Page 1

1

аналитический научно-технический журнал

(17)

весна 2013

Россия сжимает нефтяной кулак С. 10

в номере:

Техногенные аварийные ситуации: безопасность морских нефтегазовых сооружений

О новых возможностях геодезического метода в решении проблемы прогноза землетрясений

Опыт оценки активных разломов и других геологических опасностей в районе строительства трубопровода природного газа (Скала Киселева — ТНПЗ)

Анализ общих подходов к проблеме ресурсосбережения для нефтедобычи с учетом комплекса факторов

Современное состояние проблемы контроля скважины в различных горногеологических условиях. ГНВП — наиболее частое осложнение

c. 36

с. 40

с. 44

c. 62

c. 88


ñàíàòîðèåâ Êàâêàçñêèõ Ìèíåðàëüíûõ Âîä – «Ïÿòèãîðñêèé Íàðçàí»

Ñàíàòîðèé «Ïÿòèãîðñêèé Íàðçàí» – ýòî óíèêàëüíîå ñî÷åòàíèå ïðèðîäíûõ ëå÷åáíûõ ôàêòîðîâ, áåçóïðå÷íîãî ñåðâèñà è ðàäóøíîãî îòíîøåíèÿ ê ãîñòÿì! • Ñîâðåìåííàÿ ëå÷åáíî-äèàãíîñòè÷åñêàÿ áàçà • Ñîáñòâåííîå ðàäîíîâîå îòäåëåíèå • Ðîñêîøíûé ðåñòîðàí, VIP-çàëû • Îáñëóæèâàíèå íà âûñîêîì åâðîïåéñêîì óðîâíå • Ýëèòíûé íîìåðíîé ôîíä Èñïûòàéòå íà ñåáå âîëøåáíóþ ñèëó «Ïÿòèãîðñêîãî Íàðçàíà»!

Ñàíàòîðèé «Ïÿòèãîðñêèé Íàðçàí» 357500, Ðîññèÿ, Ñòàâðîïîëüñêèé êðàé, ã. Ïÿòèãîðñê, ãîðà Êàçà÷êà, 2, êîðïóñ 2 Òåëåôîí: (8793) 97-31-60, 39-12-81, ôàêñ: (8793) 97-31-64 Áåñïëàòíûé òåëåôîí ïî Ðîññèè: 8-800-100-52-01 E-mail: narzan-kmv@mail.ru www.narzan-kmv.ru Ëèöåíçèÿ ¹ 26-01-000569 îò 19 èþëÿ 2007 ãîäà, Ôåäåðàëüíàÿ ñëóæáà ïî íàäçîðó â ñôåðå çäðàâîîõðàíåíèÿ è ñîöèàëüíîãî ðàçâèòèÿ

ИМЕЮТСЯ ПРОТИВОПОКАЗАНИЯ. НЕОБХОДИМА КОНСУЛЬТАЦИЯ СПЕЦИАЛИСТА

Ó ïîäíîæèÿ ãîðû Ìàøóê óþòíî ðàñïîëîæèëñÿ îäèí èç ëó÷øèõ


Положение на соискание

Премии ж у рна ла « Г еоинжиниринГ» « За нау чные и те хнические ра Зработки в об лас ти т Эк»

для молодых специалистов (до 35 лет)

В целях поощрения молодых специалистов журнал «ГеоИнжиниринг» присуждает премию «За научные и технические разработки в области ТЭК». Премия присуждается за отдельные научно-технические работы, а также за серии научно-технических работ по единой тематике.

Условия участия: 1. На соискание премии могут быть представлены

работы или серии работ единой тематики, ранее нигде не публиковавшиеся, отдельных авторов или группы авторов (не более пяти человек).

2. Право выдвижения кандидатов на соискание премии предоставляется:

а) научным и проектным учреждениям, а также высшим учебным заведениям; б) научным и инженерно-техническим обществам; в) научным и научно-техническим советам министерств, ведомств; техническим советам промышленных предприятий; конструкторским бюро.

3. Условия подачи документов.

Организации или отдельные лица, выдвинувшие кандидата на соискание премии, обязаны представить в адрес редакции журнала с пометкой «На соискание премии журнала «ГеоИнжиниринг» «За научные и технические разработки в области ТЭК»: а) мотивированное представление, включающее научно-техническую характеристику работы, ее значение для развития науки и техники в области ТЭК; б) научно-техническую работу в печатном варианте (серию работ), материалы научно-технического

открытия или изобретения — в одном печатном экземпляре и в электронном виде; в) сведения об авторе (перечень основных научнотехнических работ, открытий, изобретений, место работы и занимаемая должность, домашний адрес, номера служебного и домашнего телефонов); г) справку руководителя организации, в которой работают авторы, что представляемая на конкурс работа ранее не была удостоена какой-либо премии.

4. Подведение итогов. По следующим номинациям: 1. Инженерные изыскания 2. Проектирование 3. Транспорт 4. Переработка 5. Эксплуатация 6. Экология 7. Энергоэффективность

По результатам конкурса молодым ученым, удостоенным премий, предоставляется: а) право при печатании работ в любых изданиях отмечать в заголовке «Удостоена премии журнала «ГеоИнжиниринг» «За научные и технические разработки в области ТЭК» 2013 год»; б) разместить краткие аннотации о работах и сами работы в журнале «ГеоИнжиниринг» и на сайте журнала; в) денежная премия и диплом журнала.

Результаты конкурса будут подводиться комиссией в составе: Председатель комиссии: Шауро А.Н., кандидат технических наук, генеральный директор ЗАО «НИПИ «ИнжГео» Члены комиссии: Берлин М.А., доктор технических наук, профессор, академик Украинской Академиии наук технологической кибернетики, ученый секретарь ЗАО «НИПИ «ИнжГео», Джемалинский В.К., кандидат технических наук, главный специалист ЗАО «НИПИ «ИнжГео», Дроздецкая О.А., кандидат политических наук, главный редактор журнала «ГеоИнжиниринг», Антониади Д.Г., доктор технических наук, профессор, академик РАЕН, директор Института нефти, газа и энергетики ФГБОУ ВПО КубГТУ, Савенок О.В., кандидат технических наук, доцент кафедры нефтяного дела им. профессора Г. Т. Вартумяна Института нефти, газа и энергетики ФГБОУ ВПО КубГТУ, Кошелев В.Н., доктор технических наук, директор Научно-исследовательского инженерного центра ЗАО «НПО Ресурс» — ЗАО «Сервисный центр — буровые технологии».

статьи и заявки на участие в конкурсе принимаются до 1 октября Drozdetskaya.OA@injgeo.ru, geoinj@bk.ru, тел.: +7 (861) 279-23-06, 279-81-59, +7 988 954 07 08


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

Редколлегия «Геоинжиниринга» Председатель редакционного совета Берлин Марк Абрамович, доктор технических наук, профессор, ученый секретарь, ЗАО «НИПИ «ИнжГео», Краснодар

университета ХПИ (стратегическое управление, теплотехнологии) с 2001 г.

Редакционный совет

Певнев Анатолий Кузьмич, доктор технических наук, профессор РАЕН, Институт физики Земли РАН, Москва

Шауро Андрей Николаевич, кандидат технических наук, генеральный директор ЗАО «ИнжГео»

Имаев Валерий Сулейманович, доктор геолого-минералогических наук, профессор, Институт земной коры, Иркутск

Овсюченко Николай Иванович, кандидат геолого-минералогических наук, начальник тематической партии ЗАО «НИПИ «ИнжГео»

Кошелев Алексей Тимофеевич, доктор технических наук, профессор, Кубанский государственный технологический университет, кафедра нефтегазового промысла, Краснодар

Джемалинский Владимир Константинович, кандидат технических наук, главный специалист ЗАО «НИПИ «ИнжГео»

Гуленко Владимир Иванович, доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный университет», завкафедрой геофизических методов поиска и разведки направления «инженерная и морская геофизика», Краснодар

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

Попков Василий Иванович, доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик РАЕН, ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный университет», декан геологического факультета, Краснодар

Новости

6

Факты. События. Комментарии

Аналитика

10

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

Персона

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

Тираж: 3000 экз.

Цена свободная Свидетельство о регистрации

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

2

ж у р н а л и с т-а н а л и т и к

Россия сжимает нефтяной кулак

Издатель

№1 (17) 2013

Кравченко Г. Л.

26

Игорь Макаренко: строители нужны всегда

Печать:

Типография «Омега-принт» 344082, г. Ростов-на-Дону, ул. М. Горького, 3 Тел. (863) 244-44-42. Заказ № 391. 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

Гущин В. В.

32

Гущин В. В. Татьяна Безверхова: нам нельзя ошибаться


Экологическая безопасность

36

Арутюнян А. С. к. т. н., до ц ен т, ф г б оу в п о « к у б а н с к и й

Карелин А. Н.

г о с уд а р с т в ен н ы й т е х н о л о г ич ес к и й у н и в ер с и т е т»

к. т. н., пр о фессор р оссийской а к а демии

e-m a il: m er eni ya@m a il.ru

ес т ес т возн а ния, с а нк т-пе т ерб у ргский г ос уд а р с т венный мор ской т е хнический

Савенок О. В.

у нивер си т е т

к. т. н., до ц ен т, ф г б оу в п о « к у б а н с к и й

e-m a il: c a s c a d@aT n e T.rU

г о с уд а р с т в ен н ы й т е х н о л о г ич ес к и й у н и в ер с и т е т» e-m a Il: o lg a S aV en o k@m a il.ru

Техногенные аварийные ситуации: безопасность морских нефтегазовых сооружений

40

Анализ общих подходов к проблеме ресурсосбережения для нефтедобычи с учетом комплекса факторов

Стандартизация и автоматизация

Певнев А. К. д. т. н., гл а в н ы й н а у ч н ы й сот р уд н и к и н с т и т у та ф и з и к и з ем л и ра н e-m a Il: a n.p e V n e V@ya n d e x.ru

68

Свитенко Д. В. д и р е к т о р о о о « ко н с е н т м е н е д ж м е н т», г л а в н ы й а уд и т о р T U V I n T e r n aT I o n a l

О новых возможностях геодезического метода в решении проблемы прогноза землетрясений

C e r T I f I C aT I o n ( T U V C e r T ) , э кс п е р т п о с е р т и ф и к а ц и и с и с т е м м е н е д ж м е н та к ач е с т в а , э ко л о г и и, п р о ф е сс и о н а л ь н о й б е з о п а с н о с т и г о с т р,

Инженерные изыскания

44

э кс п е р т п о с и с т е м а м м е н е д ж м е н та м о сс т р о й с е р т и ф и к а ц и и

Овсюченко А. Н.

e-m a Il: S V I T e n ko @i n j g e o.ru

к. г.-м. н., в е д у щ и й н а у ч н ы й сот р уд н и к

Возвращаясь к аудиту

и н с т и т у та ф и з и к и з ем л и ра н и м ен и о. Ю. Ш м и дта e-m a Il: oV S@If z.rU

Миронюк С. Г. к. г.-м. н., н ач а л ь н и к с ек то ра о п ас н ы х г ео л о г ич ес к и х п р о ц ессо в о о о « п и т ер га з »

Материалы и оборудование

80

Кошелев В. Н. д. т. н., д и р ек то р н и и ц з ао « н п о « р ес у р с »

e-m a il: miro n y u k.s g@p e T erg a z.Co m

e-m a Il: To r b U r@m a il.ru

Волков А. В. к. г. н., гл а в н ы й и н ж ен ер п р о ек та о о о « п и т ер га з »

Маслов В. В.

e-m a Il: Vo l koV. aV@p e T erg a z.Co m

к. т. н., г енера льный дирек тор

Новиков С. С.

зао « сервисный центр —

н а у ч н ы й сот р уд н и к и н с т и т у та

бу ровые технолог ии »

ф и з и к и з ем л и ра н и м ен и о. Ю. Ш м и дта

e-m a Il: V V m a S loV.m a Il @g m a il.co m

e-m a il: s erg eic h@If z.rU

Опыт оценки активных разломов и других геологических опасностей в районе строительства трубопровода природного газа (скала Киселева — Т нПз)

56

К вопросу о высокотехнологичных буровых растворах

88

Современное состояние проблемы контроля скважины в различных горногеологических условиях. Г нВП — наиболее частое осложнение

руководите ль группы мониторинга e-m a il: B a B o ry kin.m y@in j g eo.ru

Корпоративная геоинформационная система для нужд инженерной геологии

Разработка и обустройство месторождений

94

Неделько А. Ю. в е д у щ и й и н ж ен ер оао « н п п « эта л о н »

Антониади Д. Г.

e-m a Il: f g U p@o m S k e Ta lo n.rU

д. т. н., п р о ф ессо р, а к а д ем и к ра ен, ф г б оу в п о « к у б а н с к и й г о с уд а р с т в ен н ы й т е х н о л о г ич ес к и й у н и в ер с и т е т», e-m a Il: a n To nI a dI@kU bS T U.rU

4

к. т. н. e-m a Il: b e V37@m a il.ru

Баборыкин М. Ю. и геоинформационных систем ооо « геопроектстрой »

62

Бабаян Э. В.

Автономный логгер температуры вечномерзлых грунтов


РЕГИСТРАЦИЯ ОТКРЫТА!

www.eage.org www.eage.ru

3-я международная научно-практическая конференция 25–29 марта 2013 г., Тюмень, Россия

15617-TYU13-RUS GeoInzhiniring.indd 1

21-01-13 10:36

Инженерная геофизика 2013 Девятая научно-практическая конференция и выставка 22–26 апреля 2013 г. Геленджик, Россия

В рамках конференции состоятся • • • • • • •

www.eage.ru

15620-EngGeo13 GeoInzhiniring.indd 1

Выступления с научными докладами Курсы лекций по актуальным вопросам Коммерческие презентации Выставка Экскурсия Книжная ярмарка Полевая демонстрация аппаратуры

РЕГИСТРАЦИЯ ОТКРЫТА!

21-01-13 14:56

№ 1 (17) 2013

5


«Нефть.Газ.Энерго-2013»

Согласно прогнозу главы Минэнерго, в этом году цены на бензин могут вырасти на 13—14 %, значительно обогнав уровень инфляции. При этом Александр Новак отметил, что правительство будет следить за тем, чтобы топливо дорожало постепенно, без скачков. По мнению ряда экспертов, к 2015 году ситуация с бензином в России серьезно ухудшится. В частности, аналитики предполагают, что дефицит топлива через два года вырастет в 70 раз. То есть, если в 2013 году нехватка собственного топлива в стране составит лишь 53,7 тыс. т, то к 2015 году речь пойдет уже о 3,7 млн т. Это будет связано, в первую очередь, с введением более жестких экологических стандартов (с 2015 года предполагается ввести запрет на продажу бензина класса Евро-3, а с 2016 года — Евро-4), что заставляет нефтяные компании модернизировать производство.

zdship.ru

Бензин подорожает?

В середине февраля в Оренбурге прошла юбилейная десятая выставка «Нефть.Газ.Энерго-2013», организованная областным правительством, Минэкономразвития, промышленной политики и торговли, ТПП, а также ОАО «УралЭкспо». Мероприятие традиционно собрало множество гостей и участников, связанных с нефтяной, газовой и энергетической промышленностью, приехавших из всех регионов РФ и даже из ближнего зарубежья. По данным устроителей, за три дня работы выставку посетили более 1600 человек, из которых, согласно опросам, более 95 % полностью или в значительной степени реализовали поставленные задачи. В большинстве случаев участники заявили, что нашли интересовавшие их информацию, оборудование или технологии, заключили выгодные контракты и обзавелись нужными знакомствами. Также многие гости выставки объявили о твердом намерении принять участие в следующей выставке, которая должна пройти в 2014 году.

«ИнжГео» получил право проводить экспертизу Росаккредитация включила ЗАО «НИПИ «ИнжГео» в реестр юридических лиц, имеющих право на проведение негосударственной экспертизы проектной документации. Регистрационный номер свидетельства — РОСС RU.0001.610029, дата окончания его действия — 26.12.2017. «В соответствии с Градостроительным кодексом РФ, с 1 апреля 2012 года в России действуют две параллельные системы экспертизы проектной документации и результатов инженерных изысканий: государственная и негосударственная. Заключения обеих экспертиз имеют одинаковую юридическую силу при получении разрешения на строительство объекта, — комментирует это событие начальник отдела экспертизы ЗАО «НИПИ «ИнжГео» Эдуард Раисович Юсупов. — В том случае если заказчик предпочтет «ИнжГео», он может рассчитывать на высокий профессионализм и многолетний опыт наших сотрудников, индивидуальный подход, оперативное, но качественное рассмотрение проектной документации и результатов инженерных изысканий, а также гибкое ценообразование». 6

beautyufa.ru

Новости

Опасность «зеленого электричества» Политика переориентации энергетики на возобновляемые источники угрожает промышленному потенциалу Германии, так как способна инициировать в стране процессы деиндустриализации. Дальнейший рост цен на электроэнергию может заставить энергоемкие компании и их поставщиков свернуть производство в Германии, — к таким выводам привели исследования, проведенные Институтом немецкой экономики в Кельне. «Цены на электричество в Германии и так выше, чем в других промышленно развитых странах, — отметил Хубертус Бард, изучающий в Институте немецкой экономики проблемы экологии, энергетики и природных ресурсов. — К примеру, если в Германии энергоемкие предприятия платят сейчас за один киловатт-час 6 евроцентов, то их конкуренты в Северной Америке — всего лишь 3—4 евроцента. Пока фирмы кое-как справляются с ситуацией. Но если добавятся еще два цента, то некоторым компаниям придется просто бороться за выживание».


№ 1 (17) 2013

7


— Почему предприятия Газпрома выступили инициатором создания премии? В чем ее ценность для вас?

— Газпром сегодня — одна из немногих компаний в России, для которых ценность каждого проекта заключается в его социальных результатах. Компании уже не столько важен PR: Газпром знают все. Именно Газпром, который работает во всех регионах России и отвечает за благополучие полумиллионного коллектива и членов их семей, сегодня может реализовывать проекты в сфере сохранения и развития национального достояния страны. Девиз премии — «Сохранить будущее». В этой фразе не только ее суть, но и смысл работы всей нашей огромной корпорации.

« ХРУСТА ЛЬНЫЙ КОМПАС »: В ЦЕНТРЕ ВНИМАНИЯ — ЭКОЛОГИЯ продолжается прием заявок на соискание премии «Хрустальный компас» — первой награды в области национальной географии, экологии, сохранения и популяризации природного и историкокультурного наследия россии. в настоящий момент на рассмотрение экспертного совета поступило более восьмидесяти проектов из различных регионов страны. Об этом и многом другом рассказывает сопредседатель оргкомитета «Хрустального компаса», заместитель генерального директора по управлению персоналом компании «Газпром трансгаз краснодар» андрей ветошкин.

Справка премия «Хрустальный компас» была учреждена в 2012 году краснодарским региональным отделением русского географического общества и корпоративной ассоциацией «Газпром на кубани». «Хрустальный компас» будет ежегодно на конкурсной основе присуждаться гражданам российской Федерации и иностранных государств, организациям и предприятиям за достижение значительных результатов в области географии и экологии, а также за вклад в сохранение и популяризацию природного и историко-культурного наследия россии. подробную информацию о «Хрустальном компасе» можно найти на сайтах www.rgo.ru и www.rus-compass.ru.

8

— Насколько активно к участию в премии подключилась родина «Хрустального компаса» Краснодарский край?

— Премия началась с Кубани во многом потому, что жители региона действительно ценят родину и никуда не хотят уезжать. Им здесь хорошо, и это отношение формирует их по-хозяйски бережное отношение к окружающей среде. С этого начинается патриотизм. Для нас эта тема очень близка: несколько лет назад мы реализовали проект «Гордость Кубани», одной из целей которого была демонстрация причин, по которым каждый кубанец может гордиться своей малой родиной. Неудивительно, что Краснодарский край — один из наиболее активных регионов — участников премии. Проекты, поступающие на конкурс, очень самобытны, каждый интересен нестандартным подходом авторов и практическими результатами.

— Андрей, расскажите, по какому принципу формировался экспертный совет и кто в него вошел?

— В качестве экспертов мы привлекли знаковых для российской науки персон, общественных деятелей. Эти люди имеют непререкаемый авторитет среди коллег. Судите сами: почетный президент Русского географического общества, директор Института географии РАН, академик Владимир Котляков; специальный представитель президента РФ по международному сотрудничеству в Арктике и Антарктике, Герой СССР и России Артур Чилингаров; летчик-космонавт, дважды Герой СССР Виктор Савиных… Недавно к «Хрустальному компасу» присоединился руководитель Федеральной службы по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды Александр Фролов. На сегодняшний день в экспертном совете 15 специалистов. Для каждой авторской группы наградой станет уже сам факт попадания в поле зрения экспертов такого уровня.

— По каким критериям будут оцениваться проекты «Хрустального компаса»?

— Главный критерий — актуальность проекта и его практическая польза. Иными словами, мы хотим обобщить и рассказать всем об имеющемся в стране передовом опыте. О людях, у которых есть душевная потребность делать хорошие и значимые проекты, способных увлечь и показать пример тысячам россиян.

— 2013 год объявлен в России годом экологии. Насколько эта тема актуальна для современного общества в региональном и национальном масштабе? — Экология — понятие более широкое, чем просто охрана окружающей среды. Экология — это качество, уровень развития условий обитания, духовных, социокультурных факторов жизни человека. И этот вопрос касается каждого. Именно поэтому мы уверены, что наш проект найдет самый живой отклик у жителей российских регионов и станет многолетней традицией.


0+


profile.ru

Аналитика

РОССИЯ СЖИМАЕТ НЕФТЯНОЙ КУЛАК 10


Россия сжимает нефтяной кулак

Итогом январского вИзИта в венес у элу главы « роснефтИ » Игоря сечИна с та ло зак люченИе п а ке т ног о согл а шенИ я о расшИренИИ сот р уд нИчес т в а в о своенИИ кр у пны х нефтега зовых мес торож денИй этой с траны. Импульсом д ля него пос лу ж И ла с де лк а по с лИянИю « роснефтИ » с россИйско - брИтанской компанИей «тнк- вр », завершенИе которой к концу тек у щего год а обус ловИт выход на мИровой у ровень нового Иг рок атяже ловес а. эксперты е дИны во мненИИ, что экспансИя « роснефтИ » на внешнИе рынкИ прИобре та е т с тратег Ическое зн аченИе. дру гое де ло, к а к это отра зИтс я н а ра звИтИИ отечес твенной Индус трИИ нефте добычИ И мИровых цена х на черное золото. дьявол, к ак Извес тно, крое тс я в де та лях.

Кравченко Г. Л. ж у р н а л И с т-а н а л И т И к

Венесуэльский плацдарм Российская делегация прилетела в Каракас продемонстрировать готовность к работе на двенадцати новых участках, где «Роснефти» предстоит провести разведку недр, оценку их запасов и объемов строительства необходимой инфраструктуры добычи. Как заявил министр энергетики Венесуэлы Рафаэль Рамирос, в ближайшие несколько лет компании обеих стран планируют вложить в проект около $47 млрд, из которых, как ожидается, $17,6 млрд составят российские инвестиции. В целом затраты «Роснефти», связанные с поглощением активов «ТНК-ВР», разработкой месторождений на российском арктическом шельфе и в Венесуэле, строительством и модернизацией НПЗ, суммарно оцениваются от $418 до $638 млрд. Как подсчитали «Ведомости», финансовые обязательства компании сопоставимы примерно с 20—30 % российского ВВП 2013 года и адекватны 98,6—150 % текущих расходов федерального бюджета. По словам главы «Роснефти» Игоря Сечина, только на освоение углеводородных ресурсов побережья Северного Ледовитого океана потребуется порядка $200—300 млрд. Окончательно инвестиционное решение будет принято на рубеже 2016—17 годов, но уже сегодня эксперты предупреждают, что обеспечить столь масштабные вложения в нужном объеме и в нужные сроки окажется нелегко. А это означает, что период реализации шельфового проекта может растянуться на 20 лет. От оценки венесуэльских перспектив «Роснефти» аналитики пока воздерживаются. Хотя вот уже пятый год отечественные нефтяники в тандеме с местной Petroleos de Venezuela SA (PDVSA) ведут в бассейне реки Ориноко разработку месторождения «Хунин-6» (около 7—8,5 млрд т запасов). Наша страна представлена Национальным нефтяным консорциумом (ННК), учрежденным пятью ведущими компаниями: «Роснефтью», «Сургутнефтегазом», «Газпромнефтью», «Лукойлом» и «ТНК-BP». ННК возник в октябре 2008 года по инициативе Сечина, который занимал тогда пост вице-премьера. Этому

предприятию принадлежит 40 % долевого участия в освоении оринокских недр. В свое время за вхождение в проект консорциум заплатил $1 млрд, и теперь предполагается, что совокупные затраты его участников достигнут $25 млрд, а на пике добычи «Хунин-6» будет давать около 22 млн т нефти в год. Еще один проект связан с приобретением «Роснефтью» пятидесятипроцентного пакета PDVSA в германском холдинге Ruhr Oel GmbH и созданием СП для разработки месторождения «Карабобо-2» (запасы — 5,1 млрд т). Доля российской стороны здесь также составит 40 % (максимально возможный объем для иностранных инвесторов) при потенциальной сумме ее вложений порядка $16 млрд. По прогнозам Рафаэля Рамироса, совместная добыча PDVSA и ННК к 2021 году вырастет с 230 000 до 1,1 млн баррелей в сутки. «Мы намерены активизировать работу в данном направлении», — заверил Сечин, подчеркнув, что его компания рассчитывает на не менее плодотворное сотрудничество в области электроэнергетики, транспортной инфраструктуры, производства буровых установок и другого профильного оборудования, привлекая для этих целей средства российских и иностранных банков.

По словам Игоря сечИна, только на освоенИе углеводородных ресурсов Побере жья северного ледовИтого океана Потребуется Порядка $200—300 млрд

Между тем ряд отечественных экспертов выражает сомнения в целесообразности расширения присутствия «Роснефти» в Венесуэле. В частности, управляющий активами ИК «Грандис Капитал» Андрей Толстоусов отмечает, что в стране нарастают кризисные явления, вызванные тяжелой болезнью Уго Чавеса. Ситуация там достаточно тревожная. № 1 (17) 2013

11


большинство государств, обладающих ими, отличает неустойчивость политических систем, нефтяным компаниям не приходится привередничать. Поэтому глобальные игроки, как правило, работают в любых условиях, с любыми режимами, принимая на себя все страновые риски. Стоит, однако, заметить, что «Роснефть» только примеривается к роли глобального игрока. С этой точки зрения ее слияние с «ТНК-ВР», а также сопутствующие тому обстоятельства заслуживают самого пристального внимания.

Неотчуждаемый партнер

Игорь Сечин на одной из нефтедобывающих платформ блока Карабобо-2 в Венесуэле

По сообщению агентства Bloomberg, из-за политической неопределенности и вакуума власти такие крупные партнеры, как Индия и Китай, откладывают инвестиции в нефтяную отрасль. Гарантии зарубежным компаниям лично давал «команданте», и кто знает, что произойдет, если его не станет. Контракты с иностранцами ведь недолго пересмотреть. А такой вариант при смене высшего руководства не исключен, — полагает Толстоусов, ссылаясь на сведения издающейся в США испаноязычной газеты El Nuevo Herald, согласно которым Уго Чавес перед госпитализацией призывал соратников как зеницу ока беречь контракты с китайцами, но ни словом не обмолвился об интересах российского бизнеса. «Похоже, Каракас уверен, что Москва готова безвозвратно бросать миллиарды, лишь бы показать американцам «кузькину мать», как это делал Советский Союз, поддерживая Кубу, — говорит он. — Так стоит ли еще раз наступать на старые грабли?» Напротив, именно сейчас «Роснефти» следует крепче застолбить свои позиции в Венесуэле, — убежден заведующий кафедрой мировой политики Высшей школы экономики профессор Максим Братецкий. Тем более что после национализации «нефтянки», предпринятой Чавесом, добыча в отрасли резко сократилась и до сих пор не вернулась на прежние рубежи. По уровню технологического развития и направленности экономик Россия и Венесуэла очень близки, поэтому взаимно заинтересованы в партнерстве, — утверждает он. Венесуэла нуждается в дружественных инвесторах, а в глазах российского бизнеса она предстает удобным плацдармом для штурма мировых рынков. К тому же государственный статус «Роснефти», по мнению профессора, служит ей своего рода охранной грамотой, позволяя достаточно спокойно пережить период политической нестабильности в далекой латиноамериканской стране и сохранить все запущенные проекты. По словам Братецкого, поскольку запасов углеводов в мире становится все меньше, а 12

Сделка века, как квалифицируют сегодня консолидацию активов этих компаний, войдет в историю мировой нефтедобычи своими масштабами. По завершении она займет второе место вслед за объединением таких гигантов, как нидерландская Exxon и американская Mobil, а в России создаст адекватный прецедент. Согласованная процедура предусматривает поэтапный процесс. Сначала «Роснефть» должна выкупить у British Petroleum ее долю в совместном предприятии за $17,1 млрд и передать той 12,84 % собственных акций, а BP, в свою очередь, приобрести за $4,8 млрд еще 5,66 % акций «Роснефти», принадлежащих правительству РФ. Лишь затем госкомпания возьмется за оформление в собственность доли консорциума ААR. На это «Роснефть» истратит еще $28 млрд. Таким образом, общая стоимость сделки составит $61 млрд. Дело за малым — привлечением средств. Как сообщает агентство Oil&Capital, одним из источников стал банк «ВТБ», открывший «Роснефти» кредитную линию, что позволило ей приступить к транзакциям. По утверждению руководства компании, приобретение новых активов обещает стать прибыльной инвестицией в основной бизнес за счет синергетического эффекта и значительного роста потенциала добычи. Свою удовлетворенность перспективами дальнейшего взаимовыгодного сотрудничества выразила и британская сторона. Выигрыш BP особенно убедителен в сравнении с тупиком, куда завели англичан конфликтные отношения с партнерами из ААR, обернувшиеся для зарубежных инвесторов выходом из капитала совместного предприятия. При этом, как оказалось, согласованная стоимость выкупа акций — $8 за штуку — вобрала в себя 12%-ную премию к рыночной цене на момент заключения договора, — поясняет аналитик инвестиционного финансового дома «Капиталъ» Виталий Крюков. В результате к закрытию сделки ВР получит $12,3 млрд живыми деньгами и 18,5 % акций «Роснефти». С учетом уже имевшихся у англичан 1,25 % бумаг суммарно доля зарубежного партнера в капитале отечественной госкомпании достигнет 19,75 %. Это дает возможность British Petroleum рассчитывать на включение в ее отчетность своей доли в прибылях, добыче и запасах, а также получить два из девяти мест в совете директоров. Выгоды «Роснефти» тоже очевидны, хотя не столь однозначны. Она станет одним из крупнейших обладателей углеводородных запасов. Их объем, например, достигнет 27 млрд баррелей, что превышает показа-

gazeta.ru

Аналитика


imerisia.gr

Россия сжимает нефтяной кулак

тели таких «китов», как «Газпром» и ExxonMobil, — отмечает эксперт «Уралсиб Кэпитал» Алексей Кокин. По сути, «Роснефть» сосредоточит в своих руках все лучшие физические ресурсы в отрасли. А поскольку де-факто управление компанией осуществляется из Кремля, к богатейшим нефтяным месторождениям добавится безграничный административно-управленческий ресурс. Все это позволяет говорить о рождении абсолютного монополиста, способного подмять под себя до половины отечественного нефтяного рынка. В какой-то степени речь идет о создании аналога «Газпрома» в нефтяной сфере. С той лишь разницей, что у газового гиганта есть своя трубопроводная сеть, а у «Роснефти» нет, — утверждает Кокин. Существующая система прокачки черного золота остается под контролем «Транснефти», из-за чего нередко возникают трения. Впрочем, куда большую озабоченность экспертов вызывает ухудшение положения независимых участников рынка. Большинство аналитиков в качестве очередного объекта поглощения называют «Сургутнефтегаз», который «Роснефть» уже вытеснила из Венесуэлы, закрыв сделку по выкупу его доли в ННК буквально за день до начала визита руководства компании в эту страну. Правда, Крюков предлагает не спешить с прогнозами. На взгляд эксперта из ИФД «Капиталъ», для поглощения «Сургута» у госмонополии попросту нет денег. Она закредитована сверх меры и вряд ли готова безразмерно множить долги. Это лишь вопрос времени, — считает Алексей Кокин из «Уралсиб Кэпитал». При нынешней модели экономики концентрация нефтянки в руках государства практически неотвратима. Растущие расходы на перевооружение армии и выполнение предвыборных обещаний президента требуют надежных и постоянных источников дохода, которые находились бы под полным контролем Кремля. На каком-то этапе такая стратегия выглядит вполне обоснованной. Она позволяет быстро решать текущие задачи. Но платой за это становится рост рисков, неизбежных в ситуации, когда все яйца упорно складываются в одну корзину. «Обнадеживает лишь тот факт, что, став крупным акционером государственной компании, ВР обретет статус неотчуждаемого партнера, который дает основание рассчитывать на положительные изменения в управлении ее бизнесом, — говорит он. — Однако британским инвесторам придется учитывать специфику работы под крылом государства, когда политическая составляющая может возобладать над экономической целесообразностью».

Бульдоги под ковром Примечательно, что зарубежная пресса в своих откликах на событие сосредоточилась на тех сторонах сделки, которые остались вне поля зрения отечественных СМИ. В частности, Frankfurter Allgemeine Zeitung отмечает, что British Petroleum толкнуло в объятия «Роснефти» не только стремление получить доступ к работе на арктическом шельфе, но и бремя разорительных расходов, связанных с устранением последствий аварии в Мексиканском заливе, покрыть которые она

British Petroleum

ВР — старейшая в мире и вторая по величине компания в Европе. Была основана как Англо-Персидская компания, после того как британцы нашли в Иране нефть. Подъем ВР в середине прошлого века связан с консолидацией остатков развалившейся нефтяной империи Рокфеллеров. Ныне она входит в пятерку мировых лидеров нефтяной индустрии.

