Geo 2 22 web by inna Magala

аналитический научно-технический журнал

№

(22)

лето-2014

Крым и его акватории как часть Черноморско-Азовского нефтегазоносного региона России С.

в номере:

Китайское направление: особенности и перспективы

Про гидратный газ забыли

Пути развития энергетики Иркутской области на период до 2018 года

Методика проведения мониторинга на объекте «Южный поток»

Анализ современных методов и технологий, принимаемых на завершающей стадии эксплуатации газовых месторождений

c. 24

с. 34

с. 64

c. 74

c. 86

Положение на соискание

Премии журна ла «ГеоИнжиниринг» «За научные и технические разработки в области ТЭК» 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, высшим учебным заведениям, а также отдельным лицам; б) инженерно-техническим обществам; конструкторским бюро; в) научно-техническим советам министерств, ведомств, промышленных предприятий.

3. Условия подачи документов

Организации или отдельные лица, выдвинувшие кандидата на соискание премии, обязаны предоставить 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 научно-технических 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», 2014 год»; б) разместить краткие аннотации о работах и сами работы в журнале «ГеоИнжиниринг» и на сайте журнала; в) денежная премия и диплом журнала.

Результаты конк у рс а буду т подводитьс я комиссией в сос таве: Председатель комиссии: Шауро А. Н.,

кандидат технических наук, генеральный директор ЗАО «НИПИ «ИнжГео»

Члены комиссии: Берлин М.А.,

доктор технических наук, профессор, академик Академиии наук технологической кибернетики Украины, ученый секретарь ЗАО «НИПИ «ИнжГео»,

Джемалинский В. К.,

кандидат технических наук, главный специалист ЗАО «НИПИ «ИнжГео»,

Кошелев В. Н.,

доктор технических наук, директор Научно-исследовательского инженерного центра ЗАО «НПО Ресурс» — ЗАО «Сервисный центр — буровые технологии».

С татьи и за явки на у час тие в конк у рсе принимаютс я до 1 ок тября

+ 7 (861) 279-23-06 + 7 (861) 279-81-59 e-mail: geoinj@bk.ru

Содержание

Главный редактор Владимир Константинович Джемалинский Заместитель главного редактора Вячеслав Гущин Дизайн и верстка Галина Артюхина

Фото Юлия Тарасова Корректор Екатерина Ширлинг Допечатная подготовка Препресс-бюро TwinPix

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

Национального технического университета ХПИ (стратегическое управление, теплотехнологии) с 2001 г. Певнев Анатолий Кузьмич, доктор технических наук, профессор РАЕН, Институт физики Земли РАН, Москва Имаев Валерий Сулейманович, доктор геолого-минералогических наук, профессор, Институт земной коры, Иркутск Кошелев Алексей Тимофеевич, доктор технических наук, профессор, Кубанский государственный технологический университет, кафедра нефтегазового дела имени профессора Г. Т. Вартумяна, Краснодар; член экспертного совета ВАК по проблемам нефти и газа, Краснодар Гуленко Владимир Иванович, доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный университет», завкафедрой геофизических методов поиска и разведки направления «инженерная и морская геофизика», Краснодар Попков Василий Иванович, доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик РАЕН, ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный университет», декан геологического факультета, Краснодар

Учредитель

Новости

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

Аналитика

Издатель

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

Тираж: 5500 экз.

№2 (22) 2014

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

Факты. События. Комментарии

к. г.-м. н., з а в е д у ю щ и й л а б о рато р и ей г ео ф и з и к и ООО « В о л г оУ ра л НИ П И га з »

Печать:

Типография «Омега-принт» 344082, г. Ростов-на-Дону, ул. М. Горького, 3 Тел. (863) 244-44-42 Заказ № 1080 от 19.05.2014 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

Тюрин А. М.

Крым и его акватории как часть Черноморско-Азовского нефтегазоносного региона России

Дмитриев А. Н. ж у р н а л и с т-а н а л и т и к

Добровольская Т. В.

Китайское направление: особенности и перспективы

в е д у щ и й и н ж е н е р И н с т и т у та с и с т е м э н е р г е т и к и и м. Л. А . М е л е н т ь е в а СО РАН

Берлин М. А.

Постников И. В.

д. т. н.,

м. н. с. И н с т и т у та с и с т е м э н е р г е т и к и

п р о ф ессо р,

и м. Л. А . М е л е н т ь е в а СО РАН

у ч ен ы й с ек р е та р ь ЗАО « НИ П И « И н ж Г ео »

Якимец Е. Е.

Аношина К. В.

м. н. с. И н с т и т у та с и с т е м э н е р г е т и к и и м. Л. А . М е л е н т ь е в а СО РАН

с п е ц и а л и с т п р о е к т н о г о п о д ра з д е л е н и я ЗАО « НИ П И « И н ж Г е о »

Пути развития энергетики Иркутской области на период до 2018 года

Про гидратный газ забыли

Рекреация

Лучшие места Юга

Персона

Инженерные изыскания

Баборыкин М. Ю. р у ко в о д и т е л ь г р у пп ы м о н и т о р и н га и г еоинформационных сис тем

Алиев С. Т.

ООО « Г е о п р о е к т с т р о й »

Роман Войлиненко: «Хочу, чтобы в семье появился еще один инженер»

Жидиляева Е. В. м а г и с т р г е о л о г и и, в е д у щ и й с п е ц и а л и с т г р у пп ы м о н и т о р и н га и г еоинформационных сис тем

ООО « Г е о п р о е к т с т р о й »

Максим Баборыкин: «Я научился разбираться в людях»

Методика проведения мониторинга на объекте «Южный поток»

Промо

50 54

Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений

Прямой маршрут

Развитие производства трубной продукции в промышленных масштабах на Кубани

з а м е с т и т е л ь н ач а л ь н и к а ц е х а ф и л и а л а ООО « Га з п р о м д о б ыч а К ра с н о д а р », К а н е в с ко е Г П У

Эксплуатация и экология

Березовский Д. А.

Савенок О. В. к. т. н.,

Фархутдинов А. М.

д о ц е н т к а ф е д р ы н е фт е га з о в о г о д е л а

а с п и ра н т П а р и жс ко й г о р н о й ш ко л ы,

и м е н и п р о ф е ссо ра Г. Т. В а р т у м я н а ,

Б а ш к и р с к и й г о с уд а р с т в е н н ы й

К у б ГТУ

университет

Исмагилов Р. А. к. г.-м. н,, с. н. с. И н с т и т у та г е о л о г и и У ф и м с ко г о н а у ч н о г о ц е н т ра РАН; у ч е н ы й с е к р е та р ь н а у ч н о г о со в е та

Проектирование

п о г е о л о г и и н е фт и и га з а о тд е л е н и я н а у к о З е м л е и п р и р о д н ы х р е с у р со в А к а д е м и и н а у к РБ

Геотермальные ресурсы Чеченской республики и перспективы их использования

Молодые ученые

Пеньковский А. В. н. с. И н с т и т у та с и с т е м э н е р г е т и к и и м. Л. А . М е л е н т ь е в а СО РАН

Коледа А. О. з а в г р у пп о й п о д д е р ж к и КО П НГ

Тараник В. С. и н ж е н е р 2-й к ат е г о р и и г р у пп ы п о д д е р ж к и КО П НГ

Основные принципы и проблемы адаптации системы трехмерного проектирования av e va pdms под требования оао «а к «транснефть»

wikimedia.org

Новости

Россия направила иск во Всемирную торговую организацию о начале процедуры судебного разбирательства в связи с применением Евросоюзом мер так называемого «третьего энергопакета». Факт подачи иска подтвердил директор департамента торговых переговоров Минэкономразвития РФ Максим Медведков. Напомним, что в соответствии с «третьим энергопакетом» собственниками расположенных на территории ЕС магистральных трубопроводов не могут быть компании, которые занимаются добычей газа. Они должны либо продавать свои активы в ЕС, либо передать право на

управление трубопроводами независимым компаниям из ЕС. В случае, если компании-операторы контролируются иностранными лицами, они должны пройти особую процедуру сертификации. «Содержание «третьего энергопакета», по мнению России, противоречит обязательствам ЕС в ВТО, касающимся базовых принципов недискриминации и доступа на рынок. «Третий энергопакет» создает серьезные препятствия для обеспечения стабильных поставок российского газа в ЕС, включая угрозу строительству новой транспортной инфраструктуры, например в рамках проекта «Южного потока», — сказал Медведков.

