы, например ГТД механического привода (рис. 1) и конструктивных параметров входящих в нее элементов, в первую очередь пластинчатого регенератора-воздухонагревателя ВП, технико-экономическую эффективность системы можно повысить еще более значительно. В частности, за счет повышения КПД газотурбинного двигателя механического привода с 18—27 % до 38—41 % [1] достигается очень большая экономия сжигаемого в транспортной системе газа. Далее рассмотрим наиболее трудоемкую часть математического обеспечения оптимизации технических систем типа ГТД, проблемы разработки математических моделей, алгоритмов и программ оптимизации ПТА, пути и некоторые результаты их решения.

4. Система синтеза математических моделей, алгоритмов и программ проектирования и оптимизации ПТА на основных этапах его жизненного цикла При компьютерном проек тировании и оптимизации ПТА в простейшем случае возможен выбор, использование готового алгоритма, а в некоторых случаях и программы. Но для этого необходимо, чтобы их возможности совпадали с требованиями расчетчика по учету особенностей, специфики рассчитываемого объекта, особенностей, специфики задачи расчета, расчетных ограничений, точности применяемых в алгоритме математических моделей и по множеству других факторов. Совпадение имеющегося алгоритма и программы с требованиями расчетчика встречается крайне редко. Это принуждает приступить к разработке требуемого алгоритма и программы. И здесь возникают новые обстоятельства. Как правило, число требуемых сочетаний объектов х задач при большом разнообразии математических моделей, ограничений и т. п., то есть число требуемых частных алгоритмов, необозримо велико. Соответственно, создание такого большого числа требуемых алгоритмов и программ в реальное время и при реальных материальных ресурсах становится практически

Новые ресурсосберегающие пластинчатые теплообменники в добыче, переработке и транспорте нефти и газа

невозможным. Однако отсутствие проектной оптимизации приведет в итоге к проектированию и изготовлению не лучшего объекта, а это, в свою очередь, чревато большими экономическими потерями на всех последующих этапах «жизненного цикла» оборудования. Выход из этой коллизии в автоматизации разработки множества частных алгоритмов и программ пу тем создания алгоритмических и программных комплексов, по своим возможностям охватывающих как можно более широкую область объектов и задач расчета. Особенно актуально создание таких комплексов при решении различных оптимизационных задач, эффективность которых возрастает по мере расширения области поиска экстремума критерия эффективности объекта оптимизации. Такие оптимизационные комплексы основываются на принципах создания Системы автоматизированного синтеза алгоритмов и программ расчета (САСАР) с помощью системного структурно-модульного подхода. Впервые принципы и методические основы обобщенного структурно-модульного подхода применительно к любым теплообменным объектам сформулированы нами в [12—17]. С помощью этого подхода созданы оптимизационные Синтезаторы алгоритмов и программ расчета теплообменников (САПР-ТО) для синтеза большого числа частных алгоритмов и программ. С их помощью проведена проектная оптимизация нескольких тысяч промышленных теплообменников (кожухотрубных, труба в трубе, аппаратов воздушного охлаждения и др.) у нас в стране и за рубежом. Это оборудование изготовлено и работает на предприятиях газопереработки, нефтепереработки, нефтехимии, в системах магистральных газопроводов, пищевой и сахарной промышленности, системах жизнеобеспечения глубоких шахт, в судовых энергетических установках и др. В качестве примера рассмотрим кратко один из алгоритмических и программных оптимизационных синтезаторов ОПТО-2010 [18], [19].

5. Оптимизационный синтезатор «ОПТО-2010» Синтезатор «ОПТО-2010» предназначен для расчета и оптимизации теплообменников, состоящих из стандартных и нестандартных пластинчатых теплообменных аппаратов. Синтезатор «ОПТО-2010» реализован в виде программного продукта, позволяющего достичь максимального экономического эффекта как при изготовлении оборудования, так и при последующей его эксплуатации. Оценка эффективности оборудования проводится при учете не только нынешних цен оборудования, энергии и сред, но также всех стоимостных показателей в динамике на весь планируемый срок эксплуатации. Учитываются дальнейшие затраты, которые неизбежно сопутствуют всему жизненному циклу обору-

дования, а именно затраты на теплоносители, энергию для привода нагнетателей (насосов, компрессоров, вентиляторов), текущие и капитальные ремонты и пр. Уникальность данного предложения состоит в том, что примененный системный подход позволяет учитывать индивидуальные особенности оборудования заказчика, накопленный им опыт научных исследований в данной области, оперативно адаптировать к этим данным алгоритм и программу, что позволяет достичь наибольшей возможной точности расчетов, а значит и максимальной эффективности проектируемого оборудования. Синтезатор «ОПТО-2010» [18, 19] разработан на основе упомянутого выше системного структурно-модульного подхода, что обеспечило возможность реализации широкой гаммы разновидностей расчетов пластинчатого теплообменного оборудования. При этом подходе значительно расширяются возможности развития алгоритма путем его изменения и дополнения без изменения структуры алгоритма. Такие алгоритмы и программы представляют собой систему, открытую для включения новых алгоритмических модулей. Это означает, что при необходимости использования других методов расчета алгоритм либо дополняется новым модулем, либо производится замена модулей без изменения структуры алгоритма. Эти модули выбираются по расчетному признаку. Применение структурно-модульного подхода при построении синтезатора «ОПТО-2010» обеспечивает создание различных частных алгоритмов и программ, которые можно сопровож дать и модифицировать без участия авторов. Зачастую возникает необходимость ее передачи другим организациям и исследователям. Тогда критерием качества алгоритмов и программ становится понятность, надежность и удобство их сопровождения. При этом значительно упрощается их включение в САПР и АСНИ. Еще одним преимуществом структурно-модульного принципа построения синтезаторов типа ОПТО-2010 является возможность агрегирования алгоритмических и программных модулей в соответствии с назначением. Так, при выборе оптимальной топологии технической системы решается двухуровневая задача. На верхнем уровне иерархии происходит поиск оптимальных режимных параметров. Причем алгоритмы разрабатываются вне зависимости от области применения. На нижнем уровне — поиск оптимальных конструктивных параметров элементов технической системы. Последняя задача предполагает набор модулей, различающихся в зависимости от области применения. Синтезатор «ОПТО-2010» (рис. 2) вк лючает элементы конструкторского расчета характеристик теплообменных аппаратов, из которых комплектуется теплообменник, а также самого теплообменника, как совокупности теплообменных аппаратов; тепловой проектно-поверочный, гидравлический, экономический, оптимизирующий расчеты теплообменника. № 3 (15) 2012

Материалы и оборудование

рисунок 2.