рассчитывает выручкой от продажи доли в «ТНК-ВР». А влиятельная The Wall Street Journal подчеркивает, что слияние «Роснефти» с «ТНК-ВР» является не чем иным, как легализацией на мировом рынке экспроприированных активов «ЮКОСа», чему настойчиво способствует British Petroleum. Газета напоминает, что еще Михаил Ходорковский планировал вывести свою компанию на международный уровень, начав переговоры о создании стратегического союза с Shevron Texco и ExxonMobil, чем вызвал крайнее недовольство Кремля и поплатился свободой. Но, пожалуй, наиболее едкий комментарий принадлежит Financial Times: «Триумф, пережитый «Роснефтью», возможно, послужит ей моральной компенсацией за $60 млрд, истраченных на возвращение государству его собственности, которая в ходе залоговых аукционов почти бесплатно была отдана олигархам, близким к Кремлю». Главной интригой драматических событий, предшествовавших победному финалу, автор одной из публикаций называет борьбу трех бульдогов под ковром: главы «Роснефти» Игоря Сечина, владельца «Альфа-групп» Михаила Фридмана и представителей ВР. Многие в Москве полагали, что партнерам британской нефтяной компании предстоит нешуточная битва, — пишет Кэтрин Белтон. Известный своими бойцовскими качествами Михаил Фридман и его компаньоны-миллиардеры ранее навлекли на себя гнев «Роснефти», выступив против ее стратегического союза с BP. Однако тот факт, что четырем олигархам удалось сорвать крупный куш, убеждает в способ№ 1 (17) 2013

13


blogspot.com

Аналитика

ностях к выживанию, отточенных в самых жестоких корпоративных боях. Купив «ТНК» у государства в общей сложности за $1,3 млрд, спустя несколько лет они продали британским инвесторам половину компании за $7 млрд, а теперь оставшуюся половину вновь продают государству за $28 млрд. Фридман достаточно близок к Путину для того, чтобы успешно провернуть такую операцию, — ссылается газета на мнение одного из крупных западных банкиров. В деловом сообществе уже обсуждаются вопросы о том, столкнутся ли владельцы ААR с ограничениями при выводе наличных

куПИв «тнк» у государства в общей сложностИ за $1,3 млрд, онИ ПродалИ брИтанскИм Инвесторам ПоловИну комПанИИ за $7 млрд, а оставшуюся ПоловИну Продают государству за $28 млрд

из страны и куда можно будет вложить. В России найти им выгодное применение непросто. В сущности, эта история не столько про экономику, сколько «про бабки» бенефициаров сделки, — отмечает издание, приводя некоторые сведения о владельцах концерна. Между тем, по мнению автора другой статьи, Путин 14

стремится дистанцироваться от сделки. «У меня смешанное чувство, — цитирует его признание участникам международного дискуссионного клуба «Валдай» московский корреспондент Financial Times Тим Бертон. — Когда руководство ВР пришло ко мне и сообщило о своем намерении сотрудничать с «Роснефтью», мы не могли сказать нет. Иначе это выглядело бы так, будто мы запихиваем их под «ТНК», с которой у них вечный конфликт». По словам президента, еще при создании совместного предприятия он предупреждал тогдашнего премьера Великобритании Тони Блэра, что структура собственности «50х50» не работает. «Хорошо, что сейчас найдено достойное решение, удовлетворяющее каждую из сторон, — заявил президент. — Но есть и большой минус. Компания с преимущественно государственным участием расширяет свое присутствие на рынке за счет иностранного партнера, что в целом не соответствует нашему тренду на сдерживание роста госсектора». Судя по сведениям, которыми располагает The Guardian, отношение деловых кругов Туманного Альбиона тоже неоднозначно. Накануне подписания соглашения Тони Блэр позвонил главе ВР Бобу Дадли, чтобы отговорить его. Инвестиции в «ТНК-ВР» принесли британской компании намного больше прибылей, чем акции «Роснефти», приобретенные в 2006 году. Убедить Дадли не удалось. Однако вопрос о том, насколько эффективно Сечин управляет «Роснефтью», для британских партнеров не теряет актуальности, —


flickr.com

Россия сжимает нефтяной кулак

отмечает издание. С момента первичного размещения акций этой компании они подешевели на 6 % и только после объявления о сделке пошли в рост.

Возвращение «твердой руки» События последнего времени изменили расстановку сил в основном секторе отечественной экономики. По словам вице-президента «Лукойла» Леонида Федуна, ситуация постепенно возвращается к образцу 1993 года, когда на рынке работало всего три компании: две частные — «Сургутнефтегаз» и «Лукойл» — и государственная «Роснефть». Мотивы Сечина понятны. Им движет стремление увеличить концентрацию отрасли. Возможно, он и впрямь убежден, что государство способно обеспечить более высокий уровень управления, нежели частные акционеры, и стягивает лучшие активы не только в расчете на последующую приватизацию. Однако сегодня сравнение «Роснефти» с частными компаниями складывается не в ее пользу. Производительность на месторождениях у нее существенно ниже, чем у «Лукойла» и «ТНК-ВР». Последней она уступала по рентабельности добычи, а «Лукойлу» — еще и по объемам переработки сырья, утилизации попутного газа. Даже в таких, казалось бы, «мелочах», как корпоративные процедуры, взаимодействие с миноритариями она проигрывает «частникам». А теперь, когда государственный монополист стал еще больше, обеспечить его эффективность и управляемость будет намного труднее. Характерно, что «Роснефть» так и не смогла по выручке догнать «Лукойл», хотя аккумулировала доходы «ТНК-ВР». Как заметил экс-министр финансов Алексей Кудрин, слабая компания поглотила сильную, и это очень опасно для экономики. Как только мировые цены на углеводороды просядут, погрязшая в долгах «Роснефть» полезет в карман государства. «Фактически у нас остается только одна крупная частная компания — «Лукойл», роль которой будет периферийной», — утверждает директор Института энергетических проблем Владимир Милов. По словам эксперта, в отличие от Казахстана или Азербайджана, которые сделали ставку на разработку углеводородных ресурсов силами международных инвесторов с участием номинальных стейкхолдеровгоскомпаний, России удалась поистине уникальная вещь. Сформировать в нефтяной промышленности национальный частный сектор, способный не только остановить падение объемов добычи, принявшее к моменту распада СССР обвальный характер, но и стабилизировать производство, а затем обеспечить его ежегодный рост в среднем на 8,5 %. Возвращение «твердой руки государства» привело к тому, что в течение 2005—2011 годов темпы роста снизились до 1,6 %, — говорит Милов. Перед нефтяной промышленностью маячит перспектива производственного спада, невольно вызывая аналогию с поздним СССР. Оттягивает это лишь созданный ранее задел по вводу новых месторождений. Но он сокращается, как шагреневая кожа, а с разработкой неосвоенных нефтеносных районов большие проблемы.

НК «РоСНЕфть»

Компания на 75,16 % принадлежит государству в лице оАо «Роснефтегаз», созданного по решению правительства Рф. остальными акциями владеет широкий круг инвесторов. До 2015 года правительство планирует передать инвесторам порядка 25 % в уставном капитале компании. Аудированные доказанные запасы «Роснефти» по классификации Prms на конец 2010 года насчитывали 22,27 млрд барр. н. э. По итогам 2012 года объем добычи составил 125,8 млн т против 122 млн годом ранее. Чистая прибыль по МСфо за 9 месяцев 2012 года получена в размере 285 млн рублей, на 15,4 % больше, чем за соответствующий период 2011 года, а выручка выросла на 16,1 % и достигла 2 трлн 268 млрд рублей.

Вот уже 10 лет как передача иностранным инвесторам новых проектов на Сахалине заморожена в интересах «Газпрома» и «Роснефти». В 2001 году госкомпании подписали соглашение о совместной разработке запасов на шельфе Печорского и Баренцева морей, включая Приразломное месторождение, из проекта освоения которого вышла англо-австралийская BHP Billiton. В 2007 году Минпромэнерго утвердило «Восточную газовую программу», обеспечив бесконкурсную выдачу «Газпрому» лицензий на Сахалинский шельф. В апреле 2008 года были приняты поправки к закону «О недрах», согласно которым стратегические участки континентального шельфа должны разрабатываться под контролем госкомпаний. В итоге Приразломное так и не введено в эксплуатацию, — констатирует эксперт, — о начале промышленной добычи на Сахалине говорить не приходится. Даже собственный крупнейший проект освоения Ванкорского месторождения «Роснефть» запустила с серьезным отставанием от графика. Второпях она «забыла» о поставленных государством задачах по утилизации попутного газа и оказалась едва ли не единственным представителем нефтебизнеса, который не снизил, а нарастил объемы сжигания ценного химического сырья. Не стоит забывать, — подчеркивает Милов, — что феноменальный взлет «Роснефти» основан не на органичном росте, а на поглощении все новых и № 1 (17) 2013

15


bostonsun.com

Аналитика

новых активов, выбивании выгодных условий работы и получении эксклюзивных прав. Демонстрируя рост количественных показателей, компания испытывает большие проблемы с его качеством. Эйфория по поводу участия BP в решении этих проблем, на его взгляд, преждевременна. В роли иностранного «стратегического» миноритария, сидящего на приставном стульчике в совете директоров, уже побывали E.ON в «Газпроме», Conoco в «Лукойле». В итоге они продали свои пакеты. Потому что в российских условиях с их неформальными правилами игры, где все решает «старший», никакого влияния на управление компанией владелец такого пакета не оказывает. Поглощение «Роснефтью» «ТНКВР» поставило на кон вопрос о судьбе отечественной нефтянки, — считает Милов.

Хроника отраслевого пике Недавно агентство Oil&Capital подвело итоги анализа отрасли за период с 2007 по 2012 год включительно. Динамика основных показателей в эти пять лет, уместивших в себе расцвет нефтяного рынка, его кризисный спад, а затем «отскок от дна», показывает, что рост производства черного золота в РФ достигается ценой ухудшения экономики промыслового бизнеса. «Причина в том, что объем эксплуатационного бурения как основы добывающей промышленности уже не может обеспечить адекватного прироста извлекаемого сырья, — говорит ведущий аналитик агентства 16

Владислав Осипов. — В частности, уровень добычи нефти и конденсата вырос за пятилетку с 491 млн до 511 млн т — на 4,1 %, а объем бурения подскочил с 13,8 млн до 18 млн м, то есть на 30 %! У ряда компаний из числа отраслевых столпов и в большинстве нефтеносных районов соотношение показателей по-настоящему драматично. У других дела обстоят лучше. Но в целом ситуация ухудшается». Наиболее яркой иллюстрацией служит Западная Сибирь — отечественный локомотив, который в свое время вывез СССР на глобальный углеводородный рынок и по сей день обеспечивает поставку основного объема российских ресурсов. Взять, к примеру, ХМАО-Югра. На его долю сегодня приходится более половины нефти РФ. В 2007 году округ вышел на пик добычи, после чего началось снижение. Большой неожиданностью для специалистов оно не стало. В рекордном году промысловики увеличили бурение на 16 % и получили прибавку к добыче всего в 1 %. За следующую пятилетку ножницы раздвинулись еще шире. В 2007—11 годах объемы проходки увеличились более чем на 27 %, тогда как добыча упала почти на 6 %. Понятно, что на процесс производства влияет гораздо больше факторов, — говорят специалисты, — но даже такое сравнение позволяет оценить уровень нисходящей динамики югорской нефтянки — минус треть за пять лет. В текущем году тенденция сохраняется: бурят в ХМАО все больше — добывают все меньше. В Томской, Новосибирской и Омской областях результаты крупнейших промысловиков убедительно


piter.tv

Россия сжимает нефтяной кулак

демонстрируют, сколь высокой ценой поддерживается видимость благополучия. Здесь ежегодный объем производства черного золота снизился всего на 1,5 %, что очень неплохо по сравнению с ХМАО и ЯНАО, но при этом компании, обеспечившие такой уровень извлечения сырья, увеличили ежегодный объем бурения почти на 75 %. Единственным регионом Западной Сибири, где растут и добыча, и бурение, является Тюменская область. Там главным недропользователем была «ТНК-ВР», чье структурное подразделение «ТНК-Уват» в 2007 году начало промышленное освоение новых месторождений Уватского проекта. В итоге с этого времени добыча в Тюменской области выросла в пять раз — до 6,5 млн т. Своей очереди на полке ждут еще несколько месторождений, из которых «ТНК-Уват» в 2015—2016 годах планирует извлечь 10—11 млн т углеводородов. В масштабах Тюменской области — рост колоссальный, в масштабах всей Западной Сибири он практически незаметен. Нынешний драйвер российской нефтянки — Восточная Сибирь и Дальний Восток. Добыча в этих регионах в среднем за пять лет скакнула с 17,4 млн до более чем 43,8 млн т, причем только с учетом показателей крупнейших компаний. Но ведь бурение выросло еще круче — почти в 3 раза! «Главная проблема здешнего производства — необходимость создания с нуля промысловой и транспортной инфраструктуры. Неудивительно, что недропользователи постоянно твердят о невозможности дальнейшего роста без предоставления налоговых льгот, — говорит Осипов. — В этом плане несколько лучше положение в Оренбуржье, где нет проблем с инфраструктурой, как на востоке России, а недра не столь истощены, как в Западной Сибири». Принято считать, что снижение коэффициента извлечения нефти (КИН) неизбежно повсюду, где освоение подземных кладовых осуществляется в течение многих лет. Однако современные технологии позволяют превратить стагнацию в подъем даже в тех случаях, когда разработка недр ведется куда дольше, чем в ХМАО. Примером может служить Волго-Уральский регион, месторождения которого находятся в промышленной эксплуатации с середины 50-х годов прошлого века. Здесь дельта между проходкой и добычей составляет менее 7 %. По нынешним российским меркам, она минимальна. Особенно если учесть, что объемы бурения периодически снижались, а добыча непрерывно росла. По мнению Осипова, решающую роль в повышении эффективности недропользования сыграла смена собственников «Башнефти». Они взялись за наращивание доходности компании путем широкомасштабного применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Стратегия оправдала себя. С 2007 по 2011 год добыча увеличилась на 30 % и в текущем году держится на стабильном уровне. Схожая тенденция характерна для «Татнефти». «Вот еще одно доказательство простой истины: чем хуже качество ресурсной базы и выше себестоимость производства, тем большее значение приобретает выбор оптимальной технологии разработки», — говорит аналитик. Среди крупнейших ВИНК прирост добычи за счет роста бурения показали только «Роснефть» в резуль-

tNK-BP iNterNatioNal ltd.

«тНК-BP» — третья по величине нефтяная компания России, акционерами которой на паритетной основе являются British Petroleum (BP) и консорциум ААr, куда входят «Альфа-групп» Михаила фридмана (25 %), access industries Леонида Блаватника и «Ренова» Виктора Вексельберга (по 12,5 % каждая). Компания была создана в 2003 году в форме СП, которому принадлежит примерно 50 % российской НК «Славнефть». На долю «тНК-BP» приходится около 16 % объема добычи нефти в России.

тате запуска Ванкора и «ТНК-ВР» на Верхнечонском и Уватском месторождениях. А вот «Сургутнефтегаз», «Газпромнефть» и «РуссНефть» относятся к более многочисленной группе ВИНК, которым наращивание бурения не помогло компенсировать естественное падение добычи. Отдельно стоит сказать о «Лукойле». В кризисные годы компания резко сократила бурение в России, взяв под четкий контроль себестоимость производства. Удержать ее на приемлемом уровне удалось без больших потерь в добыче. Но в прошлом году из-за усложнения геологии пластов добыча снизилась почти на 5 млн т, тогда как себестоимость выросла на 14 % (до $4,7/баррель). Пришлось нарастить объемы бурения, и в текущем году «Лукойл» стабилизировал свое производство в Западной Сибири. Однако главные надежды на перспективу компания связывает с многочисленными зарубежными проектами. Другой важнейшей тенденцией последних лет стал рост объемов горизонтального бурения, зарезки боковых стволов, одновременной эксплуатации разных пластов и прочие новшества, применение которых существенно расширилось. Эксперты Oil&Capital убеждены, что инвестиции в инновации для добывающих компаний — единственный путь сбалансировать промысловую экономику. В настоящее время большинство месторождений пребывают в весьма преклонном возрасте и по этой причине требуют не столько наращивания числа дырок в земле, сколько «умных» скважин. Классический пример такой политики демонстрирует эксплуатация ТНК-ВР высокообводненного Самотлора, хищнически № 1 (17) 2013

17


Аналитика загубленного в конце 80-х — начале 90-х годов прошлого века. Здесь оператор поставил задачу минимизировать издержки на всех этапах производственного процесса и планомерно решает ее. Сегодня отечественная нефтянка подошла к рубежу, за которым эксплуатационное бурение по традиционной технологии уже не может обеспечить адекватного масштаба извлечения ресурсов из недр. Метраж тоннаж не тянет, — говорит Осипов. Поэтому в нынешнем десятилетии промысловикам, работающим в старых нефтеносных районах, неизбежно придется оптимизировать бюджеты на строительство новых скважин, больше средств выделять на внедрение прогрессивных МУН и ремонт действующих стволов, а сервисным компаниям следует уже сейчас готовиться к трансформации спроса на свои услуги.

Инновационные горизонты Два года назад, когда президентом был Дмитрий Медведев, а слово «инновации» приобрело некий сакральный смысл, всем компаниям с госучастием было поручено разработать программы инновационного развития (ПИР), которыми предусматривалось повышение энергоэффективности и производительности труда в среднем на 5 % в год, а также снижение себестоимости продукции и негативного воздействия производств на окружающую среду. Ныне программы готовы, представлены в правительство и доступны для изучения желающих, а сравнение ПИР «Газпрома» и «Роснефти», которые в значительной степени определяют ситуацию на сервисном рынке, приводит к любопытным наблюдениям. Программа «Газпрома», рассчитанная до 2020 года, впечатляет объемом, насыщенностью цифровыми, графическими выкладками и заслуживает самого серьезного анализа вне рамок этого обозрения. Российский газовый гигант выбрал 12 крупнейших зарубежных нефтегазовых компаний и на основе открытой отчетности сопоставил себя с ними по ряду параметров, характеризующих технологический уровень бизнеса: инвестиции в НИОКР, использование перспективных технологий и т. д. На фоне этого обширного документа 16-страничный

в добыче «роснефть» будет стремИться к увелИченИю кИн, мИнИмИзацИИ удельных каПИтальных И эксПлуатацИонных затрат И увелИченИю ИсПользованИя Пнг до 95%

паспорт ПИР «Роснефти», размещенный на сайте Минэкономразвития, выглядит очень бледно. На период до 2015 года государственная нефтяная компания указала 20 приоритетных направлений инновационной деятельности — от геологии до разработки собственных катализаторов переработки. 18

В части разведки «Роснефть» ставит перед собой задачи перевода ресурсов Восточной Сибири и шельфов в доказанные запасы и минимизации стоимости их прироста. Для этого компании необходимы «высокоразрешающие технологии поиска и оценки, технологии 3D-моделирования сложных геологических структур», а также продвинутые лабораторные комплексы. В добыче «Роснефть» будет стремиться к увеличению КИН, минимизации удельных капитальных и эксплуатационных затрат и увеличению использования ПНГ до 95 %. В этом деле призваны помочь «новые системы разработки низкопроницаемых и сложнопостроенных пластов, технологии проектирования и строительства высокотехнологичных скважин, а также технологии локализации и выработки остаточных запасов» вкупе с технологиями газопереработки, включая GTL. Отдельно прописаны планы по технологиям для разработки низкопроницаемых коллекторов — нефти в песчано-алевритистых залежах и газа в туроне. Сейчас технологий, обеспечивающих их рентабельную разработку, у компании нет, но она собирается их создать, приняв за основу «успешный международный опыт применения горизонтальных скважин с множественным ГРП на месторождениях сланцевого газа и нефти». Аналогичный подход — горизонтальные скважины с множественным ГРП — «Роснефть» рассматривает как самый перспективный и по баженовской свите. В отношении разработки шельфа «Роснефти» нужно практически все. В сегменте переработки планируется создавать «отечественные катализаторы, процессы нового поколения и технологии получения новых продуктов (полимеров, реактивного топлива, масел) с уникальными характеристиками», которые позволят компании увеличить глубину переработки и сохранить операционные затраты. Общее финансирование проектов разработки новых технологий в 2011—2015 годах превысит 52 млрд рублей. В этом числе почти 9 млрд будет освоено на «инновациях в управлении». Суммы значительные. Однако полное отсутствие в программе ключевых показателей эффективности, графиков внедрения инноваций и сведений об ожидаемом экономическом эффекте превращает рабочий документ в манифест, выполнение которого невозможно проконтролировать. Впрочем, как с иронией заметил чиновник по связям с общественностью Минэкономразвития, «другого подхода компании Сечина к поручению Медведева вряд ли стоило ожидать». Не мудрствуя лукаво «Роснефть» прямо заявляет, что планирует перенимать зарубежный опыт, и в целом задача инноваций в нефтянке на обозримую перспективу заключается в том, чтобы догнать. Точнее, сократить технологическое отставание от ведущих компаний мира, которые, естественно, не будут ждать, пока их догонят. Инновационным этот процесс назвать сложно. Хотя бы потому, что в реальности, как свидетельствуют специалисты, на создание подлинно новой технологии требуется гораздо больше времени, чем сроки, на которые рассчитана ПИР, а также тесный союз с наукой. Но если не зацикливаться на терминах, то сама идея разработки неких долгосрочных сценариев спроса на продвинутые технологии, по мнению большинства экспертов, заслуживает полной поддержки. Тем более в нефтегазовой отрасли, где есть деньги и на научные


№ 1 (17) 2013

19


statoil.com

Аналитика

изыскания, и на опытное внедрение. А у госкомпаний — еще и пресловутая «стабильность», столь необходимая при долгосрочном инвестировании. Вот и руководитель проекта по регулированию энергетических рынков при правительстве РФ, профессор кафедры международного бизнеса РГУ им. Губкина Андрей Конопляник утверждает, что по сложности решения технических проблем нефтегазовый комплекс не уступает космической отрасли. Поэтому углеводородные ресурсы должны стать не проклятием страны, а шестым инновационным кластером «Стратегии-2020», призванной обеспечить формирование новых секторов «умной» российской экономики. Как раз об этом шла речь на III Международном инвестиционном форуме «НефтьГазТЭК-2012», который не так давно состоялся в Тюмени. По словам одного из его участников, генерального директора «Лукойл-Инжиниринг» Николая Карнаухова, сегодня уже понятно, что легкой нефти больше не будет, 70 % российских запасов относится к разряду трудноизвлекаемых, а увеличение КИН — большая проблема, решать которую компаниям очень трудно поодиночке. Нефтяники, конечно, финансируют НИОКР, но львиная доля средств направляется на проектные работы. В науку бизнес вкладывается по возможности. Скорее для поддержания, нежели развития. Одной из основных причин, на взгляд Карнаухова, является слабость стимулов. Можно было бы на паритетной основе с государством образовать специальный фонд финансирования научных разработок. Однако государ20

ство, не отвергая саму идею, ничем не обнаружило своей заинтересованности. Другая причина, по мнению выступавших, состоит в том, что до сих пор результаты научной деятельности в России из-за слабой защиты авторских прав разворовываются, внедряются за рубежом и потом нам же продаются. К тому же бизнес прекрасно понимает, что инвестиции в науку если и вернутся, то лет через 7—8, а могут и вовсе не вернуться. Тогда как созданные государством финансовые механизмы предлагают более привлекательные направления для вложения капитала. Практически все из известных МУН сегодня весьма затратны из-за использования дорогих реагентов, оборудования, поэтому себестоимость добычи с их применением нередко бывает выше, чем традиционным способом. У «Лукойла», например, использование МУН держится на грани рентабельности. А она, как подчеркивают производственники, во многом зависит от цены на нефть: поднимается та выше порогового значения — МУН окупаются с лихвой, опустится ниже — увы! Однако понятие рентабельности тесно связано с системой налогообложения. Измените ее, — взывали участники форума к правительству и депутатам Госдумы, — взимайте налоги по результатам финансовой деятельности, а не с объемов добычи — и сразу же инновации станут выгодными. Многие разработки повышения нефтеотдачи просто ждут своего часа, — утверждают промысловики. Нельзя сказать, что государство совсем уж глухо к таким призывам, ныне оно практикует налоговые


№ 1 (17) 2013

21


Аналитика льготы по наиболее трудным месторождениям и проектам. В целом вектор политики верный, — считает Карнаухов, — а в частности необходимы долгосрочная стратегия для всей отрасли и планомерная работа по ее модернизации. На взгляд ученого, в идеале такой разработкой могла бы стать инновационная программа инвестиционного горизонта сроком лет на 10—15. Два года назад нефтяники направили в правительство свои предложения по ее формированию, где было подробно прописано все: от разделения рисков между государством и бизнесом до создания стимулов. Однако послание так и осталось без ответа.

На двух якорях Теперь, когда государство усиливает свою доминанту в отрасли, логично было бы вернуться к этому письму. Но, сдается, соображения, изложенные в нем, оказались вторичны перед задачей вырастить из «Роснефти» национального игрока высшей лиги международных нефтекомпаний. Лет семь назад «Лукойл» поставил такую цель, и хотя прогресс налицо, он пока сумел одолеть половину пути. С точки зрения амбиций, ресурсной базы и наличия административных рычагов у «Роснефти» есть шансы быстрее войти в «клуб чемпионов», став на мировом рынке проводником интересов «энергетической сверхдержавы», в роли которой Кремль видит Россию. По запасам углеводородов «Роснефть» сопоставима с ExxonMobil, очевидно, в ближайшее время достигнет его уровня добычи, а в абсолютном первенстве безоговорочно уступает лишь Saudi Aramco. Как одна, так и другая компании могут служить ориентиром. Но их бизнес-модели прямо противоположны, и какая окажется предпочтительнее — не праздный вопрос. Saudi Aramco — 100%-но государственная компания Саудовской Аравии. По своей технической оснащенности она превосходит ведущие компании США, но лидерство не исчерпывается масштабами добычи черного золота. В силу своего положения госструктуры она играет значительную роль в формировании нефтяных цен, что блестяще доказал Андрей Конопляник в соавторстве с рядом российских ученых. Тут следует пояснить, не вдаваясь в большие подробности. Цены, как известно, зависят от баланса спроса

нИжнИй Порог стоИмостИ нефтИ формИруе тся По цене бездефИцИтного бюджета саудовской аравИИ, а верхнИй составляет 5% долю затрат на энергоносИтелИ в мИровом ввП

и предложения, где нижним ограничителем является окупаемость производства, а верхним — платежеспособность потребления. Сегодня биржевая стоимость нефти формируется по так называемой корзине цен стран ОПЕК — основных производителей и поставщиков черного золота. Опираясь на расчеты Центра 22

глобальных энергетических исследований (ЦГЭИ), который возглавляет шейх Ахмад Заки Амани, долгое время работавший министром природных ресурсов Саудовской Аравии и хорошо знающий ее «кухню» изнутри, Конопляник пришел к важному заключению. Оказывается, в течение почти полувека нижний порог стоимости нефти формируется по цене бездефицитного бюджета Саудовской Аравии, а верхний составляет 5%-ную долю затрат на энергоносители в мировом ВВП. В пространстве этого коридора котируется нефть. Мировая экономика, пережив череду кризисов, пришла к этим значениям через их подъем, пробивающий ограничительный ценовой потолок, и снижение до приемлемых величин, одной из которых как раз является бездефицитность бюджета саудовского королевства. Это единственная в мире страна, которая может реально влиять на ценообразование, маневрируя добычей нефти. По данным ЦГЭИ, на долю Саудовской Аравии с ее госкомпанией приходится две трети резервных мощностей ОПЕК, и, судя по прогнозам, саудиты смогут удерживать цены на необходимом для себя уровне как минимум до конца текущего десятилетия. России такая роль не по плечу. Не только из-за отсутствия резервных мощностей и технологической отсталости. Слишком велики аппетиты госбюрократии, — говорит Конопляник. По его словам, сегодняшние мировые котировки черного золота, соответствующие уровню цен бездефицитного бюджета Саудовской Аравии, вписываются в 5-процентный коридор затрат ВВП. Но цен бездефицитности пухнущего российского бюджета с его нерациональными тратами, чудовищной коррупционной составляющей и огромными обязательствами, набранными в электоральный год, мировая экономика попросту не перенесет. Что касается ExxonMobil, то лидерство этой частной публичной компании обусловлено высокой финансовой эффективностью и размерами капитализации в $420 млрд, которым завидует даже Билл Гейтс. Если Saudi Aramco добывает около 450 млн т нефти и выручает за нее порядка $350—400 млрд, то продажи ExxonMobil зашкаливают за $430 млрд при добыче 230 млн т. Разрыв объясняется просто: компания перерабатывает в два раза больше нефти, чем добывает, и продает в полтора раза больше нефтепродуктов, чем перерабатывает сырья. В основе рыночной мощи ExxonMobil лежит ее направленность на конечных потребителей. Это по достоинству ценят инвесторы, поэтому биржевые котировки бумаг компании неизменно высоки. Для «Роснефти» прямая калька с бизнес-модели американского «чемпиона» содержит немало рисков. Например, опасность увязнуть в сделках по приобретению НПЗ и сетей заправок за рубежом. Розничный бизнес трудоемок, ниши на внешних рынках уже заняты, конкуренция высока, особенно в странах ЕС, а внутренний рынок не способен самостоятельно переварить продукты переработки всего сырья, добываемого крупнейшей отечественной компанией. Если полагаться на мнение журнала «Эксперт», главный редактор которого Валерий Фадеев близок к правительственным кругам, то «Роснефти» уготована властями другая стратегия развития. Условно ее можно назвать мостом между Западом и Востоком. На западном направлении предусматривается тесное сращива-


№ 1 (17) 2013

23


sibnovosti.ru

Аналитика

ние оте чественного и зарубежного капитала путем перекрестного обмена активами, выстраивания производственных и товарных цепочек. «Конечная цель нынешней сделки — бросить этакий плавучий якорь в Евросоюз, — цитирует издание правительственного чиновника. — Чтобы мы могли дрейфовать в меняющейся обстановке, образуя тесную экономическую и политическую связь с наиболее близкой нам частью мира». С помощью ВР «Роснефть» рассчитывает входить в сотрудничество с крупнейшими компаниями Старого Света. Неизвестно, правда, готова ли сама ВР к такой миссии. На противоположном направлении планируется активизировать участие в экономическом росте Дальнего Востока. «Поглощение открывает перед «Роснефтью» хорошие возможности для повышения глобальной конкурентоспособности, — приводит «Эксперт» мнение руководителя Центра энергетических исследований ИМЭМО РАН Станислава Жукова. — Во-первых, консолидация добычных активов позволяет усилить продвижение экспорта сырья на рынки стран АТР, куда переместился мировой экономический рост. Во-вторых, резко возрастает привлекательность строительства на Дальнем Востоке крупного нефтеперерабатывающего комплекса с прицелом на все те же растущие рынки азиатско-тихоокеанских стран. Это может дать толчок масштабному инфраструктурному строительству в регионе и развитию отрасли услуг. В-третьих, повышаются шансы закрепить нефть ESPO, поставляемую по трубопроводу ВСТО, в качестве бенчмарки для торговли на рынках АТР». 24

Не исключено, что в ближайшей перспективе «Роснефть» решится на публичную продажу пакета своих акций азиатским инвесторам. Якорь на Востоке нужен ей и для решения проблемы долгов. Китайские банки не раз выдавали компании кредиты под товарные поставки черного золота в Поднебесную. Все эти планы свидетельствуют о том, что «Роснефть», так же как в свое время «Газпром», становится инструментом внешней политики Кремля, цели которой он намерен совместить с решением корпоративных задач технологического трансферта. В Европе государственной нефтекомпании предстоит подпереть спину зашатавшегося «Газпрома», на Востоке и в Азии закрепить позиции России в качестве влиятельной силы. Важно, однако, чтобы в этом увлекательном состязании за лидерство на глобальном экономическом пространстве наш нефтяной Гаргантюа не забыл о решении задач отечественной нефтянки, которы он декларировал в своем ПИРовском манифесте, — возрождения системной геологоразведки, комплексной, а не хищнической, разработки месторождений, модернизации нефтепереработки, развития нефтехимии. В конце концов, любым акционерам, хоть частным, хоть государству, нужны высокая капитализация и устойчивый рост. Пример ExxonMobil демонстрирует: чем дальше по технологической цепочке компания движется от сырья, чем глубже его передел и лучше диверсифицирован бизнес, тем дороже ее оценивает рынок. Вряд ли этот глобальный тренд может быть проигнорирован в отдельно взятой корпорации, пусть и национального масштаба.


№ 1 (17) 2013

25


Персона

ИГОРЬ МАКАРЕНКО: СТРОИТЕЛИ НУЖНЫ ВСЕГДА К аК у тверж д а л один видный гос уд арс твенный деяте ль, К а дры решают все. Мне дове лось в очере дной ра з у бе дитьс я в Мудрос ти этого высК азывания во вреМя вс тречи с нача льниКоМ архитеКт урно - с троите льного отде ла зао « ниПи « ин ж г ео » игореМ Мих ай ловичеМ МаК аренКо.

б ес е до в а л

Ф ото г раФ

Гущин В. В.

Ерохин Н. М.

П

риехав в «ИнжГео», я позвонил Игорю Михайловичу и попросил, чтобы он прислал кого-нибудь, кто бы проводил меня в его кабинет. Спустя несколько минут в вестибюле института появился подтянутый, молодо выглядящий мужчина в деловом костюме. Мое предположение о том, что это и есть сопровождающий, оказалось не вполне верным: Игорь Михайлович решил встретить меня лично. Когда мы поднимались наверх, в лифт вошла женщина и, поздоровавшись, поинтересовалась у моего спутника о разнице во времени с Киевом. «Один час», — не задумываясь ответил Макаренко. Его манера держаться, корректность, компетентность, спокойная уверенность в том, что он говорит и делает, напомнили мне ученых и специалистов советской школы, с которыми мне доводилось общаться. Как выяснилось чуть позже, первое впечатление оказалось довольно точным.

Его манЕра дЕрж аться, коррЕк тность, компЕтЕнтность, спокойная увЕрЕнность в том, что он говорит и дЕлаЕт, напомнили мнЕ учЕных и спЕциалистов совЕтской школы. Игорь Михайлович Макаренко родился на Украине, в Киеве. Его мать преподавала в киевской консерватории, отец — в автомобильно-дорожном институте. Можно сказать, что в выборе профессии Игорь Михайлович пошел по стопам отца. Впрочем, в школьные годы он особо не задумывался о будущей карьере: рос, как все сверстники, занимался 26

плаванием. К слову, на этом поприще Макаренко добился ощутимых успехов, заслужив звание мастера спорта СССР. Многие киевские вузы горели желанием заполучить перспективного абитуриента, но Игорь Михайлович после школы решил поступить в отцовский институт — КАДИ (сейчас — Национальный транспортный университет). «Слушая дома рассказы отца, я пришел к выводу, что Киевский автомобильно-дорожный институт — хорошее учебное заведение, — рассказывает Макаренко. — И, став его студентом, не пожалел». После завершения учебы Игоря Михайловича взяли на работу в главное управление Киевпроекта. В качестве сотрудника этой организации он проектировал транспортные сооружения: занимался реконструкцией площади Октябрьской революции (ныне площадь Независимости), спроектировал подземный пешеходный переход на площади Льва Толстого и множество транспортных развязок, в том числе Северный мостовой переход через Днепр, участвовал в создании музея Золотых ворот. «Сейчас всего уже и не упомнишь, — делится мой собеседник. — Но, гуляя по Киеву, то здесь, то там встречаешь объекты, к созданию которых приложил руку. Есть чем гордиться».