«Транснефть» переходит на рубли 25 апреля прошло правительственное совещание под руководством первого вице-премьера Игоря Шувалова с участием представителей крупнейших энергетических компаний страны, таких как «Роснефть», «Газпром» и «Транснефть». На нем чиновник предложил компаниям для получения оплаты за поставку топлива перейти с иностранными покупателями на российский рубль. Первой предложение Шувалова поддержала «Транснефть», которая при поставках нефти в Китай в оплате вместо долларов США перейдет на рубль. В самой компании считают, что Китай благодаря сотрудничеству с Россией обладает достаточной рублевой массой, чтобы безболезненно перейти на российскую валюту. Экономист и руководитель компании «Неокон» Михаил Хазин считает, что, кроме «Транснефти», никто из энергетических гигантов не пойдет на рублевые платежи. «Транснефть» может на это пойти, так как у нее и так основные расчеты в рублях и она в основном занята транспортировкой, а не продажей, — заявил он. — Нужно радикально менять внутреннюю экономическую политику, работать над ее устойчивостью. В нынешнем нашем положении страны не согласятся на такое новшество, даже если им предложить скидки за неустойчивость нашей валюты». 6

img13.nnm.me

РФ подает в суд на ЕС

№ 2 (22) 2014

almasjid.ru

Новости

В Саудовской Аравии прослеживается четкая тенденция по увеличению потребления электроэнергии в летние месяцы: сказывается активное использование кондиционеров. В течение последних пяти лет для нужд дополнительной энергогенерации в летний сезон стране в среднем требовалось 500 тыс. барр./сут. «Летний период станет серьезным испытанием для Саудовской Аравии, в особенности из-за того, что ливийская нефть по-прежнему по большей части остается вне рын-

ка, — комментирует Робин Миллс, глава консалтингового подразделения компании Manaar Energy. — Для того чтобы справиться как с мировыми, так и внутренними запросами, Саудовской Аравии придется поднять добычу нефти выше отметки 10 млн барр./сут. и поддерживать ее на этом уровне в течение нескольких месяцев». Официальные лица ближневосточного королевства неоднократно заявляли, что Саудовская Аравия обладает возможностями по добыче в 12,5 млн барр./сут. Однако эксперты отмечают, что саудиты, скорее всего, добывают на пределе своих возможностей.

Exxon может пострадать из-за Украины? Компания планирует начать в августе бурение в Карском море, где реализуется совместный проект Exxon и «Роснефти». Российский арктический проект станет одним из самых дорогих в истории Exxon, но потенциальная прибыль оправдывает такие расходы. По предварительным прогнозам, геологическая структура «Университетская» может содержать 9 млрд баррелей в нефтяном эквиваленте, что предполагает стоимость на уровне более $ 900 млрд по сегодняшним ценам. Между тем, некоторые экономические аналитики предполагают, что Exxon может лишиться доходов из-за международного давления на Россию. Свое мнение они аргументируют словами президента РФ, заявившего, что дальнейшие санкции могут привести к пересмотру участия западных компаний в ключевых отраслях, таких как энергетика. И хотя В. Путин при этом добавил, что пока что не видит необходимости в ответных санкциях, по мнению комментаторов, риск для Exxon, равно как и для других иностранных партнеров отечественных нефтегазовых компаний, сохраняется. И. Сечин в свою очередь заверил всех в том, что сотрудничество не пострадает и будет динамично развиваться. 8

wsrkfm.com

Жаркое лето для Саудовской Аравии

plazachica.blogspot.ru

Новости

Исла-дель-Меридиано собирается удовлетворять все свои энергетические потребности только за счет экологически чистых и возобновляемых источников. Этот остров, входящий в Канарский архипелаг, с июня 2014 года будет пользоваться исключительно энергией ветра и воды. С данной целью уже построена ветряная ферма, состоящая из пяти турбин с общей мощностью в 11,5 мегаватт. Этого объема энергии будет хватать не только на жизнь местных жителей и туристов, но и на работу опреснительной установки. Когда вокруг острова будут складываться

безветренные условия, в дело вступят агрегаты по добыче волновой энергии (морских течений). Впрочем, жители — их на острове примерно 10 000 человек — сохранили за собой право в случае крайней необходимости использовать запасной вариант — электростанцию, работающую на нефти. Пока «зеленые» ставят Исла-дель-Меридиано всем в пример, скептики отмечают, что остров, на котором отсутствует промышленное производство, не может служить эталоном для всего мира. «Ведь даже ветряки и волновые станции были сделаны за его пределами и потребовали при своем создании вполне традиционной энергии», — отмечают они.

Иран увеличивает добычу Вопреки требованиям международного сообщества, правительство Ирана заявило, что продолжит наращивать экспорт нефти. В частности, министр нефтяной промышленности Биджан Зангане заявил: «Мы пытаемся увеличить экспорт. Сейчас его объемы превышают 1 млн баррелей в день». По условиям временного ядерного соглашения, экспорт иранской нефти был ограничен до 1 млн барр./сут. в течение полугода. Между тем, данные по поставкам показывают, что Иран систематически превышает установленный уровень уже в течение пяти месяцев. Согласно информации, опубликованной МЭА, большая часть иранского экспорта приходится на Китай, Индию и Южную Корею. Что любопытно, в администрации Обамы игнорируют известия о том, что Иран превышает утвержденные лимиты. По мнению ряда политологов, это связано с желанием США осложнить деятельность России в сфере экспорта углеводородов, создав сильного конкурента и, по возможности, снизив мировые цены на нефть. 10

i.artfile.ru

Экоостров

http://f-lite.ru

Новости

В рамках подготовки к визиту Президента РФ Владимира Путина в КНР председатель правления ОАО «НК «Роснефть» Игорь Сечин провел 15 мая 2014 года в Пекине встречу с председателем правления группы Sinopec Фу Ченьюем. В ходе переговоров стороны обсудили широкий круг вопросов по действующим проектам и перспективам расширения сотрудничества, в том числе возможное заключение долгосрочного контракта на поставки нефти. Руководители компаний выразили удовлет-

ворение уровнем текущего взаимодействия по ряду совместных проектов. Компании создали три рабочие группы: по сотрудничеству в области долгосрочных контрактов по поставкам углеводородов; по сотрудничеству в сфере добычи; по реализации проекта «Восточная нефтехимическая компания». Напомним, что осенью прошлого года «Роснефть» и Sinopec подписали меморандум в отношении заключения экспортного контракта на условиях предоплаты. Меморандум предусматривает поставки нефти в объеме до 100 млн т в течение 10 лет.