Структура синтезатора «ОПТО-2010»

БС-ННП БС-КРХП БС-ТР

БС-КРХТА и ТО

Пгр = 1

да БС-ГР

Пэр = 1 да

БС-ЭР

БС-РПЭТ

нет

ВПЭТ

БС-ООВ

БС-ИНП

Печать оптимальных результатов

нет

Соответственно, синтезатор «ОПТО-2010» состоит из двух уровней. 1-й уровень — внешний, оптимизационный. Он предусматривает: - формирование начального ННП (блок 1) и последующих ИНП (блок 12) наборов независимых переменных в соответствии с применяемым методом поиска экстремума; - выбор вида критерия оптимальности (показателя эффективности) теплообменника ВПЭТ (блок 10) и его значения из числа ранее рассчитанных показателей в РПЭТ; - оценку оптимальности каждого текущего варианта ООВ теплообменника (блок 11); - итог — выбор оптимального варианта из всех ранее рассмотренных. 2-й уровень — внутренний, обеспечивающий расчет критерия эффективности любого текущего варианта теплообменника при учете всех заданных ограничений на результаты расчета. Он включает: 1. Конструкторский расчет характеристик теплопередающей поверхности КРХП (блок 2), теплообменного аппарата и теплообменника КРХТА и ТО (блок 4), т. е. величин, необходимых для последующих расчетов. 2. Тепловой расчет теплообменника ТР (блок 3). 3. Гидравлический расчет теплообменника ГР (блок 6). 4. Экономический расчет теплообменника ЭР (блок 8). 5. Расчет различных показателей эффективности теплообменника РПЭТ (блок 9). На 2-м уровне сосредоточены наиболее громоздкие, сложные математические модели. В частности, здесь реализован принципиально новый метод [12, 13] теплового расчета теплообменников для наиболее распространенных схем соединения аппаратов в теплообменники (регулярных рядов и комплексов аппаратов) и для большого числа схем тока сред в аппаратах. За счет этого существенно увеличивается область поиска оптимума и, соответственно, расширяются возможности повышения эффективности теплообменников при их оптимизации. 2-й уровень может применяться самостоятельно, без 1-го уровня, для проведения всех перечисленных видов расчета, каж дого расчета в отдельности либо при различных их сочетаниях. Оптимизация может проводиться по одному из 27 показателей эффективности. Среди них есть натуральные, энергетические, термодинамические, эксплуатационные, технико-экономические, удельные и комбинированные показатели. Синтезатором «ОПТО-2010» предусмотрена оптимизация по восьми конструктивным независимым переменным, формирующим типоразмер стандартных или нормализованных теплообменных аппаратов, из которых комплектуется теплообменник, а так же по двум режимным параметрам. Для каждой переменной минимальное и максимальное значения задаются или находятся из таблиц стандартов или нормалей.

Новые ресурсосберегающие пластинчатые теплообменники в добыче, переработке и транспорте нефти и газа

Синтезатор «ОПТО-2010» в сотни раз повышает возможности оценки эффективности теплообменников за счет использования широкого набора критериев эффективности и существенного расширения области приложения алгоритма по объектам расчета. Соответственно, расширяются возможности для проведения полноценного вычислительного оптимизационного эксперимента.

6. Оптимизация технических систем, включающих ПТА Эта задача более сложная по сравнению с описанной выше. Она включает в себя полностью синтезатор «ОПТО-2010», а также аналогичные комплексы, позволяющие оптимизировать остальные элементы технических систем. За счет этого значительно возрастает размерность задачи (число оптимизируемых независимых переменных), а также громоздкость расчета критерия эффективности системы. Однако при ее реализации значительно возрастает технико-экономический эффект. При оптимизации сложных технических систем целесообразно применять феноменологический эвристико-эволюционный подход [20, 21 и др.], впервые описанный в [22].

Список использованных источников и литературы 1. Халатов А. А., Долинский А. А., Костенко Д. П., Парафейник В. П. Состояние и проблемы развития механического привода для ГТС Украины // Пром. теплотехника. — 2010 — Т. 32, № 1. — С. 44—53. 2. Письменный Е. Н., Терех А. П., Семеняко А. В., / Баранюк А. В. Теплоаэродинамическая эффективность трубчатых поверхностей нагрева регенераторов ГТУ // Пром. теплотехника. — 2010 — Т. 32, № 4. — С. 63. 3. Барановский Н. В., Коваленко Л. М., Ястребенецкий А. Г. Пластинчатые и спиральные теплообменники // Москва: Машиностроение, 1973. — 288 с. 4. Коваленко Л. М. Оценка теплоэнергетической эффективности каналов теплообменных аппаратов // Пром. теплотехника. — 2005, № 1. — С. 50—55. 5. РТМ. Руководящий нормативный документ. Теплообменники пластинчатые. Методы тепловых и гидромеханических расчетов. РД 26-01-107-86 // УкрНИИхиммаш. Издание официальное. — 1987. — 106 с. 6. Коваленко Л. М., Глушков А. Ф. Теплообменники с интенсификацией теплоотдачи. — Москва: Энергоатомиздат, 1986. — 240 с. 7. РТМ 26-01-107-78. Теплообменники пластинчатые. Методы тепловых и гидромеханических расчетов. Харьков: УкрНИИХиммаш, 1978. — 147 с. 8. Каталог-справочник. Пластинчатые теплообменные аппараты. М.: ЦНИТИ Химнефтемаш, 1983. — 56 с.

9. Тарадай А. М., Гуров О. И., Коваленко Л. М. Справочник. Пластинчатые теплообменные аппараты для систем теплоснабжения. — Харьков: Прапор, 1995. — 60 с. 10. Сударев А. В. Рекуперативные воздухонагреватели для ГПА компрессорных станций: опыт России. // Пром. теплотехника. — 2009. — Т. 31, № 4. — С. 34—42 /комментарии ученых/. 11. Данилов Ю. Б., Кошельник А. В., Морозов А. Е. История возникновения пластинчатых теплообменных аппаратов и совершенствование их конструкций. — В кн.: Вып. 15: Химия, химическая технология и экология. Вестник Национального технического университета «ХПИ», 2010. — 167 с. — С. 159—164. 12. Каневец Г. Е. Обобщенные методы расчета теплообменников. — Киев: Наукова думка, 1979. — 352 с. 13. Каневец Г. Е. Теплообменники и теплообменные системы. — Киев: Наукова думка, 1981. — 272 с. 14. Каневец Г. Е. и др. Оптимизация теплообменного оборудования пищевых производств. — Киев: Техніка, 1981. — 192 с. 15. Kanewez G. Berechnung von Wärmeüberträgern. — Berlin: Akademie — Verlag, 1982. — 328 р. 16. Каневец Г. Е., Зайцев И. Д., Головач И. И. Введение в автоматизированное проектирование теплообменного оборудования. — Киев: Наукова думка, 1985. — 232 с. 17. Бажан П. И., Каневец Г. Е., Селиверстов В. М. Справочник по теплообменным аппаратам. — Москва: Машиностроение, 1989. — 368 с. 18. Каневец Г. Е., Кошельник А. В., Алтухова О. В., Суима С. Д., Коваленко Л. М. Разработка алгоритма оптимизационного расчета пластинчатых теплообменников на основе структурно-модульного подхода. — В кн.: Устойчивое развитие энергетики. Вестник Национального технического университета «ХПИ», 2011. — 338 с. — С. 124—132. 19. Каневец Г. Е., Кошельник А. В., Суима С. Д., А лтухова О. В. Повышение эффективности работы пластинчатых теплообменников путем оптимизации конструктивных и режимных параметров. — В кн.: Устойчивое развитие энергетики. Вестник Национального технического университета «ХПИ», 2011. — 338 с. — С. 133—138. 20. Каневец Г. Е., Берлин М. А. Феноменологический эвристико-эволюционный подход при комплексной оптимизации процесса подготовки нефти на промыслах. — Санкт-Петербург // Сфера Нефтегаз. — 2010, №1 (20). — С. 40—50. 21. Каневец Г. Е., Берлин М. А. Комплексная оптимизация процесса подготовки нефти на промыслах. — Москва // Бурение и нефть. — 2010, № 3. — С. 56—65. 22. Каневец Г. Е., Берлин М. А. Принципы автоматизированного проектирования и оптимизации химико-технологических производств. — Киев: Общество «Знание» УССР, 1981. — 30 с.