Ветер странствий После пяти лет работы в Киевпроекте Игорь Михайлович перебрался в Заполярье. Туда, в стройотряд, его пригласил бывший руководитель. «Попасть в те края было сложно, это была закрытая зона, — говорит Макаренко. — Брали далеко не всех, но я прошел отбор». На Севере Игорь Михайлович вахтовым методом работал на разных объектах, в том числе на стро-


Игорь Макаренко: строители нужны всегда

№ 1 (17) 2013

27


Персона авральный режим. «Нас тогда оставили работать в тундре летом. Обычно летом там никто не работает, но была необходимость дать на Запад газ вместо электроэнергии, которая шла с АЭС, — рассказывает Игорь Михайлович. — Было нелегко, но в итоге мы закончили газопровод на полгода раньше запланированных сроков». Впрочем, по признанию Макаренко, деньги были сильным, но не единственным стимулом для молодого специалиста. «Это было просто интересно. Запредельные морозы, природа, работа… Это была проверка сил, преодоление себя, преодоление экстремальных условий. Там пришло понимание условий выживания: за счет четкой организации, правильного отношения к людям, правильного отношения к работе, дозирования работы и отдыха…» Северный опыт оказался полезным и в профессиональном плане. «Годы работы в Заполярье не прошли бесследно, я много чему научился, — говорит Игорь Михайлович. — К примеру, сейчас не составляет большого труда проектировать трубопроводы большого диаметра, которые я изучил буквально руками».

Новое начало

Это было просто интЕрЕсно. ЗапрЕдЕльныЕ мороЗы, природа, работа… Это была провЕрка сил, прЕодолЕниЕ сЕбя, прЕодолЕниЕ ЭкстрЕмальных условий ительстве магистрального газопровода Ямбург — Елец. Этот период жизни он вспоминает с особым удовольствием, несмотря на многочисленные трудности, которые приходилось преодолевать буквально ежедневно. «Были сложности с транспортом и питанием: все было привозное, включая воду. Местную пить было нельзя — после ядерных испытаний зона, особенно возле Ямбурга, была загрязнена. Японцы отказывались ехать в эти места даже по приглашению. У нас же и дозиметров не было, не говоря о защитном снаряжении. Просто работали, и все, — делится Игорь Михайлович. По его словам, все было не так плохо, как может показаться. — Тогда было не хуже, чем сейчас: дело было поставлено на государственную основу с хорошим финансированием, заработки рабочего превышали 1000 рублей в месяц, было за что упираться». Действительно, зарплаты по тем временам были отличные, но государство и взамен требовало немало. Например, в 1986 году, после аварии на Чернобыльской АЭС, стройка в Заполярье перешла в 28

В 1989 году Макаренко вернулся в Киев. Но ненадолго. В стране шла перестройка, Советский Союз доживал последние дни. Вдобавок ухудшилось состояние здоровья жены Игоря Михайловича — сказались ее выезды с лабораторными исследованиями в зараженную зону Чернобыльской АЭС. Врачи рекомендовали ей покинуть Украину, и супруги приняли решение перебраться в Краснодар. Выбор нового места жительства объяснялся просто: в кубанской столице жили родственники жены. В Краснодаре Игорь Михайлович не сразу нашел подходящую работу. Он успел потрудиться в нескольких маленьких частных фирмах, прежде чем в 1993 году попал в институт «Термнефтепроект». Там он начал заниматься проектированием трубопроводов, месторождений, объектов транспорта нефти. В какой-то момент, когда экономическая ситуация поставила большинство граждан на грань выживания, Игорю Михайловичу пришлось на время оставить институт: чтобы прокормить семью, он работал на стройках. Но как только положение нормализовалось, Макаренко вернулся в Термнефтепроект. Как раз тогда началось строительство «Голубого потока», и институт получил выгодный заказ, позволивший нормализовать выдачу зарплат сотрудникам. Когда группа специалистов Термнефтепроекта создала «ИнжГео», Игорь Михайлович стал одним из первых проектировщиков новой компании. «Проектное подразделение института начиналось с комнаты в шесть квадратных метров, — вспоминает Макаренко, — потом комнат стало больше, а затем мы заняли часть этажа…» Разумеется, проектный отдел расширялся не сам по себе, а вместе с «ИнжГео». По словам Игоря Михайловича, мощнейший толчок к развитию институт получил благодаря сотрудничеству с Транснефтью. Объем работ моментально увеличился, численность


№ 1 (17) 2013

29


Персона сотрудников выросла до тысячи человек. «Сегодня это позволяет брать крупные, серьезные заказы и работать со значительным количеством заказчиков одновременно, — говорит Игорь Михайлович. — Сейчас в числе заказчиков института такие гиганты, как Роснефть, Газпром, Транснефть, Олимпстрой и многие другие».

Играющий тренер Рассказывая о работе, Игорь Михайлович признается, что, как и в молодости, его дело доставляет ему массу удовольствия. «Здесь очень интересно. Приходится решать масштабные задачи, порой уникальные. Например, сейчас мы проектируем фундаменты под резервуары объемом 40 000 м3 с ненормативным соотношением высоты и диаметра: в стране подобных еще не строили. Высота 25 метров превышает все допустимые уровни и нормы на сегодняшний день. Это порождает определенные сложности: скажем, большие нагрузки на фундаменты, которые сами по себе очень сложные сооружения. Но мы со всем справляемся… Еще мы возводим множество противооползневых сооружений на строящихся трассах нефте- и газопроводов. Каждое из них индивидуально, так как определяется природными факторами и геологическим строением конкретного склона. Или, когда строили ВСТО, у нас было очень много работы по мерзлым грунтам. Здесь, на юге, нашим проектировщикам неоднократно доводилось сталкиваться с проблемными грунтами, но не с мерзлотой. Несмотря на сложности, мы повысили свой технический уровень и в итоге решили все задачи — до сих пор у заказчиков никаких нареканий нет». Одной из главных причин успехов «ИнжГео», по мнению Макаренко, является политика руководства, предусматривающая развитие по ряду направлений, освоение новых сфер деятельности. Цель — намерение справляться с задачами своими силами, не привлекая субподрядчиков. «Пока нам это удается. Например, профильные институты не делают основания для тяжелых резервуаров большого диаметра высокой сложности. На это способен лишь московский Фундаментпроект — и мы». Известно, что залог успешной работы — эффективное управление. Как показывает практика, с этим делом

я стараюсь направлять людЕй в интЕрЕсныЕ им области. пытаюсь подобрать каждому Задачу, которая поЗволит спЕциа лист у максима льно раскрыться Игорь Михайлович справляется великолепно. «Я стараюсь направлять людей в интересные им области, — делится он управленческими хитростями. — Пытаюсь подобрать каждому задачу, которая позволит специалисту максимально раскрыться. При этом все умеют делать все, за исключением крайне специфических направлений». 30

По словам Макаренко, немалую роль играет и мотивация сотрудников. «Сейчас активно развивается система материальных поощрений. У себя в отделе я хочу в экспериментальном порядке внедрить систему сдельно-премиальной оплаты труда, чтобы каждый исполнитель был заинтересован в конечном результате свой деятельности. Определенные результаты уже есть». Не менее ответственно Игорь Михайлович относится к подбору специалистов. «Прежде всего, обращаем внимание на образование — это непременно должен быть профильный вуз, — рассказывает он. — По возможности стараемся брать выпускников с красными дипломами. Также берем на практику студентов последнего года обучения, наблюдаем за ними. Это позволяет определить, кто есть кто; понять, проектировщик человек или нет. Так к нам пришли несколько человек, которые сейчас успешно трудятся в качестве полноправных специалистов». Большое значение для Игоря Михайловича как для руководителя имеют личные качества кандидатов. «Я ценю умение работать в коллективе; раскованность, чтобы человек, не стесняясь, мог попросить о помощи либо оказать ее в случае необходимости, — говорит он. — Плохо, если человек зациклен на себе, свой карьере — такие у нас не задерживаются. В команде важно чувство локтя, взаимопонимание. Сложные отношения в коллективе негативно отражаются на качестве работы». Несмотря на возраст, статус и заслуги, Игорь Михайлович по-прежнему легок на подъем. Он охотно ездит в командировки даже в тех случаях, когда спокойно мог бы отправить подчиненного. «Я начальник старой формации, скорее технарь, чем менеджер, — объясняет Макаренко. — Мне кажется, иначе в нашей сфере и нельзя. Недавно был в Москве, на курсах повышения квалификации, где нам читали лекции первые лица ведущих профильных организаций страны. И ни одного менеджера среди них не было — все технари». Как гласит известная пословица, кто хорошо работает, тот хорошо отдыхает. По признанию Игоря Михайловича, из-за большой загрузки ему не вполне удается соответствовать этому изречению. Тем не менее, когда появляется возможность, он с удовольствием странствует. «Раньше нас премировали загранпоездками — так я подсел на путешествия». На вопрос, не приходила ли ему мысль осесть гденибудь в Европе, Макаренко качает головой: «Нет, побывать там любопытно, но остаться насовсем никогда не хотелось. Это совсем другая жизнь, другой менталитет». Кроме путешествий, Игорь Михайлович любит простой физический труд. «Мне нравится что-то делать своими руками, это хороший отдых. Сейчас, к примеру, пытаюсь достроить дачу, — сообщает он. И со смехом добавляет: — Мало того что это приятная перемена деятельности, она к тому же не дает теории оторваться от практики». Завершая беседу, я спросил Игоря Михайловича, не жалел ли он хоть раз, что выбрал именно эту специальность. «Нет. Однозначно нет, — твердо ответил он. — Строители всегда нужны людям. К тому же созидать всегда хорошо».


№ 1 (17) 2013

31


Персона

ТАТЬЯНА БЕЗВЕРХОВА: НАМ НЕЛЬЗЯ ОШИБАТЬСЯ ТаТьяна Вик ТороВна БезВерхоВа — глаВный специа лис Т оТде ла ВычислиТе льной и к а мера льной оБра БоТки зао « нипи « ин ж г ео ». он а из Те х Тру ж еникоВ, о коТорых мож но ск а заТь, чТо именно н а них держ иТс я инс Т и Т у Т. мы д а Вно п л а нир оВа ли поБесе доВаТ ь с ней, а Т у Т к а к ра з пре дс ТаВилс я уд ачный поВод: по иТогам 2012 год а ТаТьяна ВикТороВна Бы ла признана лу чшим соТрудником « ин ж г ео ».

Б ес е до В а л

Ф оТо г раФ

Гущин В. В.

Ерохин Н. М.

Т

атьяна Викторовна, расскажите, пожалуйста, как вы пришли в профессию.

— После окончания восьмого класса общеобразовательной школы мне очень захотелось самостоятельности, и в 1974 году я поступила в Краснодарский архитектурно-строительный техникум на специальность «инженерная геодезия». И оказалось, да, это мое. Преподаватели были замечательные, пришедшие в техникум после того, как сами отработали по специальности много лет. Уже работая в «ИнжГео», поступила на заочное отделение географического факультета КубГУ и окончила его в 2008 году. Самое интересное, что мой прапрадедушка, Марк Авксентьевич Гуков, происходивший из казачьей семьи, после окончания Ставропольского землемерного училища служил землемером в Межевой комиссии Черноморского казачьего войска. Он объездил всю Кубань, бывал в Ростовской области, отмеряя земельные наделы казакам. Моя мама много времени посвятила изучению истории нашей семьи и нашла документы в краевом архиве, подтверждающее это. Так что, можно сказать, специальность у меня потомственная. — Как строилась ваша карьера после техникума?

— Во время обучения в техникуме я проходила практику в Тульской области, в ТулаТИСИЗ. А после окончания учебы снова оказалась в тех краях по распределению. Там познала все прелести полевой жизни, в любую погоду таская на себе штативы с тахеометром или нивелиром и рейки. Потом вернулась в Краснодар и поступила в Экспедицию № 205 при ГУГК. Организация была режимной, отличалась крайне жесткими требовани32

ями к качеству выполняемой работы. Именно в Экспедиции № 205 было заложено ответственное отношение к работе. Много поездила по Краснодарскому краю во время командировок, занимаясь дешифрированием аэрофотоснимков для последующего составления карт различных масштабов. Было очень интересно! Молодость, новые впечатления! Вышла замуж за коллегу, с которым познакомилась там же, в Экспедиции № 205, и перешла работать в институт ДОАО «Термнефтепроект». Там проработала 19 лет в группе камеральной обработки и вычислений. — А как вы оказались в «ИнжГео»?

— Еще в Термнефтепроекте мне доводилось выполнять работу для «ИнжГео» — это был дополнительный заработок. А чуть позже я вообще перешла в эту компанию. Здесь оценили мои опыт и старания: я была ведущим специалистом, потом замгруппой, затем стала главным специалистом. — Татьяна Викторовна, вы пришли в «ИнжГео» в числе первых, можно сказать, институт развивался у вас на глазах. Расскажите, пожалуйста, как это было?

— Было очень много энтузиазма. Мы работали днями и ночами, не особо задумываясь, как это отразится на заработке, — в большей степени «за идею». Но наши старания в конечном счете были оценены: заработок по тем временам был достойный. География наших объектов тоже была достаточно широка: Республика Дагестан, Хабаровский край, Новгородская, Вологодская, Сахалинская и Мурманская области и еще много других прекрасных мест… Те времена были трудными, но вспоминаются с удовольствием.


Татьяна Безверхова: нам нельзя ошибаться

— По-вашему, в «ИнжГео» сильная команда?

— Безусловно. Хотя бы потому, что в ее основе костяк из сильных специалистов, многие из которых, как и я, пришли из Экспедиции № 205, ДОАО «Термнефтепроект» и других серьезных организаций. — Чем занимается ваш отдел?

— Наш отдел занимается камеральной обработкой инженерно-геодезических изысканий. К нам поступают из топографо-геодезического отдела материалы, полученные в результате полевой работы. Проверяем и обрабатываем эти данные. В дальнейшем готовим окончательные инженерно-топографические планы, строим в специальных программах профили по трассам нефтепродуктопроводов, газопроводов, линиям электропередачи и другим линейным объектам. В итоге выходят отчеты по инженерно-геодезическим изысканиям, включающие результаты полевых и камеральных работ. Работа достаточно сложная и ответственная: если на данном этапе пропустить какую-то ошибку, то в будущем это может привести к большим сложностям при строительстве. Поэтому у нас в отделе существует многоступенчатый контроль, включающий в себя работу заведующих группами, корректора, специалиста по проверке электронной версии документа… — То есть, можно сказать, ваш отдел создает базу для всей дальнейшей работы?

— Да, так и есть, ведь все наши материалы в дальнейшем передаются в проектные подразделения и на них уже происходит детальное проектирование конкретных объектов. Ошибаться нам нельзя. Иначе на последующих этапах работ, основанных на неверных данных, количество ошибок будет нарастать, словно снежный ком. — Что самое сложное в вашей работе?

— То, что нельзя расслабляться ни на минуту. Малейший промах влечет за собой серьезные последствия. Необходима постоянная концентрация. Делать что-то «на автомате» недопустимо. — Вне всякого сомнения, работать под таким давлением ответственности психологически тяжело. Вам никогда не хотелось поменять профессию?

— Бывали, конечно, в прошлом минуты слабости. Но если верен профессии, наступает момент в жизни, когда понимаешь, что ты уже состоявшийся профессионал, и тогда начинаешь получать удовольствие от работы уже невзирая ни на какие сложности. — Со с тороны может показатьс я, что работа вашего отдела хоть и важна, но довольно однообразна. Так ли это на самом деле?

— На самом деле каждый объект — как отдельный роман или повесть, всякий раз возникают свои нюансы. Это могут быть особенности местности, когда трассы проходят по болотам или, наоборот,

нельзя расслабляться ни на минуту. малейший промах влечет за собой серьезные последствия. необходима постоянная концентрация. делать что-то «на автомате» недопустимо. по горам — приходится ломать голову, как максимально удобно провести их в этих условиях. Или в результате обследования на местности выявляются археологические объекты, например курганы. На объекте «Южный поток» из-за них трасса газопровода, идущая по ряду районов края, несколько раз меняла свое местоположение на отдельных участках. И чем южнее, тем больше появлялось на пути археологических объектов. Приходится искать решения по обходу таких мест и предлагать варианты для согласования с заказчиком. Встречаются затруднения и другого рода. Так как заказчики у нас разные, и требования к выпускаемой продукции бывают разные. Приходится подстраиваться и даже применять совершенно новые для нас компьютерные программы, которые ранее не использовались. Поэтому мы стараемся отсле№ 1 (17) 2013

33


Персона Регулярно приходят новые, молодые. Они получают хорошую подготовку благодаря развитой системе наставничества в отделе и участию в серьезных проектах. При этом в нашем отделе не наблюдается оттока специалистов. В общем, живем дружно. — Какими качествами должен обладать специалист вашего отдела?

— Чтобы успешно работать у нас, нужно быть добросовестным, внимательным, честным. Необходимо уметь признавать ошибки. Как уже говорилось, у нас многоступенчатый контроль, но иногда ошибки все-таки проскальзывают — все же мы не машины, а люди. И тогда, даже если никто не заметил допущенную тобой оплошность, нужно иметь силы указать на нее, чтобы в будущем у коллег не возникло проблем. — Татьяна Викторовна, вы получили премию «Специалист года». Какие ощущения?

— Это стало известно перед Новым годом, когда на работе был полный аврал и мысли в голове были только о том, чтобы сдать вовремя отчеты. Генеральный директор Андрей Николаевич Шауро, поздравляя нас с праздником, сказал, что я победила в конкурсе. Для меня это было полной неожиданностью: начальник отдела ни словом не обмолвился о том, что мою кандидатуру выдвинули на соискание премии. Конечно, было очень приятно, ведь, чтобы получить премию, необходимо собрать много голосов руководителей отделов, ГИПов… Полагаю, коллеги оценили столько лет добросовестной работы — их признание для меня очень важно. — Татьяна Викторовна, вы упомянули, что вышли замуж за коллегу. Не могли бы вы чуть больше рассказать о своей семье?

на самом деле каждый объект — как отдельный роман или повесть, всякий раз возникают свои нюансы. так что простых объектов не бывает и однообразие работы весьма условно. живать и осваивать новые программные продукты заблаговременно. Так что простых объектов не бывает и однообразие работы весьма условно. — Татьяна Викторовна, расскажите, пожалуйста, о вашей команде.

— Коллектив у нас в основном женский, потому что такую скрупулезную и малоподвижную работу мужчины недолюбливают. Тон работе задают более опытные сотрудники. Кстати, многие из них, как и я, в свое время окончили Краснодарский архитектурно-строительный техникум. 34

— Мой муж, Юрий Григорьевич Безверхов, окончил Московский университет имени Ломоносова по специальности «картография», в настоящий момент работает в нашем отделе корректором. Сыну Евгению 26 лет, он окончил КубГТУ по специальности «защита информации». Некоторое время работал в «ИнжГео», потом занялся бизнесом. Дочь Ольга окончила КубГУ по специальности «менеджмент туризма», живет в США. — У вас очень ответственная и напряженная работа. Для того чтобы справляться с ней, необходимо уметь отдыхать.

— Для меня лучший отдых — куда-нибудь поехать. Например, когда меня премировали поездкой за границу, мы с сыном ездили на Сейшельские острова — это было великолепно. Кроме путешествий, люблю пройтись по улице Красной, посидеть с друзьями в каком-нибудь приятном кафе, съесть вкусное пирожное (жизнерадостно смеется). — Есть любимые места?

— Да, часто заглядываю в кафе «Дюран» — там самые лучшие пирожные!


№ 1 (17) 2013

35


Экологическая безопасность

ТЕХНОГЕННЫЕ АВАРИЙНЫЕ СИТУАЦИИ: БЕЗОПАСНОСТЬ МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ СООРУЖЕНИЙ рассматриваютс я вопросы обеспечения безопасной эксплуатации морских нефтега зовых соору жений на основе методов и средс тв активной и пассивной защиты. безопасна я эксплуатация нефтега зовых соору жений являетс я основой требований эколог ической безопаснос ти. к л ю ч ев ы е с л о в а: п л атф о р м а, б е з о п ас н о с т ь, а к т и в н ы е и п асс и в н ы е м е то д ы.

Карелин А. Н. к. т. н., пр о фессор р оссийской а к а демии ес т ес т возн а ния, с а нк т-пе т ерб у ргский г ос уд а р с т венный мор ской т е хнический у нивер си т е т e-m a il: c a s c a d@at n e t.ru

П

ри рассмотрении мер пожаро- и взрывобезопасности морских и нефтегазовых сооружений (МНГС) учитывают, что существуют пассивные и активные средства защиты. Пассивные меры характеризуются конструктивными особенностями объекта (рис. 1), его структурой, а активные — с применением специальных средств технического контроля и защиты. Конструктивные решения — схемное расположение верхних строений буровой платформы должно обеспечивать разделение и локализацию потенциальных источников опасности, их максимальную изоляцию. При разработке конструктивных проектных решений необходимо учитывать, что пути эвакуации персонала при различных аварийных ситуациях должны обеспечивать максимальную степень защиты от воздействия тех или иных поражающих факторов, должны учитываться возможности организации временных или стационарных укрытий для персонала при авариях. Наиболее эффективное средство защиты — так называемая защита расстоянием или пространством. Пространственный интервал обеспечивает максимальное удаление работников от взрывоопасных источников, содержащих углеводородные соединения, уменьшение давления ударной волны при взрыве, без-

36

опасное размещение устья скважин и жилых модулей платформы. Данное пространство может использоваться для хранения различных вспомогательных материалов или оборудования, что обеспечивает дополнительные условия пассивной защиты. При проектировании технологических, буровых или модулей устьев скважин должны применяться специальные меры безопасности. Пожаро- и взрывоопасное оборудование, область проведения потенциально аварийных технологических операций должны ограждаться специальными конструкциями или щитами. Данный блок должен конструктивно отделяться от жилого блока или временного укрытия. Конструктивной особенностью организации модулей устьев скважин является то, что одна из сторон устьев скважины должна быть открыта для обеспечения рассеивания дыма и газа при взрыве для обеспечения уменьшения давления в зоне взрыва, может применяться метод уменьшения длины взрывных каналов и разделения блоков модулей на отдельные участки. Техническое решение по организации центральных проходов между супермодулями платформы обеспечивает направление взрывной волны вдоль стен модуля и сброс давления в зоне поражения.


Техногенные аварийные ситуации: безопасность морских нефтегазовых сооружений

Жилой и энергетический блоки располагаются за буферной зоной центрального прохода, где нет риска крупного возгорания и взрыва, на максимальном удалении от таких зон. Для понижения пожароопасности применяются специальные пожарные стенки, разделения участков и организации проходов между блоками и модулями. Эвакуация организовывается по специальному туннелю, проложенному как минимум по одной из сторон платформы. Эвакуационные маршруты из технологического/бурового модуля и зоны устьев скважин организуются как минимум по двум путям без прохождения через зону повышенной опасности. Активные средства противопожарной безопасности: специальные пожарные насосы, рассчитанные на полную нагрузку при расположении на максимальном расстоянии друг от друга во временном укрытии и снабжении защитными кожухами. Автономность и надежность обеспечиваются дизельными двигателями и забором воды из кингстонной коробки непосредственно под временным укрытием. Подача воды осуществляется по магистрали пожарной

Karelin A.N. PhD. the sciences, professor of Russian Academy of Natural Sciences, St. Petersburg State Marine Technical University e-mail: cascad@atnet.ru

They Are Considered questions of the provision to safe usage sea oil gas buildings on base of the methods and facilities active and passive protection. The Safe usage oil gas buildings is a base of the requirements to ecological safety. Keywords: the platform, safety, active and passive methods.

внешний вид буровой платформы

murmanshelf.ru

Рисунок 1.

Tehnogennye emergency: safeTy sea nefTegazovyh buildings

№ 1 (17) 2013

37


Экологическая безопасность воды, проложенной в эвакуационном туннеле одного из бортов на все системы пожаротушения. К активным системам безопасности относятся системы обнаружения пожара или поступления газа для обеспечения непрерывного автоматического контроля с целью своевременного оповещения персонала о возникновении пожара или выброса газа через систему звуковой сигнализации и подачи сигналов на систему аварийного отключения, системы противопожарной защиты и электроэнергетические системы. Пассивная противопожарная защита обеспечивает защиту ответственных стальных конструкций от перегрева и разрушения, струйного и открытого огня, распространения пожара, снижения прочности элементов конструкции на основе вероятности возникновения пожара и его последствий. Спасательные мероприятия при нахождении спасательного судна вблизи платформы разрабатываются: основные (конструктивные особенности блоков и модулей), вспомогательные (эвакуация с помощью вертолета), дополнительные (желоба, спасательные плоты, сети, индивидуальные приспособления для спуска на канатах, спасательные жилеты, гидрокостюмы, противодымные колпаки, перчатки, сигнальные факелы) в стратегических местах платформы. Контроль за безопасной работой платформы, управление ею осуществляется обычно единой системой управления на базе программируемых логических контроллеров, микропроцессоров (система управления технологическим процессом, система обнаружения пожара и газа и система аварийного отключения (остановки). Для повышения безопасного функционирования применяются электрические системы, подсоединенные к системе управления через линии передачи данных с двойным резервированием, дублирующие пульты системы сигнализации. Составной частью системы управления платформы является подсистема контроля состояния оснований платформы, кессона и окружающей среды. Информация сообщается в административную информационную систему. При утечке углеводородов, пожаре, выбросе газа и прочих ситуациях, представляющих опасность для персонала, срабатывают системы аварийного отключения и остановки технологического процесса, предусматриваются резервные системы сигнализации на основе непрограммируемых полупроводниковых приборов. Контроль обеспечивается при возгорании, выбросе газообразных углеводородов или сероводорода.

Для повышения наДежной эксплуатации буровых платформ Должны применяться комплексные меры обеспечения безопасного функционирования систем Для повышения противопожарной безопасности в жилых зонах устанавливается система «адресных» пожарных детекторов, подсоединенных к местным соединительным коробкам, многожильные кабели от этих коробок — к соответствующим коммутационным шкафам в местных аппаратных. 38

Для повышенной надежности применяются пружинные клапаны системы аварийного отключения, пневматические или гидравлические (для клапанов диаметром более 10”) исполнительные механизмы с питанием клапанов постоянным током 24 В от соленоидов непосредственно от системы аварийного отключения и остановки технологического процесса. Целесообразно применять модульный способ монтажа единиц оборудования на раме для уменьшения соединительных узлов с элементами трубной обвязки, КИП, клапанами, кабелями, соединительными коробками на краях рамы, трапы и платформы, панели управления, электродвигатели. Основные принципы выбора типа оборудования на основе: - расширенных спецификаций; - принципа «соответствия назначению». Качества оборудования: - соответствие требованиям по режиму работы; - безопасность; - соответствие принятым в России стандартам и законодательным требованиям; - пригодность к эксплуатации при данных окружающих условиях; - способность в полном объеме и без обслуживания оператора выполнять назначенные функции при соответствии механическим и эксплуатационным требованиям, а также удобство для проведения технического обслуживания; - предоставление поставщиком гарантии по конструкции и эксплуатации оборудования; - минимальное воздействие на окружающую среду; - наличие сертификатов, выданных соответствующими органами, свидетельствующих о пригодности для выполнения предназначенных функций. Располагаемое в обогреваемых помещениях оборудование должно быть рассчитано на эксплуатацию при температуре от –10 °C до +40 °C и выдерживать воздействие температуры –40 °C в сухом состоянии при сниженном давлении, в том числе при проведении холодного повторного запуска. Располагаемое вне помещений оборудование должно быть рассчитано на эксплуатацию при температуре от –40 °C до +40 °C. Основные требования по охране окружающей среды и обеспечению экологической безопасности при эксплуатации платформы и возникновении аварийных ситуаций — «нулевой» сброс нефтесодержащей воды в окружающую среду. Объем бурового шлама и технической воды подвергается повторной закачке, что устранит необходимость сброса за борт. Балластная вода и загрязненная вода закачивается в пласт. Сточные воды и жидкие отходы перед закачкой проходят очистку для предотвращения накопления опасных сред и снижения вероятности нанесения серьезного ущерба морской экологии. Таким образом, для повышения надежной эксплуатации буровых платформ должны применяться комплексные меры обеспечения безопасного функционирования систем, включающие как пассивные, так и активные средства защиты. Для повышения безопасности эксплуатации должен производиться регулярный инструментальный контроль выбросов и сбросов при помощи активных датчиков согласно российскому законодательству.


ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть»)

IV МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ СИМПОЗИУМ «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» 18-19 сентября 2013 г. ОрганизатОры:

Министерство образования и науки РФ Министерство природных ресурсов и экологии РФ Министерство энергетики РФ ЦКР «Роснедра»

ОАО «Зарубежнефть» ОАО «ВНИИнефть» ОАО «РМНТК «Нефтеотдача» ОАО «Гипровостокнефть»

Научный Симпозиум проводится с привлечением широкого круга специалистов, как непосредственно занимающихся проблемами повышения КИН в научных подразделениях нефтяных компаний и институтов, так и промысловых работников, реализующих на практике технологии и методы повышения добычи нефти, с приглашением специалистов из нефтедобывающих стран СНГ. ГЛАВНАЯ ТЕМА СИМПОЗИУМА — разработка месторождений с карбонатными и трещиноватыми коллекторами 18 сентября 2013 г. Пленарное заседание — Современные достижения науки и техники в области ПНП и совершенствование управления проектами и ресурсами в нефтедобыче. 19 сентября 2013 г. Тематические направления работы по секциям: Cекция № 1 — Анализ состояния и опыт применения технологий и методов увеличения нефтеотдачи для разработки месторождений с карбонатными и трещиноватыми коллекторами в стране и за рубежом Cекция №2 — Анализ состояния и потенциала применения современных методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях страны Секция №3 — Результаты исследования механизмов извлечения нефти в конкретных геолого-физических условиях нефтяных месторождений в целях обоснования конкретных технологий и методов увеличения нефтеотдачи Адрес: ОАО «ВНИИнефть», г. Москва, Дмитровский проезд, д. 10. Телефон: (495) 748-39-61 E-mail: info@vniineft.ru Web-сайт: www.vniineft.ru

Информационные спонсоры:

«Буровые технологии» Э.В. Бабаян

В книге изложены современные буровые технологии, а также новые разработки, которые находят применение на месторождениях нефти и газа. Стоимость книги – 4000 руб.

«Инженерные расчеты при креплении нефтяных и газовых скважин» Э.В. Бабаян, А.В. Черненко и Н.Ю. Мойса

В книге сконцентрированы многочисленные исследования в области крепления скважин и представлены в виде математических моделей. В ней много простых и сложных формул, без которых трудно найти верное инженерное решение при компоновке обсадной колонны, ее спуске и цементировании. В книге много новых разработок, принадлежащих авторам, и прошедших промысловые испытания. Для того, чтобы инженер предприятия мог ими воспользоваться, приведено много примеров. Стоимость книги – 5000 руб.

Приобрести книги Вы сможете по адресу: РФ, г. Краснодар, ул, Красных Партизан, 569, кв. 83, тел.: (861) 211-38-94, +7 918 465 41 49, mail: bev37@mail.ru Индивидуальный предприниматель Бабаян Эдуард Вартанович ИНН 230800824770 р/с 40802810300490000476 ОАО «Крайинвестбанк» Дополнительный офис «Центральный» г.Краснодар, к/с 30101810500000000516, БИК 040349516

№ 11 (17) (17) 2013 2013 №

39 39


forexaw.com

Экология и промышленная безопасность

О НОВЫХ ВОЗМОЖНОСТЯХ ГЕОДЕЗИЧЕСКОГО МЕТОДА В РЕШЕНИИ ПРОБЛЕМЫ ПРОГНОЗА ЗЕМЛЕТРЯСЕНИЙ ОбОснОванО явление у меньшения ра змерОв Очага зем ле трясения ( егО ширины ) в ста дии накОпления в нем сейсмОгенных дефОрмаций ( тО есть в с та дии егО пОдгОтОвки ), кОтОрОе сменяе тс я с у щес твенным у ве личением Об ъема этОгО Очага в с та дии сбрОс а накОп ленных дефОрмаций, тО ес т ь при ег О ра зр у шении. эт и ва ри а ции ра змер Ов и Об ъем а Оч а га впОлне Опре де ляемы г еОдезическим метОдОм, и этим с ле дует вОспОльзОватьс я в решении прОб лемы прОг нОза зем ле трясений.

к лючевые с лОва: упругОс ть, сейсмОгенна я дефОрмация, дилатансия, прОг нОз землетрясений.

40


О новых возможностях геодезического метода в решении проблемы прогноза землетрясений

Певнев А. К. д. т. н., гл а в н ы й н а у ч н ы й сОт р уд н и к и н с т и т у та ф и з и к и з ем л и ра н E-m a il: a n.p e v n e v@ya n d e x.ru

About the new feAtures of geodetic methods in solving the problems of eArthquAke prediction

Об уменьшении объема очага готовящегося землетрясения в стадии его подготовки

Pevnev A. K. PhD technical sciences, chief academician, Earth Physics Institute RAN E-mail: an.pevnev@yandex.ru

Деформационные процессы подготовки и разрушения очага корового землетрясения являются разнонаправленными процессами. В стадии подготовки очага землетрясения имеет место накопление в нем упругих сейсмогенных деформаций (напряжений), в то время как в стадии разрушения очага имеет место обратное явление — сброс накопленных в нем указанных напряжений. Возникает вполне закономерный вопрос: нельзя ли эти обстоятельства использовать в прогностических целях — в первую очередь в проблеме прогноза времени землетрясения? Совершенно очевидно, что начинать такие исследования нужно с определения реальных величин изменения объема очага землетрясения, обусловленных накоплением в нем сейсмогенных деформаций. Как известно, при упругом деформировании, из-за приложенных напряжений, тело испытывает изменение формы и размеров. Отличительной особенностью упругого деформирования от пластического является то, что при нем не нарушаются межатомные связи и не создаются новые, т. е., в отличие от пластических деформаций, в упруго деформированном теле взаимное расположение атомов остается неизменным. Благодаря этому обстоятельству при снятии дополнительной нагрузки и происходит восстановление равновесного состояния. Следует отметить, что при упругом сжатии расстояния между атомами уменьшаются, при упругом растяжении увеличиваются, а при упругом сдвиге вся решетка кристалла скашивается как единое целое. Таким образом, при приложении упругих напряжений сжатия и сдвига изменяется форма деформируемого тела, которое сопровождается уменьшением его объема. Причем это уменьшение является весьма ощутимым. Так, при сжатии предельное уменьшение равновесных межатомных расстояний составляет величину 10-3 [3]. Совершенно очевидно, что если столь значительные уменьшения размеров, установленные на микроуровне, имеют место и на макроуровне, то их измерение не составляет никакой проблемы, так как точность современных методов геодезических измерений составляет 10-6—10-7, а стационарными деформометрами измерять изменения расстояний можно с точностью 10-10 и выше. Но вправе ли мы полагать равенство деформаций на столь разных уровнях? Есть все основания считать, что такое равенство имеет место в действительности, и вот почему. Теоретические соображения о причинах этого явления сводятся к следующему. Тектоническое коровое землетрясение — это порождающее упругие волны быстрое (сейсмическое) разрушение некоторого объема горных пород (очага землетрясения), вызванное накопленными в этом очаге упругими деформациями (упругими напряжениями). А это означает, что непременным условием подготовки очага землетрясения является наличие в

Justified phenomenon decrease the size of the earthquake in stage of build-up in the seismic deformations, i.e. at the stage of its preparation, which is replaced by a substantial increase in the volume of the hearth in the stage of the discharge of accumulated deformations, i.e. in case of its destruction. These variations size and volume of the hearth welldefined geodetic method, and it should be used in solving the problem of earthquake prediction. Keywords: elasticity, seismogene deformation, dilatancy, the forecast of earthquakes.