Пошлины на нефть отменят Россия и Белоруссия договорились о поэтапной отмене экспортных пошлин на нефть. Об этом журналистам рассказал президент Александр Лукашенко. По словам главы белорусского государства, полностью рассчитывать на отмену пошлин Минск сможет к 2016 году. По оценке Лукашенко, это позволит уже в следующем году сохранить для бюджета страны около $ 1,5 млрд. «Мы будем получать нефть в тех объемах, которые хотели бы, — 23 млн т с перспективой увеличения, если нужно будет, чтобы загрузить наши нефтеперерабатывающие заводы и нефтехимическую промышленность», — сказал Лукашенко. Вопрос таможенных пошлин был одним из условий подписания Минском договора о Евразийском экономическом союзе, которые планируется подписать в Астане. Членами Союза станут Россия, Белоруссия и Казахстан. 12

wordpress.com

«Роснефть» и Sinopec укрепляют связи

bestmaps.ru

Аналитика

КРЫМ И ЕГО АКВАТОРИИ КАК ЧАСТЬ ЧЕРНОМОРСКО-АЗОВСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО РЕГИОНА РОССИИ 14

Крым и его акватории как часть Черноморско-Азовского нефтегазоносного региона России

В России почти восс тановлен в своих ис торических г раниц а х Черноморско -А зовский нефтега зоносный регион. Сегодня он вк лючает побережье Кубани, Крым и прилегающие к ним акватории А зовского и Черного морей. С « г еолого - организационных » позиций в него входит Абх а зия и ее акватория. Ис торически центра льное мес то в рег ионе занима л Крым и его акватории. Но более 20 ле т работы на нефть и га з здесь ра звива лись по лог ике, отличной от той, котора я ре а лизова н а в Р оссии. Что с де л а но в Крым у и его а кваториях за эти годы? К а ковы перспективы нефтега зоноснос ти не др по сос тоянию их изу ченнос ти на сегодня? К ак буду т ра звиватьс я с лож ившиес я проек ты поиск а, ра зве дки и ра зработки мес торождений нефти и га за? В с татье пре дпринята попытк а отве тить на эти вопросы.

Тюрин А. М. к. г.-м. н., з а в е д у ю щ и й л а б о рато р и ей г ео ф и з и к и ООО « В о л г оУра л НИПИ га з »

Перспективы нефтегазоносности Имеется несколько схем нефтегазогеологического районирования Крыма и прилегающих к нему акваторий Черного и Азовского морей. За основу мы возьмем ту, которая соответствует геолого-экономическим критериям. Выделяются прикерченский и северо-западный шельфы Черного моря и его глубоководная часть. Прикерченский шельф — это часть керченско-таманского шельфа, который теперь целиком находится в пределах России. Северо-западный шельф и акватория Азовского моря будут разделены между Россией и Украиной. Вдоль российского берега Черного моря выделяется Туапсинский прогиб, а юго-западнее его — вал Шатского, ограниченный Восточно-Черноморской впадиной. Эти тектонические элементы находятся в глубоководной части Черного моря. Туапсинский прогиб «закрывается» на широте границы России и Абхазии. Продолжению вала Шатского в акватории Абхазии соответствует Гудаутский свод. Выше мы обозначили Черноморско-Азовский нефтегазоносный регион России, в пределах которого условно выделим кубанские акватории, Крым вместе с его акваториями и абхазскую акваторию. В пределах Черноморско-Азовского региона нефтегазоносны терригенные отложения майкопской серии (олигоцен — низы среднего миоцена), среднемиоценплиоценового и неогенового комплексов. Нефть и газ содержатся в песчано-алевритовых коллекторах. Песчаники имеют высокую пористость и проницаемость. Покрышками являются пласты глин. Нефтегазоносность нижележащих отложений палеогена, мела и юры не изучена бурением на том уровне, который позволяет делать относительно достоверные количественные оценки ресурсов углеводородов. В советский период (с конца 50-х годов) работы на нефть и газ на территории Крыма проводились по классической схеме, включающей геологическое изучение с общих позиций и последующий выход на поисковые работы на нефть и газ. Здесь были открыты месторождения Задорненское, Глебовское, Джанкойское и др. В 1972 г. начато бурение скважин на шельфе Черного моря. Открыто первое в его акватории Голицынское месторождение (1974 г.). Однако в середине 70-х годов объемы работ на нефть и газ были

сокращены в связи с началом эксплуатации гигантских месторождений Западной Сибири. В начале 90-х годов возникла проблема делимитации акваторий Черного и Азовского морей между Россией и Украиной. В связи с этим по заказу МПР РФ в полосе предполагаемой границы в 1996–97 гг. отработана система рекогносцировочных сейсморазведочных профилей. Полученные результаты изменили представление о перспективах нефтегазоносности акватории Черного моря. В ранее не изученных отложениях юрского возраста, представленных известняками мощностью до 1000 м, выявлены карбонатные биогермные постройки, однотипные с постройками Прикаспийского региона. В последнем они имеют девонско-каменноугольный возраст и являются нефтегазоносными. К постройкам приурочены и гигантские месторождения нефти и газа — Астраханское, Тенгиз, Кашаган. Даны прогнозы развития построек вдоль всего Предкавказья. Глубины залегания этих перспективных объектов в пределах вала Шатского и бортовых зон Туапсинского прогиба доступны для бурения. Зона их развития включает восточную часть черноморской акватории Крыма и всю акваторию Абхазии. В статье «Наступление на Черное море» (О. Виноградова, «Нефтегазовая Вертикаль», № 09, 2011 г.) обобщены результаты разных оценок начальных суммарных ресурсов (НСР) углеводородов кубанских акваторий Азовского и Черного морей. Они составляют 0,1 – 1,0 и 0,4 – 1,6 млрд т нефтяного эквивалента соответственно. Но имеются и более оптимистические оценки. Для Туапсинского прогиба прогнозные ресурсы (категория D2) составляют 718 млн т нефти и 266 млрд м3 газа, а для вала Шатского — 1456 млн т нефти и 433 млрд м3 газа (ООО «РН-Эксплорейшн», 2013 г.). Межведомственной экспертной комиссией Украины НСР (извлекаемые) углеводородов украинских акваторий Азовского и Черного морей утверждены в размере 325 и 1207 млн т у. т. соответственно. Позднее ресурсы акватории Черного моря уточнены. Северо-западный шельф — 495,7 млрд м3 газа и 50,4 млн т нефти и конденсата, прикерченский шельф — 321,2 млрд м3 и 126,8 млн т, глубоководная часть — 766,6 млрд м3 и 232,6 млн т. При разделе северо-западного шельфа между Украиной и Россией по срединной линии половина его территории, № 2 (22) 2014

Аналитика

Республика Крым. Разрабатываемые, обустраиваемые и разведываемые месторождения нефти и газа, перспективные структуры, на которых планируется бурение, газопроводы и ПХГ

наиболее перспективная на нефть и газ, будет акватория Крыма. К ней относятся 50 % ресурсов углеводородов северо-западного шельфа (247,9 млрд м3 газа и 25,2 млн т нефти и конденсата), все ресурсы прикерченского шельфа и глубоководной части Черного моря. Бывшая украинская акватория Азовского моря тоже будет разделена между Украиной и Россией примерно поровну. Можно почти наверняка утверждать, что украинские эксперты при оценке ресурсов углеводородов акваторий ориентировались на вариант максимум. Вариант минимум рассчитаем по величине вариаций оценок перспектив кубанских акваторий (по данным О. Виноградовой). Для Азовского моря варианты минимум и максимум различаются в 10 раз, для Черного — в 4 раза. Итого, ресурсы углеводородов крымских акваторий составляют 446,4 – 1882,8 млн т у. т. Территория Крыма является высоко опоискованной на нефть и газ. Однако и здесь имеются перспективы открытия новых месторождений. Особый интерес представляет Предгорный потенциально нефтегазоносный район, перспективы которого обоснованы В. В. Юдиным на основе созданной им геодинамической модели строения и эволюции Горного Крыма. Но ресурсы углеводородов нового направления поисковых работ пока не оценены. В МПР РФ уже выверили запасы углеводородов Крыма и его акваторий. На коллегии «Роснедра» (03.04.2014) министр С. Донской назвал следующие цифры: 47 млн т нефти, 165,3 млрд м3 газа и 18,2 млн т конденсата. На абхазском шельфе поисковые работы на нефть и газ ведет «РН-шельф Абхазии» («дочка» «Роснефти»). Компания владеет лицензией на Гудаутский участок. Его площадь — 3900 км2, извлекаемые ресурсы (категория D2) — 270 млн т у. т.