№ 3 (15) 2012

Материалы и оборудование

ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ БЛОКА РЕЛЕЙНОГО АДАПТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ РАСПРЕДЕЛЕННЫМИ НАГРУЗКАМИ В с татье рассматриваютс я опыт и технические возможнос ти эксплуатации а д аптивного автоматизированного управления освещением БРУО. Пре д в а ри т е льные и тог и эксп л уата ц ии позвол яют с д е л ат ь вывод ы о возможнос ти эксплуатации прибора в с амых ра зличных к лиматических ус ловиях и варианта х ус тановки.

Карелин А. Н. к. т. н., доцент, СФ СПбГМТУ, С анкт-Петербург

ля повышения уровня пожаробезопасности, экономии и снижения затрат электроэнергии на нужды наружного, рекламного, уличного освещения, освещения лестничных площадок жилых домов, снижения затрат на замену ламп и обслуживание, увеличения ресурса работы оборудования было разработано и запатентованы технические решения для автоматизации управления наружным и рекламным освещением различных объектов на базе серии приборов типа адаптивного микропроцессорного защитного прибора управления и контроля «Блок релейного автоматического управления освещением» («БРУО») (рис. 1). Экономия при эксплуатации прибора составляет до 63 %, а срок окупаемости затрат на установку одного прибора составляет от 2,5 до 4 месяцев. Блок и примененные в нем схемотехнические решения отличаются от ранее имеющихся [1—3] и зарегистрированы в Государственном реестре патентов РФ (Патенты РФ № 38521, 43703, 68816, 73135, 76522, 77731, 80293, 80294 и др.). Практика установки этих приборов на предприятиях и в организациях города Архангельска, Северодвинска и др. показывает, что перевод наружного освещения (рис. 2), рекламных щитов и вывесок магазинов (рис. 3), крупных торговых центров (рис. 4) на автоматическое управление с помощью БРУО позволяет снизить оплату за потребление электрической энергии на нужды наружного освещения. К 2009 году предлагаемое оборудование уже успешно обеспечивает рациональное и оптимальное управление наружным и рекламным освещением

на многих предприятиях и организациях, например: центральная гостиница «Двина» ПКП «ТИТАН» (г. Архангельск, пр-т Троицкий, 52) (рис. 5—6) и др. (www.kascad.h1.ru, www.asty.ru) «БРУО» осуществляет эффективное оптимизированное, полностью автоматическое, адаптированное для города Северодвинска и Архангельска управление наружным освещением. Адаптацию оборудования можно провести практически для любого города или места установки с определенными или заданными пространственными координатами. Исходя из экономической целесообразности по потреблению электроэнергии, блок обеспечивает функцию экспертной системы «Энергосберегающее управление динамическими объектами». Мощность коммутируемых нагрузок, обеспечивающихся силовой электроникой, может варьироваться от: менее 1 кВт до 45 кВт и более. Блок «БРУО» был отмечен в конкурсе «Охранные системы» и информация по блоку была опубликована в разделе «Лучшие товары и цены» по рассылке «Охранные системы» от 14 октября 2005 года.

Технические характеристики блока: Коммутируемое напряжение до 260 В Ток катушки пускателя до 5 А Точность включения-выключения 5 сек/ сутки Диапазон рабочих температур -40...+70 °С Габаритные размеры 67 × 67 × 30 мм

Опыт эксплуатации блока релейного адаптивного управления распределенными нагрузками

рисунок 1.

Блок релейного управления освещением

рисунок 2.

Установка БРУО для управления освещением периметра техноторгового центра

рисунок 3.

Установка БРУО для управления освещением рекламы техноторгового центра

рисунок 4.

Освещение периметра техноторгового центра и рекламных нагрузок, управляемого БРУО

Варианты применения блока: 1. Включение-выключение уличного освещения. 2. Включение-выключение освещения лестничных площадок подъездов домов. 3. Включение ламп накаливания с плавным разогревом нити и регулировкой уровня мощности, что делает лампы более долговечными. 4. Включение-выключение линий освещения. 5. Имитация присутствия хозяина в пустующих квартирах, дачах по программируемому включениювыключению света, радиоаппаратуры и других приборов. 6. Включение различных производственных установок для выхода на необходимый режим к определенному времени. 7. Включение-выключение освещения по графику и 3-минутным включением в ночные часы.

8. Трехфазный бесконтактный программируемый ограничитель тока для защиты кабельных линий потребителя от перегрузки. 9. Выполняемые функции могут изменяться и дополняться в части программ и увеличения уровня коммутируемых мощностей.

БРУО обеспечивает: - защиту от поражения электрическим током в случае прямого прикосновения к токоведущим частям электроустановки; - защиту при косвенном контакте с доступными проводящими частями электроустановки при повреждении изоляции; - защиту от пожаров, возникающих из-за утечек дифференциального (остаточного) тока на № 3 (15) 2012

Материалы и оборудование

рисунок 5.

Центральная гостиница г. Архангельска «Двина» (ООО «ПКП «ТИТАН»)

рисунок 6.

землю при повреждении изоляции токоведущих частей; - защиту от сверхтоков (перегрузки и короткого замыкания), возникающих в электроустановках зданий. Обеспечивает защиту от сверхтоков, функционально зависящие от напряжения сети бытового и аналогичного применения. Выполняет функцию обнаружения дифференциального тока, сравнения его со значением дифференциального тока срабатывания и отключения защищаемой цепи в случае, когда дифференциальный ток превосходит это значение, а также функцию автоматического отключения электроустановки при появлении сверхтоков. Некоторые из вышеназванных функций были реализованы для автоматизации управления освещением центральной гостиницы г. Архангельска «Двина» (рис. 5 и 6). Опыт эксплуатации блока БРУО показывает, что линейка разработанных приборов характеризуется адаптивностью, автономностью работы и может применяться на самых различных объектах промышленности, техноторговых центрах или предприятиях, характеризуемых удаленностью и отсутствием обслуживающего персонала [7—8].