зоне разлома механически прочного, консолидированного объема горных пород (жесткого включения), т. е. что очаг в стадии (фазе) созидания должен представлять тело, преобладающими деформациями которого являются упругие деформации. Совершенно очевидно, что именно это условие является необходимым и достаточным для зарождения и формирования очага землетрясения. Академик Григорий Александрович Гамбурцев, еще в середине прошлого века разработавший прекрасную, глубоко научно обоснованную программу прогноза землетрясений, гениально предсказал возникновение участков задержки в сейсмогенных разломах, которые он образно назвал «спайками». Он писал: «Наряду с процессом разрушения — уменьшения прочности отдельных участков сейсмических швов, — может идти обратный процесс «залечивания» разрушенных мест, образования новых «спаек» между соседними блоками. Таким образом, происходит закономерная смена взаимосвязанных процессов медленных и быстрых движений, накопления и разрушения напряжений, увеличения и уменьшения прочности» [6, с. 306]. Да, собственно, сам факт возникновения землетрясений в верхнем слое земной коры говорит о том, что в этом слое есть условия для накопления в том или ином объеме горных пород упругих сейсмогенных деформаций. Таким образом, предположение о сопоставимости величин упругих деформаций на микро- и макроуровнях вполне обоснованно, и это позволяет считать, что происходящее при подготовке очага землетрясения уменьшение его объема является вполне измеряемой величиной. В монографии [4] приведены доказательства того, что процесс подготовки очага землетрясения отражается на земной поверхности — верхней границе сейсмоген№ 1 (17) 2013

41


Экология и промышленная безопасность ного слоя земной коры, мощность которого составляет 10—25 км, — и поэтому рассматриваемое уменьшение объема очага может быть измерено непосредственно на земной поверхности. Это обстоятельство открывает возможности использования для прогноза землетрясений метода прямых задач и, следовательно, реального решения проблемы прогноза. Как известно, в ХХ веке все попытки решить проблему прогноза землетрясений методами обратных задач окончились полным провалом, что у многих подорвало веру в возможность решения этой животрепещущей проблемы. Так как линейные размеры очага сильного землетрясения (его ширина) измеряются десятками километров, отслеживать во времени процесс уменьшения его объема можно лишь геодезическим методом. Для этого можно использовать предложенные ранее специальные геодезические построения — прогнозные профили [5].

Об увеличении объема очага землетрясения в стадии его разрушения Так как в процессе разрушения очага землетрясения происходит сброс накопленных в нем упругих напряжений, отсюда следует, что упруго напряженные горные породы в очаге должны возвращаться в исходное — упруго ненапряженное состояние, т. е. их объем должен увеличиваться. Следовательно, если определить момент перехода от уменьшения к увеличению объема очага, т. е. момент начала разрушения этого очага, то уже одно это не позволит сделать землетрясение неожиданным. Однако установление указанного момента не означает установление точного времени будущего землетрясения, так как процесс предразрушения — время до возникновения магистрального разрыва (землетрясения) — может длиться достаточно долго: для сильных землетрясений, возможно, месяцы, а может быть, и годы. Причину следует искать в прочностных неоднородностях горных пород во всем объеме очага землетрясения. Совершенно очевидно, что локальные объемы в очаге с менее прочными породами начнут разрушаться раньше более прочных пород и этот процесс может длиться долго. Существованием периода этапа предразрушения следует воспользоваться для организации наблюдений (если они не были организованы ранее), нацеленных на установление закономерностей разрушения очагов землетрясений. При определении перечня методов, необходимых для прогноза времени, крайне уместно привести следующие соображения академика Г. А. Гамбурцева: «Изыскание методов прогноза времени землетрясений следует направить в первую очередь в сторону поиска механических предвестников землетрясений. Такие поиски могут быть успешными только в том случае, если они будут основываться на глубоком изучении всех деталей механизма быстрых и медленных движений блоков земной коры сейсмоактивных районов» [6, с. 306]. С учетом этих соображений Г. А. Гамбурцева, мы имеем полное основание говорить о том, что перечень методов для прогноза времени должен начинаться с методов наблюдений за полями смещений и деформаций в непрерывном режиме (сейсмологические, наклономерные, деформографические и специальные геодезические 42

измерения повышенной точности, проводимые в непрерывном режиме). Одновременно с проведением комплексных деформационных исследований целесообразно следить за очагом с помощью сейсмических методов, позволяющих отслеживать вариации его напряженного состояния [1]. Для осуществления краткосрочного прогноза крайне перспективными могут оказаться наблюдения за различными аномалиями в ионосфере, которые возникают за «…сутки, несколько суток перед землетрясением» [2, с. 139]. Эти наблюдения могут указать на то, что очаг уже находится в последней стадии разрушения. Мы назвали здесь лишь некоторые из наиболее перспективных, с нашей точки зрения, методов, необходимых в решении проблемы прогноза времени землетрясения. Однако на современной стадии исследований их целесообразно проводить с использованием широкого комплекса самых разных методов. Помимо всего прочего, это позволит получить сравнительные характеристики информативности различных методов и оценить перспективы их использования. На этом этапе основным опорным методом является комплексный деформационный, включающий в себя следующие три метода: геодезический, геофизический и сейсмологический. Комплексирование этих методов обязательно, так как они фиксируют не только различные скоростные и количественные характеристики деформационных процессов, но и их разномасштабность, т. е. они являются взаимодополняющими при изучении закономерностей протекания деформационных процессов. Рассматривая вопрос об увеличении объема очага при его разрушении, следует иметь в виду, что объем очага в этой стадии увеличивается не только из-за накопленных в нем упругих напряжений, но и вследствие возникновения дилатансионных процессов: увеличение пористости пород, формирования в них различных трещин и др. Существенное увеличение объема разрушающегося очага может быть обусловлено также его заполнением (насыщением), оказывающим распирающее действие, подземными водами из окружающего пространства. Реальность этих соображений находит подтверждение в экспериментальных данных: результаты наблюдений за изменениями уровней воды в колодцах и скважинах в сейсмоактивных зонах, а также наблюдаемые подъемы (вспучивания) земной поверхности в эпицентральных зонах будущего землетрясения. Лабораторные эксперименты по изучению этого явления показали, что для разных типов пород увеличение их объема составляет от долей до первых процентов [8]. Если реальное увеличение объема очага будет сопоставимо с полученным в лаборатории, то его отслеживание геодезическим методом более чем реально.

О возможности прогнозов места и времени для глубокофокусных землетрясений В статье [7], посвященной использованию космических снимков высокого разрешения для отслеживания деформаций земной поверхности в местах подготовки сильных землетрясений, рассмотрены деформации (изменения ширины линеаментов) для землетрясения


О новых возможностях геодезического метода в решении проблемы прогноза землетрясений

рисунок 1.

космические снимки одного и того же участка земной поверхности в эпицентральной зоне чилийского землетрясения, сделанные до и после землетрясения 13 июня 2005 г., по [7]

Febrary 7, 2005 (-126 days)

April 5, 2005 (-69 days)

в северной части Чили, произошедшего вблизи побережья 13.6.2005. Магнитуда 7.8, глубина гипоцентра 115 км (рис. 1). На снимках прекрасно видно, что с приближением к дате землетрясения (за 69 и 5 дней) линеаменты видны очень четко, в то время как за 126 дней до землетрясения и через 139 дней после события такой четкой картины нет. В свете вышеизложенного можно полагать, что увеличение объема глубокофокусного разрушающегося очага землетрясения достигает земной поверхности и столь значительно, что даже визуально улавливается на космических снимках. Совершенно очевидно, что указанные процессы вариаций объемов очагов землетрясений с большой точностью можно отслеживать геодезическим методом. Без сомнения, такие исследования могут явиться ключом к познанию закономерностей процессов разрушения очагов землетрясений.

Заключение Подготовка и разрушение очага землетрясения являются процессами механическими — накопление и сброс упругих сейсмогенных деформаций (напряжений). Они являются прямыми указателями, прямыми предвестниками как подготовки, так и разрушения очага землетрясения, и поэтому в решении проблемы прогноза землетрясений изучение именно этих процессов должно быть определяющим. Все остальные методы, рассматриваемые как предвестники, не являются обязательными в этих процессах, и поэтому они могут иметь место, а могут и не иметь. Определение момента перехода от уменьшения объема готовящегося очага землетрясения (фаза накопления упругих сейсмогенных напряжений) к его увеличению (фаза разрушения очага) является крайне важным в решении проблемы прогноза землетрясений. В этом случае появляются реальные возможности для организации комплексных исследований, нацеленных на расшифровку законов разрушения очагов землетрясений, что необходимо для осуществления прогноза времени

June 8, 2005 (-5 days)

October 30, 2005 (+139 days)

максимального сброса накопленной в очаге упругой энергии, т. е. для точного прогноза времени землетрясения. Геодезический метод можно с успехом использовать для прогноза как коровых, так и сильных глубокофокусных землетрясений. Геодезические прогнозные системы, рассчитанные на точный прогноз места готовящегося очага землетрясения и максимальной силы, которую он может породить, описаны в [4]. Следует отметить, что такая прогнозная система уже создана в Мексике вблизи города Мехикали на разломе Империал (южное продолжение разлома СанАндреас).

Список использованных источников и литературы 1. Гамбурцев А. Г., Певнев А. К. О перспективах геодезического и сейсмического монитринга при прогнозе землетрясений // Геофизика. — 1996, № 4. — С. 35—41. 2. Гохберг М. Б. Взаимодействие литосферы и ионосферы Земли // Изв. РАЕН. Секция наук о Земле. 1999. Вып. 2. — С. 136—140. 3. Китайгородский А. И. Введение в физику. — Издательство «Наука». Главная редакция физико-математической литературы, 1974. 4. Певнев А. К. Пути к практическому прогнозу землетрясений. — М.: ГЕОС, 2003. — 152 с. 5. Певнев А. К. Прогноз землетрясений — геодезические аспекты проблемы // Изв. АН СССР. Физика Земли. — 1988, № 12. — С. 88—98. 6. Развитие идей Г. А. Гамбурцева в геофизике. — М.: Наука, 1982. — 320 с. 7. Arellano-Baeza A. A., Garcia R. V. and Trejo-Soto M. Use of high resolution satellite images for tracking of changes in the liniament structure, caused by earthquakes. arXiv:0706.1827 v2 [physics.geo-ph] 14 Jun 2007. 8. Scholz С. Н., Saykes I. R., Aggarwall Y. P. et al. Earthquake prediction: A physical basis // Science. 1973. Vol. 181. P. 803—810. № 1 (17) 2013

43


Инженерные изыскания

ОПЫТ ОЦЕНКИ АКТИВНЫХ РАЗЛОМОВ И ДРУГИХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ОПАСНОСТЕЙ В РАЙОНЕ СТРОИТЕЛЬСТВА ТРУБОПРОВОДА ПРИРОДНОГО ГАЗА (СКАЛА КИСЕЛЕВА — ТНПЗ) в с татье излож ены результаты инж енерно - г еолог ических изыск аний и сейсмотектонических исс ле дований в районе г. т уапсе. ох арактеризованы опасные эк зог енные г еолог ические процессы и ак тивные ра зломы в районе пролож ения трассы га зопровод а « ск а ла кисе лева — тнпз ». оценк а ак тивнос ти ра зломов выполнена к ак расче тными ме тод ами, та к и по результата м полевых н а б лЮдений. об с у ж д а Ютс я особеннос ти ме тодики сейсмотек тонических исс ле дований на черноморском побере ж ье к авк а за, где эф фек тивнос ть полевых ме тодов ог раничена в связи с г еомор ф олог ической спец ификой рег ион а. пок а за но, ч то применение расче тных ме тодов оправд анно только в соче тании с полевыми исс ле дованиями. к л Юч евы е с л о в а: с ей с м от ек то н ич ес к и е и сс л е до в а н и я, г ео л о г о-г ео м о р ф о л о г ич ес к и е м е то д ы, т р енч и н г, а к т и в н ы е ра з л о м ы, о п ас н ы е э к з о г ен н ы е г ео л о г ич ес к и е п р о ц есс ы.

Овсюченко А. Н.

Миронюк С. Г.

к. г.-м. н., в е д у щ и й н а у ч н ы й сот р уд н и к и н с т и т у та

к. г.-м. н., н ач а л ь н и к с ек то ра о п ас н ы х

ф и з и к и з ем л и ра н и м ен и о. Ю. Ш м и дта

г ео л о г ич ес к и х п р о ц ессо в о о о « п и т ер га з »

e-m a il: ov s@if z.ru

e-m a il: miro n y u k.s g@p e t erg a z.co m

Волков А. В.

Новиков С. С.

к. г. н., гл а в н ы й и н ж ен ер п р о ек та о о о « п и т ер га з »

н а у ч н ы й сот р уд н и к и н с т и т у та ф и з и к и

e-m a il: vo l kov. av@p e t erg a z.co m

з ем л и ра н и м ен и о. Ю. Ш м и дта e-m a il: s erg ei c h@if z.ru

О

пыт строительства и эксплуатации газопроводов показал, что наибольшую опасность для объектов системы газоснабжения в горных районах представляют: оползни, сели и карстовые процессы [4]. Существует вероятность разрушения газопроводов землетрясениями интенсивностью 8—9 баллов и сейсмогенными подвижками вдоль активных разломов. В целом аварии на газопроводах из-за стихийных бедствий составляют 9,5 % от общего числа аварий [1]. В Краснодарском крае наибольшее число аварий, связанных с оползневыми и селевыми процессами, произошло на газопроводе Майкоп — Самурская — Сочи (МСС) (до его реконструкции). Оползни и сели

44

были причиной разрушения и повреждения упомянутого газопровода (введенного в эксплуатацию в 1976 г.) в 1981, 1988, 1991, 1997, 1998, 2000 гг. При воздействии оползневых и селевых масс происходило образование трещин в сварных соединениях. Для ликвидации аварий выполнялись большие объемы восстановительных работ, часто — с переукладкой отдельных участков газопровода. При этом перерывы в газоснабжении достигали 3 (иногда и более) дней. Как и упомянутый газопровод МСС, газопровод-отвод Скала Киселева — ТНПЗ расположен в горной местности (рис. 1). В геоморфологическом отношении большая часть трассы газопровода расположена в пределах провинции


Опыт оценки активных разломов и других геологических опасностей в районе строительства трубопровода природного газа (скала киселева — тнпз)

Большого Кавказа, в области низкогорного рельефа на позднеальпийских складчатых и моноклинальных структурах и приурочена к структурно-денудационным низким горам [11]. По характеру осадконакопления и степени дислоцированности флишевых толщ здесь выделяется позднеальпийский структурный ярус, сложенный интенсивно дислоцированными толщами палеоцена-эоцена и позднего мела субформации грубого терригенного флиша. Согласно схеме неоструктурного районирования Северо-Западного Кавказа [6] трасса газопровода проходит в пределах Кадошской ступени, Паукского горста, Барсового грабена, Массажайской ступени и Ягодного горста, пересекая при этом Кадошский разлом (1), разлом «Агойского перевала» (2), Джубгинский (3) и Южно-Михайловский (Тамюрдеринский) (4) разломы и Туапсинскую систему разломов (5) (рис. 2). Уточненная исходная сейсмичность в районе составляет 8,5 балла на грунтах II категории по сейсмическим свойствам при повторяемости землетрясений 1 раз в 1000 лет. С учетом исходной сейсмичности и полученных по методу сейсмических жесткостей величин приращений балльности (с использованием значений скоростей Vs), сейсмичность (I) вдоль трассы газопровода изменяется от 7,9 до 8,7 балла [5]. Трасса газопровода проложена в основном по водораздельной части, огибая верховья балок (щелей), оврагов, а на отдельных участках пересекая их. По морфоструктурным особенностям по трассе газопровода можно выделить следующие типы рельефа: абразионно-аккумулятивный рельеф морских террас (район приморских террасированных равнин), эрозионно-денудационный рельеф холмистых гряд, эрозионно-тектонический рельеф новейших депрессий (район структурно-эрозионно-денудационных предгорий и низкогорий). С точки зрения устойчивости газопровода особую опасность представляют эрозионно-гравитационные склоны крутизной от 25º до 60º, которые распространены на палеогеновом субстрате. Трасса пересекает эрозионные формы (балки, овраги) различного направления, V-образной формы. Склоны их крутые (25—40° и более), эрозионно-гравитационные. Днища балок узкие (3—5 м) с непостоянным водотоком. В устьевых частях данных эрозионных форм часто формируются конусы выноса, преимущественно сложенные грубообломочным материалом. В соответствии с картой «Опасности природных ЧС» [3] район изысканий располагается в зоне высокой степени опасности природных ЧС (по повторяемости ЧС в год). Среди экзогенных процессов наибольшую опасность для газопровода представляют оползневые процессы. Они приурочены к областям распространения слабоустойчивых и неустойчивых к процессам эрозии и денудации пород и рыхлых отложений, к сильно расчлененному рельефу горных территорий, к долинам рек и в некоторых случаях к тектоническим разломам [21]. В коридоре трассы газопровода распространены современные преимущественно техногенные оползни мелкие и средние (от 10 до 50 м в длину), по механизму смещения — скольжения, консеквентные, а также древние сейсмогравитационные оползни и оползни-обвалы [9, 10]. Одним из наиболее оползнеоопасных участков является левый борт долины р. Туапсе в районе перехода трассы газопровода через реку. Поверхность склона здесь

СASE STUDY OF THE ESTIMATION OF ACTIVE FAULTS AND OTHER GEOLOGICAL HAZARDS AROUND BUILDING OF THE GAZ PIPELINE (KISELEVA ROCK-TNPZ) Ovsyuchenko A.N. Candidate of geology/mineralogy sciences, lead researcher, O.Y Schmidt Institute of Earth physics RAS e-mail: ovs@ifz.ru Mironyuk S.G. Candidate of geology/mineralogy sciences, hazardous geologic process sector head, OOO «Piter gaz» e-mail: mironyuk.sg@petergaz.com Volkov A.B. Candidate of geographic sciences, project manager, OOO «Piter gaz» e-mail: volkov.av@petergaz.com Novikov S.S. Researcher, O.Y Schmidt Institute of Earth physics RAS e-mail: sergeich@ifz.ru

The article considers results of engineering-geological works and seismotectonic researches around Tuapse. The dangerous exogenous geological processes and active faults in gas pipeline building area Kisеleva Rock - TNPZ are characterized. The estimation of activity of faults is executed as computational methods, and by results of field observations. Features of a technique of seismotectonic researches at the Black Sea coast of Caucasus where efficiency of field methods is limited in connection with geomorphological specificity of region are discussed. It is shown that application of computational methods is justifiable only in a combination to field researches. Keywords: seismotectonic investigations, geological-geomorphological methods, trenching, active faults, dangerous exogenous geological processes.

техногенно нарушена, что повышает вероятность проявления опасных склоновых процессов. В сходных инженерно-геологических условиях в марте 2003 г. выше по течению реки на 1878 км перегона Греческий — Туапсе имела место ЧС вследствие перекрытия оползневыми массами автомобильной и железной дорог. Основной причиной возникновения оползня стала подрезка склона. Кроме оползней, на склонах крутизной более 45º в местах выхода на поверхность сильнотрещиноватых элювия скальных пород наблюдаются осыпи. Процесс овражной эрозии отмечен в отрогах и верховьях балок. Активизация процессов эрозии наблюдается в периоды выпадения обильных и (или) продолжительных атмосферных осадков. Эрозионные промоины имеют глубину 0,5—1 м. № 1 (17) 2013

45


Инженерные изыскания

Рисунок 1.

обзорная схема расположения участков работ

— участки работ Рисунок 2.

морфотектоническая схема района исследований. составлена с использованием данных с.а. несмеянова и др. [8], а.б. островского и др. [10]

1, 2 – аккумулятивные элементы речных террас: 1 – речные поймы; 2 – 1, 2-ая надпойменные террасы; 3 – цокольные уступы надпойменных террас; 4 – нерасчлененный чехол плейстоценовых морских террас; 5 – останцы позднеплиоценовой поверхности выравнивания; 6 – активные разломы (а), предполагаемые активные разломы (б) и их номера (1-Кадошский, 2-«Агойского перевала», 3-Джубгинский, 4-Южно-Михайловский), 5, 6 – сегменты Туапсинской зоны разломов); 7 – сейсмогравитационные оползни и оползнеобвалы по данным А.Б. Островского и др. [10] и анализа материалов ДЗЗ. Красные кружки – важнейшие точки наблюдения (т.н.).

46

На некоторых участках в устьевых частях оврагов отмечается интенсивный рост конусов выноса грубообломочного материала. В районе размещения существующей ГРС «Калараша» такой конус выноса растет за счет выноса грубообломочного элювиально-делювиального материала из оврага, выросшего по колеям вдольтрассового проезда. Аккумуляция материала на данном участке представляет опасность для сооружений и жилых построек. Потенциальными опасностями для газопроводов, помимо сотрясений грунта, являются и другие проявления землетрясений: мгновенные (одноактные) смещения по разломам, сейсмогенные оползни, обвалы и разжижения грунтов. Наиболее опасными из этих процессов являются смещения по разломам. Согласно СП 14.13330 (п. 4.5) [15] площадки строительства с близостью плоскостей тектонических разломов являются неблагоприятными в сейсмическом отношении и для обеспечения сейсмостойкости сооружений должны быть детально изучены. В соответствии с СТО Газпром 2-2.1-249-2008 (п. 13.10.1.3) [17] участки пересечения активных разломов газопроводами относятся к категории «особой сейсмической опасности». В этой связи была выполнена оценка опасности разломов на участках пересечения их газопроводом Скала Киселева — ТНПЗ. Проведенные работы включили синтез накопленных данных о новейшей тектонике региона, глубинном строении, сейсмичности по историческим и инструментальным данным и сейсмотектонике; дистанционные и полевые сейсмотектонические исследования. Параметры активных разломов, предварительно заверенных геофизическими методами, были сначала получены расчетным способом, а затем уточнены по результатам полевых сейсмотектонических исследований. Применение расчетных методов, с одной стороны, было связано со сжатыми сроками работ, а с другой — с региональной спецификой. Дело в том, что для детального изучения характера и режима молодых смещений по разломам наиболее предпочтительными формами рельефа являются выдержанные поверхности аккумуляции рыхлых позднеплейстоцен-голоценовых отложений (прежде всего речные террасы), маркирующие собой опорные уровни, используемые для возрастной привязки деформаций [22]. Крайне ограниченное развитие ненарушенных участков речных террас в районе связано с высокой скоростью экзогенных геологических процессов (эрозионных, склоновых и селевых) и сильной застроенностью в сочетании высокой антропогенной нагрузкой на рельеф. На склонах и даже на гребнях водоразделов молодые тектонические деформации очень быстро могут исказиться или исчезнуть вовсе в результате склоновых смещений материала или поверхностного смыва. Эти условия сильно осложняют применение тренчинга (детального изучения разломов в горных выработках и обнажениях) в данном регионе. Останцы позднеплиоценовой поверхности выравнивания, по данным А. Б. Островского и др. [10], развиты в районе весьма ограниченно, лишь на вершинах водоразделов (рис. 2), наглядно демонстрируют высокую степень преобразования рельефа в четвертичное время. В то же время резкие высотные перепады между отдельными группами позднеплиоценовых и плейстоценовых останцов свидетельствуют о проявле-


Опыт оценки активных разломов и других геологических опасностей в районе строительства трубопровода природного газа (скала киселева — тнпз)

нии значимых молодых тектонических деформаций по Южно-Михайловскому и Кадошскому разломам. Кроме них, камеральным способом были выделены разломы Джубгинский и «Агойского перевала» [8]. Расчетные данные, привлеченные для оценок амплитуды одноактной подвижки, базируются на эмпирических соотношениях между магнитудой землетрясения, протяженностью разрыва и величиной подвижки по нему [14; 19; 23 и др.]. Согласно имеющимся сейсмотектоническим [6; 7], расчетным (внерегиональный сейсмотектонический метод [12]) и палеосейсмогеологическим [13] данным, в непосредственной близости от г. Туапсе и проектируемых объектов расположена Михайловская зона ВОЗ с Мmax = 6.4—6.8. По данным ЛДФ-модели, принятой в ОСР-97 [19], непосредственно в районе размещения проектируемых объектов трассируется сейсмолинеамент с Мmах = 6.5±0.2. По данным о параметрах линеаментов, принятых при ОСР-97, амплитуда смещения при землетрясении такой магнитуды может составить 1,3 (1—1,6) м, однако в силу рисовки карты в обзорном масштабе ОСР (1:8 000 000) увязать его с конкретными геологическими структурами не представляется возможным. Приведенные осредненные данные свидетельствуют о наличии в районе г. Туапсе потенциальных очагов сильных землетрясений, которые могут сопровождаться выходом очага на поверхность, т. е. сейсмотектоническими подвижками по активным разломам в районе размещения проектируемых объектов. Величины возможных подвижек были рассчитаны с использованием эмпирических соотношений из работ [14, 19, 23 и др.]. Кинематика смещений на первом этапе была оценена по геофизическим данным. Случайные факторы (дисперсия местоположения очагов землетрясений, разброс оценок магнитуд, амплитуд смещений и сейсмического эффекта) были учтены согласно экспоненциальным кривым, отражающим среднестатистические значения таких отклонений [18]. Кроме того, для оценки возможных сейсмотектонических подвижек по разломам использованы расчетные методы с определением максимально возможной (Dmax) и осредненной (Dmaxср — 2/3 от максимальной зарегистрированной или ожидаемой подвижки) величин смещений [15]. Для оценки вероятных максимальных скоростей криповых смещений по разломам использована методика С. А. Несмеянова [7]. Расчетная амплитуда подвижки (Dmaxср) для Южно-Михайловского и Кадошского разломов принята 0,5—0,8 м; Dmax — 1,3 (1—1,6) м. Эти оценки были заверены в процессе полевых и дистанционных исследований. Ниже дается характеристика разломов пересекаемых трассой газопровода (рис. 2). Кадошский разлом (1) ограничивает с востока террасированную площадку (Кадошскую структурную ступень) и несогласно сечет осевую плоскость и юго-западное крыло Кадошской антиклинали, из чего следует, что он сформировался после основной (эоценовой) фазы складчатости. Главным критерием выделения Кадошского разлома является геоморфологический; предполагается, что плейстоценовые террасовые уровни Кадошской ступени прослеживаются и на склонах массива г. Паук — в пределах одноименного горста, где имеют другие высотные отметки, а следовательно, деформированы по разлому [8]. Скорость смещений в таком случае составит 0,2 мм/год за последние 250 тыс.

Рисунок 3.

выражение зоны кадошского разлома в коренных породах верхнемелового карбонатного флиша, абразионном уступе и на поверхности высокой морской террасы, т.н. 8

Рисунок 4.

геоэлектрические разрезы через разрывную зону кадошского разлома

Model resistivity with topography Iteration 4 Abs. error = 2.8 5.00

7.07

10.00

14.1

20.0

28.3

40.0

56.6

120.0 100.0 80.0

0.0

120.0

80.0

40.0

200.0

160.0

60.0 120.0 40.0

Профиль 2

Model resistivity with topography 100.0 Iteration 4 Abs. error = 2.4 80.0 60.0 40.0 Профиль 1 20.0 5.00

7.07

10.00

14.1

20.0

28.3 40.0 Resistivity in ohm.m

56.6

лет; кинематика разлома — сброс [8]. По методике «приведения скоростей смещений» с использованием коэффициента К50 [7], скорости смещений — 2,9— 3,8 мм/год [8]. В процессе полевых исследований разлом был выявлен в коренных породах (т. н. 8 на рис. 2). Здесь, в абразионном уступе, наблюдается узкая (до 2 м) зона смятия с кальцитовыми жилами и субвертикальными бороздами № 1 (17) 2013

47


Инженерные изыскания

Рисунок 5.

фото и зарисовка стенки расчистки № 1, пройденной в зоне кадошского разлома, т.н. 13

Цифрами на рисунке обозначены: 1 – гумусовый горизонт современного почвенного профиля; 2 – палеопочва с многочисленными обломками (дресва, щебень); 3 – грубообломочные склоновые отложения (щебень, глыбы) с незначительной примесью суглинков; 4 – светлокоричневые суглинки с дресвой; 5 – коренные темно-серые мергели с прослоем известняка. точки наблюдения (т.н.). Красные пунктирные линии – разрывы.

Рисунок 6.

48

изгиб поверхности 1-й надпойменной террасы р. агой и фото стенки расчистки № 2, пройденной в зоне кадошского разлома, т.н. 14

скольжения. В крыльях разрыва резко разворачивается слоистость коренного флиша, возможно, указывая на сбросовую кинематику смещений по разрыву (рис. 3). Разрыв прослеживается на площадку высокой морской террасы, где образует уступ высотой до 9 м. Террасовый уровень маркируется валунно-галечно-гравийными отложениями, наблюдаемыми в дорожных выемках и высыпках на обеих разновысотных площадках высокой морской террасы. В коренных породах, обнаженных во врезке под автомобильную дорогу, на всем протяжении перегиба (между т. н. 8 и 10) уверенно прослеживается зона приразломного смятия и отдельные разрывы с субвертикальными бороздами скольжения, круто падающие в юго-западном направлении. На водораздельных участках, не срезанных дорожной выемкой (между т. н. 10—14), вдоль разлома трассируется уступ крутизной 25—30° и высотой до 8 м. На центральном участке разлома, в районе т. н. 11, были выполнены комплексные геофизические исследования (сейсморазведка в модификации КМПВ и электроразведка методом электротомографии). Разрывная зона, сложенная тектонически раздробленными и трещиноватыми породами, фиксируется, по данным КМПВ, снижением скоростей продольных (Vp) и поперечных (Vs). Так, если в ненарушенных породах вмещающего массива Vp и Vs составляют, соответственно, 2800—3100 м/с и 1500—1300 м/с, то в породах разрывной зоны — Vp = 1700—1900 м/с, а Vs = 900—1100 м/с. Зона Кадошского разлома также четко отражается на геоэлектрических разрезах (рис. 4). Видно, что на обоих профилях в интервале 160—200 м выделяется субвертикальная граница, на которой достаточно резко меняются электропроводящие характеристики грунтов как в приповерхностной, так и в нижней (коренной) частях разреза. В рельефе эта граница представлена уступом, прослеженным сюда из т. н. 8 и 10. Характерно, что по выделенной границе приповерхностный слой с резко пониженным сопротивлением мощностью около 15 м обрезан, к северо-востоку от нее прослеживается лишь фрагментарно и имеет резко сокращенную мощность. Этот слой можно отождествить с рыхлыми отложениями морской террасы. Ширина зоны разлома около 70 м. Во врезе старой дороги, пересекающей уступ практически вкрест простирания на гребне водораздела, пройдена расчистка № 1 (т. н. 13, рис. 5). В расчистке вскрыты коренные отложения верхнемелового флиша, нарушенные тремя разрывами. По среднему, оперяющему сместителю амплитуда вертикального смещения в коренных породах составляет примерно 20 см. Величина смещения по западному и восточному сместителям в отдельности превышает 1,5 м. Ориентировка борозд скольжения по восточному и западному разрывам имеет незначительный наклон к линии горизонта — не более 10°; по среднему — 20—25°. Можно полагать, что кинематика смещений по всей разломной зоне — сброс с незначительной сдвиговой компонентой. На коренных породах залегает маломощная обломочная кора выветривания и склоновые отложения, мощность которых нарастает в направлении от уступа. К западу от восточного разрыва под современной почвой появляется палеопочва, засоренная многочисленными обломками. Радиоуглеродный возраст палеопочвы — 440±100 лет (лаб. № ИГАН 3907, калиброванный возраст — 426—544 года). По среднему, опе-


Опыт оценки активных разломов и других геологических опасностей в районе строительства трубопровода природного газа (скала киселева — тнпз)

ряющему разрыву палеопочва с обломками и подошва современной почвы смещены примерно на 10 см. Над западным, основным сместителем горизонт палеопочвы с обломками прослеживается без резких изменений. В опущенном крыле этого разрыва появляются грубообломочные склоновые отложения. В целом граница между грубообломочными образованиями и коренными породами имеет характер плавного перехода, без следов захороненной древней дневной поверхности; следы палеопочвы отсутствуют. Определенно, изученный разрез свидетельствует лишь о наличии разлома в коренных породах, в зоне которого меняются состав и мощности молодых отложений. Структура рыхлого чехла здесь в значительной мере предопределена склоновыми процессами, и расшифровка влияния тектонических смещений затруднительна. Однако можно предполагать, что она является и следствием медленных смещений (крипа), на что указывают смещение подошвы современной почвы примерно на 10 см и плавные изменения в составе склоновых отложений в разных крыльях разрывов. Об этом же может свидетельствовать и относительно древний радиоуглеродный возраст палеопочвы — 440±100 лет. Средний возраст современного почвенного профиля на Северо-Западном Кавказе — 200—300 лет [13]. Аккумуляция почвенного гумуса в таких условиях создается в локальных западинах со спокойными склоновыми условиями. В данном случае такая западина сформировалась на гребне водораздела и четко приурочена к опущенному крылу разлома. Далее к северо-западу приразломный уступ прослеживается в бортах долины р. Агой. Перепад высоты бровки 1-й надпойменной террасы в месте пересечения с уступом достигает 1 м и расположен примерно в 400 м от устья реки (т. н. 14, рис. 6). Для выявления возможных молодых тектонических деформаций в качестве маркирующего горизонта на исследуемом участке выступает горизонт зеленоватосерых глин, обнаженных во врезе реки и слагающих 1-ю надпойменную террасу. Горизонт хорошо выдержан по простиранию и прослежен во врезе реки на расстоянии около 200 м вверх по течению от т. н. 14. В месте трассирования уступа кровля глин довольно резко погружается под русловой аллювий. В расчистке в этом месте отмечается отчетливый флексурный изгиб кровли глин амплитудой около 30 см. Выше залегают галечно-гравийные осадки с отдельными валунами мощностью более 1 м. Отложение глин вероятнее всего связано с временным существованием в устье р. Агой лагуны во время последней трансгрессии моря, когда его уровень превысил современный на 1—2 м. В развитии черноморской послеледниковой трансгрессии выделяется максимальный, новочерноморский цикл с уровнем моря выше современного на 2 м и возрастом 5—5,5 тыс. лет. С последующей трансгрессивной фазой (нимфейской), произошедшей около 1—1,5 лет назад, связано повышение уровня моря на 0,5—1 м. Эти этапы эволюции черноморского бассейна отвечают основным общемировым трансгрессиям и затронули все побережье Черного моря [20]. Образование глин, вероятнее всего, отвечает периоду последней, нимфейской трансгрессии. При возрасте глин в 1000—1500 лет скорость вертикального изгиба составляет 1—1,8 мм/год.