«Черноморнефтегаз» — маленький «Газпром» В Крыму и на шельфе Черного и Азовского морей нефть и газ добывает только «Черноморнефтегаз». До выхода Крыма из состава Украины компания принадлежала НАК «Нафтогаз Украины». Национализирована властями Крыма. Принято решение о ее приватизации. 16

На начало этого года на балансе «Черноморнефтегаза» находится 17 месторождений (11 газовых, 4 газоконденсатных и 2 нефтяных). Их суммарные запасы: 58,56 млрд м3 газа, 1231 тыс. т конденсата, 2530 тыс. т нефти. Разрабатывается десять месторождений. На суше: Задорненское, Джанкойское и Семеновское. В акватории Черного моря: Голицынское, Штормовое, Архангельское и Одесское; в акватории Азовского моря: Стрелковое, Восточно-Казантипское и Северо-Булганакское. Девять месторождений газовые и газоконденсатные, Семеновское — нефтяное. В стадии обустройства находятся месторождения Одесское и Безымянное (газ), в стадии подготовки к обустройству (или завершения разведки) — Субботина (нефть). Добыча газа «Черноморнефтегаза»: 2010 г. — 1,031; 2011 г. — 1,056; 2012 г. — 1,174; 2013 г. — 1,650 млрд м3. Рост добычи в январе 2014 г. по отношению к январю 2013 г. составил 50,1 %. Он достигнут за счет дообу– стройства Штормового и Архангельского месторождений и ввода в эксплуатацию Одесского. Добыча нефти и конденсата: 2010 г. — 79; 2011 г. — 76; 2012 г. — 71; 2013 г. — 73 тыс. т. В структуре «Черноморнефтегаза» имеется подземное хранилище газа — Глебовское. Его активная емкость — 1 млрд м3. Хранилище используется для регулирования сезонной неравномерности потребления газа. На балансе предприятия числятся четыре самоподъемные плавучие буровые установки (СПБУ) — старенькие «Сиваш» и «Таврида», а также новейшие «Петр Годованец» и «Независимость». Последние куплены в 2012 г. за $ 800 млн. Старые СПБУ могут бурить скважины на глубинах моря до 76 м, новые — до 120 м. «Черноморнефтегаз» эксплуатирует более 1200 км магистральных газопроводов, в том числе 370 км морских. Поставляет газ предприятиям, учреждениям и населению Крыма (наряду с аналогичной деятельностью ПАО «Крымгаз»). Кроме того, ему принадлежит флот из 29 судов для обслуживания морских платформ и судоремонтная база. В 2014 г. на шельфе Черного моря планировалось пробурить 11 добывающих скважин и начать промышленное освоение Безымянного месторождения. По ранее имеющимся планам добыча газа «Черноморнефтегазом» в 2014 г. должна составить 2,42 млрд м3, в 2015 г. — 3,0 млрд м3. Потребление газа в Крыму в 2012 г. составило 1,8 млрд м3. При этом ожидалось, что оно в ближайшие годы не превысит 2 млрд м3. С апреля планировалось начать поставку газа в другие регионы Украины. Для этого магистральный газопровод необходимо перенастроить на реверсный режим работы. Себестоимость добычи газа на крымских шельфах составляет порядка $ 50 за 1000 м3. Это нереально низкая величина. Скорее всего, при ее расчете не учтена стоимость инфраструктуры, созданной в период СССР. Тем не менее, даже при учете амортизационных отчислений за использование новых СПБУ (примерно $ 40 млн в год) себестоимость добычи газа на новых обустроенных месторождениях вместе с налогами и рентными платежами вряд ли превысит $ 90 за 1000 м3 газа. При учете того, что часть газа будет добываться на уже обустроенных месторождениях, общая его себестоимость будет гораздо ниже оптовой цены «Газпрома» для потребителей (не населения) Краснодарского края (4150 руб./1000 м3). В связи с предстоящей продажей «Черноморнефтегаза» одни эксперты оценили его в сумму до 9 млрд руб. (по мультипликаторам «Газпрома»), другие склоняются к

yuzhnoukrainsk.net

Крым и его акватории как часть Черноморско-Азовского нефтегазоносного региона России

Голицынское Одесское БК-1

155 км

Черноморское

Архангельское

УКРАИНА

База бурения и обустройства

Глебовское ПХГ

КРЫМ

Евпатория

Штормовое Черное море

Саки

yunews.com.ua

Буксировка СПБУ «Петр Годованец» на Одесское месторождение газа

$ 1 млрд. Скорее всего, первая цифра не учитывает стоимости новых СПБУ. Проекты обустройства месторождений Восточно-Казантипского, Северо-Булганакского, Одесского, Безымянного, Субботина разработаны ООО «НИПИшельф». Это старейшая авторитетная организация, базирующаяся в Симферополе. Выполняет работы по проектированию обустройства нефтяных и газовых промыслов на акватории морей, газопроводов и отводов, подземных хранилищ, производственной базы нефтяной и газовой промышленности на Украине, в СНГ и дальнем зарубежье. Другая авторитетная проектная организация — ЦКБ «Коралл» (входит в состав российского ЦМТ «Шельф»), базируется в Севастополе. По ее проектам созданы морские буровые (12 самоподъемных и 7 полупогружных) и 16 стационарных добывающих платформ для Каспийского и Балтийского морей, шельфа Арктики и Дальнего Востока. В том числе по проектам этой организации построены СПБУ «Сиваш» и «Таврида».

Состояние поисковых работ по нефти и газу в акватории Черного моря Перспективы северо-западного шельфа Крыма характеризуют и результаты поисковых работ на румынском шельфе. Здесь в 1981 – 2003 гг. открыты и введены в эксплуатацию два нефтяных месторождения — Лотус и Портита, а также четыре газовых — Пескарус, Синоя, Дойна и Кобальческу. С 2007 г. открыты месторождения Дельта-4, Западный Лебедь, Пескарус (нефтегазовые) и Восточный Лебедь (нефтегазоконденсатное). Добыча ведется на месторождениях Восточный Лебедь, Западный Лебедь и Пескарус. Всего семь стационарных морских платформ. В 2012 г. пробурены две поисковые скважины — Eugenia-1 и Ioana-1. Получены притоки газа (из последней — незначительный). На шельфе, ранее спорном с Украиной, но отошедшем к Румынии на основе решения международного суда в Гааге, в 2010 г. выданы лицензии на четыре блока. В конце 2013 г. здесь завершено бурение первой скважины Cobalcescu South-1 на миоцен (блок «Восточное Кобалеску», британская Melrose Resources и румынская Petromar Resources). Она оказалась «сухой».