Список использованных источников и литературы 1. МПК Н 04 В 10/10 Патент ВОИС 133747. Заявлен 01.11.2000, № РСТ/АИ00/01340. Опубликован 10.05.2001. 86

Вход центральной гостиницы г. Архангельска «Двина» (ООО «ПКП «ТИТАН»)

Заявитель Lake Technology Lim. «Оптическая сеть передачи данных». 2. МПК Н 04 В 10/10 Патент США 6243182. Заявлен 13.07.1998, № 115222. Опубликован 05.06.2001. Заявитель Optical Scientific, Inc. «Оптическая система связи, устойчивая к атмосферной турбулентности». 3. МПК Н 04 В 10/10 Патент США 6243182. Заявлен 13.07.1998, № 115222. Опубликован 05.06.2001. Заявитель Optical Scientific, Inc. «Оптическая система связи, устойчивая к атмосферной турбулентности». 4. Блок релейного управления освещением. Патент RU 38521 U1 РФ, МПК 7 H 02Р 9/30 2003135013/20; опубликовано 20.06.2004. Бюлл. № 17. Приоритет 02.12.2003. 5. Блок релейного управления — малогабаритный (БРУО-М). Патент RU №76522. Зарегистрировано в Государственном реестре полезных моделей РФ 20 сентября 2008г. Опубликовано: 20.09.2008. Бюл. №26. RU 76522 U1. МПК H02P9/30 (2006.01). 6. Блок автоматического управления и контроля (БРУК) Патент RU № 77731. Зарегистрировано в Государственном реестре полезных моделей РФ 27 октября 2008 г.). Опубликовано: 27.10.2008. Бюлл. №30. RU 77731 U1. МПК H02P9/30 (2006.01). 7. Карелин А.Н. Программируемые микропроцессорные средства управления распределенными объектами // Промышленные АСУ и контроллеры. 2005. № 12. 8. Блок релейного управления освещением. Информационный листок № 04-064-05. Серия Р.45.51.31. Архангельский центр научно-технической информации, 2005.

№ 3 (15) 2012

Материалы и оборудование

МЕТОДИЧЕСКИЕ И МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЕЛИЧИНЫ ПОКАЗАТЕЛЯ ФИЛЬТРАЦИИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ПО РОССИЙСКИМ И МЕЖДУНАРОДНЫМ СТАНДАРТАМ Пок а затель статической фильтрации бурового раствора Ф, определяемый в ус ловиях низкого д авления при комнатной температ уре (10÷35 ºС ), является одним из основных параметров, регламентирующих технологические свойства промывочной жидкости. Величина этого пок а зателя в см3 за 30 мину т ук а зывается в проектной документации на строите льство скважины д ля к а ж дого интерва ла бурения. К ачественный контроль ве личины Ф при сервисном сопровож дении процесс а бурения сква жины весьма акт уа лен, так к ак соответствие значения этого пок а зателя требованиям проекта обеспечивает ус тойчивос ть с твола сква жины и способс твует максима льному сохранению продуктивности коллектора в призабойной зоне пласта. Вместе с тем в настоящее время нередки с лучаи возникновения ра зногласий ме ж ду пре дс тавите лями сервисных компаний, ос ущес твляющих сопровож дение процесс а бурения сква жины, и с лу жбой супервайзеров заказчика по поводу несоответствия чис ленных значений Ф проектным решениям.

Мойса Н. Ю.

нача льник технического отде ла ООО « НПО

ООО « НПО « Химбурнефть », Краснод ар

« Химбурнефть », Краснод ар

Выродов В. С.

Мойса Ю. Н.

инженер по буровым рас творам ООО « НПО

к. х. н., директор ООО « НПО « Химбурнефть »,

« Химбурнефть », Краснод ар

Краснод ар

лавная причина этих разногласий состоит в отсутствии единой общеотраслевой методики определения показателя статической фильтрации с четким регламентированием условий, при которых производится процесс отбора фильтрата из бурового раствора. Так, например, «Методика контроля параметров бурового раствора», разработанная ОАО «НПО «Бурение» [1], даже в рамках одного РД предусматривает определять показатель Ф на приборе ВМ-6 при перепаде давления 0,1 МПа, а на приборе ФЛР-1 — при 0,7 МПа. Аналогичные метрологические и методические неопределенности, включая различные способы подготовки фильтра в приборах ВМ-6 и ФЛР-1, содержатся и в справочной литературе [2, 3]. Эти неопределенности

Яковенко В. И.

к. т. н., замес тите ль директора по бурению

исключают возможность однозначной оценки величины показателя фильтрации как параметра, характеризующего одно из основных свойств конкретной промывочной жидкости. Ситуация становится еще более неопределенной, когда определение показателя Ф производится на приборах зарубежного производства по прилагаемым к ним методикам. Ввиду того, что отечественные проектные документы и геолого-технический наряд (ГТН) на строительство скважины предусматривают указывать величину Ф как определенную по ВМ-6, многие исполнители, выполняя работу на других приборах, произвольно выбирают тип фильтровальной бумаги, количество ее слоев, способ подготовки (смачивают или не смачивают),

устанавливают перепад давления на фильтре согласно инструкции к конкретному прибору, а затем при помощи некоторых коэффициентов пытаются привести полученное значение Ф к величине, требуемой проектом и ГТН. Для измерения величины показателя фильтрации буровых растворов используются различные конструкции приборов — фильтр-прессов как отечественного, так и зарубежного производства [1, 3, 4]. Все без исключения конструкции измерительных приборов используют один и тот же принцип измерения объема фильтрата, отжатого за 30 минут из бурового раствора через фильтрующий элемент и сформированную на нем корку под действием перепада давления на фильтре. Все приборы включают емкость для бурового раствора, фильтр и источник давления для создания необходимого перепада давления на фильтрующем элементе. В отечественном приборе ВМ-6 используется грузо-поршневой механизм с масляным резервуаром для создания фиксированного перепада давления, равного 0,1 МПа. Американский аналог грузо-поршневого фильтр-пресса с водяным резервуаром и гидравлическим противовесом имеет груз массой порядка 9,5 кг, что позволяет обеспечивать фиксированный перепад давления согласно стандарту API RP 131 (Американского нефтяного института) на фильтрующем элементе, равный 100±1,0 psi (690±6,9 кПа ≈ 0,7МПа) [4]. Указанные фильтр-прессы грузо-поршневого типа достаточно громоздки и тяжелы, что создает определенные неудобства при их практическом использовании и транспортировке. Большинство сервисных компаний, осуществляющих контроль параметров буровых растворов для определения показателя фильтрации, используют фильтр-прессы с внешним газовым источником избыточного давления: одноразовыми газовыми баллончиками — модулями давления (СО2 — модель 140-20; N2 — модель 140-35 OFI Testing Equipment, США) или воздушным насосом модель ZNS-5A (Китай). Эти приборы менее громоздки и более практичны в эксплуатации, позволяют при помощи газового редуктора устанавливать и поддерживать в фильтр-прессе заданное давление по стандарту API, равное 0,7 МПа. В то же время эти приборы могут быть использованы для определения показателя Ф и в российской системе измерения, то есть при перепаде давления на фильтре 0,1 МПа. Недостатком приборов с внешним газовым источником является необходимость в дополнительном компрессорном оборудовании или газобаллонном хозяйстве. Существующие фильтр-прессы, например модель ZNS-5A с ручным насосом (Китай), также недостаточно удобны, поскольку используют в качестве внешнего источника давления газа (воздуха) обычный автомобильный насос, подсоединяемый к прибору при каждом измерении показателя фильтрации и требующий значительных усилий для создания и поддержания давления 0,7 МПа в емкости с буровым раствором. В ООО «НПО «Химбурнефть» для определения показателя фильтрации при различных перепадах давления произведена модернизация фильтр-

рисунок 1.