Рисунок 7.

5.00 220.0

геоэлектрические разрезы через разрывную зону Южно-михайловского разлома

7.07

10.00

Восток 0.0

200.0

14.1 20.0 28.3 Resistivity in ohm.m

40.0

56.6 Запад

Model resistivity with topography Iteration 3 Abs. error = 2.2

40.0 80.0

180.0

120.0

160.0

200.0

160.0 Elev. 230.0

Профиль 42 0.0

220.0 210.0

40.0

200.0

80.0

190.0 180.0 170.0 160.0

120.0

200.0

160.0

Профиль 41

150.0 140.0

Model resistivity with topography Iteration 4 Abs. error = 3.3 Unit Electrode Spacing - 2.50 m

130.0 5.00

7.07

10.00

14.1 20.0 28.3 Resistivity in ohm.m

40.0

56.6

Материалы изучения зоны Кадошского разлома показали, что предполагаемому нарушению, выделенному по геоморфологическим, геофизическим и дистанционным данным, соответствует разлом сбросовой кинематики. Разлом проявлен в молодых формах рельефа и отложениях как склонового, так и аллювиально-морского происхождения. Однако характер деформаций точно не установлен. Можно предполагать, что они имеют характер крипа. Скорость смещений, рассчитанная по величине изгиба лагунных глин в районе устья р. Агой, составляет 1—1,8 мм/год. Разлом «Агойского перевала» (2). Выделен по смещению позднеплиоценового (N23) геоморфологического уровня с амплитудой около 20 м и имеет северсеверо-западную ориентировку [8]. В геологической структуре центральный фланг разлома осложняет юго-западное крыло Кадошской антиклинальной складки в рельефе выраженной массивом г. Паук. Разлом прослеживается в виде слабо проявленного, пологого уступа длиной около 4 км вдоль восточного склона массива г. Паук. Севернее долины р. Агой уступ не прослеживается. По данным сейсмотомографических исследований в районе уступа, на склоне водораздела с маломощным рыхлым чехлом четвертичных отложений выделен резкий скачок скорости (VP и VS) в горизонтальном направлении. Учитывая отсутствие отчетливых деформаций молодых форм рельефа в зоне разлома, по нему можно предположить лишь криповую активность. Кинематика разлома — сброс, вектор смещений близок к вертикальному. Опущено восточное крыло. Ширина зоны — 30 м. Джубгинский разлом (3). Выделен по смещению позднеплиоцен-эоплейстоценового геоморфологического уровня (N23 — Q11) с амплитудой 30 м [8]. Имеет № 1 (17) 2013

49


Инженерные изыскания

Рисунок 8.

общий вид приразломного уступа на участке между р. агой и паук. район т.н. 6

северо-западную ориентировку. Аналогично разлому «Агойского перевала» это нарушение несогласно сечет все соскладчатые геологические структуры и прослеживается в виде слабовыраженного, пологого уступа длиной около 7 км. По геофизическим данным, разлом выделяется неуверенно, в связи с чем отнесен в разряд сомнительных. Южно-Михайловский (Тамюрдеринский) разлом (4). Выделяется по данным геологического картирования в качестве дизъюнктивной границы, по которой породы карбонатного флиша (мергели, известняки и песчаники) гениохской и натухайской свит верхнего мела взброшены на терригенный флиш (аргиллиты, глины, кремнистые мергели) свиты Цице палеоценового возраста [10]. Плоскость разлома падает в северо-восточном направлении под углом 10—60°. Поднято северо-восточное крыло разлома. Породы в крыльях разлома смяты в изоклинальные складки, оси которых под разными углами (40—80°) падают на северо-восток. Морфокинематические характеристики разлома указывают на его конформность по отношению к складчатой структуре и, возможно, на синхронность их образования (в эоцене). Амплитуда вертикального смещения по разлому в коренных породах достигает 900 метров [10]. По данным С. А. Несмеянова [6], разлом выделен в качестве активного на неотектоническом этапе под названием Тамюрдеринского и смещает позднеплиоценовый геоморфологический уровень с амплитудой 50 м (скорость смещения — 0,03 мм/год). С зоной разлома пространственно и, похоже, генетически связаны крупные сейсмогенные оползни [9, 10]. По своим размерам они в десятки раз превышают современные активные оползневые формы (см. рис. 2). Оползни обладают ярко выраженными циркообразными стенками отрыва высотой до 180 м, с крутизной поверхностей 45—70°. Зоны отрыва в большинстве случаев перекидываются через водоразделы. Оползневые тела имеют ступенчатое, цельноблочное, либо бесструктурное строение и часто отстоят от стенок отрыва на значительном расстоянии 50

(до 50—80 м), что указывает на их аномально далекое перемещение в горизонтальном направлении, под мощным динамическим воздействием. По данным электроразведки методом электротомографии (рис. 7) выделяется ярко выраженная зона низких сопротивлений, которую, учитывая данные о геологическом строении, можно уверенно связывать с тектоническим контактом (разломом) между терригенными отложениями палеоцена (свита Цице, юго-западное крыло разлома) и верхнемеловым карбонатным флишем (северо-восточное крыло). Зона пониженных сопротивлений падает под склон, т. е. в северо-восточном направлении, и прослеживается в самых верхних (молодых) элементах разреза. Разлом прослеживается в рельефе в виде крутого уступа, отсекающего низкогорную гряду, в исследуемом районе венчаемую г. Прожекторная (379 м), от пологого межгорного понижения. В междуречье рек Паук — Агой межгорное понижение имеет ширину от 100 до 500 м. На северо-западном фланге разлом принимает субмеридиональное простирание и является восточным ограничением новейшего грабена в районе с. Агуй-Шапсуг (Куйбышевка). В пределах грабена высота 2-й надпойменной террасы р. Агой уменьшается с 16—20 м (в приустьевой части) до 14—17 м, а мощность аллювиальных отложений по данным геологического картирования [10] достигает 80 м. На юго-восточном фланге (в бассейне р. Туапсе), в опущенном крыле Южно-Михайловского разлома располагается денудационно-тектоническая ступень, выработанная, повидимому, в плиоцене на породах, различных по своей устойчивости к денудации. Уступ в зоне Южно-Михайловского разлома прослежен в различных, с геоморфологической точки зрения, ситуациях (рис. 8). Он прослеживается как на границе низкогорной гряды и пологого межгорного понижения, так и в долинах различных водотоков. В днище долины р. Туапсе, на пересечении с разломом, наблюдается воздымание надпойменных террас; выше по течению исчезают аккумулятивные формы, а в бортах долины


Опыт оценки активных разломов и других геологических опасностей в районе строительства трубопровода природного газа (скала киселева — тнпз)

Рисунок 9.

георадарный профиль после обработки фильтрами и учета вертикальной компоненты z (вверху) и интерпретированный профиль с выделенными границами георадарных комплексов (внизу)

Цифрами на рисунке обозначены: 1-4 –георадарные комплексы (границы между комплексами обозначены сплошной красной линией): 1 – приповерхностный слой, насыщенный обломочным аллювиальным материалом; 2 – подпочвенный горизонт, сложенный относительно однородным пролювиальным материалом, без ярко выраженной трещиноватости; 3 – прослой переувлаженного проллювия; 4 – коренные породы. 5 – разрывное нарушение (сплошной красной линией обозначен наиболее четко видимый участок разрыва, красным пунктиром показано его вероятное продолжение в коренных породах). Черными вертикальными линиями на профиле обозначены метки для привязки и состыковки геофизических и геологических данных (зеленые цифры обозначают номера пикетов через 5 м). В средней части рисунка отображено положение расчистки № 3 относительно георадарного профиля.

появляются уступы цокольных террас. Высота уступа на поверхности 1—2-й надпойменной террасы достигает 2 м.

В т. н. 6, на поверхности высокой пойменной террасы ручья (щель Мостовая), наблюдается перегиб (уступ) высотой до 1,8 м. В 6 м к северо-востоку (т. е. вверх по № 1 (17) 2013

51


Инженерные изыскания

Рисунок 10.

фото расчистки № 3, пройденной в зоне Южно-михайловского разлома

Цифрами на рисунке обозначены номера основных слоев разреза (описание в тексте). Белые линии – границы слоев. Вертикальные красные пунктирные линии с зелеными цифрами - номера пикетов георадарного профиля на рис. 9.

течению от уступа) в русле и бортах ручья обнажаются коренные породы (верхнемеловой флиш). Ниже по течению, в русле и бортах руслового вреза, высота которого в 30 м от уступа сходит на нет, залегает исключительно грубообломочный пролювиальный материал. Вкрест простирания уступа, на поверхности высокой пойменной террасы ручья, пройден георадарный профиль. На полученной радарограмме (рис. 9) по смене волновой картины, а также по наличию контрастных протяженных границ можно выделить соответствующие слои. Кроме того, здесь можно предположить зону разрыва, выражающуюся в общей волновой картине в виде контрастной узкой линии, вдоль которой происходит слабое смещение осей синфазности. Положение этой зоны на радарограмме четко соотносится с положением приразломного уступа. Рассматриваемая зона не продолжается в кровлю второго слоя и тем более не выходит в приповерхностный горизонт. Верхние два слоя по волновой картине практически соответствуют друг другу и сложены достаточно однородными по размеру обломками пролювиальных отложений. Ниже располагается слой № 3, в котором волновая картина в целом маловыразительна и отвечает фоновому шуму для данного профиля. Размытая картинка связана с наличием в данном интервале повышенной обводненности, так как он находится ниже уровня ручья. Подошва рассматриваемого слоя плохо вычленяется и достаточно неоднозначна по своей трактовке. По-видимому, она являет собой трещиноватую кровлю коренных пород. В таком случае в районе уступа происходит резкое погружение кровли коренных пород на 1,5—2 м. В этом же месте, во врезе ручья, была пройдена расчистка № 3 и серия шурфов (рис. 10). Расчисткой вскрыт разрез грубообломочных отложений, слагающих высокую пойменную террасу ручья. Осадки отличаются 52

в целом грубой окатанностью и плохой сортировкой. По относительному содержанию указанных фракций выделяется четыре основных элемента разреза. Наиболее молодыми являются рыхлые, грубоокатанные, плохосортированные, грубообломочные осадки, выполняющие свежий эрозионный врез, вскрытый на 2—6 м расчистки (1). Эти отложения срезают более древние отложения в месте пересечения с наиболее крутой частью уступа. Среди них можно выделить два основных слоя, маркирующих собой различные этапы осадконакопления. Для верхнего из них (2) характерна закономерно выдержанная, наклонная в направлении течения, ориентировка окатанных обломков и косая слоистость, выраженная чередованием наклонных линз, различных по гранулометрическому составу. Для нижнего слоя (3) характерна параллельная слоистость и отсутствие четко выраженной седиментационной закономерности в ориентировке обломков. Этот элемент разреза имеет единую, частично размытую кровлю. У кровли нижнего слоя разреза наблюдается погребенная и также частично размытая линза гумусового горизонта палеопочвы. В качестве тектонического разрыва, выявленного на георадарном профиле, в разрезе расчистки выделяется наклонная в северо-восточном направлении зона смещения слоев и переориентировки обломков шириной около 30 см. По разрыву смещены все слои нижнего элемента разреза (3), включая его кровлю, на рассматриваемом участке расчистки представленной горизонтом палеопочвы. Амплитуда вертикального смещения составляет примерно 25 см. В верхнем слое разрыв почти не прослеживается. Радиоуглеродное датирование погребенной палеопочвы дало несколько неожиданный результат — 110±50 лет с современной активностью изотопа С14 — 98,62 % ± 1,92 %


Опыт оценки активных разломов и других геологических опасностей в районе строительства трубопровода природного газа (скала киселева — тнпз)

Таблица.

параметры активных разломов в местах пересечения с газопроводом скала киселева — тнпз

Активные разломы

Кинематика

Режим смещений

Прогнозная амплитуда одноактной подвижки по расчетным данным, Dmax / Dmaxср (верт. — в вертикальной плоскости, гор. — в горизонтальной)

Расчетные вероятные суммарные смещения за 50 лет А50 (мм) / скорость смещений (мм/год)

Ширина разломной зоны (м)

кадошский (1)

сброс

импульснокриповый

1,3 м / 0,8 м гор. сжатие — незначительна

144—192 / 2,9—3,8

70

агойский перевал (2)

сброс

криповый

18 / 0,4

30

джубгинский (3)

сброс

криповый

34 / 0,7

Южно-михайловский (тамюрдеринский) (4)

взброс

импульснокриповый

1,3 м / 0,8 м векторы верт. и гор. (гор. сжатие) смещений примерно равны

48 / 1,0

55

(лаб. № ИГАН 3908, калиброванный возраст — 56—142 года). Такой молодой возраст указывает на высокую активность селевых процессов в щели Мостовой; а точнее — на минимум, двукратное отложение селевых осадков в долине ручья за последние 110±50 лет (56—142 года). При этом разрыв, выявленный как на георадарном профиле, так и в расчистке, был омоложен в этом же интервале времени, а скорее всего — в первой его половине. Характер смещения можно определить как резкий, т. е. сейсмотектонический, на что указывает выраженность разрыва лишь в самом древнем комплексе рыхлых отложений. В случае криповой активности деформации прослеживались бы во всех слоях разреза. По данным регионального каталога ГС РАН, ощутимые землетрясения в районе г. Туапсе имели место в конце 30-х годов. Это были 5—6-балльное землетрясение 1936.07.21 (М=4.4) и 7-балльный толчок 1936.12.14 (М=4.3), ощущавшиеся в Туапсе и получившие название Туапсинского роя. Основные толчки Туапсинского роя предварялись толчком 1935.10.18 (Туапсе — 3—4 балла, Макопсе — 5 баллов) и более слабыми событиями. Землетрясение, произошедшее 21 июня 1936 г., вызвало образование трещин во многих зданиях; в зданиях горсовета и горкома партии произошло расхождение стен в углах [2]. 14 декабря того же года в Туапсе ощущались весьма сильные толчки и колебания. В результате землетрясения во многих домах были разрушены печи и трубы, в здании клуба моряков образовались большие трещины, а в госпитале были разрушены стены [2]. За этим событием последовали слабые толчки с интенсивностью сотрясений в Туапсе не более 3 баллов. Более точных данных о положении эпицентров нет. Из особенностей Туапсинского роя можно отметить его локальный характер. Сведения о сильных (6—7 баллов) сотрясениях есть только из Туапсе. Это говорит о мелкофокусном положении очага с глубиной в первые километры. Неглубокое положение очага характерно для многих землетрясений Западного Кавказа: Краснополянских 1955—1956 гг. (М=4,0—4,4, h=3—6 км),

Чхалтинского 1963 г. (М=6,4, h=5—10 км) и других [2]. Два сильных толчка Туапсинского роя укладываются в наиболее вероятную часть интервала, определенного радиоуглеродным методом. В таком случае очаг Туапсинского роя был связан с зоной Южно-Михайловского разлома, где обнаружен молодой разрыв сейсмотектонического характера. В случае неглубокого положения, очаг мог достигнуть поверхности в виде слабовыраженных разрывов небольшой длины, быстро уничтоженных экзогенными процессами. По-видимому, следы именно такого разрыва обнаружены в расчистке № 3. Туапсинская система разломов (5). Имеет сложное строение и в качестве разлома выделяется преимущественно по геофизическим и косвенным геологическим данным. Разлом имеет поперечную (северо-восточную) ориентировку — 45—50°. В соскладчатой структуре зона разлома выражена повышенной трещиноватостью пород, присдвиговыми правосторонними флексурами с вертикальными смыкающими крыльями и ундуляциями шарниров общекавказских структурно-формационных зон [10]. Ширина зоны Туапсинского разлома на южном склоне Северо-Западного Кавказа — до 2,5—3 км. В районе г. Туапсе разломная зона представлена сериями (длиной до 4—5 км) непротяженных разрывов с амплитудой правосдвигового смещения в первые десятки сантиметров с зеркалами смещения сдвигового типа (горизонтальная штриховка). Собранные материалы позволили отнести Кадошский и Южно-Михайловский разломы к структурам с импульсно-криповым режимом смещений. Разлом «Агойского перевала» отнесен к структурам с криповым режимом смещений. Джубгинский разлом выделяется условно. Учитывая неопределенность с величиной молодых смещений, выделением магистральной разрыва и низкую вероятность образования сейсмотектонического разрыва в Туапсинской разломной зоне (5), ее можно не учитывать при проектировании газопроводной системы. Величина задокументированной импульсной подвижки — 25 см, что существенно ниже расчетной величины (таблица). Судя по имеющимся данным, подвижка была № 1 (17) 2013

53


Инженерные изыскания связана с Туапсинским роем 1936 г., сила которого (М=4,3—4,4) была далека от максимально возможной для этого района. В то же время сейсмоактивность Южно-Михайловского разлома позволяет считать, что он может породить и более сильные землетрясения. В этом смысле предпринятые расчеты сейсмотектонических подвижек (таблица) представляются оправданными. Кроме того, материалы полевых исследований позволили выявить молодые тектонические деформации и в зоне Кадошского разлома. Наличие таковых ранее предполагалось на основе сложных геоморфологических построений [8]. Расчетные оценки величин смещений для этого нарушения также представляются правдоподобными. В целом применение расчетных методов показало себя оправданным. С одной стороны, это было связано со сжатыми сроками работ, а с другой — с региональной спецификой. Охарактеризованные выше региональные геолого-геоморфологические особенности Черноморского побережья Кавказа сильно ограничивают возможности применения весьма мощного инструмента оценки сейсмической опасности — палеосейсмогеологического метода. В ряде случаев установление силы и возраста древних сильных землетрясений в этом регионе становится невозможным из-за быстрого уничтожения их следов. Остаются лишь косвенные признаки, привлечение которых не дает четких ответов при проектировании ответственных инженерных сооружений. Применение расчетных методов представляет собой некий выход из этой ситуации. Результаты таких расчетов адекватно отражают уровень опасности только после проведения полевой заверки сделанных оценок. Результаты расчетов возможных одноактных сейсмотектонических подвижек, суммарных разрывных (за время эксплуатации сооружения — 50 лет) криповых смещений по разломам и другие параметры представлены в таблице.

Список использованных источников и литературы 1. Александров А. Б., Александров С. А., Мартынюк В. Ф. и др. Анализ аварий и несчастных случаев на трубопроводном транспорте России. Под ред. Б. Е. Прусенко, В. Ф. Мартынюка. ООО «Анализ опасностей». — 2003. — 351 с. 2. Ананьин И.В. Сейсмичность Северного Кавказа. — М.: Наука, 1977. — 149 с. 3. Атлас природных и техногенных опасностей и рисков чрезвычайных ситуаций Южного федерального округа. — М.: Изд-во «Дизайн. Информация. Картография», 2007. — 386 с. 4. Власова Л. В., Ракитина Г. С., Долгов С. И. Влияние природных факторов на устойчивость функционирования Единой системы газоснабжения России. — М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2009. — 184 с. 5. Миронюк С. Г. Опыт сейсмического микрорайонирования морского и сухопутных участков трассы газопровода Джубга — Лазаревское — Сочи // ГеоИнжиниринг. — 2011, № 3. — С. 66—73. 6. Несмеянов С. А. Неоструктурное районирование Северо-Западного Кавказа. — М.: Недра, 1992. — 254 с. 7. Несмеянов С. А. Инженерная геотектоника. — М.: 54

Наука, 2004. — 780 с. 8. Несмеянов С. А., Воейкова О. А., Мурый А. А. Строительство газопровода Джубга — Лазаревское — Сочи (морской вариант). Приложение В, Инженерные изыскания. Сейсмическое микрорайонирование. Выявление и картирование активных тектонических разломов. — М.: ООО «ПитерГазИнжиниринг», 2008. — 77 с. 9. Островский А. Б. Палеосейсмотектонические дислокации на Черноморском побережье Северо-Западного Кавказа в связи с оценкой современной сейсмической опасности этой территории. // Комплексные исследования Черноморской впадины. — М.: Наука, 1970. — С. 46—58. 10. Островский А. Б., Посаднев Ю. П., Коробкина Н. С. и др. Геологическая карта Кавказа масштаба 1:50 000. Листы L-37-139-А, В. Отчет Лазаревской ГГП. — СК РГФ, 1976. 11. Сафронов И. Н. Геоморфология Северного Кавказа. — Ростов-на-Дону: Изд-во РГУ, 1969. — 189 с. 12. Рейснер Г. И., Иогансон Л. И. Сейсмический потенциал Западной России, других стран СНГ и Балтии. // Сейсмичность и сейсмическое районирование Северной Евразии. — М.: ИФЗ РАН, 1993. Вып. 1. — С. 186—195. 13. Рогожин Е. А., Овсюченко А. Н. Сейсмическая и геологическая активность тектонических нарушений Северо-Западного Кавказа // Физика Земли. — 2005, № 6. — С. 29—42. 14. Стром А. Л., Никонов А. А. Соотношение между параметрами сейсмогенных разрывов и магнитудой землетрясений // Физика Земли. — 1997, № 12. — С. 55—67. 15. Стром А. Л., Иващенко А. И., Кожурин А. И. Оценка расчетных значений сейсмогенных подвижек по разрывам, пересекающим трассы трубопроводов, и вероятности их превышения // Вопросы инженерной сейсмологии. — 2008. — Т. 35. — № 2. — С. 14—19. 16. СП 14.13330. Строительство в сейсмических районах. Актуализированная редакция СНиП II-7-81*. — М., 2011. — 73 с. 17. СТО Газпром 2-2.1-249-2008. Магистральные газопроводы / ОАО «ГАЗПРОМ». — М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008. — 199 с. 18. Уломов В. И. Сейсмогеодинамика и сейсмическое районирование Северной Евразии // Вестник ОГГГГН РАН. — 1999, № 1 (7). http://www.scgis.ru/russian/ cp1251/h_dgggms/1-99/ulomov.htm#begin 19. Уломов В. И., Шумилина Л. С. Комплект карт общего сейсмического районирования территории Российской Федерации — ОСР-97. Масштаб 1:8 000 000: Объяснительная записка. — М.: ОИФЗ РАН, 1999. — 57 с. 20. Федоров П. В. Отражение климатических событий плейстоцена в геологической истории Черного моря // Стратиграфия. Геологическая корреляция. — 2000. — Т. 8. — № 5. — С. 74—81. 21. Шуляков Д. Ю. Анализ распространения и развития оползней на территории Северо-Западного и Западного Кавказа (в пределах Краснодарского края): дис. … канд. геогр. наук / Д. Ю. Шуляков. — Краснодар, 2010. — 22 с. 22. McCalpin J.P. (Ed.). Paleoseismology. Academic Press, New York. 1996. 588 p. 23. Wells D.L., Coppersmith K.J. New empirical relationships among magnitude, rupture length rupture width, rupture area, and surface displacement. // Bull. Seis. Soc. Am.,


№ 1 (17) 2013

55


Инженерные изыскания

КорпоратиВная геоинформационная система для нужд инженерной геологии с татья посвящ аетс я использованию г еоинформационных сис тем д ля ну ж д ин ж енерной г еолог ии. д а нн а я ра б ота бы л а пр ове д ен а в о о о « ин ж пр оек тс т р ой », спец и а лизир у ющ емс я в о б л ас т и ин ж енер ны х изыс к а ний и пр оек т ир о в а нии автомобильных дорог. специфик а деяте льнос ти пре дприятия связана с изу чением ск лоновых процессов, поэтому специа лис ты при работе на д об ъек том неоднократно просматривают ранее выпу щенные отчеты о нем и сопря ж енных с ним у час тк а х. це лью д анной работы с та ло с тру к т у рирование имеющейс я информации, у меньшение времени на поиск архивной информации и прос транс твенна я привязк а архивов. в ра б от е расс м ат р ив а ютс я п у т и р ешени я глоб а ль ной пр об лемы использова ния а рхивных д а нных, экономия времени пользова ния а рхивами и просмотр архивных отче тов несколькими пользовате лями од новр еменно. соз д а нн а я г ис позв оли л а ис польз ов ат ь а рх ивы, не покид а я рабочего мес та, а так ж е экономить время на поиске отче тов у архивариус а. к лючевые с лова: г еоинф орм а ционн а я сис т ем а ( г ис ), m a pinfo profe ssion a l, m a pinfo prov ie w er, б а зы д а нных, сис т емы у п ра в л ен и я б а з д а н н ы х, г ео л и н к.

Баборыкин м. Ю. р у ко в о д и т е л ь г р у п п ы м о н и то р и н га и г ео и н ф о р м а ц и о н н ы х с и с т ем о о о « г ео п р о ек тс т р о й » м e-m a il: B a B o ry kin.m y@in j g eo.ru

о

дной из важных проблем при инженерно-геологическом изучении региона, линейного объекта или площадки является их изученность и известная инженерно-геологическая история. Использование архивных отчетов специалистами, работающими над объектом, сопряжено с трудностями поиска необходимой информации, что приводит к катастрофической потере драгоценного времени. Решением данной проблемы стало использование геоинформационных систем. Это позволило распределить информацию по тематике, благодаря чему пропала необходимость искать ее в большом количестве папок и приложений. При создании геоинформационной системы пришлось столкнуться с рядом проблем, изучить все положительные и отрицательные стороны данной системы. Отрицательной стороной при опыте разработки ГИС явились колоссальные трудозатраты по разделению архивов на тематические ссылки и таблицы. Возникла необходимость

56

выделять дополнительное место на защищенном сервере, прорабатывать коммуникацию пользователя и сервера. Вместе с этим выявлены и положительные качества проекта, которые значительно облегчили работу с данными архива. К тому же следует отметить, что компоновка данных более дружественна к пользователю.

Выбор программы и компоновка баз данных Первоначальной задачей работы стал выбор программного продукта. После анализа всех популярных ГИС на рынке был выбран программный продукт MapInfo Professional. Он соответствует нужным критериям и доступен в отношении цены. Архитектура баз данных выстроена так, чтобы максимально упростить ссылки


Корпоративная геоинформационная система для нужд инженерной геологии

запросов и добиться быстрого обращения к нужной информации. Использование MapInfo Professional непосредственно одним специалистом, редактирующим таблицы и добавляющим информацию в базы данных, сократило количество необходимых лицензий (для пользователей геоинформационной системы установлены бесплатные просмотрщики MapInfo Proviewer). Благодаря этому удалось ликвидировать проблему человеческого фактора, а именно предотвратить случаи неосторожного изменения информации: графической и табличной. Также подобный подход позволил более качественно защитить информацию, так как данными ГИС могут пользоваться только лица, имеющие необходимый доступ. Кроме этого, удалось структурировать данные по тематике (при обращении к элементу в ГИС пользователь получает геолинк только с информацией по данному элементу) и уменьшить временные затраты на поиск информации при просматривании бумажных и цифровых отчетов. Разделение создания ГИС на блоки позволило упростить работу компоновки данных. Первый блок содержит географические данные: - границы края; - границы районов; - населенные пункты; - автомобильные и железные дороги; - гидрографическую сеть и т. д. Во втором блоке располагается тематическая информация для геологов: - имеющиеся опасные геологические процессы, нанесенные по фондовым материалам; - грунты и их возраст; - расположение ранее исследованных данной организацией участков с полной инженерно-геологической информацией и т. д.

Рисунок 1.

Corporate geo information system in engineering geology Baborykin M.Y. GIS and monitoring team head of «OOO Geoproekstroy» e-mail: Baborykin.my@injgeo.ru

The article is dedicated to using geo corporate sys­ tems for engineering geology. The work was carried out in limited liability company «INGPROEKTSTROI» specializing in engineering survey and designing motor roads. The company specifics is investigating slope processes, therefore, the specialists working on the projects repeatedly review earlier reports on the site being examined and sites relevant thereof. The objective of the job is structuring of the information available, redu­ cing time to search archive information and spatial archive referencing. Solutions of using global archive data, archive usage time saving and simultaneous reviewing archive reports by several users are investigated.GIS gene­ rated allowed using archives on work place as well as saving time to search archivist reports. Keywords: Geo information system (GIS); MapInfo Professional; MapInfo Proviewer; data base; data base management systems; geolink .

границы районов

№ 1 (17) 2013

57


Инженерные изыскания

Рисунок 2.

геоинформация по краснодарскому краю

Рисунок 3.

символ, обозначающий местоположение объекта с кодом объекта по предприятию

Третий блок — тематическая информация для проектировщиков: - точное расположение сооружений на участках, ранее исследованных данной организацией; - технические решения по этим объектам и т. д. При компоновке баз данных была разработана удобная архитектура. Во избежание дублирования информации производилось разделение данных по тематике и построение взаимосвязей одна ко многим. При огромном 58

количестве данных и повторении исходных кодов, каждой тематической таблице были присвоены уникальные идентификаторы. Для упрощения работы баз данных созданы ссылочные поля с защищенной информацией, то есть просмотр ссылки возможен только при наличии соответствующего доступа. Благодаря этому система получила еще одно положительное свойство: в случае отказа системы безопасности и копирования данных «Корпоративная ГИС» полностью рассыпается,


Корпоративная геоинформационная система для нужд инженерной геологии

Рисунок 4.

символ с геолинком, открывающий рельеф местности объекта в местной или метрической системе координат

Рисунок 5.

геолинки точек наблюдений

и воспользоваться ею — даже с соответствующими знаниями — становится крайне сложно.

Краткая структура гис Во избежание хаоса создано общее поле с границами района для упрощения поиска первоначальной информации (рис. 1). Благодаря разделению Краснодарского края по

районам с вынесенными флажками с уникальными идентификаторами удалось избежать торможения системы и зависания компьютера. В программе заложены правила отображения слоев в четко прописанных границах. Поле настроено так, что при увеличении масштаба данная экспозиция отключается и включаются данные по первому блоку (рис. 2). Расположенные выноски на общую модель края имеют коды объектов по предприятию (рис. 3) и геолинки с гео№ 1 (17) 2013

59


Инженерные изыскания

Рисунок 6.

геолинк объекта с геоинформацией и прикрепленными базами данных по каждому элементу (условные обозначения)

Условные обозначения Геологические процессы и явления: Донная эрозия постоянных водотоков Донная эрозия временных водотоков Акивная боковая речная эрозия Овражно-балочная эрозия Оползневая стенка срыва Границы оползневых участа б ков, находящихся на стадии: а) активизации; б) относительной стабилизации Направление движения активного оползневого участка Колловиальный снос Участки склона с интенсивным подтоплением подземПВ ными водами — ПВ Тектонические нарушения: зона тектонического нарушения

Оползневые тела: Оползни 1-го порядка Оползни 2-го порядка Оползни 3-го порядка

информацией и графическими ссылками (рис. 4—6). Взаимосвязи и баз данных, и геолинки открываются только в стандартных программах, идущих с операционной системой как обязательные приложения, благодаря чему удалось избежать использования многих пакетов программ, не всегда установленных у пользователя. Разработанная упрощенная структура ГИС и архитектура баз данных позволяет использовать только одну или несколько лицензий, необходимых для создания самого ГИС. Использование просмотрщика дает возможность полностью использовать ресурсы созданной корпоративной ГИС, ликвидируя необходимость применять громоздкие программные продукты и сложнопрограммируемые системы управления базами данных. Максимально простые взаимосвязи между ключами делают работу с ГИС интуитивно понятной пользователю, незнакомому с подобной системой.

Заключение Геоинформационные технологии продолжают развиваться, но уже сейчас можно использовать все положительные стороны различных программных продуктов. Разработанная корпоративная геоинформационная система стала звеном, которое облегчило работу специалиста с архивными данными. Обращение к информации стало неограниченным при минимальном использовании ресурсов сервера и оперативной памяти компьютера пользователя. Система позволяет вносить новые данные во время сеанса работы с ГИС другого пользователя. Удалось упростить архитектуру баз данных, благодаря чему нет перегрузок самих баз данных. 60

Скв 198 63.54 3 3

Прочие обозначения: Инженерно-геологическая скважина. Вверху ее номер, снизу абсолютная отметка устья скважин Линии инженерно-геологического разрыва

список использованных источников и литературы 1. Ревзон Л. А. Космическая фотосъемка в транспортном строительстве. — М.: Транспорт, 1993. 2. Майкл Н. Демерс. Географические информационные системы. Основы.: Пер. с англ. — М.: Дата+, 1999. 3. Раклов В. П. Картография и ГИС: Учебное пособие для вузов. — М.: Академический проект; Киров: Константа, 2011. 4. Пендин В. В. Комплексный количественный анализ информации в инженерной геологии: учебное пособие. — М.: КДУ, 2009. 5. Трофимов В. Т. Инженерно-геологические карты: учебное пособие. — М.: КДУ, 2008. 6. Симонов Ю. Г. Инженерная геоморфология: учебное пособие. — М.: Изд-во МГУ, 1993. 7. Советов Б. Я. Базы данных: теория и практика: учебник для бакалавров. — М.: Издательство Юрайт, 2012. 8. Гурвиц Г. А. Microsoft Access 2010. Разработка приложений на реальном примере. — СПб.: БХВ-Петербург, 2010. 9. Овчинников В. А. Программирование для MapInfo на примерах. — М., 2011. 10. Статья: ГЕОМАТИКА № 4 (9), 2010 г. Информационно-аналитическое обеспечение ситуационных центров. Новые подходы к организации эффективного регионального управления. Кирилин А. Н., Бакланов А. И., Ахметов Р. Н., Федоров В. М., Стратилов Н. Р., Новиков М. В. 11. Статья: ГЕОМАТИКА № 2 (11), 2011 г. Опыт разработки и эксплуатации геопортала Роскосмоса. Чуркин А. Л.