Буровая установка «Петр Годованец»

Основные перспективы нефтегазоносности связаны с глубоководной частью Черного моря. Однако программа бурения в его турецком секторе (2006 – 2011 гг., участники: турецкая ТРАО, бразильская Petrobras, британская BP, американские Chevron и ExxonMobil) общей стоимостью около $ 700 млн завершилась отрицательными результатами. На четырех блоках пробурено пять поисковых скважин. Все оказались «сухими». № 2 (22) 2014

Аналитика С другой стороны, получены положительные результаты в румынском секторе. Скважиной «Домино-1» (2011 г.) на блоке «Нептун» (румынская OMV Petrom и ExxonMobil) на глубине около 3000 м открыто месторождение газа. Его запасы, по предварительным оценкам, составляют 42 – 84 млрд м3. Объем потенциальной добычи может составить 6,5 млрд м3 в год. Эффективная газонасыщенная толщина пластов коллекторов в разрезе скважины — 70,7 м. О величине притока газа не сообщается. Планируется бурение второй скважины. Несмотря на неоднозначные результаты поисковых работ по нефти и газу в глубоководной части Черного моря, активность здесь в 2014 – 2017 гг. будет высокой. По одной скважине планируется пробурить на блоках «Восточная Рапсодия» и «Трайдент» (румынский сектор, румынская государственная компания Romgaz, российский «Лукойл» и американская Vanco). Одна скважина будет пробурена на структуре Абрау-Южная Туапсинского прогиба (российский сектор, «Роснефть» и ExxonMobil). Две скважины — на блоке «Хан Аспарух» (болгарский сектор, французская Total, австрийская OMV и испанская Repsol). Одна скважина — на блоке 3920 (турецкий сектор, ТРАО, англо-голландская Shell). Бурение скважин на Западно-Черноморском участке («Роснефть») пока не планируется.

Проекты работ по нефти и газу в крымской акватории Черного моря Выше мы рассмотрели запасы и ресурсы нефти и газа Черноморско-Азовского региона России, результаты и планы поисковых работ в глубоководной части Черного моря. Эти факторы определяют перспективы развития работ по нефти и газу в крымских акваториях. Но гораздо большее влияние на них имеет логика работ по нефти и газу, сложившаяся здесь до марта этого года. Она реализована в конкретных проектах. Ниже мы рассмотрим их в исторической ретроспективе. С 2010 г. у «Черноморнефтегаза» имелся договор с «Лукойлом» о совместной разработке Одесского, Безымянного и Субботинского месторождений. Но в конце 2013 г. кабинет министров Украины его расторг. Первые два месторождения газа «Черноморнефтегаз» обустраивает самостоятельно. Для разработки Субботинского месторождения создан консорциум. Запасы газа Одесского (открыто в 1988 г.) и Безымянного (открыто в 1997 г.) месторождений составляют 22 млрд м3. Они находятся на расстоянии 155 км к западу от Крымского побережья. Глубина моря — 30 – 60 м. Начало освоения месторождений – 2011 г. Начало добычи газа на Одесском месторождении – сентябрь 2012 г. В 2015 г. ее планировалось довести до 1 млрд м3. На бурении скважин на месторождениях задействованы СПБУ «Петр Годованец» и «Независимость». Одесское месторождение приурочено к антиклинальной структуре высотой 200 м и размерами 8 х 11 км. Притоки газа получены из эоценовых и верхнепалеоценовых отложений. Пласты-коллекторы представлены мелкозернистыми песчаниками. Глубины продуктивных интервалов в скважинах 1, 2 и 4 — 628 – 1594 м. Притоки газа при испытаниях составили 56,7 – 362,0 тыс. м3 в сутки. На Безымянном месторождении глубины продуктивных интервалов в трех скважинах — 1185 – 2055 м, притоки газа — 78,6 – 143,1 тыс. м3. Эти два месторождения вполне привлекательны для обустройства 18

морских промыслов и добычи на них газа: здесь небольшие глубины моря, «детские» глубины залегания продуктивных отложений, удовлетворительные притоки газа и возможность его транспортировки через газотранспортную систему Голицынского месторождения. Но по нашим промерам, Одесское, Безымянное и Голицынское месторождения попадают или на срединную линию, по которой обычно проводятся границы экономических зон государств в акваториях, или находятся севернее ее. То есть они на территории северо-западного шельфа, которая при будущем урегулировании его раздела между Россией и Украиной либо отойдет к последней, либо месторождения получат статус трансграничных. При добыче на них газа природная рента или ее часть будет принадлежать Украине. Представляется, что в этих условиях обустройство Одесского и Безымянного месторождений будущий владелец «Черноморнефтегаза» приостановит. Добыча газа на Одесском месторождении будет вестись из тех скважин, которые уже пробурены. Субботинское месторождение нефти открыто на прикерченском шельфе в 2005 г. Оно расположено в 23 км от Керченского полуострова. Глубина моря — 30 м. «Черноморнефтегаз» практически завершил подготовку месторождения к обустройству. Выполнена сейсморазведка, пробурено три продуктивных скважины глубиной несколько больше 3000 м (задействованы СПБУ «Сиваш» и «Таврида»), подсчитаны доказанные ими запасы нефти и газа: 1,554 млн т и 1,363 млрд м3. Сведения о ресурсах нефти месторождения в открытых источниках противоречивы. В соответствии с ТЭО максимальная ее добыча здесь составит 440 тыс. т в год. Исходя из этого, прогнозные извлекаемые запасы можно оценить в 11,0 млн т. Рядом с месторождением Субботина находятся не опоискованные бурением структуры Абиха, Маячная и Кавказская. Лицензией на них владело ООО «Воды Украины» (принадлежит НАК «Нафтогаз Украины»). На базе месторождения и трех структур (общая площадь лицензионных участков — около 2000 км 2) создан консорциум, включающий «Черноморнефтегаз» (10 %), ООО «Воды Украины» (35 %), итальянскую Eni Ukraine Shallow Waters (50 %) и французскую Electricite de France Ukraine Shallow Waters (EDF, 5 %). Соглашение на основе раздела продукции (СРП) подписано 27 ноября 2013 г. Работы по опоискованию структур и обустройству промысла на месторождении Субботина будут финансировать Eni и EDF. В соответствии с СРП, они должны были получить 75 % добытого объема прибыльных углеводородов. Предусматривался дополнительный сбор в пользу Украины по $ 2,2 за 1 баррель добытой нефти или конденсата. Власти Украины оправдывали необходимость создания СРП отсутствием средств на опоискование структур и обустройства промысла на месторождении Субботина. Это их решение выглядит странным. Вполне можно было опоисковать структуры своими силами (именно для этого куплены новые СПБУ) и на основе полученных результатов вести переговоры с ТНК, заинтересованными во вхождении в проекты добычи нефти и газа на шельфе. Понятно, что это СРП утратило силу. Представляется, что обустройство месторождения Субботина и начало добычи на нем нефти, а также опоискование на прикерченском шельфе подготовленных и выявленных структур явятся первоочередными направлениями работ по нефти и газу в крымских акваториях. При использовании СПБУ «Петр Годованец» и

fans.righands.com

Крым и его акватории как часть Черноморско-Азовского нефтегазоносного региона России

Разведочная скважина № 4 Субботинского нефтяного месторождения «Черноморнефтегаз»

«Независимость» обозначенные задачи будут решены примерно за два-три года. Открытые месторождения можно будет разрабатывать в рамках единого транспортного коридора. Со всеми этими задачами при наличии внешнего финансирования успешно справится «Черноморнефтегаз». На старой границе России и Украины выявлена крупная структура Палласа (площадь около 200 км2). Глубина моря — 450 – 850 м. Прогнозные ресурсы газа — около 120 млрд м3, нефти и газового конденсата — 70 млн т (86 млрд м3 и 45 млн т в пределах ее бывшей украинской части). Переговоры о создании СП с участием «Газпрома» и «Нафтогаза Украины» по изучению структуры и последующей добычи нефти и газа (в случае открытия месторождения) начались в 2005 г. с плана подписания протокола о намерениях. Он подписан в марте 2007 г. Декларации о планах создания СП звучали в 2010, 2011 и 2012 гг. В конце 2012 г. «Нафтогаз Украины» начал изучать структуру Палласа (ее украинскую часть) собственными силами. В 2013 г. выполнена сейсморазведка 3D. Планировалось бурение параметрической скважины глубиной 5350 м. Российская часть структуры Палласа изучена рекогносцировочными сейсморазведочными профилями в 1996 – 1997 гг. В ее пределах прогнозируются биогермные постройки юрского возраста.