Внешний вид усовершенствованного фильтр-пресса ZNS-5A

пресса с ручным насосом модели ZNS-5A (Китай). Усовершенствованный прибор ZNS-5A в полном сборе показан на рисунке 1. Модернизация осуществлена путем включения непосредственно в состав прибора ресивера (5) для сжатого воздуха, снабженного отсекающим вентилем (9), и ручного насоса (8) высокого давления GIYO GS-01, позволяющего при незначительных усилиях создавать давление от 0,1 до 2,0 МПа. Такие конструктивные изменения фильтр-пресса ZNS-5A существенно повысили эксплуатационные характеристики прибора за счет исключения необходимости подключения его к внешнему источнику давления при каждом определении показателя фильтрации и дали возможность производить измерения при перепадах давления 0,1 МПа (стандарт России) и 0,7 МПа (стандарт США) на фильтр-прессе одной конструкции. Фильтр-пресс включает в себя основание 1 с установленной на его перемычке емкостью для бурового раствора 2. На столике под емкостью 2 установлен мерный цилиндр 3 для сбора фильтрата бурового раствора. Емкость 2 герметизируется при помощи прижимного винта 4, уплотняющего резиновую прокладку под крышкой емкости 2. Подача газа (воздуха) в емкость 2 осуществляется из ресивера 5 через газовый редуктор 6 и перепускной № 3 (15) 2012

Материалы и оборудование

таблица 1.

Сравнительная характеристика отечественной (РФ) и международной (API) систем измерения показателя статической фильтрации бурового раствора

Наименование метрологического параметра 1. Диаметр фильтра, см (дюйм) 2. Площадь фильтра, см2 (дюйм2) 3. Перепад давления на фильтре, МПа (psi) 4. Тип фильтровальной бумаги 5. Продолжительность фильтрации, мин. 6. Температура, ºС 7. Показатель фильтрации, см3 за 30 мин.

Значение параметра по системе РФ

по системе API

7,50

7,62 (3)

44,16

45,16 (7)

0,1 (14,2)

0,7 (100)

ТУ 6-09-1678-95 (Синяя лента)

OFITE Whatman cat.No 140-55

комн (10÷35)

Комн. (10÷35)

Ф=(5625/D2)•QФ

Ф=(5806/D2)•QФ

Примечание: D — фактический диаметр фильтра в приборе, мм; QФ — объем отобранного за 30 мин фильтрата, см3

клапан 7. Ресивер заполняется сжатым воздухом при помощи ручного насоса высокого давления 8 через отсекающий вентиль 9. Для контроля величин давления в ресивере 5 и емкости 2 предусмотрены манометры, соответственно, М1 и М2. Порядок выполнения операций при подготовке и проведении определения показателя фильтрации на усовершенствованном описанным выше способом приборе ZNS-5A полностью соответствует инструкции, прилагаемой к этой модели фильтрпресса. Поэтому методика определения показателя Ф на этом приборе не требует сертификации. В настоящее время в практике контроля показателя фильтрации буровых растворов используются две системы его измерения: отечественная (РФ) и международная (API). Если раньше единый общеотраслевой «Макет рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ» [5] предусматривал указывать в табл. 7.1 величину показателя фильтрации, определенную по отечественной системе измерения (РФ), то в настоящее время многие нефтегазовые компании руководствуются собственными внутрикорпоративными Макетами, предусматривающими определять величину Ф по стандарту Американского нефтяного института (API). Это обусловливает неоднозначность значений показателя фильтрации для одного и того же бурового раствора в разных документах на проектирование. В отечественной системе измерения (РФ) в качестве показателя фильтрации используют объем фильтрата Q (в см3), выделяющегося из бурового раствора при избыточном давлении 0,1 МПа за 30 минут с площади фильтра диаметром 75 мм [1—3]. Система измерения показателя фильтрации бурового раствора по международному стандарту (API) предусматривает определять величину Ф по 90

объему фильтрата в см3, отжимаемого из пробы бурового раствора при перепаде давления 0,7 МПа с площади (7 кв. дюймов) фильтра диаметром 76 мм за 30 минут. Сравнительная характеристика отечественной и международной систем измерения показателя фильтрации буровых растворов приведена в таблице 1. Из данных таблицы 1 следует, что численные значения показателя фильтрации зависят от того, в какой системе измерения произведено определение этого параметра. При этом наиболее существенными факторами, влияющими на величину Ф, являются перепад давления на фильтре, площадь фильтра, его диаметр, тип фильтровальной бумаги и способ формирования фильтра (количество слоев, предварительное смачивание фильтра или использование сухой фильтровальной бумаги). Влияние перепада давления на количество отобранного при определении Ф фильтрата, при прочих равных условиях, неоспоримо увеличивает количество фильтрата с ростом давления. Поэтому значение показателя фильтрации, определенное по системе измерения API при 0,7 МПа, выше, чем при определении его по системе РФ при 0,1 МПа. Следовательно, в итоговых документах после численного значения показателя Ф необходимо обязательно указывать, в какой системе измерения (API) или (РФ) производилось определение этого показателя. Что касается площади фильтра в используемом для определения показателя Ф приборе, то полученный в результате измерений объем фильтрата QФ может быть легко пересчитан путем приведения его к стандартной площади, принятой в каждой из систем измерения (п. 7 табл. 1). Выбор типа фильтровальной бумаги и способ ее подготовки для формирования фильтра также по-разному влияют на величину показателя филь-

таблица 2.

Сравнительная характеристика обеззоленных фильтров по ТУ 6-09-1678-95 Наименование фильтра «Синяя лента» изго- «Красная лента» изго- «Белая лента» изготовтовлена из бумаги ФМ товлена из бумаги ФБ лена из бумаги ФС по по ГОСТ 12026-76 по ГОСТ 12026-76 ГОСТ 12026-76

Бумага фильтровальная ФС рулонная по ГОСТ 12026-76

Масса 1 м2, г

85±3

75±3

Фильтрующая способность, с не более

100

таблица 3.

Сравнительная оценка свойств фильтрующего элемента на результаты определения Ф Средние значения показателя фильтрации Ф (РФ) для различных растворов

Характеристика фильтра и способа его формирования

ЕГР (естественный глинистый раствор)

Скв. № 21 Песчаного месторождения

Ф, см3/ 30 мин.