«Квалифицированная первичная переработка нефтяных и природных углеводородных газов» Авторы: Берлин М.А; Гореченков В.Г; Капралов В.П. В книге освещены теоретические основы процессов переработки нефтяных и природных углеводородных газов; основные технологические процессы переработки; их технологические схемы, оборудование и аппаратурное оформление; расчеты процессов, оборудования и аппаратов; сырьевая база газопереработки; направления развития. Книга предназначена для инженеров-эксплуатационников и проектировщиков ГПЗ, может быть полезна студентам старших курсов химических и нефтяных вузов при курсовом и дипломном проектировании. Стоимость книги 1200 рублей плюс почтовые расходы. Книга будет направлена наложным платежом. Запросы направлять на имя Берлина Марка Абрамовича или Капралова Вячеслава Петровича по адресу: 350038 г. Краснодар, ул. Головатого,585 ЗАО «НИПИ «ИнжГео» Тел.: + 7(861) 279-23-40 E-mail: berlin.ma@injgeo.ru, VPKapralov@nipigas.ru

№ 1 (17) 2013

61


Разработка и обустройство месторождений

АНАЛИЗ ОБЩИХ ПОДХОДОВ К ПРО­ БЛЕМЕ РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЯ ДЛЯ НЕФ­ ТЕДОБЫЧИ С УЧЕТОМ КОМПЛЕКСА ФАК­ ТОРОВ с татья посВящена ана лизУ некоторых оБщих под ходоВ к проБ леме ресУрсосБережения. пок а зано, что за д ача ВыраБотки ресУрсоэффектиВной с тратеГ ии нефте доБычи сос тоит В формироВании сис темноГо под ход а к соВок У пно с т и фа к тор оВ. рассмот рены аспек т ы рес У р сно - инноВ ационной с т рат еГ ии ра зВи т ия топ лиВно -энерГ е т ическоГ о комп лекс а и Выде лены ак т Уа льные за д ачи. к л ю ч еВ ы е с л о В а: р ес У р со с Б ер е ж ен и е, н ефт е до Б ыч а, з ат р Уд н ен н ы е Ус л о В и я н ефт е до Б ыч и, т р Уд н о и з В л ек а ем ы е з ап ас ы, п о п У т н ы й н ефт я н о й Га з.

Антониади Д. Г.

Арутюнян А. С.

д. т. н., п р о ф ессо р, а к а д ем и к ра ен,

к. т. н., до ц ен т, ф Г Б оУ В п о « к У Б а н с к и й

ф Г Б оУ В п о « к У Б а н с к и й Г о с Уд а р с т В ен н ы й

Г о с Уд а р с т В ен н ы й т е х н о л о Г ич ес к и й У н и В ер с и т е т»

т е х н о л о Г ич ес к и й У н и В ер с и т е т»

e-m a il:m er eni ya@m a il.ru

e-m a il: a n to ni a di@ku bs t u.ru

Савенок О. В. к. т. н., до ц ен т, ф Г Б оУ В п о « к У Б а н с к и й Г о с Уд а р с т В ен н ы й т е х н о л о Г ич ес к и й У н и В ер с и т е т» e-m a il: o lg a s av en o k@m a il.ru

Д

ля трудноизвлекаемых нефтей ресурсосбережение имеет особое, а в ряде случаев решающее значение, поскольку добыча в этих случаях происходит при низких рентабельностях. В общем смысле все перспективные аппаратурные решения, методы и технологии так или иначе способствуют минимизации ресурсов — природных, материальных, энергетических, финансовых и др. С другой стороны, ресурсосбережение как самостоятельное направление в деятельности компаний пока еще не имеет масштаба системной отраслевой задачи и носит преимущественно второстепенный характер по отношению к вопросам производственного плана — уровню добыче, срокам и пр. Задача выработки ресурсоэффективной стратегией нефтедобычи состоит в формировании системного подхода к совокупности факторов: - разработка базовых научно-технических представлений о принципах, методах и технологиях рационального использования ресурсов (природных,

62

материальных, трудовых и др.) применительно к конкретному месторождению; - составление долговременной и оперативных программ ресурсосбережения с учетом широкого перечня компонентов ресурсосбережения — эксплуатационных, региональных, экологических и др.; - создание системы мониторинга реализации программы по предыдущему пункту и обновления позиций программы, по которым появляются возможности применения новых научно-технических решений. В предложенной постановке проблема ресурсосбережения для нефтедобычи с осложненными условиями эксплуатации пока еще не имеет системного решения. В то же время на сегодняшний день выработаны некоторые общие подходы к задаче ресурсосбережения в нефтяной и газовой промышленности [1], а также различного рода решения [2—12]. В [1] рассмотрены аспекты ресурсно-инновационной стратегии развития ТЭК. Выделены актуальные задачи:


Анализ общих подходов к проблеме ресурсосбережения для нефтедобычи с учетом комплекса факторов

- ликвидация непроизводительных потерь углеводородного (УВ) сырья на всех стадиях технологической цепочки ТЭК, повышение устойчивости снабжения ими внутреннего и внешнего рынков; - технологическое перевооружение энергетики страны на новые прогрессивные инновационные технологии; - формирование высокотехнологичных производств в нефтегазовом комплексе, в том числе газохимических комплексов для эффективного использования попутного нефтяного газа в среднесрочной перспективе. При добыче нефти наиболее существенны следующие виды потерь: - потери флюида в нефтеносном пласте вследствие несовершенства технологий бурения и строительства скважин; - защемление УВ в пласте вследствие использования несовершенных технологий повышения нефтеотдачи; - разливы нефти, утечки, включая создающие аварийные ситуации на промыслах вследствие конструкционных дефектов и неудовлетворительного состояния нефтепромыслового оборудования. Существует много других вариантов ресурсосбережения. Например, важное значение имеет трубопроводная система нефтесбора. Несмотря на достаточно высокую степень ее защищенности, необходимо дальнейшее совершенствование технологии антикоррозионной защиты трубопроводов с целью увеличения срока их эксплуатации и снижения затрат на нанесение покрытий. Значительная экономия энерго- и ресурсозатрат обеспечивается за счет роста межремонтного периода скважин. Высокозатратным процессом является строительство скважин. Здесь перспективны новые технологии и оборудование — горизонтальное бурение, бурение с выходом на поверхность, бурение многозабойных скважин, зарезка боковых стволов и т. д. Для сокращения сроков строительства скважин необходимо серьезное перевооружение этой сферы, с тем чтобы приблизиться к показателям передовых компаний мира. Особо выделяются потери, связанные со сжиганием попутного нефтяного газа в объеме 40—60 млрд м3 в год. В настоящее время проблема утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) значительно обострилась, что связано со следующими обстоятельствами [2]: - увеличение объемов добычи и сжигания ПНГ; - возрастание роли и значения ресурсов ПНГ в балансе добычи и потребления природного газа в стране в целом (по данным Департамента государственной пошлины в области геологии, ресурсный потенциал ПНГ в РФ составляет 2,3 трлн м3, из них на суше сосредоточено 2,2 трлн м3; на шельфе — 100 млрд м3); - более активный выход на рынок природного газа производителей ПНГ — нефтяных компаний; - перенос акцента в решении проблемы утилизации ПНГ на реализацию нефтяными компаниями новых инвестиционных проектов. Сжигание попутного газа на факельных установках приводит к значительным потерям ценного химического сырья (этана, пропана, бутана и так далее). Кроме того, сжигание ПНГ приводит к значительным вы-

ANALYSIS GENERAL APPROACH TO PROBLEM RESOURCES SAVING FOR OIL PRODUCING WITH ACCOUNT OF THE COMPLEX FACTORS Antoniadi D. G. director of the institute to oils, gas and energy, head of the pulpit oil and gas deal of the name of the professor G.T. Vartumyan,doctor of the technical sciences, professor e-mail: antoniadi@kubstu.ru Savenok O. V. assistant professor of the pulpit oil and gas deal of the name of the professor G.T. Vartumyan,candidate of the technical sciences, assistant professor e-mail: olgasavenok@mail.ru Arutyunyan A. S. assistant professor of the pulpit applied mathe maticians,candidate of the technical sciences, assistant professor e-mail:mereniya@mail.ru

The Article is dedicated to analysis some general approach to problem of resources saving. It Is Shown that problem of the production resource efficient strategy of oil producing consists in shaping the system approach to collections factor. The Considered aspects of the resource innovation strategy of the development fuel energy complex and are chosen actual problems. Keywords: resources saving, oil producing, difficult terms of oil extraction, hard recoverable reserves, passing oil gas.

бросам в атмосферу твердых загрязняющих веществ и ухудшению экологической обстановки не только в нефтепромысловых районах. Основные направления снижения потерь попутного нефтяного газа приведены в табл. 1. Варианты промышленного использования ПНГ находятся в непосредственной зависимости от инфраструктурных параметров (табл. 2). Из анализа табл. 1 и 2 следует, что необходимо решить комплекс вопросов, связанных с осуществлением мер поддержки, — в законодательной сфере, финансирование НИОКР, разработать механизмы частногосударственного партнерства и др. По рекомендациям табл. 2 можно отметить, что большое значение имеют рациональные решения по использованию ПНГ в зависимости от объема добычи, расстояния от потребителей и объектов транспортной инфраструктуры. С учетом территориально-географических, природно-климатических факторов, а также большого разнообразия месторождений по размерам, степени выработанности, вопросы рационального использования ПНГ представляют собой непростую задачу. № 1 (17) 2013

63


Разработка и обустройство месторождений

Таблица 1.

основные направления снижения потерь пнГ за счет организационно-технических и технологических мероприятий Мероприятия

Сроки осуществления

Текущее состояние, меры поддержки

до 2012 г.

разработаны программные документы правительства рф. требуется разработка на их основе руководящих документов, соответствующих тэо, и систем финансировния

оснащение действующих и вновь вводимых месторождений узлами учета пнГ

расширение мощностей действующих Гпз

В соответствии с эс-2030 и концепцией долгосрочного социально-экономического развития регионов россии до 2020 г. (концепция-2020) целесообразно развивать государственно-частное партнерство при сооружении новых Гпз и Гхк (например, программа хмао по формированию газохимического кластера на базе пнГ)

строительство энергетических комплексов на промыслах, работающих на пнГ

создание системы сбора, утилизации и транспортировки пнГ, включая сети малотоннажных установок первичной переработки вблизи месторождений создание и испытание мобильных установок конверсии пнГ в моторные топлива

освобождение от таможенных пошлин вновь ввозимого оборудования в случае импорта установок и технологий, не производимых в россии

совершенствование технологий извлечения ценных компонентов: серы, фракций с2-с5, гелия из газа, нефти и коденсата на Гпз вблизи промыслов

с 2013-2015 гг.

ниокр, создание опытных образцов оборудования на новых технологических принципах, разработка конструкторской документации на нестандартное оборудование и рабочих чертежей первых промышленных установок

разработка технологий получения ценных металлов из месторождений природных битумов

с 2013-2015 гг.

Механизмы эффективного ресурсопотребления в нефтегазовом секторе Известный интерес представляет изучение общих принципов ресурсосбережения, описанных в [3, 4], где изложены теоретико-методологические положения по обеспечению эффективного ресурсопотребления в нефтегазовом секторе. Отмечено, что такие виды ресурсов, как земля, вода, воздух, хотя и существенно ухудшают свои свойства в процессе использования, но могут быть возвращены в природную систему, что позволяет их отнести к разряду возобновляемых. Другие ресурсы — топливные и материалы — расходуются полностью, что позволяет отнести их к невосполнимой категории. На рис. 1 приведена классификация видов ресурсов, потребляемых в нефтегазодобыче [4]. На рис. 2 показана к лассификация источников ресурсов, используемых при добыче углеводоро64

дов [4]. Там же сделана попытка описать ресурсоэффективную стратегию нефтяной корпорации. При разработке ресурсоэффективной стратегии в нефтяной корпорации предложено учитывать факторы прямого и косвенного воздействия, оказывающие влияние на функционирование нефтегазодобывающих структур: - факторы прямого воздействия оказывают непосредственное влияние на предприятие (первый уровень), факторы, оказывающие опосредованное воздействие относятся к среде косвенного влияния (второй уровень); - факторы косвенного воздействия – государственно-политические, экономические, технологические и социальные факторы. К факторам прямого воздействия (первый уровень) относят поставщиков сырьевых и финансовых ресурсов, состав потребителей продукции, характеристику конкурентной среды. В структуре факторов косвенного воздействия выделяют экономические показатели — это инфляция, налоги,


Анализ общих подходов к проблеме ресурсосбережения для нефтедобычи с учетом комплекса факторов

Таблица 2.

Возможности использования пнГ в зависимости от объемов добычи и параметров инфраструктуры

Среднегодовые объемы добычи ПНГ

Расстояние до ГПЗ, КС, КСП, ЦППН

Расстояние до объектов энергоснабжения

Расстояние до потребителей ПНГ

Рекомендуемые технологии

до 40 км

до 40 км

не имеет значения

совместный транспорт нефти и газа до ксп, цппн (Винк)

свыше 40 км

свыше 40 км

не имеет значения

использование пнГ на собственные нужды месторождения

свыше 40 км

до 40 км

свыше 40 км

строительство газопровода, компрессорный транспорт газа, использование на собственные нужды без выработки электроэнергии

свыше 40 км

свыше 40 км

свыше 40 км

Выработка электроэнергии, использование на собственные нужды

до 10 млн м3

до 40 км

до 40 км

не имеет значения

не имеет значения

не имеет значения

переработка пнГ с получением соГ, спБт, газового конденсата, выработка электроэнергии, переработка газового конденсата в топливо

уровень процентных ставок на капитал, наличие рабочих рук с необходимым уровнем квалификации. После оценки влияния внешних факторов следует детально проанализировать факторы внутренней среды и, прежде всего, имеющийся ресурсный потенциал предприятия и степень его эффективного использования (рис. 3). Далее в [4] отмечено, что неудовлетворительное состояние системы менеджмента ресурсов может привести к возникновению проблемных ситуаций и затруднить реализацию управленческих решений, направленных на экономию всех видов ресурсов. На рис. 3 приведена структурная схема ресурсопотребления для нефтяной корпорации. Можно отметить, что состав ресурсов (табл. 2) не вполне обоснован в плане полноты и исчерпанности. Так, в составе отсутствует интеллектуальный ресурс, включающий: - уровень знаний, накопленный в нефтедобыче учеными и специалистами; - научные, технологические и методические совокупные знания в смежных научных дисциплинах. Относительно схемы организации ресурсоэффективной стратегии (рис. 3) не вполне понятно, как сочетаются задачи исполнения интенсивных производственных технологий с экономией ресурсов.

Рисунок 1.

разновидности первичных ресурсов

Топливо (нефть, газ)

Вода

Земля

РЕСУРСЫ

Материалы Энергия

Воздух

Невосполнимые (исчезающие)

50—150 млн м3

свыше 40 км

первичная переработка пнГ (сухой газ — в населенный пункт, ШфлУ — сброс в нефтяной коллектор), использование на собственные нужды

Восполнимые (неисчезаемые)

10—50 млн м3

ПОТРЕБЛЕНИЕ

Производственная сфера

Социально-бытовые нужды

№ 1 (17) 2013

65


Разработка и обустройство месторождений

Рисунок 2.

задач прогнозирования затруднений при добыче нефти / Аналитический научно-технический журнал «ГеоИнжиниринг». – Краснодар, 2012. – № 4 (16) зима 2012. – С. 44-51)» целесообразно включение ресурсосберегающей компоненты.

источники ресурсов

ПРИРОДНЫЕ

ПРОМЫШЛЕННЫЕ Вода

Земля

Воздух

Оборудование Материалы

ОБЩЕСТВЕННЫЕ

Рабочая сила Нефтяное месторождение

Энергия Капитальные вложения

Транспорт ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ

Кроме того, малопонятен фактор конкуренции, по которому нет данных относительно специфики действия этого фактора в отечественной практике. По нашему мнению, такой взгляд на проблему экономии ресурсов представляется упрощенным и непродуктивным по причинам: 1. Система экономии ресурсов не может рассматриваться в отрыве от основных производственных задач предприятия нефтедобычи — интенсивности и полноты извлечения нефти, применения перспективных и оптимизационных решений при добыче трудноизвлекаемых нефтей и пр. 2. Недостаточное внимание уделено авторами [4] системному подходу в задаче управления предприятием, в которой проблему экономии ресурсов целесообразно решать как элемент единого производственно-экономического и технологического процесса.

Выводы Таким образом, на основании рассмотрения подходов к системе ресурсосбережения [1—12] можно отметить следующие аспекты: - в числе наиболее перспективных направлений экономии ресурсов особый интерес представляют технологии снижения потерь попутного нефтяного газа; - рекомендации по ресурсосбережению, изложенные в [3, 4], носят слишком общий характер и не представляют интереса при решении задачи настоящей работы; - в развитии ранее предложенной нами «…концепции информационных управляющих систем, опирающихся на междисциплинарную методологию (комплексные решения) и целостную базу данных, формируемую на протяжении жизненного цикла объекта (Антониади Д.Г., Савенок О.В. Междисциплинарные подходы и возможность их применения при решении 66

Список использованных источников и литературы 1. Дмитриевский А. Н. Ресурсосбережение: основные задачи и направления ресурсосбережения в нефтяной и газовой промышленности. Вестник ОНЗ РАН, 2, NZ5002, doi:10.2205/2010 NZ000015, Совет Федерации Федерального собрания РФ. 2. ЗАКОНОДАТЕЛЬНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТЯНОГО (ПОПУТНОГО) ГАЗА. Управления информационного и документационного обеспечения Аппарата Совета Федерации. — Москва, 2009. 3. Андронова И. В. Стратегическое управление эффективностью ресурсопотребления в нефтегазовом секторе экономики. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора экономических наук. — Тюмень, 2006. 4. Андронова А. А. Стратегическое управление ресурсосбережением в нефтяной корпорации: автореферат. — Тюмень, 2008. — 10 с. 5. Валовский К. В. Разработка и исследование энергосберегающих технологий подъема жидкости из скважин с осложненными условиями эксплуатации. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. — Бугульма, 2011. 6. Евсеев А. ОАО «Татнефть»: в основе эффективного использования энергоресурсов — научно обоснованные процессы нефтедобычи // Ресурсоэффективность, 2006. № 1. — С. 30—34. 7. Сургучев Л. М. Ресурсосбережение при извлечении нефти. — М.: Недра, 1991. — 170 с. 8. Кнор М. М. Ресурсоэффективность в нефтяной и газовой отрасли Российской Федерации. Экономика России в XXI веке: сборник научных трудов VIII Всероссийской научно-практической конференции «Фундаментальные проблемы модернизации экономики России» / под ред. Г. А. Барышевой, Л. М. Борисовой, Е. Н. Соболевой; Томский политехнический университет. — Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011. — 420 с. 9. Моисеев И. И., Трусов Л. И., Тарасов В. Л. Пути переработки попутных нефтяных газов. Сборник материалов. Инновационные технологии переработки и использования попутных нефтяных газов. Издание Аппарата СФ ФС РФ, 2010. 10. Книжников А. Ю., Кутепова Е. А. Проблемы и перспективы использования нефтяного попутного газа в России. — М.: WWF России, 2010. — 40 с. 11. Соловьянов А. А., Андреева Н. Н., Крюков В. А., Лятс Г. К. Стратегия использования попутного нефтяного газа в Российской Федерации. — М.: ЗАО «Редакция газеты «Кворум», 2008. — 320 c. 12. Файзуллин Р. Ш. О рациональном использовании попутного нефтяного газа. Сборник материалов. Инновационные технологии переработки и использования попутных нефтяных газов. Издание Аппарата СФ ФС РФ, 2010.


Анализ общих подходов к проблеме ресурсосбережения для нефтедобычи с учетом комплекса факторов

Рисунок 3.

схема организации ресурсоэффективной стратегии

Нефтегазодобывающее предприятие

Целевые установки стратегии

Декомпозиция целей, выведение локальных подцелей и задач

Диагностика состояния внешней и внутренней среды

Выявление проблем и возможных ограничений

Оценка потенциала и резервов для учета их при разработке стратегии

Ограничения

Особенности внутренней организации

Характер собственности и контроля

Особенности отраслевого рынка

Динамика спроса на ресурсоэффективные проекты

Особенности управленческой структуры

Тип конкуренции

Стратегия эффективного потребления ресурсов

Программы ресурсопотребления и ресурсосбережения

Регулирование

Координация

Измерение

Нормирование

Контроль

Планирование (прогнозирование)

Оценка

№ 1 (17) 2013

67


Стандартизация и автоматизация

ВОЗВРАЩАЯСЬ К АУДИТУ Мы неоднократно подниМа ли вопросы Методологии проведения аудитов (сМ., наприМер, с татью « вну тренний аудит. ЗачеМ?» на с айте коМпании « консент Мене д жМент»). в конце 2011 год а вышла нова я версия с танд арта исо 19011 « ру ковод ящие у к а За ния по прове дению аудитов сис теМ Мене д ж Мен та ( Guidelines for auditinG m a n aGemen t s ys t ems )». Это хороший повод еще ра З верн у тьс я к вопрос а М прове дения вн у тренних аудитов и рассМотре ть те прак тики, которые сегодня пре д лагаютс я к испольЗованию. к л ю ч ев ы е с л о в а: М е то до л о г и я, Э ко л о г ич ес к и й а уд и т, в н у т р ен н и й а уд и т, с и с т еМ а М ен е д ж М ен та к ач ес т в а, с та н д а р т и со.

Свитенко Д. В. д и р ек то р о о о « ко н с ен т М ен е д ж М ен т», гл а в н ы й а уд и то р t u V in t er n at i o n a l C ert ifi C at i o n ( t u V C ert ), Э кс п ер т п о с ер т и ф и к а ц и и с и с т еМ М ен е д ж М ен та к ач ес т в а, Э ко л о г и и, п р о ф есс и о н а л ь н о й б е З о п ас н о с т и г о с т р, Э кс п ер т п о с и с т еМ а М М ен е д ж М ен та М о сс т р о й с ер т и ф и к а ц и и e-m a il: s V i t en ko@in j G eo.ru

Э

то вторая редакция стандарта (до ИСО 19011 вопросы проведения аудитов систем менеджмента качества были освещены в стандартах ИСО 10011-1, ИСО 10011-2 и ИСО 10011-3, но это было до 2002 года, то есть довольно давно). В отличие от

К аК и пре дыдущ ая версия станд арта, исО 19011:2 011 являе тся реКОменд ацией. а именнО, н а б Ор Ом пра К т иК , К О т Ор ые мОг у т с д е л ат ь ауд и т эффе К т ивным предыдущей версии, настоящий стандарт разработан одним подкомитетом SC 3 «Поддерживающие технологии» Технического комитета ISO/TC 176 «Менеджмент и гарантирование качества» (тогда как предыдущая версия готовилась этим комитетом в соавторстве с ISO/TC 207 подкомитетом SC 2 «Экологический аудит и связанные экологические исследования»). Это логично, ведь, так или иначе, предмет рассмотрения как в системах менеджмента качества, так и в системах экологического менеджмента один и тот же, методология одна и та же, а вопросы внутреннего аудита 68

всегда лучше прорабатывались в связи с вопросами менеджмента качества. Как и предыдущая версия стандарта, ИСО 19011:2011 (анализ поведен по переводу В. А. Качалова в редакции от 06.02.2012 г.) является рекомендацией. А именно, набором практик, которые могут сделать аудит эффективным. Давайте рассмотрим, в чем эти практики изменились. По сравнению с предыдущей редакцией наиболее значимыми являются следующие изменения. 1. Область применения стандарта расширена от аудитов систем менеджмента качества и систем экологического менеджмента до аудитов всех систем менеджмента. По нашему мнению, это разумное изменение, сделать единый стандарт на проведение аудитов ВСЕХ систем менеджмента (качества, информационной безопасности, энергетического менеджмента и проч.) Но на самом деле мы так этот стандарт и использовали: как для аудитов по ИСО 9001, ИСО 14001, так и для OHSAS 18001, СТО Газпром 9001 и т. д. Подход один и тот же, практики одни и те же. 2. Была обеспечена связь между ИСО 19011 и ИСО\МЭК 17021. Всегда считалось, что стандартом ИСО 19011 должны пользоваться как внутренние аудиторы, так и внешние, поэтому гармонизация этих двух стандартов представляется логичной.


Возвращаясь к аудиту

3. Дополнительно включены описание метода проведения аудита организации с удаленными площадками и концепция рисков. Аудит удаленных площадок — тема, которая обсуждалась профессиональным сообществом давно. Действительно, когда компания расположена в одном регионе, а объект производства работ, на который должен выехать аудитор, — в другом (иногда достаточно далеко), то необходимо затратить большое количество времени и средств (которые при сертификационном аудите оплачиваются аудитируемым предприятием). Это же касается посещения филиалов предприятия. Иногда на такое посещение удаленной площадки требуется день дороги в каждую сторону при работе «на месте» всего несколько часов. В то же время информационные технологии на сегодняшний день позволяют обеспечить обмен документами и видеосвязь практически с любой точкой мира. Теперь этот вопрос затронут и в новой версии стандарта: одним из факторов, влияющих на глубину программы аудита, являются «применяемые информационные технологии и средства коммуникации для поддержки деятельности по аудиту». Правда, в стандарте есть оговорка: «возможность применения методов, относящихся к аудитам, осуществленным вне места проведения работ, может зависеть от степени доверия между аудитором и персоналом аудитируемой организации». В соответствии с рекомендациями стандарта, аудит такой удаленной площадки можно провести, используя следующие методы: - применение интерактивных способов коммуникации для проведения интервью; - заполнение чек-листов и вопросников; - проведение анализа документов (например, записей, результатов анализа данных); - наблюдение за выполняемой работой с помощью средств надзора с учетом общественных и правовых требований; - анализ данных. Следует отметить, что наш опыт проведения аудита удаленной площадки — как внутреннего, так и внешнего (головной офис компании в Краснодаре, филиал во Владивостоке) — посредством использования информационных технологий показал, что при определенной предварительной подготовке такой аудит является достаточно результативным. Что касается оценки рисков, то этот вопрос рассматривался и в предыдущем стандарте, однако не так акцентировался. Бесспорно, управление рисками — одно из основных направлений в сегодняшнем менеджменте. Более того, сам стандарт ИСО 19011 (да и все стандарты на системы менеджмента) разработан с целью снижения рисков через учет всех возможных «лучших практик». С учетом опыта по организации и проведению на предприятиях внутреннего аудита и на основании информации, приведенной в стандарте ИСО 19011, мы выполнили оценку рисков при проведении внутреннего аудита (см. Анализ рисков при подготовке программы внутреннего аудита системы менеджмента качества). Результаты показывают, что это направление достаточно эффективно и позволяет, с одной стороны, выявить максимум необходимых действий при достижении цели, с другой — сконцентрироваться на самых важных моментах. 4. Изменился состав Принципов проведения аудитов. Вообще, как сказано в стандарте, соблю-

BACK TO AUDIT Svitenko D. V. ООО «Consent Management», Director Chief auditor of TU V International Certification (TU V CERT ), Expert on QMS certification, Ecology and industrial safety GOST Р, Expert on Mosstroicertification management systems, Krasnodar e-mail: Svitenko@injgeo.ru

We recurrently raised issues of audit methods (i.e. article «Internal audit. What for?» at «Consent management» site). At the end of 2011 a new version of ISO 19011 «Guidelines on auditing management systems)». This is a good reason to turn back to internal audits and review the practices suggested for implementing today. Keywords: methods, ecologic audit, internal audit, QMS, ISO standard.

дение этих принципов является предпосылкой для получения заключений по аудиту, которые являются уместными и обоснованными, а также для того, чтобы аудиторы, действующие независимо друг от друга, были способны приходить в схожих ситуациях к одинаковым заключениям. Последнее является одним из ключевых моментов в деятельности по аудитированию, однако, к сожалению, даже применение приведенных принципов не гарантирует достижения цели. Например, несмотря на то что стандарт ИСО 9001 в сегодняшнем виде существует с 2000 года (с небольшими изменениями), до сих пор разные органы по сертификации имеют разные трактовки тех или иных разделов (до сих пор не

с та н д а р т и с О 1 9 01 1 ( д а и в с е с та н д а р т ы н а с и с т е м ы м е н е д ж м е н та ) р а з р а б О та н с ц е л ь ю с н и ж е н и я рисКОв чере з у че т все х вОзмОж ных «л у чших праК тиК» договорились). В итоге то, что является приемлемым для одних органов, является несоответствием для других. Что же касается самих принципов, то они сейчас следующие: - целостность — является основой профессионализма; - беспристрастное представление результатов — является обязательством представлять правдивые и точные отчеты; - надлежащая профессиональная тщательность — означает приложение усердия и проявление рассудительности при проведении аудита; № 1 (17) 2013

69


Стандартизация и автоматизация - конфиденциальность — означает обеспечение безопасности полученной информации; - независимость — это основа беспристрастности при проведении аудита и объективности заключений по аудиту; - подход, основанный на свидетельствах, является разумным способом получения надежных и воспроизводимых заключений по аудиту в процессе систематически проводимых аудитов. В явном виде, как можно заметить, появился новый принцип — «конфиденциальность» (в предыдущей версии упоминался в составе тезиса об этичном поведении). Вообще, очевидно, что вопросам конфиденциальности в этом стандарте посвящен один из главных акцентов. Вопросы безопасности информации рассматриваются и при анализе документации, и при проведении интервью, и при рассмотрении возможности ведения аудитором видео- и фотосъемки (аудитор должен спрашивать разрешения у представителя аудитируемой организации и стремиться, чтобы в фокус не попали лица представителей аудитируемой организации: «исключить фотографирование отдельных лиц без их согласия» — это общемировая тенденция: помните ретуширование лиц прохожих в сервисе Google Maps Street View?). Появился запрет на сбор личных данных работников, если это не является целями аудита или не предусмотрено критериями аудита и пр. 5. Изменилось содержание разделов «Управление программой аудита» (5), «Проведение аудита» (6), «Компетентность аудиторов и их оценивание (7). В целом описание стало полнее и, наверное, актуальнее. Например, появился акцент в вопросе присутствия наблюдателей на аудите: сказано, что «сопровождающие лица и наблюдатели (например, представители надзорных органов или других заинтересованных сторон) могут сопровождать команду по аудиту. Им не следует влиять на проведение аудита или вмешиваться в проведение аудита. Если это не может быть обеспечено, руководителю команды по аудиту следует иметь право отказать наблюдателям в принятии участия в определенных видах деятельности по

т е пе р ь ауд и т Ор ы д Ол ж ны бы т ь си льными д у хОм, тО ест ь действОват ь Отве тственнО и этичнО, д а же КОгд а Осуществляемые действия мОг у т быть непОпулярными аудиту» — раньше такие права руководителю команды по аудиту стандартом даны не были. Добавлено несколько факторов личного поведения аудиторов. Наряду с тем, что аудиторы должны быть этичными, открытыми для дискуссии, дипломатичными, решительными и пр., теперь им надо быть еще: - сильными духом, то есть действовать ответственно и этично, даже когда осуществляемые действия могут быть непопулярными и приводить к результатам, с которыми другие не согласны или которые вызывают у них противоречие; 70

- готовыми к совершенствованию; - чувствительными к культурным аспектам, или, иными словами, изучать культуру аудитируемой организации и действовать в соответствии с ней; - готовыми к сотрудничеству. Также новые навыки должны быть у главных аудиторов и по отношению к команде по аудиту (к коллегам): - правильно учитывать сильные и слабые стороны отдельных членов команды по аудиту; - поддерживать гармоничные и дружественные рабочие отношения между членами команды по аудиту и некоторые другие. Добавилось положение о том, что рабочие документы по аудиту могут быть на носителях любого типа. На электронную форму ведения рабочих записей уже давно перешли многие органы по сертификации. 6. Дополнительная информация включена в новое приложение «В», которое появилось взамен разделов «Практическая помощь». Отдельного внимания здесь заслуживает раздел, связанный с рекомендациями по посещению производственной площадки. 7. Более четко и детально описаны процессы установления требований к компетентности и ее оценивания. Этот вопрос был и в предыдущей версии стандарта описан достаточно полно. Сейчас в связи с расширением области применения стандарта (не только ИСО 9001 и ИСО 14001) изменились соответственно и профессиональные требования. 8. Появились примеры профессиональных знаний и навыков (приложение «А»). Причем наряду с привычными — по вопросам менеджмента качества, профессиональной безопасности, информационной безопасности — появились такие экзотичные направления, как «менеджмент безопасности дорожного движения» (хотя сам стандарт ISO 39001 еще не разработан) или менеджмент записей (архивов) — тоже не самое популярное направление менеджмента (хотя, может быть, это верно только для России). Что же касается содержательной части таких требований к знаниям и навыкам, здесь все довольно логично. Вообще, стандарт по-прежнему написан хорошим языком, читается и усваивается значительно легче, чем сами стандарты на системы менеджмента. И, что важно, сфера применения этого стандарта может быть намного шире, чем аудит систем менеджмента: стандарт может использоваться любой организацией, которой необходимо сформировать у себя (или в других организациях) систему проверок. К сожалению, несмотря на то что стандарт был издан в ноябре 2011 года, в России до сих пор нет официального перевода (действует редакция ГОСТ Р ИСО 19011 2003 года). Остается надеяться, что официальная редакция стандарта в качестве национального появится в ближайшее время. Разумеется, для более широкого охвата практик аудита следует также изучить материалы Группы по практике аудитирования ИСО 9001 (имеются на сайте ISO). Также ИСО анонсировало разработку дополнительных руководящих указаний по применению стандарта ИСО 19011 (материалы будут доступны на сайте www.iso.org), однако это тема для отдельного разговора.


Возвращаясь к аудиту

Таблица 1.