Субботинское месторождение нефти открыто на прикерченском шельфе в 2005 г. Оно расположено в 23 км от Керченского полуострова. Глубина моря — 30 м Структура Палласа является первоочередным объектом для постановки поискового бурения в глубоководной части Черного моря. Скорее всего, проектная глубина первой скважины составит 6000 – 7000 м, а ее задачи будут включать наряду с опоискованием терригенных палеоген-неогеновых отложений и опоискование одной из биогермных построек в карбонатах юры. Результаты поискового бурения определят планы дальнейших работ на структуре. Затраты на бурение глубоководной поисково-разведочной скважины составляют сегодня более $ 100 млн. Но стоимость бурения на структуре Палласа можно оценить боле точно. Скважина «Домино-1» (глубина более 3000 м) пробурена с судна Deepwater Champion (владелец Transocean) за 2,5 месяца. Стоимость его аренды тогда составляла $ 650 000 в сутки. На бурение № 2 (22) 2014

Месторождение Шах-Дениз

скважины глубиной 6000 – 7000 м затраты времени будут примерно в три раза больше. Итого, затраты на бурение составят округленно $ 150 млн. При учете необходимости проведение сопутствующих работ, опоискование структуры Палласа обойдется примерно в $ 300 млн. Можно ориентировочно оценить и затраты на обустройство промысла при открытии месторождений газа или (и) нефти с запасами, равными прогнозным ресурсам или превышающие их. В случае газоносности терригенных отложений ближайшим аналогом нового месторождения будет Шах-Дениз. Азербайджанское газоконденсатное месторождение Шах-Дениз открыто в 1999 г. на одноименной структуре, выявленной в советский период. Находится в акватории Каспия в 70 км к юго-востоку от Баку. Приурочено к крупной вытянутой в плане сундукообразной структуре, имеющей северо-восточное простирание и блочное строение. Ее высота — около двух километров. Глубина моря в пределах месторождения — от 50 до 650 м. Залежи газа контролируются ловушками пластово-сводового типа в терригенных отложениях свиты «перерыва», являющейся аналогом майкопской серии. Площадь продуктивных отложений — около 860 км2. Глубина их залегания — 4500 – 6500 м. Запасы оценены в 1,2 трлн м3 газа и 240 млн т конденсата. Разработку месторождения на условиях СРП ведет консорциум в составе BP (оператор), азербайджанской SOCAR, норвежской Statoil, иранской NICO, французской Total, «Лукойл» и TPAO. Газ добывается с одной морской платформы («Стадия-1», глубина моря 105 м). В 2013 г. добыто 9,8 млрд м3 газа и 2,48 млн т конденсата. В конце 2013 г. принято решение о реализации «Стадии-2» по разработке месторождения Шах-Дениз. Предусматривается строительство двух морских платформ и бурение с них 26 скважин, расширение Сангачальского терминала, а также строительство новых перерабатывающих и компрессорных установок. На «планке» с платформ будет добываться 16 млрд м3 газа. Капитальные затраты только на обустройство промысла составят $ 26 млрд. Заложена возможность превышения сметных расходов на 20 %. 20

На первом этапе разработки открытого на структуре Палласа месторождения нужно будет построить одну платформу и добывать с нее примерно 6 – 8 млрд м3 газа в год. Стоимость обустройства промысла составит $ 13 млрд. Еще минимум $ 2 млрд будет стоить строительство берегового терминала и газотранспортной инфраструктуры. К этому следует прибавить возможное увеличение сметных расходов на 20 %. Итого, обустройство промысла на структуре Палласа с одной добывающей платформой составит $ 15 – 18 млрд. Это и есть цена разработки месторождений газа в глубоководных частях морских акваторий. Себестоимость добычи газа составит $ 240 – 330 за 1000 м3 (оценено экспертно). Важно отметить, что выше дана оценка минимума необходимых капвложений. Плотность запасов на структуре Палласа составит примерно 1 млрд т у. т. на 1 км2. А на Шах-Денизе — 1,7 млрд т у. т. Скважины на платформе «Стадии-1» дают фантастические притоки газа. В начале 2013 г. эксплуатировалось четыре скважины, в его конце — пять. То есть на одну скважину в среднем приходится более 2 млрд м3 газа в год. Это больше, чем суммарные дебиты всех газодобывающих скважин «Черноморнефтегаза». Имеющиеся данные позволяют давать прогнозы высоких дебитов газа из терригенных палеоген-неогеновых отложений, залегающих в акватории Черного моря на больших глубинах (окончательно вопрос будет решен только по результатам поисково-разведочного бурения). Но есть вероятность того, что его добыча окажется нерентабельной на этом этапе состояния техники, технологии и мировой конъюнктуры. Если же на структуре Палласа или в другом месте глубоководной части Черного моря будет открыто крупное месторождение нефти или газа в биогермной постройке юрского возраста, то затраты на обустройство промысла будут еще выше, чем для месторождения газа в терригенных отложениях. Можно наверняка утверждать, что в свободном газе, а также газе, растворенном в нефти, в этих объектах содержится сероводород. Примером здесь может служить обустройство нефтяного месторождения Кашаган (казахский шельф Каспия). В соответствии с СРП (подписано в 1997 г.) добыча нефти на нем должна была начаться в 2005 г. Однако на конец 2013 г. в обустройство промысла уже вложено $ 43 млрд, а добыча нефти не начата. Теперь можно вернуться к газовому месторождению, открытому на блоке «Нептун» в глубоководной части румынского сектора Черного моря. Большая глубина моря (930 м) и относительная удаленность от берега (170 км) потребуют серьезных капитальных вложений в его изучение бурением и обустройство промысла. Можно предположить, что величина полученных притоков газа небольшая. По этой причине эти данные не опубликованы. Кроме того, прогнозные запасы месторождения невелики. Относительно небольшие глубины залегания продуктивных отложений не могут компенсировать отмеченные выше негативные факторы. Скорее всего, разработка открытого месторождения нерентабельна. Поэтому консорциум отложил бурение второй скважины на нем на неопределенное время и сосредоточился на изучении блока сейсморазведкой 3D. В глубоководной части крымской черноморской акватории имеется два лицензионных участка: Прикерченский и Скифский. Конкурс на право заключения