∆Ф, см3

отн. откл, %

∆Ф, см3

отн. откл., %

1. Влияние типа фильтровальной бумаги (сухой): - ТУ 6-09-1678-95 (Синяя лента) - OFITE cat.№ 140-55

14,6 12,8

-1,8

12,3

3,0 3,2

+0,2

+6,7

2. Влияние количества слоев фильтровальной бумаги ТУ 6-09-1678-95 (Синяя лента) - 1 слой - 2 слоя

14,6 14,9

+0,3

+2,0

3,0 2,8

+0,2

+6,7

3. Влияние способа подготовки фильтровальной бумаги ТУ 6-09-1678-95 (Синяя лента) - сухая - увлажненная

14,6 16,9

+2,3

+15,7

3,0 3,2

+0,2

+6,7

трации. В международной системе API указывается фильтровальная бумага «Whatman» № 50 или «Whatman» cat.No 140-55 OFITE (можно также применять их эквивалент). В РФ выпускается по ГОСТ 12026-76 и ТУ 6-09-1678-95 несколько типов фильтровальной бумаги, различных по фильтруемости и плотности (см. табл. 2). Из таблицы 2 видно, что наиболее близким эквивалентом фильтровальной бумаги «Whatman» является фильтровальная бумага производства РФ

марки «Синяя лента». Нами неоднократно установлено, что увеличение числа слоев фильтровальной бумаги до 2 (два фильтра), помещенных в фильтрпресс вместо 1 слоя (один фильтр) бумаги «Синяя лента», не обеспечивает повышения плотности до значений фильтровальной бумаги «Whatman», так как определяющими для фильтровальной бумаги являются плотность и размер пор фильтровальной бумаги, а не количество слоев. В качестве примера в таблице 3 приведены результаты проведенных № 3 (15) 2012

Материалы и оборудование

таблица 4.

Сравнительная оценка значений показателя фильтрации в различных системах измерения

Тип испытуемой жидкости

Показатель фильтрации Ф, см3 за 30 мин. по РФ

по API

Естественный глинистый раствор (ЕГР) — суспензия (УВ=67с, ρ=1,07 г/см3) немодифицированного глинопорошка Таганской глины марки ПБТ-1 ТУ 2164-00150655195-2006

8,3

11,2

0,74

Хлоркалиевый биополимерный буровой раствор «Бурвис» для горизонтального бурения и вскрытия продуктивных пластов (УВ=32с, ρ=1,03 г/см3)

2,4

4,8

0,50

Биополимерный буровой раствор «Био-Про», (УВ=39с, ρ=1,14 г/см3)

4,1

6,2

0,66

Полимерглинистый буровой раствор скв. № 21 Песчаное месторождение: проба № 1, УВ=50с, ρ=1,99 г/см3 проба № 2, УВ=65с, ρ=2,04 г/см3 проба № 3, УВ= 85с, ρ=2,13 г/см3

3,1 2,5 2,2

5,8 4,5 3,5

0,53 0,55 0,63

Лигносульфонатный буровой раствор скв. № 12 Восточно-Прибрежное месторождение: проба № 1, УВ=46с, ρ=2,03 г/см3 проба № 2, УВ =80с, ρ=2,03 г/см3 проба № 3, УВ= 85с, ρ=2,10 г/см3

3,1 4,9 3,5

7,2 8,7 5,0

0,43 0,56 0,70

нами специальных исследований по оценке погрешностей, вызываемых произвольным формированием фильтрующего элемента при определении Ф для некоторых типов буровых растворов. При расчете возможных погрешностей за базу сравнения был принят результат определения Ф по отечественной системе измерения, т. е. полученный при перепаде давления на фильтре 0,1 МПа с использованием сухой фильтровальной бумаги «Синяя лента» по ТУ 6-09-1678-95. Из данных таблицы 3 следует, что практически любое изменение свойств фильтра (тип бумаги, количество ее слоев, степень увлажнения) неизменно вызывает дополнительное отклонение величины Ф от его базового значения на 6,7÷15,7 %. Поэтому обязательным требованием к методике определения Ф является строгое соблюдение всех метрологических параметров каждой из систем измерения и недопустимость использования произвольно выбранного типа фильтровальной бумаги и способа формирования фильтра. Таким образом, для определения показателя фильтрации по российской системе измерения 92

Ф (РФ) Ф (API)

при перепаде давления 0,1 МПа рекомендуется: - использовать фильтровальную бумагу «Синяя лента», которая по фильтрационным характеристикам и плотности наиболее близка к фильтрационной бумаге «Whatman» № 50 или «Whatman» cat.No 140-55 OFITE; - устанавливать один фильтр из фильтровальной бумаги; - устанавливать сухой фильтр фильтровальной бумаги (без увлажнения). При определении показателя фильтрации при низком давлении (Fluid Loss) в международной системе API устанавливать один сухой фильтр фильтровальной бумаги «Whatman» № 50 или «Whatman» cat.No 140-55 OFITE. Только при выполнении этих требований возможно получение однозначной величины показателя фильтрации в каждой из систем измерения. При этом конструкция прибора для определения показателя фильтрации в любой из систем измерения никак не повлияет на конечный результат. С целью установления возможности пересчета значений показателя фильтрации из россий-

ской (РФ) системы измерения в международную (API) и, наоборот, при помощи переводного коэффициента нами была проведена сравнительная оценка величины Ф, определенной в разных системах измерения на усовершенствованном приборе ZNS-5A. Величину показателя фильтрации по российской системе при 0,1 МПа на усовершенствованном приборе ZNS-5A с применением одной фильтровальной бумаги «Синяя лента» вычисляли с учетом поправочного коэффициента К = 0,978, учитывающего отличие площади фильтрации по API (45,16 см2) от площади фильтрации по РФ (44,16 см2). Испытаниям подвергались несколько типов промывочной жидкости: естественный глинистый раствор (ЕГР, ρ = 1,07 г/см3); хлоркалиевый биополимерный буровой раствор «Бурвис» для горизонтального бурения и вскрытия продуктивных пластов (ρ = 1,03 г/см3); биополимерный буровой раствор «Био-Про» (ρ = 1,14 г/см3); утяжеленные полимер-глинистые буровые растворы (ρ = 1,99—2,13 г/см3) месторождений Краснодарского края. Результаты этих исследований приведены в таблице 4. Анализ данных таблицы 4 свидетельствует о том, что четкой корреляционной связи между значениями Ф (РФ) и Ф (API) для разных типов буровых растворов не наблюдается. Величина показателя фильтрации Ф при семикратном увеличении перепада давления на фильтре для каждого бурового раствора возрастает на различную величину в зависимости от индивидуальных свойств испытанных промывочных жидкостей и формируемых фильтрационных корок. Степень этого возрастания различная, выражаемая коэффициентом отношения показателя фильтрации по РФ при 0,1 МП к показателю фильтрации по API при 0,7 МПа, т. е. K = Ф (РФ) / Ф (API) варьирует в интервале от 0,43 до 0,74 в зависимости от состава бурового раствора. Таким образом, единого коэффициента для пересчета значений Ф рассматриваемых систем измерения показателя фильтрации при низком давлении, равном 0,1 МПа и 0,7 МПа, не существует. В заключение на основании рассмотренных методических и метрологических аспектов определения величины показателя фильтрации буровых растворов по российскому и международному стандартам можно сформулировать следующие рекомендации для достоверного и однозначного определения показателя фильтрации. 1. Для обеспечения достоверного определения показателя фильтрации буровых растворов как по отечественной (РФ), так и международной (API) системам измерения необходимо использовать стандартные приборы и методики, в которых однозначно и четко регламентированы условия подготовки фильтра и режимы отбора фильтрата. 2. Обязательным условием получения однозначных результатов при определении показателя статической фильтрации при низком давлении является неукоснительное соблюдение всех метрологических характеристик, присущих