№ п/п 1

анализ рисков при подготовке программы внутреннего аудита системы менеджмента качества

Фактор риска неправильно установлены цели программы аудита

Вероятность возникновения

Значимость последствий

Число риска

не озвучены приоритеты руководства аудитируемого предприятия и подразделения (или неправильно поняты)

8

8

64

к разочарованию высшего руководства / руководства аудитируемых подразделений в проведении аудита и нерезультативности аудита

обеспечить предварительную встречу руководителя команды по аудиту с высшим руководством и руководством аудитируемого подразделения с целью согласования фокусных областей аудита

неправильно оценены характеристики процессов, продукции, проектов. неадекватно оценены требования к системе менеджмента качества

6

8

48

к необъективной оценке аудитируемого подразделения

обеспечить выбор руководителя команды по аудиту, компетентного в деятельности проверяемого подразделения. выделить время руководителю команды аудита на ознакомление с документацией и деятельностью аудитируемого подразделения

неполное / неправильное выявление нормативных и законодательных требований и требований, с которыми организация соглашается

5

8

40

к необъективной оценке аудитируемого подразделения

обеспечить выбор руководителя команды по аудиту, компетентного в деятельности проверяемого подразделения. выделить время руководителю команды аудита на ознакомление с нд по деятельности аудитируемого подразделения

не проведена оценка повторяемости замечаний от потребителей

6

8

48

к необъективной оценке аудитируемого подразделения, к превышению лимита времени, отведенного на аудит

главному аудитору обеспечить предварительный запрос и анализ данных по замечаниям потребителя

В чем заключается риск

К чему может привести

Как можно снизить

№ 1 (17) 2013

71


Стандартизация и автоматизация

2

72

неоптимально установлены объем, количество, продолжительность аудита

неправильно оценены количество, важность, сложность, степень аналогичности и место осуществления тех видов деятельности, которые подлежат аудиту

6

6

36

к превышению лимита времени, отведенного на аудит

обеспечить выбор руководителя команды по аудиту, компетентного в деятельности проверяемого подразделения. выделить время руководителю команды аудита на ознакомление с документацией и деятельностью аудитируемого подразделения

не учтены заключения по итогам предыдущих внутренних или внешних аудитов

6

6

36

к превышению лимита времени, отведенного на аудит

обеспечить выбор руководителя команды по аудиту, компетентного в деятельности проверяемого подразделения. выделить время руководителю команды аудита на ознакомление с документацией и деятельностью аудитируемого подразделения

не учтены языковые, культурные и социальные аспекты

2

8

16

к превышению лимита времени, отведенного на аудит, недостижению целей аудита, конфликту между аудитором и аудитируемыми

руководителю команды по аудиту при предварительном контакте с руководителем аудитируемого подразделения уточнять вероятность возникновения проблемы. при необходимости проводить дополнительную подготовку к аудиту

не учтены существенные изменения, происшедшие в аудитируемой организации (подразделении) или в ее производственной деятельности

5

8

40

к превышению лимита времени, отведенного на аудит, к необъективной оценке аудитируемого подразделения

главному аудитору при предварительном контакте с руководителем аудитируемого подразделения уточнять факт наличия изменений, при необходимости проводить дополнительную подготовку


Возвращаясь к аудиту

не учтены имевшие место внутренние и внешние происшествия, такие как отказы продукции и/ или выявление в ней несоответствий, утечка важной информации, инциденты в области охраны здоровья и обеспечения безопасности труда, криминальные действия или инциденты в области охраны окружающей среды

5

8

40

к превышению лимита времени, отведенного на аудит, к необъективной оценке аудитируемого подразделения

главному аудитору при предварительном контакте с руководителем аудитируемого подразделения уточнять факт происшествий, получать информацию у профильных служб (например, службы по от). при необходимости проводить дополнительную подготовку

3

неправильно определено место проведения и содержание аудита

не учтены факторы месторасположений центрального офиса и удаленных площадок

1

8

8

к превышению лимита времени, отведенного на аудит, недостижению целей аудита

при назначении главного аудитора уточнять стаж его работы в организации и информированность о базовых данных предприятия/подразделения

4

неправильно установлены процедуры реализации программы аудита

не учтены все обязательные пункты проведения аудита

3

8

24

к недостижению целей аудита

поручать разработку процедуры аудита квалифицированному персоналу (прошедшему обучение в области проведения аудита). привлекать консультационную компанию к анализу процедуры по внутреннему аудиту

не предусмотрено получение необходимых разрешений на посещение объектов

3

8

24

к недостижению целей аудита

главному аудитору согласовывать с руководителем аудитируемого подразделения возможность посещения всех запланированных мест

№ 1 (17) 2013

73


Стандартизация и автоматизация

5

74

неправильно установлены критерии аудита

отсутствие извещения персонала аудитируемого подразделения о проведенном аудите

5

6

30

к превышению лимита времени, отведенного на аудит

главному аудитору обеспечить публикацию плана аудита на сервере / информационных стендах предприятия. За несколько дней до аудита согласовывать с руководителем подразделения его возможность провести аудит в установленные дату и время

учтены не все документы сМк

3

8

24

к недостижению целей аудита

поручать разработку процедуры аудита квалифицированному персоналу (прошедшему обучение в области проведения аудита). привлекать консультационную компанию к анализу программы внутреннего аудита

учтены не все законодательные и нормативные требования

5

8

40

к необъективной оценке аудитируемого подразделения

обеспечить выбор руководителя команды по аудиту, компетентного в деятельности проверяемого подразделения. выделить время руководителю команды аудита на ознакомление с нд по деятельности аудитируемого подразделения

не учеты все технические требования, установленные в организации

6

8

48

к необъективной оценке аудитируемого подразделения

обеспечить выбор руководителя команды по аудиту, компетентного в деятельности проверяемого подразделения. выделить время руководителю команды аудита на ознакомление с документацией и деятельностью аудитируемого подразделения


Возвращаясь к аудиту

6

неправильно определены методы проведения аудита, объем выборки

в состав методов не включено проведение интервью

1

8

8

к необъективной оценке аудитируемого подразделения

поручать разработку процедуры аудита квалифицированному персоналу (прошедшему обучение в области проведения аудита). привлекать консультационную компанию к анализу процедуры по внутреннему аудиту

в составе методов не предусмотрено заполнение чек-листов и вопросников

2

6

12

к превышению лимита времени, отведенного на аудит

поручать разработку процедуры аудита квалифицированному персоналу (прошедшему обучение в области проведения аудита). привлекать консультационную компанию к анализу процедуры по внутреннему аудиту

в состав методов не включено проведение анализа документов

1

8

8

к недостижению целей аудита

поручать разработку процедуры аудита квалифицированному персоналу (прошедшему обучение в области проведения аудита). привлекать консультационную компанию к анализу процедуры по внутреннему аудиту

не определен объем выборки

7

8

56

к необъективной оценке аудитируемого подразделения

провести подготовку главного аудитора в области применения статистических методов и теории вероятности. привлечь консультационную компанию к определению методики оценки объема выборки. включить методику определения объема выборки в состав процедуры по аудиту

№ 1 (17) 2013

75


Стандартизация и автоматизация

7

8

76

неправильно подобрана команда по аудиту

не определены необходимые ресурсы, включая вопросы перемещения и проживания

общая компетентность команды по аудиту не охватывает проверяемую деятельность

4

8

32

к необъективной оценке подразделения

обеспечивать объективную оценку внутренних аудиторов с точки зрения профессиональных компетенций

команда по аудиту не способна к эффективной коммуникации

4

7

28

к потере времени при аудите, дискредитации процедуры аудита в глазах проверяемых

анализировать личные качества внутренних аудиторов. избегать назначения аудиторами лиц, не способных к эффективной коммуникации

руководитель команды по аудиту не способен организовать работу команды

4

6

24

к потере времени при аудите

проводить подготовку руководителей команд по аудиту. проводить аттестацию (оценку) руководителей команд по аудиту на предмет эффективного планирования и взаимодействия с другими аудиторами и представителями аудитируемых подразделений

выделено недостаточно времени для подготовки программы аудита

5

8

40

к возникновению рисков по пунктам 1—7, 9—10

планировать аудиты заранее с учетом предыдущего опыта

выделено недостаточно времени для проведения аудита

4

6

24

к превышению лимита времени, отведенного на аудит

анализировать временные потребности на проведение аудита. учитывать предыдущий опыт. планировать запас по времени

выделено недостаточно времени на переезд между удаленными площадками

3

6

18

к несоблюдению временного графика

при планировании получать полную информацию о расположении удаленных площадок. планировать запас по времени


Возвращаясь к аудиту

9

не установлен порядок охраны здоровья и обеспечения безопасности труда

не определены технические средства, необходимые для проведения аудита (компьютерная техника, по, возможно, средства измерений, автотранспорт и т. п.)

4

8

32

к недостижению целей аудита

анализировать потребность в необходимых технических средствах при проведении аудитов конкретных подразделений. учитывать предыдущий опыт. обеспечивать заблаговременный заказ необходимых технических средств

не определены и не выделены финансовые ресурсы на переезды и проживание в месте размещения удаленных площадок

3

8

24

к недостижению целей аудита

анализировать потребность в необходимых финансовых средствах при проведении аудитов конкретных подразделений. учитывать предыдущий опыт. обеспечивать заблаговременный заказ необходимых финансовых средств

не предусмотрено проведение инструктажей и обучения по безопасному выполнению работ по аудиту, порядку поведения в случае сбойных ситуаций

4

10

40

к несчастным случаям

при планировании аудита согласовывать с ответственными за от в организации и подразделении перечень инструктажей и знаний, необходимых при посещении аудитируемого подразделения. обеспечить требуемые инструктажи и проверки знаний

не предусмотрено снабжение аудиторов средствами индивидуальной и коллективной защиты

4

10

40

к несчастным случаям

при планировании аудита согласовывать с ответственными за от в организации и подразделении перечень средств, необходимых при посещении аудитируемого подразделения. обеспечить требуемые средства и провести обучение по их использованию

№ 1 (17) 2013

77


Стандартизация и автоматизация

10

78

не установлен порядок обеспечения конфиденциальности, информационной безопасности

не предусмотрено выделение сопровождающего персонала

5

10

50

к несчастным случаям

согласовывать с представителем аудитируемого подразделения, ответственным за от, время и дату проведения аудита, а также состав сопровождающих лиц

Методы сбора информации не согласованы

3

8

24

к недостижению целей аудита

обеспечить установление методов сбора информации в процедуре по аудиту. проводить предварительное совещание команды по аудиту с целью согласования методов сбора информации. извещать аудитируемое подразделение о методах сбора информации

аудиторы не предупреждены о статусе информации, которая подвергается аудиту

6

9

54

к утечке конфиденциальной информации

проводить инструктаж команды по аудиту о порядке использования информации, представляющей коммерческую тайну. согласовывать с руководством предприятия / аудитируемого подразделения состав данных, которые могут быть подвергнуты анализу при аудите, и порядок соблюдения конфиденциальности


Возвращаясь к аудиту

аудиторы не ознакомлены с законодательными требованиями в области защиты персональных данных

6

Вероятность возникновения события и значимость последствий экспертно оценены по 10-балльной шкале, где 1 — минимальная вероятность события / тяжести последствий соответственно, 10 — максимальное значение. Число риска является произведением коэффициентов вероятности возникновения события и значимости.

9

54

к утечке конфиденциальной информации, нарушению законодательства

проводить инструктаж команды по аудиту о порядке использования персональных данных. согласовывать с руководством предприятия / аудитируемого подразделения состав данных, которые могут быть подвергнуты анализу при аудите, и порядок соблюдения конфиденциальности

Также с учетом максимального показателя значимости последствий, в состав первоочередных необходимо включить еще действия по двум рискам: 9) Не предусмотрено проведение инструктажей и обучения по безопасному выполнению работ по аудиту, порядку поведения в случае сбойных ситуаций (40). 10) Не предусмотрено снабжение аудиторов средствами индивидуальной и коллективной защиты (40).

1) Обеспечить предварительную встречу руководителя команды по аудиту с высшим руководством и руководством аудитируемого подразделения с целью согласования фокусных областей аудита. 2) Провести подготовку главного аудитора в области применения статистических методов и теории вероятности и/или привлечь консультационную компанию к определению методики оценки объема выборки. Включить методику определения объема выборки в состав процедуры по аудиту. 3) Проводить инструктаж команды по аудиту о порядке использования информации, представляющей коммерческую тайну. 4) Согласовывать с руководством предприятия / аудитируемого подразделения состав данных, которые могут быть подвергнуты анализу при аудите, и порядок соблюдения конфиденциальности. 5) Проводить инструктаж команды по аудиту о порядке использования персональных данных. 6) Согласовывать с представителем аудитируемого подразделения, ответственным за ОТ, время и дату проведения аудита, а также состав сопровождающих лиц. 7) Обеспечить выбор руководителя команды по аудиту, компетентного в деятельности проверяемого подразделения. 8) Главному аудитору обеспечить предварительный запрос и анализ данных по замечаниям от потребителя. 9) Выделить время руководителю команды аудита на ознакомление с документацией и деятельностью аудитируемого подразделения. 10) При планировании аудита согласовывать с ответственными за ОТ в организации и подразделении перечень инструктажей и знаний, необходимых при посещении аудитируемого подразделения. Обеспечить требуемые инструктажи и проверки знаний. 11) При планировании аудита согласовывать с ответственными за ОТ в организации и подразделении перечень средств, необходимых при посещении аудитируемого подразделения. Обеспечить требуемые средства и провести обучение по их использованию.

Таким образом, по результатам оценки рисков, при проведении внутренних аудитов в обязательном порядке необходимо предпринять следующие 11 действий:

Все установленные мероприятия необходимо также включить в процедуру внутреннего аудита, как обязательные к исполнению.

С учетом оценки рисков, необходимо по возможности учитывать все действия, направленные на снижение риска неблагоприятного исхода аудита, однако в первую очередь необходимо рассмотреть 20 % показателей, имеющих максимальное число риска. К ним относятся: 1) Не озвучены приоритеты руководства аудитируемого предприятия и подразделения (или неправильно поняты) (64). 2) Не определен объем выборки данных (56). 3) Аудиторы не предупреждены о статусе информации (с точки зрения коммерческой тайны), которая подвергается аудиту (54). 4) Аудиторы не ознакомлены с законодательными требованиями в области защиты персональных данных (54). 5) Не предусмотрено выделение сопровождающего персонала (50). 6) Неправильно оценены характеристики процессов, продукции, проектов. Неадекватно оценены требования к системе менеджмента качества (48). 7) Не проведена оценка повторяемости замечаний от потребителей (48). 8) Не учеты все технические требования, установленные в организации (48).

№ 1 (17) 2013

79


Материалы и оборудование

К ВОПРОСУ О ВЫСОКОТЕХНОЛОГИЧНЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРАХ в с тАтье Приве дено Понятие о высокотехнолог ичных Бу ровых рАс творА х, ПроБлемА х с троите льс твА сквА жин и Применяемом д ля их решения ряде Бу ровых рАс творов. к лючевые с л о в А: высо кот е х н ол о г ичные рАс т в о р ы, Пр о Б лемы Пр о в од к и с к в А ж ин, р ешени я в о Пр о со в ус то йчив о с т и с т в о л А с к в А ж и н.

Кошелев В. Н.

Маслов В. В.

д. т. н., д и р ек то р н и и Ц З Ао « н П о « р ес у р с »

к. т. н., г енерА льный дирек тор

e-m a il: to r b u r@m a il.ru

ЗАо « сервисный Центр — Бу ровые технолог ии » e-m a il: v v m a s lov.m a il @g m a il.co m

В

ысокотехнологичные типы буровых растворов — это растворы, обладающие уникальными, только им доступными технологическими свойствами либо обладающие очень широкой областью применимости. К примеру, биополимерные растворы относятся к группе безглинистых систем, в числе которых были разработаны бесструктурные и структурированные растворы на основе полимеров различной природы. Однако уникальные реологические свойства данной системы, практически недостижимые другим полимерным растворам, выделяют их в специальный класс растворов, применение которых позволило проводить скважины с горизонтальными стволами. Еще одним примером такого рода растворов являются эмульсионные системы на углеводородной основе. Обладая очень широким уровнем варьирования исходной плотности, эти растворы могут использоваться как в условиях АНПД, так и АВПД, обеспечивают наилучшую защиту глинистых отложений от гидратации и разуплотнения, а также в минимальной степени нарушают фильтрационноемкостные свойства нефтяных коллекторов. В таблице 1 приведен выборочный перечень проблем для высокотехнологичных растворов и соответствующие им растворы. Такие растворы с различными технологическими показателями и рецептурами имеются на вооружении ЗАО «Сервисный центр — Буровые технологии». Опишем некоторые технологические решения и растворы из перечня таблицы 1.

Разведочное бурение на суше и море с обеспечением проведения полного комплекса ГИС (в том числе и электрометрии) 80

Проблема устойчивости стенок скважины, сложенных глинистыми породами, при промывке ее буровым раствором является одной из главных в практике бурения. Для успешной проходки обваливающихся сланцев необходимо знать изменение их свойств под воздействием бурового раствора. Проводка наклонно-направленных и горизонтальных скважин с большими углами отклонения ствола от вертикали приводит к увеличению сроков бурения скважин в районах массового бурения, а следовательно, и к возникновению проблем по сохранению устойчивости глинистых отложений. Комбинирование различных ингибиторов позволяет использовать их не только с целью предотвращения набухания и диспергации глинистой составляющей, но и для регулирования других технологических свойств. Общий принцип выбора метода ингибирования глинистой породы должен строиться на анализе самой глинистой породы по минералогическому составу, емкости обменного комплекса, склонности к гидратации и последующем подборе необходимых воздействий исходя из требуемого времени устойчивого состояния /1/. Наиболее сильной ингибирующей способностью обладают хлориды К+, Na + и формиат калия. Эта группа материалов относится к ингибиторам «жесткого» типа. Минерализаторы — ингибиторы КСl, NaCl и HCOОK существенно «загущают» глинистые системы. Их использование предъявляет повышенные требования к содержанию коллоидной и общей глинистой фазе в растворе, а также к очистке раствора от выбуренной породы и его стабилизации понизителями фильтрации. Не менее важно обращать внимание


К вопросу о высокотехнологичных буровых растворах

на величины удельного электрического сопротивления таких систем, поскольку информативность ГИС при использовании таких систем весьма низкая (электрокаротаж, γ-каротаж стандартными средствами интерпретируются плохо). Так как ингибирующие растворы наиболее часто используются при проводке разведочных и поисковых скважин, полный комплекс геофизических исследований — важный фактор цикла строительства скважины и его проведение в среде используемого раствора также очень важно. Степень ингибирования, достигаемая с добавками алюмокалиевых квасцов, сульфата кальция и гидроокиси кальция (П 0 ~ 2,8—4,2 см/час), аналогична растворам на морской воде ~ 3 % NaCl, причем комбинации этих солей не только не обеспечивают положительного синергизма, но и дают эффект ниже аддитивного. Однако во многих случаях эффективность этих добавок вполне достаточна для обеспечения устойчивости проходимых пород. Особенно важно это в разведочном бурении, когда качество ГИС при бурении выходит на первый план. Растворы с этими ингибиторами менее чувствительны к варьированию коллоидной глинистой фазы, особенно это касается известковых растворов. Соответственно,

Таблица 1.

TO THE QUESTION ABOUT HIGH-TECHDRILLING FLUIDS Koshelev V. N. Doctor of engineering sciences, director of NIITS ZAO «NPO Resurs» e-mail: torbur@mail.ru Maslov V. V. Candidate of sciences, Director general of ZAO «Service centerDrilling technologies» e-mail: vvmaslov.mail@gmail.com

Are presented in the article the concept of the hightech drilling fluids, and the problems of construction of wells and used for their solution of a number of drilling fluids. Keywords: high-tech drilling fluids, the problem of the construction of wells, the decision of questions ofwell bore stability. .

Перспективные направления развития и решения по применению высокотехнологичных систем буровых растворов

Технологические аспекты применения и перспективы развития растворов для данных условий

Наименование/тип системы бурового раствора

Наличие и типы растворов у ЗАО «Сервисный центр — Буровые технологии»

разведочное бурение на суше и море с обеспечением проведения полного комплекса гис (в том числе и электрометрии)

системы комплексно-ингибированных глинистых (безглинистых) буровых растворов с «мягким» типом ингибирования (Flosil, Амур)

глинистые Безглинистые

разведочное и эксплуатационное бурение в хемогенных отложениях осложненных зонами АнПд

системы соленасыщенных буровых растворов на водной основе с низкой плотностью (до 1,10 г/см3)

глинистые Безглинистые

разведочное и эксплуатационное бурение скважин в многолетнемерзлых породах

Буровые растворы на водной основе с низкой теплопередачей или системы с управляемой реологией в зоне отрицательных температур

глинистые Безглинистые

разведочное и эксплуатационное бурение скважин с пологими и горизонтальными стволами малого диаметра в зонах АвПд с градиентом до 1,6

Биополимерные безбаритовые системы с плотностью до 1,7 г/см3 с содержанием твердой фазы не выше 4—6 %

Безглинистые

наклонно-направленные скважины со сроком строительства более 100 суток на интервал

Эмульсионные растворы на водной и на неводной основе с минерализованной водной фазой

Прямые обратные

№ 1 (17) 2013

81


Материалы и оборудование технология приготовления и регулирования таких систем проще, чем хлоркалиевых, а потребность в реагентах-стабилизаторах меньше. В последнее время появилось много упоминаний об ингибиторах мягкого типа. В Западно-Сибирском регионе применяются продукты AtrenPG, борсиликатный реагент (БСР), «Эстаблок» и т. п. Однако сколько-нибудь заметной ингибирующей способностью эти реагенты не обладают. Эффекты повышения устойчивости проходимых пород при использовании этого продукта связаны, скорее всего, именно с разжижающим эффектом (например, снижение избыточных гидродинамических давлений). Низкомолекулярные гликоли заметно улучшают степень ингибирования при добавках более 15—20 %, что, естественно, нерационально. Известно, что усиление ингибирующего эффекта полигликолевых компонентов связано с повышением молекулярной массы продуктов, а также зависит от структуры и химической природы, но экономически применение высокомолекулярных гликолей (которые тоже начинают эффективно работать при концентрациях выше 4 %) нерационально и приемлемо лишь в эксклюзивных случаях, например при вскрытии продуктивных пластов в сложных геолого-технических условиях /2/. Органические ингибиторы — катионные ПАВ, обеспечивающие некоторое ингибирование биополимерных растворов, — в глинистых системах неработоспособны.

Можно различить два типа ингибирования: «жесткое» и «мягкое» «Жесткое» ингибирование — процесс, направленный на модификацию поверхности глинистых частиц и модификацию водной фазы за счет ввода минеральных добавок, или частичное изменение природы обменного комплекса глин.

Наибольшее распростраНеНие при буреНии в иНтерва ла х до 2500—3000 м в региоНе ЗападНой сибири приобрели полимерглиНистые растворы

При этом физико-химически изменяются не только глинистые породы стенок скважины, но и основной структурообразователь глинистых растворов — бентопорошок. Оно осуществляется за счет ввода в водную фазу раствора солей металлов или комплекса органо-минеральных добавок. Термином «жесткое» подчеркивается влияние вводимых ингибируюших добавок не только на глинистые породы разреза, но и реагенты и материалы бурового раствора, что требует специальных мер защиты раствора или 82

дополнительной обработки раствора различными реагентами. «Мягкое» ингибирование связано с модификацией водной фазы бурового раствора за счет ввода органических продуктов, при котором не происходит значительного изменения физикохимических свойств глинистой фазы раствора или это влияние малоощутимо. Это направление связано с уменьшением концентрации свободной воды в буровом растворе, способной участвовать в гидратации поверхности глинистых частиц. К такому же типу относится и капсулирование глин полимерами. Важной характеристикой «мягкого» ингибирования является слабое изменение технологических параметров бурового раствора при вводе ингибирующей добавки. Каждый тип ингибиторов имеет свои преимущества и недостатки. «Мягкие» ингибиторы обеспечивают легкую управляемость бурового раствора и работоспособны в равной степени как в глинистых, так и в безглинистых системах. Однако они не предотвращают осмотического влагопереноса и в условиях глинистых пород с высокой минерализацией поровой воды (а это в основном породы большого геологического возраста) не обеспечат необходимого времени устойчивости горной породы. Они так же малоприменимы в породах с нарушенной структурой или глинистых сланцах, в которых обычно представлен вторичный монтмориллонит. «Жесткие» ингибиторы применимы в различных условиях и могут обеспечить широкое варьирование как величин осмотического давления для компенсации избыточного порового, так и модифицировать поверхность глин, предупреждая поверхностную гидратацию и диспергирование глин. Однако их применение требует специальной химической обработки бурового раствора и защиты глинистого структурообразователя от негативного воздействия ингибитора /3/. К тому же большинство «жестких» ингибиторов снижают предел температурной устойчивости как отдельных компонентов раствора, так и всей системы в целом. Наибольшее распространение при бурении в интервалах до 2500—3000 м в регионе Западной Сибири приобрели полимер глинистые растворы. К этому же региону приурочены как наибольшие запасы нефти и газа, так и наибольший объем бурения. В связи с тем, что большинство скважин этого региона бурится с наклонно направленным или пологим профилем, вопрос обеспечения номинального размера ствола скважины и безаварийной их проводки достаточно актуален. При увеличении угла наклона скважин изменяются прочностные характеристики глинисто-песчаных пород пристенной зоны скважин, проявляется их склонность к кавернообразованию. Это, в свою очередь, требует дополнительных расходов химических реагентов и материалов для пополнения объема раствора и компенсации реагентов, сброшенных на очистных устройствах с избытком твердой фазы. При высокоскоростном бурении изменение прочности стенок скважины под действием водных буровых растворов незначительно. Но любое отклонение от оптимальных сроков или строительство скважины с большим отклонением от вертикали ужесточает


К вопросу о высокотехнологичных буровых растворах

Таблица 2.

исследование влияния реагента Flosil на технологические свойства полимерглинистых растворов Р е о л о г и я (Fann)

№/п

Реагенты

Содержание, %

об/мин. 600 300 200 100 6

3

gel

ηпл., τ0, мПас дПа

Ф, см3

δкор, мм

УЭС, ρ, г/см3 ом•м

0,68 0,19 8,4 8,6

0,5

1,02

1,5

3,48

n

к дПаn

рН

П0, см/час

1

исходный глинистый р-р:

40 25 21 14

4

10 сек. — 4 3 1 мин. — 8 10 мин. — 20

15

2

исходный + 10 % Flosil

1,0

42 29 24 15

5

10 сек. — 5 4 1 мин. — 7 10 мин. — 13

13

76,8 0,53 0,53 9,0 7,8

0,5

1,03

1,4

2,46

3

исходный + 10 % Flosil

0,5 2,0

53 32 25

17

3

10 сек. — 3 2 1 мин. — 4 10 мин. — 13

21

52,8 0,73 0,18 9,4 7,2

0,5

1,02

1,2

3,12 1,90

4

исходный + 10 % Flosil

3,0

54 32 26

17

3

10 сек. — 3 2 1 мин. — 4 10 мин. — 11

22

0,5

1,03

1,07

1,54

48

48

0,75 0,15 9,5 6,7

Исходный раствор: глина — 4,5 %; КМЦ-9В — 0,4 %; Окзил СМ — 0,8 %; ЛПЭ-32 — 0,1 %

Таблица 3.

исследование влияния реагента Flosil на диспергирование песчано-глинистого керна сарматского возраста

№/п

Реагенты

Содержание, %

Показатель диспергирующей способности, %

П0, см/час

УЭС, ом•м

1

исходный полимерглинистый р-р:

6,7 %

3,48

1,5

2

исходный + Flosil

0,5 2,0

12,4 %

3,12 1,90

1,2

3

исходный + Flosil

3,0

14,6 %

1,54

1,07

требование к раствору по обеспечению устойчивости стенок скважины. Номинальный ствол скважины необходим и для дальнейшего качественного цементирования колонн обсадных труб, которое определяет долговечность работы скважины без ремонтных работ. В связи со всем вышеизложенным ЗАО «Сервисный центр — Буровые технологии» разработало новые композиционные ингибирующие добавки, которые при незначительном влиянии на основные технологические свойства полимерглинистых буровых растворов обеспечивают высокий уровень ингибирующих и антидиспергирующих свойств.

Это реагенты Flosil и Flosil Extra, различающиеся по интенсивности влияния на устойчивость разрезов скважин, сложенных глинистыми или песчано-глинистыми породами. В таблице 2 приведены данные по влиянию реагента Flosil на свойства пресного полимерглинистого раствора. В таблице № 3 — оценка антидиспергирующих и ингибирующих свойств этого же раствора. Из этих данных видно, что продукт несколько снижает фильтрационные характеристики раствора, при добавке до 3 % более чем в два раза уменьшает скорость увлажнения глин (П о), при № 1 (17) 2013

83


Материалы и оборудование

исследование влияния реагента Flosil на технологические свойства полимерглинистых растворов

Таблица 4.

Р е о л о г и я (Fann) №/п

Реагенты

Содержание, %

об/мин. 600 300 200 100 6

3

ηпл., τ0, мПас дПа

gel

n

к дПаn

рН

Ф, см3

П0, δкор, ρ, УЭС, см/ 3 мм г/см ом•м час

1

исходный + [10 % Flosil Extra]

1,0

62 45 40 31

8

10 с — 8 6 1 м — 10 10 м — 14

17

134,4 0,46 1,29

8,3

7,4

0,5

1,02

2

исходный + [10 % Flosil Extra]

2,0

63 41 35 25

6

10 с — 9 5 1 м — 10 10 м — 12

22

91,2 0,62 0,44

8,2

7,6

0,5

1,02 0,45 0,98

3

исходный + [10 % Flosil Extra]

3,0

51 35 27 18

6

10 с — 9 5 1 м — 10 10 м — 12

16

91,2 0,54 0,61

8,1

7,5

0,5

1,02 0,38 0,64

0,69 0,42

8,1

8,6

0,5

1,03 0,68 1,92

124,8 0,51 0,97

8,1

9,0

0,5

1,03 0,45 1,02

8,0

7,0

0,5

1,04

0,67 1,56

После прогрева при 100 °С

4

исходный + [10 % Flosil Extra]

1,0

42 28 20 12

3

10 с — 4 2 1 м—5 10 м —12

16

5

исходный + [10 % Flosil Extra]

2,0

64 45 39 28

9

10 с — 9 8 1 м —10 10 м —14

19

6

исходный + [10 % Flosil Extra]

3,0

71 48 39

9

10 с — 11 9 1 м —12 10 м —15

23

Показатель увлажняющей способности (По), см/час

Рисунок 1.

84

27

изменение показателя увлажняющей способности раствора от концентрации реагентов Flosil и Flosil Extra в полимер глинистом растворе

5 4,5

Flosil Extra

4

Flosil

3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0

0

0,5

1 Концентрация реагента, %

2

3

67,2

120

0,56 0,73

0,37 0,74

этом также в два раза снижается диспергирующая способность раствора и незначительно падает удельное электрическое сопротивление раствора. В таблице № 4 приведены аналогичные исследования для продукта Flosil Extra. Этот композиционный состав — в значительной мере более сильный ингибитор, однако обладает такими же положительными свойствами: - изменяет удельное электрическое сопротивление раствора в пределах допустимых значений для проведения полного комплекса геофизических исследований; - практически не изменяет фильтрационные характеристики раствора до и после прогрева; - обеспечивает при добавке 1 % более чем двукратное уменьшение скорости увлажнения глинистых пород, т. е. обеспечивает устойчивость ствола скважины в более чем вдвое больший срок по сравнению с исходным полимерглинистым. При добавке 2 % — 4-кратное увеличение срока устойчивости;


К вопросу о высокотехнологичных буровых растворах

6

0.5

5,5 5 4,5 4

2.0

1.0

1.0

4.0

2.0

3,5

1.0

0.2 0.35 0.5

3 2,5 2

3.0

3.0

5.0

3.0 26

0 Исходн.

БСР

ППГ

Гипс

0.5

Реагенты АКК Аммофос Фомиат калия

0.5

1.0

7.0

0,5

1.0

2.0

2.0

3.0

3.0

5.0

NaCl

KCl

Flosil

Flosil Extra

изменение показателя удельного электрического сопротивления раствора от концентрации реагентов Flosil и Flosil Extra в полимер глинистом растворе (красная линия — рекомендации геофизиков)

Рисунок 3.

2

Flosil Extra

1,8

Flosil

1,6 Показатель УЭС, ом м

1.0

2.0

1,5 1

Разведочное и эксплуатационное бурение скважин с пологими и горизонтальными стволами малого диаметра в зонах АВПД с градиентом до 1,6

1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0

0

0,5

1 Концентрация реагента, %

2

3

сравнительная характеристика уЭс полимер глинистых растворов от величины добавки ингибирующих материалов (красная линия — рекомендации геофизиков)

Рисунок 4.

Удельное электрическое сопротивление, ом м

Проводка боковых наклонно направленных и горизонтальных стволов в условиях АВПД и повышенных температур осложняется рядом негативных моментов, влияющих на безаварийность и успешность строительства скважины. Во-первых, ввиду потери биополимерными растворами несущей способности при повышенных температурах происходит процесс ускоренной седиментации твердой фазы (барита и выбуренной породы) из утяжеленных биополимерных растворов и образование в стволе скважины «шламовых пробок». Это приводит к проработкам ствола скважины или может вызвать прихват инструмента при сползании шлама в зонах углов более 30º. Во-вторых, в условиях проводки ствола в проницаемых зонах на растворе с большим количеством твердой фазы на стенке образуется достаточно толстая фильтрационная корка, которая способствует усилению прихватоопасности процесса бурения и увеличивает необходимое усилие для ликвидации прихвата бурового инструмента. Повышенное содержание твердой фазы в растворе предполагает и повышенный расход смазочных добавок для обеспечения требуемого уровня коэффициента трения между колонной труб и стенками скважины. В-третьих, для минимизации высокотемпературной фильтрации, определяющей проникновение водного фильтрата в пласт, в растворах с высоким содержанием твердой фазы необходимо применение большего количества реагентов стабилизаторов.

сравнительная характеристика изменения показателя скорости увлажнения (По) полимер глинистых растворов от содержания ингибирующих добавок

Рисунок 2.

По, см/час

- в незначительной мере приводит к изменению струк турно-механических и реологических свойств растворов. На рисунках 1 и 2 приведены данные по изменению величины показателя ингибирующей способности полимерглинистого раствора от добавок реагентов Flosil и Flosil Extra, а также сравнительная характеристика изменения этого показателя при вводе различных ингибирующих добавок. Использование комплекса полисахаридных материалов позволяет обеспечить низкую фильтрацию и низкую прихватоопасность системы при проводке скважин в условиях пластов с гидростатическим давлением и зонами АНПД. На рис. 3 и 4 показаны исследования по изменению показателя удельного электрического сопротивления полимерных растворов с новыми и традиционными реагентами — ингибиторами. Применение новых композиционных составов Flosil и Flosil Extra — ингибиторов гидратации глин позволяет при малых добавках обеспечивать значительное увеличение сроков безаварийной проводки скважин, проводить полный комплекс геофизических исследований и управлять другими технологическими свойствами растворов путем применения традиционных обработок и схем.

2,5 1,0

0,5

1,0

2

2.0

1,5

0,2

1

2,0

1,0

1,0

0,5

0

1,0

2.0

0,5

3,0 26 PG

БСР

АКК

Гипс

5,0

0,5

3,0

1,0

1,0

3,0 5,0

3,0

Аммофос Х натрия Ф калия Х калия

Flosil Flosil Extra

№ 1 (17) 2013

85


Материалы и оборудование

Таблица 5.