bp.com

Аналитика

№ 2 (22) 2014

Аналитика СРП в пределах Прикерченского участка выиграла в 2006 г. Vanco Int. (100 % принадлежит американской Vanco Energy Company) Его площадь 12,96 тыс. км2. СРП подписано в 2007 г. В этом же году Vanco Int. переуступила права и обязанности по нему компании Vanco Prykerchenska, которой на то время владели на паритетных началах четыре фирмы: Vanco Energy, ДТЭК (Рината Ахметова), австрийская Integrum Technologies и Shadowlight Investments Ltd (российского бизнесмена Евгения Новицкого). Это привело к разрыву кабинетом министров Украины соглашения и многолетней судебной тяжбе. В 2011 г. инвестиционно-финансовый дом «КапиталЪ» (им владеют топ-менеджеры «Лукойла») получил контроль над Vanco Int., а через нее — и контроль над 25 % доли в СРП на Прикерченском участке. Но в ноябре 2012 г. ДТЭК увеличил свою долю в СРП до более чем 50 % (за счет сложной схемы покупки Vanco Energy). В конце января 2013 г. Стокгольмский арбитраж утвердил мировое соглашение между Украиной и Vanco Prykerchenska. В феврале 2013 г. кабинет министров отменил распоряжение о расторжении договора с компанией и вернул ей лицензию на Прикерченский участок. Все эти многолетние хлопоты оказались напрасными. Глубина моря на Прикерченском участке — от 300 до более чем 2000 м. По декларациям Vanco Prykerchenska прогнозная добыча нефти на нем составляет 4 млн т, газа — 4,5 млрд м3 в год. Длительность первого этапа изучения участка — 8 лет, стоимость этих работ — $ 330 млн. Конкурс на право заключения СРП в пределах Скифского участка (площадь 16,7 тыс. км2, глубина моря 100 – 2000 м, прогнозные ресурсы газа — 250 млрд м3) состоялся в 2012 г. В нем было два участника — «Лукойл» и консорциум из четырех компаний: ExxonMobil (оператор), Shell, OMV Petron и НАК «Надра Украина». Победил консорциум. Сообщалось о планах подписания СРП в ноябре 2013 г. Но этого не произошло. В последние годы «Черноморнефтегаз» не ведет активных поисковых работ по нефти и газу в крымской акватории Азовского моря. А работы в его кубанской акватории сдерживались отсутствием в России в этом регионе соответствующей технической базы. Например, «Приазовнефть» ведет поисково-оценочные работы на Темрюкско-Ахтарском участке. Открыто месторождение Новое с запасами нефти 3,1 млн. т и газа 1,1 млрд. м3. Но сделано это наклонной скважиной с берега. Можно прогнозировать, что «Черноморнефтегаз» активно включится в работы на нефть и газ и на кубанских шельфах.

Газ и знергетика Крыма Как уже говорилось, в этом году «Черноморнефтегаз» полностью обеспечит потребности Крыма в газе. Скорее всего, экспорт излишков газа на Украину пока не начнется. За счет них можно будет уже в этом году продолжить газификацию Крыма (ее уровень на начало 2014 г. составляет примерно 75 %). Потребление нефтепродуктов в Крыму — около 1 млн т в год при небольших объемах добычи нефти и конденсата. Ситуацию может немного поправить начало добычи нефти на Субботинском месторождении. Но это не принципиально. Обеспечение Крыма нефтепродуктами легко решат российские 22

нефтяные компании по той же схеме, как и в других регионах России. В Крыму в 2013 г. потреблено около 6,3 млрд кВт/ч электроэнергии. Собственные четыре ТЭЦ обеспечивают 10 % от этой величины. Еще 7 % дают четыре солнечные электростанции. Остальная часть электроэнергии поступает с Украины. Министерство энергетики РФ совместно с «Газпромом» предложило первый рабочий вариант решения энергетической проблемы Крыма. Он включает строительство трех электростанций (генерация газовая) общей мощностью примерно 1320 МВт и прокладку газопровода со стороны Краснодарского края с пропускной способностью 1,5 – 2,0 млрд м3 в год. По предварительным оценкам, строительство электростанций обойдется в 90 – 100 млрд руб., газопровода — в 5 – 6 млрд. На втором этапе предполагается строительство ЛЭП с Таманского полуострова через Керченский пролив совместно с возведением моста. В этих планах имеется два принципиальных момента. Первый — Крым должен быть подключен к единым общероссийским системам электро- и газоснабжения. Второй — развитие добычи газа на акваториях Крыма будет идти автономно от решения его энергетических проблем.

Вместо заключения В начале статьи было сказано, что более 20 лет работы на нефть и газ в Крыму и его акваториях развивались по логике, отличной от российской. Это не совсем так. Фактически в полном соответствии с логикой поисковых работ по нефти и газу, обустройства открытых месторождений и добычи углеводородов произошло становление «Черноморнефтегаза» как вертикально интегрированной компании регионального масштаба, ее выход на современный уровень технического оснащения. Компания выполняет весь комплекс работ по разведке и добыче углеводородного сырья в морских условиях, его транспортировке, переработке, хранению и доставке потребителю. В последние годы компания самостоятельно выполнила дообустройство Штормового и Архангельского месторождений, ведет обустройство Одесского и Приразломного, а также разведку Субботина. Резко нарастила добычу газа. Вместе с тем, были настойчивые попытки внедрения на акватории Черного моря логики работ по нефти и газу, применяемой в «банановых республиках». Это заключение «мутных» СРП. Фронт работ «Черноморнефтегаза» на ближайшие годы обеспечен. Компания вполне может вести поисковые работы и на кубанских шельфах Азовского и Черного морей. Ситуация с глубоководной частью крымской акватории Черного моря складывается удачно. В ближайшие годы нет необходимости начинать здесь поисковые работы. А через несколько лет по результатам бурения скважин в других секторах моря будет получена ценнейшая геологическая информация. Она и позволит достоверно оценить перспективы нефтегазоносности крымской акватории и принять обоснованные решения о сроках и формах организации ее опоискования. Но один вопрос ясен уже сегодня. Для добычи нефти и газа из месторождений, открытых в глубоководной части Черного моря, потребуются большие капитальные вложения на обустройство промысла.

№ 2 (22) 2014

hoteldjadsal.com

Аналитика

КИТАЙСКОЕ НАПРАВЛЕНИЕ: ОСОБЕННОСТИ И ПЕРСПЕКТИВЫ По мнению мног их авторитетных специа лис тов, вектор экономического ра звития на Земле смещ аетс я с Запа д а на Вос ток. Соответс твенно, России необходимо у же сейчас начать менять г еог рафию пос тавок энергорес урсов, чтобы не упус тить нишу на рынке. Из всех с тран АТР наиболее многообещ ающим выглядит сотрудничес тво с Китайской Народной Республикой к ак явным фаворитом экономической и политической гонки.

Дмитриев А. Н. ж у р н а л и с т-а н а л и т и к

недавно вышедшем* Прогнозе развития энергетики мира и России до 2040 года (Прогноз-2014), подготовленном Институтом энергетических исследований Российской академии наук и аналитическим центром при правительстве Российской Федерации, Азиатскому региону и, в частности, Китаю, уделяется особое внимание. По мнению экспертов, Китай ожидает

существенный экономический рост — до 5,45 % в год. К 2017 году китайская экономика станет первой в мире, а к 2040 году будет обеспечивать около четверти мирового ВВП. Как следствие подобных изменений — возрастет энергопотребление страны**. Аналитики Всемирного банка в своих прогнозах идут дальше российских коллег. В отчете, в котором сравниваются

Китайское направление: особенности и перспективы

млрд чел.

трлн чел.

2,5 2,0

млн т н.э.

160

7000

Африка

140

6000

Ближний Восток

120

5000

100

1,5

80 1,0

0,0

Прирост населения

Развитиые страны Азии

1000

20 2010-2040

СНГ

2000

1980-2010

Развивающиеся страны Азии

3000

0,5

Южная и Центральная Америка

4000

1980-2010

2010-2040

Прирост ВВП

0 -1000

1980-2010

2010-2040

Европа Северная Америка

Прирост энергопотребления

График 1. Прирост населения, ВВП и энергопотребления по регионам мира, базовый сценарий. Источник: Прогноз развития энергетики мира и России до 2040 года под руководством Макарова А. А., Григорьева Л. М., М., 2014