используемой системе измерения. Произвольный перенос какого-либо метрологического параметра из одной системы измерения в другую недопустим. 3. Разработчикам проектов на строительство нефтяных и газовых скважин рекомендуется в разделе «Буровые растворы» приводить требования по показателю фильтрации с обязательным указанием системы измерения (по РФ или API), в которой получено численное значение этого параметра. 4. Методическими рекомендациями для определения показателя фильтрации по российской системе измерения при перепаде давления 0,1 МПа являются: - фильтровальная бумага «Синяя лента» по ГОСТ по фильтрационным характеристикам и плотности близка к фильтрационной бумаге «Whatman» OFITE (cat.No 140-55); - устанавливать один фильтр из фильтровальной бумаги; - устанавливать сухой фильтр фильтровальной бумаги (без увлажнения). 5. Для определения показателя статической фильтрации при проведении исследовательских или сервисных работ могут быть использованы любые конструкции отечественных и зарубежных приборов, позволяющие создавать на фильтрующем элементе перепады давления 0,1 МПа и 0,7 МПа в зависимости от того, в какой системе измерения (российской или международной) требуется представить полученный результат. 6. Единого коэффициента для пересчета значений показателя фильтрации, полученных в системе измерения Ф (РФ), в международную Ф (API) не существует. Для разных типов промывочной жидкости этот коэффициент К = Ф (РФ) / Ф (API), по данным наших исследований, изменялся от 0,43 до 0,74, что связано как с различным компонентным составом испытанных буровых растворов, так и с разным механизмом формирования и свойствами фильтрационных корок.

Список использованных источников и литературы 1. Методика контроля параметров буровых растворов. РД 39-00147001-773-2004. — Краснодар, 2004. — 136 с. 2. Булатов А. И., Аветисов А. Г. Справочник инженера по бурению, Т2. — М.: Недра, 1985. — 191 с. 3. Буровые и тампонажные растворы. Теория и практика: Справочник / З. З. Шарафутдинов, Ф. А Чегодаев, Р. З. Шарафутдинова. — СПб.: НПО «Профессионал», 2007. — 416 с. 4. Каталог «Аналитические приборы и лабораторное оборудование». ЗАО «ЭПАК-Сервис», 2007, 144 с. 5. Макет рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ. РД 39-0148052-537-87. — М., 1987. № 3 (15) 2012

Переработка нефти и газа

ОПТИМИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПОЛУЧЕНИЯ АВТОМОБИЛЬНЫХ БЕНЗИНОВ В настоящее время автомобильные бензины готовят смешением компонентов, получаемых пу тем прямой перегонки нефти, риформинга и к аталитического крекинга, изомеризации, а лкилирования, полимеризации и других процессов переработки нефти и газа, добавлением высокооктановых компонентов. К ачество компонентов, используемых д ля приготовления тех или иных марок товарных бензинов, с ущес твенно ра зличаетс я по ряду причин: это технологические возможности предприятия, различия технологических процессов и перерабатываемого сырья, проведение регламентных работ на отдельных технологических установк а х и т. д. Д ля предприятий, производящих автомобильные бензины в процесса х глубокой ката литической переработки углеводородного сырья, стоит вопрос не только о правильном выборе к ата лизаторов и подборе оптима льных ус ловий их эксплуатации, но и о внедрении новых методик ана лиза д ля оценки и повышения эф фек тивной эксп луатации к ата лизатора в процессе производства бензинов. Это обеспечит должный уровень к ачества компонентов на ста дии компаундирования.

Зеленская Е. А.

Маликов И. В.

аспирант Кубанского гос уд арственного

ас пира н т К у б а нс ко г о г о с уд а р с т венн о г о

технологического университета, инженер III к атегории,

т е х н ол о г ичес ко г о у нивер с и т е та,

ЗАО « НИПИ « ИнжГЕО », Краснод ар

К рас н од а р

Завалинская И. С.

Быкова А. И.

к. х. н., доц ен т К у б а нс ко г о г о с уд а р с т венн о г о

м а г ис т ра н т К у б а нс ко г о г о с уд а р с т венн о г о

т е х н ол о г ичес ко г о у нивер с и т е та,

К рас н од а р

рименение моделирующих программ, имеющих высокую точность описания параметров технологических процессов и позволяющих без значительных материальных и временных затрат производить исследования этих процессов, способствует сокращению сроков подбора и внедрения новых каталитических систем путем их тестирования. Кроме того, облегчается прогнозирование длительности эксплуатации и срока регенерации испытуемого катализатора, оптимизируется технологический режим с учетом динамики процесса и производится расчет ряда других, основополагающих показателей промышленной технологии. В настоящее время инженерам-технологам доступно большое число программных средств моделирования химико-технологических процессов. Большинство этих средств разработаны фирмами США и Канады. Так, в настоящее время лидирующие позиции на американском рынке занимают продукты трех ком-

паний: SimulationSciences (SimSci), AspenTechnologies и Hyprotech. Hysys и Hysim — продукты канадской компании HyprotechLtd. Среди российских программных продуктов для нефт еперерабатывающей промышленности следует отметить такие разработки, как «КОМФОРТ» (разработчик — ВНИИГАЗ), GIBBS (этот моделирующий пакет разработан фирмой «Топэнергобизнес»), «ТЕХНОЛОГ» (разработчик — ООО «Технософт», Москва), «КОНЦЕНТРАТ» (ЗАО «САВИМПЭКС», Ростов-на-Дону). Наиболее популярными программными средствами, используемыми в России для решения задач моделирования химико-технологических процессов, являются AspenPlus, Hysys, Chemcad, Pro/II. Среди российских программ лидирующее место занимают две разработки: «КОМФОРТ» и GIBBS. Вместе с тем, при достаточно широком выборе программных продуктов для нефтеперерабатывающей промышленности, при оптимизации технологических

Оптимизация технологии получения автомобильных бензинов

рисунок 1.