Показатели свойств (min—max) Состав раствора

Содержание, кг/м3

ρ,

г/см3 Xg Polimer

2,5—3,5

. Flomaxb

2—6

Flosalt

200—1200

ингибитор коррозии

1—2 1,18—1,70

кольматант мел мтд

40—60

Floside

0,5—1

Defoamer в

0,5—1

ссд 2м

5—15

УВ, с

η, мПас

τо, дПа

Ф, см3

рН

По, см/час

Корка, мм

30—100

15—60

20—200

0,5—6,0

5—6

1,0 – (минус 0,5)

0,2—0,4

В-четвертых, при проводке протяжных стволов в неустойчивых породах необходимо применение минерализаторов для придания раствору ингибирующих свойств, что приводит к увеличению числа компонентов в растворе и требует использования достаточно сложного процесса поддержания его свойств. В-пятых, при разбавлении полимерного раствора с большим содержанием твердой фазы минерализованной водой возможно резкое падение структурномеханических свойств раствора и быстрое выпадение

беЗбаритовый утяжелеННый раствор — это водНая компоЗиция тяжелых солей, реагеНтов стабилиЗаторов, миНимальНое количество кольматирующих добавок, а также аНтикорроЗийНые, смаЗочНые и др. добавки твердой фазы из раствора с последующим снижением противодавления на пласт и усилением процесса проявления пластового флюида. Для решения вышеуказанных проблем ЗАО «НПО «Ресурс» — ЗАО «Сервисный центр — Буровые технологии» разработало безбаритовые растворы на основе комплексного минерализатора, обработан86

ные минимальным количеством реагентов, которые предотвращают практически все вышеперечисленные осложнения. Безбаритовый утяжеленный раствор представляет собой водную композицию тяжелых солей, реагентов стабилизаторов, минимальное количество кольматирующих добавок, а также антикоррозийные, смазочные и другие полезные добавки. Основное назначение безбаритовых растворов — вскрытие продуктивных горизонтов и заканчивание скважин с давлениями в продуктивных пластах, превышающими гидростатическое, предотвращение необратимой кольматации продуктивного пласта. При этом практически не нарушается проницаемость продуктивного пласта и, по зарубежным данным, в 2—5 раз увеличивается его нефтеотдача. При незначительном варьировании компонентов системы возможно получение растворов с близкими технологическими свойствами и плотностью от 1,18 до 1,70 г/см3. Раствор обладает очень сильными ингибирующими свойствами (показатель скорости увлажнения (По) доходит до отрицательных значений) и минимальной фильтрацией в нормальных и в условиях повышенных температур. Раствор с плотностью 1,40 /см 3 имеет фильтрацию при нормальных условиях в пределах 0,8—1,4 см3 за 30 мин., а при 80 °С — 6,4 см3. Такая забойная фильтрация обеспечивает предотвращение прихвата инструмента для перепада давления скважина — пласт от 6 до 10 МПа. Толщина корки раство-


К вопросу о высокотехнологичных буровых растворах

осНовНой Задачей специалистов по буровым растворам является Не тиражироваНие решеНий в одНой и той же области, а объемНое осмыслеНие проблем к анализу проблем проводки скважин и формированию рецептур буровых растворов позволяют ЗАО «Сервисный центр — Буровые технологии» находить решения как старых проблем, так и решать вновь возникающие. Основной задачей специалистов по буровым растворам сегодня является не тиражирование решений в одной и той же области с применением тех или иных

график изменения показателей безбаритового раствора плотностью 1,40 г/см3 при разных температурах

Рисунок 5.

300

Показания Фанн 600 об./мин.

250

200 Динамическое напряжение сдвига, дПа

Значение параметров

ра измеряется долями миллиметра и не приводит к возникновению изменения диаметра скважины или другим осложнениям. Растворы обладают хорошими смазочными свойствами. Смазочные свойства раствора с добавкой стандартной смазки ССД 2М близки к свойствам неутяжеленного биополимерного раствора, что обеспечит минимальные сопротивления движения инструмента в стволе скважины. Важным фактором применения безглинистых систем является оценка изменения технологических свойств раствора при проходке глинистых отложений незначительно. Диспергирования высокоактивных глин в растворе практически не происходит, что позволит проводить достаточно длинные стволы без дополнительной обработки бурового раствора. При этом легко проводится и очистка раствора от выбуренной породы. Ввиду низкой температуры замерзания безбаритовые растворы могут быть использованы для проводки скважин в интервалах многолетнемерзлых пород (ММП) и в интервалах залегания газовых гидратов. Растворы обладают регулируемой реологией как при положительной, так и отрицательной температуре (см. рис. 5). Состав и предельные значения показателей свойств безбаритовых растворов приведены в таблице 5. В зависимости от концентрации минерализатора изменяются реологические и фильтрационные характеристики раствора. При высоком содержании минерализатора фильтрация раствора снижается, а реологические характеристики растут. Безбаритовые растворы успешно применяются в различных регионах Западной Сибири. Так, на Малобалыкском месторождении ООО «РН-Юганскнефтегаз» проведено более 30 боковых стволов из скважин старого эксплуатационного фонда с длиной ствола от 400 до 1100 м, углом наклона ствола 40—50º при варьировании плотности раствора от 1,18 до 1,45 г/см3. На растворе с плотностью 1,52 г/см3 проведен интервал разведочной скважины под эксплуатационную колонну на месторождении Пайяха. Сфера возможных проблем по проводке скважин и соответствующих им решений по буровым растворам чрезвычайно широка. Традиционные и новые подходы

150

100

Пластическая вязкость, мПас

50

0 -8

-6

-4

-2

0

2

4 6 8 10 Температура, ºС

12

14

16

18

20

22

реагентов и материалов, а более объемное осмысление проблем применения буровых растворов и, при понимании влияния растворов на весь технологический процесс строительства скважин, выбор оптимальных решений по всему комплексу воздействия бурового раствора. Такой подход реализует ЗАО «Сервисный центр — Буровые технологии» как при разработке новых реагентов и материалов для растворов, так и новых рецептур и типов растворов.

Список использованных источников и литературы 1. Кошелев В. Н. Общие принципы ингибирования глинистых пород и заглинизированных пластов. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2004. — № 1. — С. 13—15. 2. Пеньков А. И., Кошелев В.Н., Вахрушев Л. П., Андресон Б. А., Беленко Е. В., Острягин А. И. Применение олигомерных полиэтиленгликолей для улучшения характеристик буровых растворов. Тр. ОАО «НПО «Бурение» «Технология и материалы для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин». — Краснодар, 1999. — Вып. 2, с. 54—61. 3. Вахрушев Л. П., Кошелев В.Н., Беленко Е. В., Полищученко В., Гареева Т. Б. Исследование технологических показателей формиат-глинистых систем буровых растворов. Сб. Ученые БашНИПИнефть по дальнейшему развитию нефтеперерабатывающего комплекса Республики Башкортостан. — Уфа. — Вып. 100, ч. 2., 2000. — С. 145—152. 4. Кошелев В. Н., Маслов В. В. Высокоплотные безбаритовые растворы для бурения скважин в сложных условиях. Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». — 2011, № 3. — С. 12—15. № 1 (17) 2013

87


Материалы и оборудование

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ КОНТРОЛЯ СКВАЖИНЫ В РАЗЛИЧНЫХ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ. ГНВП — НАИБОЛЕЕ ЧАСТОЕ ОСЛОЖНЕНИЕ В с тат ь е ра сс м ат р и В а е тс я п о В е д е н и е п о с т у п и В ш е г о В б у р я щ у ю с я скВа ж ину п лас тоВого флюид а. особенно опасен п лас тоВый га з. д аны ф орм улы по опре де лению скор ос ти Всп лытия га за В п у зырькоВом и сн а ря дном ре ж име. а та к ж е д а ны расче т ы по изменению за б ойног о д аВления по мере Всп лытия га за. к л ю ч еВ ы е с л о В а: га з о н ефт еВ о до п р оя В л ен и я, с к В а ж и н а, д а В л ен и е, с ко р о с т ь, п л ас то В ы й фл ю и д.

Бабаян Э. В. к. т. н. e-m a il: B e v37@m a il.ru

Б

уровая скважина — уникальная гидравлическая система, в которой заполняющая ее жидкость имеет превалирующее влияние на забойное давление. Контроль давления должен обеспечивать качественное и безопасное выполнение всех технологических операций, проводимых как во время строительства и ремонта скважин, так и при добыче нефти и газа. Важность контроля скважины при газонефтеводопроявлениях обусловила появление пункта в «Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08-624-03 (п.2.7.7.2), согласно которому введен обязательный учебный курс «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях» /1/. Учеба по этому курсу была начата в начале 80-х годов ХХ столетия, когда по инициативе Министерства нефтяной промышленности СССР был создан в пос. Ахтырском Краснодарского края спецучкомбинат. Для этого в б. ВНИИКРнефти были разработаны «Методика по глушению скважин», «Технология управления скважиной при ГНВП в различных горно-геологических условиях» РД 39-014009-544-87 и построена скважина, на которой в реальных условиях специалисты обучались приемам раннего обнаружения начавшегося поступления пластового флюида в ствол скважины, герметизации устья и ликвидации проявления. Эффективность учебы была настолько велика и полезна, что в дальнейшем в новом

88

издании «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» предусматривается обучение специалистов и рабочих по этому курсу и их переподготовка не реже одного раза в 3 года. Самым сложным и трудоемким осложнением являются газонефтеводопроявления (ГНВП). Основная причина возникающих при бурении осложнений — недостаточная изученность вскрываемого разреза, а именно литологии, глубины залегания пластов и порового (пластового) давления. Их многообразие и изменчивость даже на одном месторождении предопределяют поиск новых технических решений. И этим техническим решением, направленным на предупреждение осложнений, прежде всего, остается выбор конструкции скважины, основанный на делении вскрываемого разреза на интервалы с несовместимыми условиями бурения. На скважине № 7 Перевозная нефтегазопроявление началось на глубине 3867 м во время бурения отложений нижнего девона, представленного микротрещиноватыми и микрокавернозными известняками. Углубление с отбором керна осуществлялось на буровом растворе 1730 кг/м3. Геологическая исследовательская станция зафиксировала начало поступления пластового флюида по увеличению объема в приемной емкости, но на это никто не обратил внимание. Поступление пластового


Современное состояние проблемы контроля скважины в различных горно-геологических условиях. Г нвп — наиболее частое осложнение

флюида произошло в результате вскрытия пласта с большим пластовым давлением, чем предполагалось. Бурение продолжалось еще в течение 1 часа 45 минут. За это время было пробурено 2,5 м, и объем в приемной емкости увеличился до 3 м3. Из-за отсутствия четких указаний на этот счет и недостаточной осведомленности исполнителей по раннему обнаружению газонефтеводопроявлений, вместо того чтобы загерметизировать скважину, начали подъем бурильной колонны. Только после того как было замечено движение бурового раствора по желобной системе, приступили к герметизации скважины. Но не выполнили обязательную процедуру: не зафиксировали избыточное давление в бурильной колонне и затрубном пространстве. Приступили к промывке, проигнорировав обязательную в такой ситуации технологию: поддержания забойного давление выше пластового давления, и поэтому пластовый флюид продолжал поступать в ствол, а тяжелый буровой раствор вымывался из скважины. И, как итог, затрубное пространство заполнилось пластовой нефтью, а давление под превенторами поднялось до 45,0 МПа. Проектом, естественно, не предусматривалось подобной ситуации, приведшей к аварийным работам в скважине. Поэтому понадобилось дополнительное оборудование и материалы, не предусмотренные проектом. Глушение скважины невозможно было вести, используя насосы буровой установки. Поэтому ликвидацию осложнения вели насосной установкой АЧФ-700, специально доставленной на буровую для этого случая. Срочно в течение двух дней на скважину по зимнику доставляли барит и другие материалы. Приступили к монтажу дополнительных емкостей для приема нефти, а также к рытью дополнительного амбара и его обваловке залежавшимся цементом и утяжелителем. Нередко начавшееся проявление переходит в открытое фонтанирование, и особенно часто в настоящее время это происходит при капитальном ремонте скважин. Основные причины, приводящие к открытому фонтанированию: - отсутствие в проектах на строительство скважин раздела по предупреждению, раннему обнаружению и ликвидации газонефтеводопроявлений; - отсутствие производственного регламента по глушению скважины при производстве капитального ремонта скважины; - отсутствие эффективного измерения объема долива и сопоставления с объемом поднятых объемом труб и бурового раствора при подъеме колонны труб, обеспечивающего обнаружение на ранней стадии поступления пластового флюида; - отсутствие инструкции по опрессовке ОП после монтажа на устье скважины и его проверке во время эксплуатации (применительно к местным условиям); - отсутствие в планах работ по ремонту скважины мероприятий по предупреждению и раннему обнаружению ГНВП; - неквалифицированные решения, принимаемые инженерным персоналом, и нарушения работниками бригад требований противофонтанной безопасности. Самым сложным и быстротечным является газопроявление. Поэтому рассмотрим поведение пластового газа, поступившего в ствол скважины. Связь между объемом и давлением при изотермическом процессе устанавливается законом Бойля — Мариотта:

Current well Control problems in various geologiC Conditions. gas, oil, water inflow — most frequent trouble Babayan E. V. e-mail: Bev37@mail.ru

The article addresses behavior of formation fluid entrained into a well being drilled. Formation gas is specifically hazardous. Equations are given to determine velocity of gas returns in bubble and piston flow. Also calculations are given to find out downhole pressure in progress of gas upfloating. Keywords: Gas, oil, water Inflow, well, pressure, velocity, formation fluid.

(1)

РV = const.

Во многих случаях при проведении практических расчетов или для уточнения поведения газа в скважине возникает необходимость учитывать также влияние температуры. Поведение газа в зависимости от трех основных параметров Р, V и Т описывается уравнением Клапейрона, представляющим собой основное характеристическое состояние газа: (2)

РV = nzRT,

где Р — давление, Па; V — объем, газа м3; n — число молей вещества; z — коэффициент сжимаемости газа; R — универсальная газовая постоянная; Т — температура, 0К. Значение универсальной газовой постоянной одинаково для всех газов и составляет 8314 н•м/ (К•моль). Для изучения состояния газа в меняющихся условиях основное характеристическое уравнение (2) может быть представлено в другой, более удобной, форме: (3)

Р 1V 1 / z 1T1 = Р 2 V 2 / z 2T 2 , где индексы 1 и 2 соответствуют значениям параметров в первом и втором состоянии. № 1 (17) 2013

89


Материалы и оборудование

Рисунок 1.

зависимость коэффициента сжимаемости от давления при различной температуре

z 1,9

60 80

1,7

Рисунок 3.

20 ºC 40 0

1,5 200 140

1,3

8

относительное расширение единицы объема газа при подъеме с забоя скважины глубиной 4000 м

16 24 32 40 48

V0/V T

100 ºC 120 1000

1,1 0,9 0,7

2000 0

20

Рисунок 2.

40

60

р, МПа

номограмма для определения сжимаемости и температуры газа по глубине скважины

3,0 Коэффициент k = z1T1/z2T2

80

3,0

2,8 2,6 2,4

2,5 2,0

2,2 2,0 1,8 1,6 1,4 1,2 МПа/100 м

1,5 1,0 1500 2000

3000 4000 Глубина, м

5000

6000

Коэффициент сжимаемости z зависит от давления и температуры. Для природного газа с относительной плотностью по воздуху 0,6 величину z можно определить по графику на рис. 1. Относительная плотность, равная 0,6 для большинства составов природного газа, оказывается достаточно близкой к фактической, в связи с чем это значение обычно применяется в технических расчетах. Уравнение (3) можно переписать в виде: (3)

Р 1V 1 = kР 2 V 2 , где k = z1T1 / z 2T2 . 90

3000

H, м

Для определения коэффициента k для условий скважины разработана [2] номограмма (рис. 2). Номограмма построена для следующих исходных данных: температура газа у устья 50 °С, геотермический градиент 3 °С / 100 м, коэффициент сжимаемости на устье 0,9, температура дневной поверхности 25 °С. Параметры z1 и Т1 соответствуют более нижним, чем z 2 и Т2, сечениям скважины. С помощью номограммы можно весьма просто определить величину k по заданным значениям глубины скважины и градиента давления. Изменение состояния газа при движении по стволу скважины. В процессе следования от забоя к устью скважины газ претерпевает различные изменения своего состояния под влиянием непрерывно меняющихся термобарических условий. Наряду с увеличением объема, наблюдаются фазовые превращения в газожидкостной смеси, т.е. растворение,выделение, сжижение и испарение газа. Закономерности протекания отмеченных явлений имеют существенное значение для совершенствования управления проявляющей скважиной. По мере подъема газа с забоя вместе с циркулирующим буровым раствором или вследствие всплывания происходит его расширение. Однако это расширение по глубине скважины весьма неравномерно. Значительную часть пути газ проходит с относительно невысоким приращением своего объема. Интенсивное увеличение объема начинается в верхней части скважины, в интервалах низких гидростатических давлений бурового раствора. Расчеты показывают, что здесь объем газа увеличивается в десятки раз по сравнению с исходным значением.


Современное состояние проблемы контроля скважины в различных горно-геологических условиях. Г нвп — наиболее частое осложнение

Таблица 1.

ρ, кг/м3

υ, м/час

ρ, кг/м3

υ, м/час

ρ, кг/м3

υ, м/час

1050

562

1400

196

1800

59,2

1100

483

1500

145

1900

43,8

1200

358

1600

108

2000

32,5

1300

265

1700

80,0

2100

24,0

Таблица 2.

Глубина, м

3500

3000

2000

1000

500

300

200

Объем газа, м

0,23

0,29

0,51

0,7

2,24

3,5

Выброс

Падение забойного давления, МПа

0,25

0,30

0,35

0,74

1,52

2,4

3

Для иллюстрации этого на рис. 3 показано относительное увеличение единицы объема газа V0 /VТ, где V0, VТ — начальное и текущее значения объема газа, при подъеме с забоя скважины глубиной 4000 м. Плотность бурового раствора принята равной 1680 кг/м2. Как следует из приведенного графика, начало резкого расширения газа приурочено примерно к верхней четверти глубины скважины. Ниже приведены сведения о расширении газа объемом 0,2 м3 в тех же условиях, а также о падении забойного давления в связи с его расширением и замещением определенной части объема бурового раствора, если поперечное сечение кольцевого пространства составляет 0,024 м2. Такое количество газа (0,2 м3) может поступить в скважину, например, в период смены долота и остаться незамеченным на поверхности. Согласно расчетам, при разрешающей способности уровнемера 1 м3 наличие флюида в скважине будет обнаружено в данном случае на глубине примерно 1000 м. Если позволить газу подниматься выше без противодавления на устье скважины, то с глубины 200 м начнется выброс вышележащего раствора. Скорость всплывания газа в буровом растворе. Буровые растворы, как правило, представляют собой тиксотропные системы, обладающие пластическими свойствами. Известно, что течение таких систем начинается после того, как приложенная сила преодолеет сопротивление сдвигу жидкости. В связи с этим в буровых растворах всплывают только пузырьки, имеющие достаточную подъемную силу для разрушения тиксотропной структуры на пути своего движения. Пузырек газа не всплывает в вязкопластичной жидкости, если его размер (м) менее величины, определяемой зависимостью: (4)

d0 =

6•Θ , k ' • g• (ρ 1 – ρ 2 )

где Θ — статическое напряжение сдвига раствора, Па; k' — опытный коэффициент; k' = 0,3÷0,6; g — ускорение свободного падения, м/с2; ρ1 , ρ2 — плотности бурового раствора и газа, кг/м3. Большое влияние на характер всплывания газа в жидкости оказывает структура образующейся смеси. Различают четыре типа структур при движении смеси газа и жидкости в скважине. Если газ движется в жидкости (находящейся в покое или текущей) в виде отдельных пузырьков различного размера, относительно равномерно распределенных в жидкости, то такая структура называется эмульсионной, или пузырьковой. Примером могут служить пачки газированного раствора. Скорость движения (м/час) пузырьков газа, всплывающих в буровом растворе, может быть рассчитана по формуле /4/: (5) газ

= 1310 0 х е – 0 , 0 03x ρ ,

где ρ — плотность бурового раствора, кг/м3 Расчеты по скорости всплытия пузырьков в неподвижном буровом растворе различной плотности представлены в таблице. С повышением объемного содержания газа отдельные пузырьки начинают сливаться, образуя «снаряды» или пробки в скважине. Такая структура смеси получила название пробковой, или снарядной. Образование газовых пачек в скважине является примером подобной структуры. При подъеме смеси бурового раствора и газа в скважине по мере снижения давления в разных интервалах глубин могут существовать различные структуры потока. С точки зрения выбросов наибольшая опасность возникает при снарядном режиме движения смеси. Причем «снаряды», т. е. пробки газа, могут образовываться как в движущейся, так и в покоящейся жидкости. № 1 (17) 2013

91


Материалы и оборудование Для определения скорости подъема пузыря в трубе при снарядном режиме течения Т. Уоллис приводит формулу /5/: (6)

υт.снар. = k • ρ–1/2 x [g • dвн.т • (ρб.р – ρгаз )] 1/2 , где k — коэффициент пропорциональности, k = 0,345 На основе этой формулы П. Гриффитс приводит выражение скорости пузыря в кольцевом пространстве:

(8)

(7)

Давление на забое скважины при этом удвоится: Р3АБ = 2РПЛ. В любой точке ствола скважины давление в это же время будет равно сумме устьевого и гидростатического на этой глубине. Инверсия давления создает в скважине опасность возникновения затрубных проявлений, межпластовых перетоков, нарушения прочности обсадных колонн. В литературе описаны случаи грифонообразований в результате чрезмерного повышения давления в скважине при небольшой длине обсадных колонн или кондукторов. Высокие давления в скважине являются причиной нарушения герметичности обсадных колонн и гидравлического разрыва пластов. Давление смеси бурового раствора и газа в скважине. Поступление пластового газа в ствол обусловливает образование в скважине смеси бурового раствора и газа. В зависимости от обстоятельств смесь может заполнять проявляющую скважину целиком или располагаться в отдельных ее интервалах, образуя так называемые пачки газированного раствора. Поступление газа в скважину и образование в ней газожидкостной смеси влияет, прежде всего, на величину гидростатического давления. Несомненно, что уменьшение плотности раствора в этом случае приводит и к снижению забойного давления, в связи с чем появляется опасность увеличения депрессии на пласт и, следовательно, выброса. Поэтому определение давления, создаваемого столбом смеси раствора газа в скважине, представляет непосредственный практический интерес для оценки опасности и возможности дальнейшего развития проявлений, а также для выбора способа предупреждения и ликвидации выбросов. На практике часто используют упрощенные расчеты, полагая, что столб газожидкостной смеси находится в статических условиях, т. е. в покое, и всплывание газа в нем отсутствует. Отсутствие относительного движения газовых пузырьков в буровом растворе будет, очевидно, характерным для эмульсионной (пузырьковой) структуры смеси. В этом случае можно пользоваться формулой:

υк.спар. = k1 • ρ–1/2 x [g • Dвн • (ρб.р – ρгаз )] 1/2 , где k1 = f (D вн / D н ), d вн. т — внутренний диаметр трубы, м; D вн — внутренний диаметр наружной трубы (скважины), м; D н — наружный диаметр внутренней трубы, м. Имеем k = 0,37 при D вн / D н = 0,44; k = 0,4 при D вн / D н = 0,6; k = 0,49 при D вн / D н = 0,8; Рассчитайте скорость подъема газовой пачки, движущейся в снарядном режиме в кольцевом пространстве 0,127/0,22 м в буровом растворе плотностью 1500 кг/м 3: ν к.спар. = 0,4 • 1500 х [9,81 • 0,22 • (1500 – 40)] 1/2 = 0,535 м/с = 1929 м/час При дальнейшем увеличении содержания газа в потоке смеси появляется сплошной столб газа, окруженный жидким кольцом. Этот тип структуры называется стержневым, когда содержание газа смеси становится настолько высоким, что жидкая фаза распыляется потоком газа и движется вместе с ним во взвешенном состоянии. Инверсия давления при газопроявлениях. При всплытии газа в герметизированной скважине наблюдается нарастание давления на устье скважины. Увеличение давления в этих случаях обусловлено эффектом, называемым инверсией давления. Механизм инверсии давления заключается в следующем. Если в момент закрытия скважина частично или полностью заполнена жидкостью и в ней присутствует газ, то газовые включения под влиянием архимедовой силы продолжают всплывать к устью. Но, не имея возможности расширяться по мере подъема, в жестко фиксированном объеме, каждый пузырек или газовая пробка в соответствии с законом Бойля — Мариотта будут сохранять объем и давление, существовавшие в момент герметизации. При этом давление определяется высотой расположенного выше столба бурового раствора. Схема инверсии давления в скважине приведена на рис. 5 а и б, на котором соответственно показано 92

распределение давлений в момент нахождения газовой пробки на забое и после ее всплытия. Газ, находящийся вначале под действием избыточного гидростатического давления столба жидкости, сохраняет его и в процессе всплытия до устья скважины. Если скважина закрыта в начале проявления, когда газовая пачка еще находится на забое, то после ее окончательного всплытия устьевое давление станет равным пластовому:

Р УС Т = ρgH

(9)

Р Н – Р В + z• a 0 •Р 0 •ln(Р Н /Р В ) = p • g• L С М


Современное состояние проблемы контроля скважины в различных горно-геологических условиях. Г нвп — наиболее частое осложнение

где РН , Р В — давление у нижней и верхней границ столба смеси, Па; a 0 — газожидкостное отношение, приведенное к нестандартным условиям; Р0 — атмосферное давление, Па; ρ — плотность негазированного бурового раствора, кг/м3; LСМ — высота столба смеси, м. Уравнение (9) решается методом последовательного приближения, причем результаты расчетов весьма быстро сходятся. Газожидкостное отношение представляет отношение объема газа к объему жидкости в единице объема смеси, т.е.:

схема инверсии давления в скважине

а

б

pgH

H

(10)

Рисунок 5.

a 0 = V0/ VЖ Газожидкостное отношение может быть определено также по плотности исходного и газированного бурового растворов следующим образом: (11)

a0 =

ρ – 1, ρ г.р

где ρ г.р — плотность газированного раствора на поверхности. Уравнение [9] упростим для оценки, насколько будет снижено забойное давление при выходе из скважины газированного раствора. Примем Рн за давление столба бурового раствора плотностью ρ, a 0 = (ρ – ρ г.р) / ρ г.р и, наконец, РВ равным 0,01 МПа. Получим известную эмпирическую формулу под именем Стронга — Уайта: (12)

ΔP = 2,3 •

ρ1 – ρ2 1gP 1 , ρ2

где ρ1 — начальная плотность бурового раствора; ρ 2 — плотность газированного бурового раствора на поверхности; Р1 — гидростатическое давление бурового раствора начальной плотности. Расчеты показывают, что уменьшение давления даже при значительном содержании газа в растворе вследствие сжимаемости газа сравнительно невелико. Например, если плотность раствора на поверхности снизится с 1200 до 600 кг/м 3 (a 0 = 1), то при равномерном газосодержании (по массовой доле) по всему стволу скважины давление на глубине 2000 м снизится на 0,45 МПа, или на 1,87 %, а на глубине 1000 м — на 0,375 МПа, или на 3,12 %.

pgH

2pgH

Таким образом, влияние газирования раствора на гидростатическое давление с глубиной уменьшается. Падение давления может стать заметным при значительном газосодержании на небольших глубинах. При газосодержании a 0 =3 и прежней плотности раствора на глубине 1000 м давление упадет уже на 1,5 МПа, или на 12,5 %. В следующей статье будут изложены методы и признаки обнаружения ГНВП, определение допустимого объема поступления флюида, определение плотности бурового раствора, раннее обнаружение ГНВП.

Список использованных источников и литературы 1. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ08-624-03- М. Госгортехнадзор России, 2003. 2. Технология управления скважиной при газонефтеводопроявлениях в различных горно-геологических условиях. РД 39-0147007-544-87. 3. Бабаян Э. В. Технология управления скважиной при газонефтеводопроявлениях. — Советская Кубань, 2007. — 154 с. 4. Neal J. Adams Drilling Engineering.A Complete Well Planning Approach.Tulsa, Oklahoma, 1995. 5. Куксов А. К., Бабаян Э. В., Шевцов В. Д. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении. — Недра, 1992. — 251 с. № 1 (17) 2013

93


Материалы и оборудование

АВТОНОМНЫЙ ЛОГГЕР ТЕМПЕРАТУРЫ ВЕЧНОМЕРЗЛЫХ ГРУНТОВ в с тАтье ПривОдитс я ОПис Ание лОг г ерА цифрОвых д АтчикОв темПерАт уры, Пре днА знАченнОгО д ля г еОтехническОгО мОнитОрингА темПерАт уры вечнОмерзлых г ру нтОв. к лючевые с лОвА: лОг г ер, цифрОвОй ПреОбрА зОвАте ль темПерАт у ры, г еОте хнический мОнитОринг, термОме трическ А я сквА жинА.

Неделько А. Ю. в е д у щ и й и н ж ен ер ОАО « н П П « ЭтА л О н » e-m a il: f g u p@o m s k e ta lo n.ru

В

настоящее время в связи с глобальным потеплением климата планеты и связанным с ним отступлением южной границы вечномерзлых пород задача мониторинга температуры грунтов приобретает повышенную актуальность. Опасное изменение температуры грунтов происходит как в связи с глобальными климатическими процессами, так и в результате воздействия технических объектов. Таким образом, надежность и безопасность строительства и функционирования объектов нефтегазового комплекса, зданий и сооружений, объектов транспортной инфраструктуры, расположенных в северных районах России, во многом определяется эффективностью систем мониторинга температуры грунтов. При геотехническом мониторинге проводятся измерения температуры грунтов в термометрических скважинах, определяются глубины сезонного оттаивания, определяются физические и механические свойства образцов мерзлых грунтов. Для проведения измерений температуры грунтов в термометрических скважинах используются многозонные датчики температуры (смонтированные в единое изделие датчики и соединительный кабель — далее: термокосы), например такие, как термокосы серии МЦДТ 0922 (рис. 1). Для оперативного проведения замеров температуры существуют портативные контроллеры, например ПКЦД1/100, при их использовании производится периодический обход термометрических скважин и сбор данных, для осуществления непрерывного мониторинга используются стационарные контроллеры, например СКЦД-6/200. При проведении мониторинга температуры труднодоступных, удаленных объектов возникает необходимость в дру-

94

гом классе приборов — автономных логгерах температуры. Функционирование таких приборов осуществляется от встроенного элемента питания с расширенным диапазоном допустимых температур эксплуатации. В качестве примера рассмотрим логгер цифровых датчиков температуры ЛЦД1/100 (далее: логгер) производства ОАО «НПП «Эталон» (рис. 2). Логгер цифровых датчиков ЛЦД-1/100 предназначен для автономного считывания результатов измерения температуры с датчиков температуры многозонных цифровых МЦДТ с заданной периодичностью и может применяться для проведения измерений с целью определения распределения температуры грунтов, трубопроводов, а также других протяженных объектов. Компактные размеры (диаметр 25 мм, длина 195 мм) позволяют устанавливать логгер непосредственно в термометрическую скважину. Диапазон температур окружающего воздуха при долговременной эксплуатации логгера от -40 ºС до +40 ºС, при эксплуатации в более жестких климатических условиях логгер размещается в термометрической скважине ниже уровня грунта на 0,5—1 м, где температурные условия значительно мягче. Крепление логгера осуществляется за хвостовик на кожухе, в отверстия которого можно вставить тросик диаметром 2—3 мм и фиксировать при помощи гаек М8 или любым другим удобным способом за корпус логгера. Термокосы массой до 3 кг могут удерживаться в разъеме логгера только за счет встроенного фиксатора, для термокос большей массы следует предусмотреть дополнительное крепление. Логгер работает от встроенного литиевого элемента питания типоразмера АА, расчетное время работы логгера без заме-


Автономный логгер температуры вечномерзлых грунтов

ны элемента питания, при условии соблюдения допустимых температур эксплуатации, приведено на рисунке 3. Логгер сохраняет данные на карту памяти формата microSD, предварительно отформатированную в файловой системе FAT16, перенос данных на ПК осуществляется с помощью стандартного карт-ридера. Максимального размера файла, ограниченного в FAT16 2 Гбайт, достаточно для записи данных на протяжении 10 и более лет. Каждый логгер работает с файлом данных, размещенным в корневом каталоге карты памяти, с уникальным именем следующего формата: (1)

00001P08, где 00001 — серийный номер логгера, P — символ периода измерений, 08 — период измерений в часах. При обращении к карте памяти логгер ищет в корневом каталоге файл с соответствующим его серийному номеру именем. Если файл существует, логгер проверяет имя файла на наличие флага обновления текущего времени и изменения периода измерений. Если файл не найден, логгер создает в корневом каталоге новый файл с уникальным именем, содержащим серийный номер логгера и текущий период измерений. Данные в файле защищаются электронной подписью, рассчитываемой логгером по определенному алгоритму, при внесении изменений в данные выдается соответствующее предупреждение. Так как файл логгера имеет обычный текстовый формат, для просмотра и обработки данных могут использоваться не только специализированные программы, но и многие другие поддерживающие данные в текстовом формате, например Notepad, Word, Excel. Логгер имеет встроенную систему диагностики неисправностей электроники, термокосы, карты памяти и элемента питания, которая позволяет убедиться в нормальном функционировании прибора перед установкой на объекте. Замена термокосы, карты памяти или элемента питания может осуществляться на месте установки логгера, без использования каких-либо инструментов (рис. 4). Система хранения данных в виде файлов с именами, содержащими уникальный серийный номер логгера, позволяет организовывать архивы большого размера и с определенностью знать, с какого прибора, с какой термокосы и в какой период времени собраны данные. Для большего удобства

Рисунок 2.

Self-contained permafroSr temperature logger Nedelko A. Y. principal engineer of JSC RPI «Etalon» e-mail: fgup@omsketalon.ru

The present article concerns the description of the digital temperature sensors logger, designed for permafrost temperature geotechnical monitoring. Keywords: logger, digital temperature sensor, geotechnical monitoring, thermometric borehole.

Рисунок 1.

термокосы серии мцдт 0922

идентификации данных допускается внесение в текст файла логгера текстовых комментариев. Для предотвращения утери информации возможна организация физического архива данных путем хранения непосредственно карт памяти, стоимость которых незначительна.

логгер лцд-1/100

№ 1 (17) 2013

95


Материалы и оборудование

Рисунок 3.

расчетное время работы логгера лцд-1/100

15 96

14

48

13

ВРЕМя РАБОТы, ЛЕТ

11

12

10

8

9

6

8 4

7

3

6

ПЕРИОД ИЗМЕРЕНИй, чАСОВ

24

12

2

5 4 3

1 0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

80

85

90

95

100

КОЛИчЕСТВО ДАТчИКОВ

Рисунок 4.

логгер лцд-1/100 без защитного кожуха

В настоящее время логгеры проходят опытную эксплуатацию в реальных условиях на объектах нефтегазового комплекса и РЖД.

Список использованных источников и литературы 1. Попов А. П., Милованов В. И., Жмулин В. В., Рябов В. А., Бережной М. А. К вопросу о типовых технических решениях 96

по основаниям и фундаментам для криолитозоны // Инженерная геология, 2008, сентябрь, с. 22—38. 2. Корниенко С. Г. Изучение и мониторинг мерзлых грунтов с использованием данных космиче-ской съемки // Материалы 11-й Всероссийской научно-практической конференции «Геоинформа-тика в нефтегазовой отрасли». 3. Минкин Марк. Строительство нефтегазовых объектов на Севере // Материалы семинара «Во-просы проектирования фундаментов на особых грунтах. Новые геотехнические конструкции и ме-тоды их расчетов», 2010.


ГеоИнжиниринг_весна_2013  

научно-технический журнал в сфере проектирования и изысканий объектов нефтегазового комплекса «ГеоИнжиниринг», выпускаемый компанией ЗАО НИП...