Расчетная схема блока каталитического облагораживания бензиновой фракции — Вариант 1

350,00 С 1,50 ate П1

T-2 Duty Tube Side Feed Mass Flow Shell Side Feed Mass Flow 346,00 С 103 104 Tube Inlet Temperature 1,00 ate Газ Tube Outlet Temperature в топливную 3,0381 GJ/h Shell Inlet Temperature сеть 843,9 kW Shell Outlet Temperature 108 0,00 kg/h 3 0,00 ст. м /ч* UA LMTD 105 ВХ-1 40,00 С 0,30 ate Minimum Approach 107 106 2,6111 GJ/h С-1 725,3 kW Р-1

Широкая фракция НК-180 101 20,00 С 2,00 ate 6250,00 kg/h 8,60 m3/h T-1 Duty Tube Side Feed Mass Flow Shell Side Feed Mass Flow Tube Inlet Temperature Tube Outlet Temperature Shell Inlet Temperature Shell Outlet Temperature UA LMTD Minimum Approach

T1 Н1

3,6923 6250 6250 20,21 196,2 346,0 138,1 C 11023,27 93,04 74,06

102

GJ/h kg/h kg/h C C C C W/C C C

6250,00 kg/h 109 8,50 m3/h Фракция 85-180

Н-2

110

Т-2

GJ/h kg/h kg/h C C C C W/C C C

111

ВХ-2 40,00 С 112 113 3,00 ate 90,98 С 0,0379 GJ/h 3,50 ate 10,5 kW C-2 87,76 kg/h 29,69 ст. м3/ч* 87,76 kg/h 1 0,14 m3/h 117 115 3 114 H-3 5 Головка 7 стабилизации 9 40,26 С 116 10 11 Стабилизатор 7,00 ate 46,36 kg/h 13 @K-1 0,08 m3/h 15 17 177,22 С 1,36 GJ/h 19 4,00 ate 378,93 kW 20 119 @K-1 166,50 С И-1 @K-1 4,00 ate 118 @K-1

ВХ-3

121 122 40,00 С 1,3290 GJ/h 3,00 ate 369,2 kW 6203,64 kg/h 8,42 m3/h

параметров новых технологий, находящихся на стадии лабораторных или опытно-промышленных исследований, выясняется, что универсальные моделирующие программы разработаны под достаточно узкий круг крупнотоннажных процессов нефте- и газопереработки. Кроме того, они дороги и громоздки, трудны в освоении и жестки. Часто пользователям не нужны многие из тех средств, которыми они обладают, но зато нужны те, которыми они не обладают. По этим причинам многие пользователи создают свои программы расчета оборудования, которые дают лучшие результаты, чем стандартные модули. Это же относится и к банкам физико-химических свойств. Программные продукты считаются открытыми, но любое добавление собственных рецептур в них не просто. Поэтому при необходимости оптимизации новых разработок приходится опираться на программные модули, позволяющие рассчитывать ближайшие к рассчитываемой технологии крупнотоннажные процессы с рядом допущений. В частности, программный пакет HYSYS создан для обработки и расчета реализованных в промышленности крупнотоннажных процессов переработки нефти, преимущественно первичных. Из вторичных процессов переработки нефти данный программный продукт позволяет рассчитывать каталитический риформинг. Расчеты проводились в моделирующей программе HYSYS Process, в пакете PengRobinson. Риформинг со стационарным слоем катализатора является наиболее близким по техническому оформлению к исследуемой авторами настоящей публикации технологии каталитического облагораживания низкооктановых бензинов. В настоящее время на некоторых нефтеперерабатывающих заводах на

0,6595 6250 6204 40,17 90,00 177,2 136,1 2005,28 91,36 87,22

120

базе установок риформинга, сдающего свои позиции в производстве бензинов ввиду токсичности ароматических соединений, создают новые технологии с заменой катализатора. Последний предназначен для изменения селективности процесса в сторону образования в бензине менее токсичных, чем ароматические, изомерных углеводородов. Так, в процессе каталитического облагораживания протекают реакции алкилирования, изомеризации и в небольшой степени ароматизации углеводородов, что в итоге приводит к возрастанию октанового числа бензина. Задачей настоящего исследования был подбор при помощи моделирующей программы оптимальных технологических параметров, обеспечивающих приемлемый состав и свойства целевого продукта (компонента автомобильного бензина). Используемый в эксперименте катализатор на основе модифицированного железом высокомодульного цеолита позволяет получать в исследуемых условиях преимущественно углеводороды изомерного строения. Основными варьируемыми параметрами являлись температура и давление процесса. Исходными данными для расчета являются производительность реактора по сырью, углеводородный состав сырья, температура реакции, давление на входе в реактор. Кроме того, на основе промышленных или лабораторных исследований принимаются объемная скорость подачи сырья и количество катализатора. В результате оптимизации технологической схемы программный модуль рассчитал аппаратурное оформление установки и оптимальные технологические параметры. Произведено шесть вариантов расчета при начальных условиях процесса, идентичных экспериментальным. Технологическая схема после оптимизации приведена на рисунке. № 3 (15) 2012

Переработка нефти и газа

таблица 1.

Результаты анализа группового состава продукта Групповой состав продукта, % масс

Вариант расчета

н-парафины

Изо-парафины

нафтены

арены

алкены

Сырье

26,008

32,399

28,608

10,338

0,756

Вариант 1 (Т = 350 °С, Р = 0,15 МПа)

14,249

46,612

11,453

21,682

4,004

Вариант 2 (Т = 400 °С, Р = 0,15 МПа)

17,254

46,120

9,458

21,682

3,986

Вариант 3 (Т = 300 °С, Р = 0,5 МПа)

19,270

44,105

9,328

21,680

3,987

Вариант 4 (Т = 350 °С, Р = 0,5 МПа)

16,264

46,600

11,160

20,990

3,986

Вариант 5 (Т = 400 °С, Р = 0,5 МПа)

18,261

44,594

10,593

21,566

3,986

Вариант 6 (Т = 350 °С, Р = 0,8 МПа)

17,112

45,924

10,934

21,136

3,985

Эксперимент (Т = 350 °С, Р = 0,8 МПа)

8,852

57,077

17,211

14,655

1,205

По сравнению со схемой, использованной в эксперименте, программный модуль рассчитал дополнительный блок ректификации с отбором головки стабилизации 85—180 ºС. Учитывая целевое назначение продукта как базового компонента автобензина, полное удаление легких фракций может негативно сказаться на пусковых свойствах получаемого моторного топлива. В таблице приведены результаты анализа группового состава продукта каталитического облагораживания низкооктанового бензина, являющегося базовым компонентом бензиновой композиции. Анализ расчетных и экспериментальных данных показывает, что групповой состав продукта существенно различается. Этот факт вполне объясним, т. к. в расчетном модуле заложены данные на протекающие на алюмоплатиновом катализаторе риформинга реакции ароматизации. Тем не менее в заданных достаточно «мягких» технологических условиях, по расчетным данным, достаточно активно идут реак96

ции, приводящие к образованию изомерных парафинов. Кроме того, оптимизация помогла определить технологические параметры, при которых целевой продукт получается с максимальным выходом и октановым числом. Таким образом, современные средства моделирования, которые могут быть использованы для обработки результатов исследования процессов облагораживания автомобильных бензинов, весьма многообразны. Они позволяют автоматизировать практически все стадии инженерного труда и свести к минимуму затраты рабочего времени, трудовых ресурсов и денежных средств. При этом поставленная задача решается оптимально, с учетом накопленного опыта и данных. Совершенно очевидно, что конкурентное развитие техники и технологии невозможно без широкомасштабного использования таких средств моделирования как в проектных и исследовательских организациях, так и на производстве.

аналитический научно-технический журнал

№

(15)

осень 2012

Нужна ли миру нефть?

С. 14

в номере:

Литологическая интерпретация инженерно-геологических данных для оценки грунтовых условий

Оптимизация технологии получения автомобильных бензинов

Новые ресурсосберегающие пластинчатые теплообменники в добыче, переработке и транспорте нефти и газа

c. 56

с. 64

с. 68

c. 74

c. 88