экономики различных стран с учетом уровня цен (паритета покупательной способности, PPP), они указывают, что с учетом динамики ВВП в 2012-2013 годах и ожидаемой динамики в 2014-м, экономика Китая может обогнать экономику США уже в этом году (ранее ожидалось, что это случится лишь к концу десятилетия). Текущий год способен стать для КНР знаковым и в другой области: специалисты Управления энергетической информации при правительстве США (EIA) считают, что в 2014 году Китай сделается крупнейшим импортером нефти, оттеснив Соединенные Штаты на второе место. И для этого имеются все предпосылки. Как известно, в настоящий момент потребность Китайской Народной Республики в энергии удовлетворяется преимущественно за счет каменного угля. Но китайское правительство твердо намеревается снизить его долю в топливно-энергетическом балансе страны, стремясь уменьшить экологический урон, от которого уже серьезно пострадали индустриально развитые области, такие как Гуандун. Согласно плану 12-й пятилетки, к 2017 году уголь должен занимать менее 65 % по отношению к другим энергоносителям. В дальнейшем его часть предполагается последовательно сократить — до 63 % к 2020 году и до 55 % к 2040-му. Однако, по мнению аналитиков EIA, в означенный период абсолютное потребление угля в КНР может увеличиться более чем на 50 %, отражая высокий рост энергозатрат страны. Подобный вариант учли и авторы Прогноза-2014. Согласно их выкладкам, изложенным в сценарии «Другая Азия», существует большая вероятность того, что по ряду причин (недостаток воды, сложности транспортировки и т. д.) в этом

десятилетии Китай выйдет на пиковый уровень добычи угля. А это на фоне продолжения быстрого роста спроса на энергию неизбежно породит энергодефицит, который придется покрывать за счет импортного угля и/или других энергоносителей. Казалось бы, это открывает блестящие возможности для России как одного из ведущих игроков на мировом рынке углеводородов. Но в случае с Китаем не все так просто. Достаточно изучить ТЭК Поднебесной (в частности, сектора, связанные с нефтью и газом, как наиболее крупные и эффективные) и проанализировать стратегию его развития, и станет ясно, что КНР весьма специфический партнер и что иметь с ним дело весьма сложно и порой не столь уж выгодно. По крайней мере, в сравнении с Европой — в большей степени зависящей от российских углеводородов и не настолько бескомпромиссной в отстаивании собственных энергетических интересов.

Нефть Согласно информации, опубликованной в январском выпуске Oil & Gas Journal, Китайская Народная Республика располагает 24,4 млрд баррелей доказанных запасов нефти — это самый высокий показатель в Азиатско-Тихоокеанском регионе. Приблизительно 81 % китайских извлекаемых запасов нефти находятся на суше. Остальные 19 % относятся к шельфовым месторождениям. Подавляющее большинство крупнейших нефтяных месторождений КНР распределены в северо-восточных, северных и центральных областях страны. Самое большое

* 21 апреля 2014 года. ** Согласно Прогнозу-2014, темпы роста энергопотребления Китая в промежутке с 2010 по 2020 гг. будут равны 3,5 %. Для примера, аналогичные показатели США, скорее всего, не превысят 0,3 %. № 2 (22) 2014

Стратегический запас

Правительственный план 10-й пятилетки среди прочего включает в себя осуществление программы создания стратегического запаса нефти КНР. Согласно этому плану, к 2020 году в Китае должны быть созданы и наполнены хранилища, способные содержать 500 млн баррелей нефти. Осуществление программы разделено на три этапа. Во время первого, завершившегося в 2009 году, в четырех районах страны были сооружены резервуары, в которых уже хранится 103 млн баррелей нефти. Окончание второго этапа запланировано на 2015 год. Предполагается, что к этому времени в «нефтяной копилке» КНР прибавится еще 58 млн баррелей нефти, размещенной в группе хранилищ, преимущественно рассредоточенных вдоль побережья. По информации EIA, в дополнение к стратегическим запасам сырой нефти Китай располагает от 250 до 400 млн баррелей нефти в хранилищах, принадлежащих крупнейшим национальным нефтегазовым компаниям. Эти запасы также могут быть использованы в случае необходимости. Как стало известно, в правительстве КНР обсуждался план создания стратегического запаса продуктов нефтеперегонки. Но детали и результаты совещания пока неизвестны.

из них — Дацин — расположено в провинции Хэйлунцзян. Несмотря на то, что пик добычи здесь давно пройден, месторождение по-прежнему дает 19 % всей китайской нефти. На втором месте по объемам добычи стоит месторождение Шэнли в провинции Шаньдун. Как и Дацин, Шэнли разрабатывается с 60-х годов прошлого века. Чтобы замедлить падение уровня добычи, здесь (а также на Дацинском и прочих старых месторождениях) активно применяются различные методы интенсификации добычи нефти: полимерное заводнение, нагнетание пара, воды, гидроразрыв пласта и т. п. Наиболее перспективными среди материковых нефтяных месторождений считаются нефтегазоносные бассейны

Джунгар, Тарим и Ордос. Совокупная добыча на первых двух в 2012 году составила 370 тыс. барр./сут. А добыча в Чанкине (Ордос) в период с 2008 по 2012 годы показала более чем 13 % ежегодного роста и достигла 451 тыс. барр./сут. Основные шельфовые месторождения КНР сосредоточены в Бохайском заливе, Южно-Китайском море и отчасти в Восточно-Китайском море. Лидером по объемам добычи была зона Бохайского залива, давшая в 2011 году 406 тыс. барр./ сут. В том же году году, после аварии на крупнейшей*** скважине «Пэнлай 19-3», сопровождавшейся утечкой нефти, правительство Китая приостановило все работы в заливе. Нефтедобычу возобновили лишь в 2013 году. Помимо «Пэнлай 19-3», немалые надежды китайские нефтяники связывают с месторождением «Пэнлай 9-1», названным изыскателями CNOOC самой грандиозной находкой в Бохайском заливе за последние годы. Основная доля в добыче и переработке китайской нефти принадлежит государству. В период с 1994 по 1998 годы правительство КНР реорганизовало большинство государственных нефтегазовых активов, создав две вертикально интегрированные компании: Китайскую национальную нефтегазовую корпорацию (CNPC) и Китайскую нефтяную и химическую корпорацию (Sinopec). Эти гиганты, имеющие ряд дочерних компаний, совокупно контролируют национальный рынок нефтедобычи и нефтепереработки****. Помимо лидеров китайского нефтяного рынка, необходимо упомянуть и несколько других национальных компаний. Прежде всего это молодая, но весьма многообещающая Китайская национальная шельфовая нефтяная корпорация (CNOOC), специализирующаяся на разведке и добыче нефти на морском шельфе. По мнению многих аналитиков, CNOOC — активно развивающийся конкурент Sinopec и CNPC. Об амбициозности корпорации (или ее руководства) свидетельствует тот факт, что сейчас CNOOC, продолжая щедро финансировать изыскания и добычу в Южно-Китайском море, решительно расширяет свое присутствие в секторе переработки, в частности, в южной провинции Гуандун. Свои сегменты нефтяного рынка Китая довольно успешно удерживают компании Yanchang Petroleum, Sinochem и CITIC Group. Впрочем, несмотря на показатели, свидетельствующие об уверенном росте, стать серьезными конкурентами флагманам рынка они не могут. Работают в Китае и иностранные нефтяные компании, в том числе Chevron , BP, ConocoPhillips, Shell, Eni, BG Group, Husky Energy, Anadarko Petroleum Corporation. Их деятельность ограничена, преимущественно, шельфом, а также труднодоизвлекаемыми запасами газа и осуществляется в рамках совместных предприятий либо контрактов о разделе продукции.

Нефтепереработка Одновременно с добычей, Китай активно развивает индустрию переработки нефти. В настоящий момент страна

*** 122 тыс. барр./сут. к моменту аварии. **** Традиционно CNPC доминирует в области добычи, а Sinopec — переработки. Но в последние годы прояв-

ляется стремление обеих корпораций усилить позиции за счет выхода на территорию конкурента. Так, CNPC расширяет присутствие в сфере переработки, тогда как Sinopec старается приобрести добывающие активы.

bizozo.ru

Аналитика

Китайское направление: особенности и перспективы

стоит на третьем месте в мировом рейтинге по совокупной мощности переработки (первые позиции занимают Соединенные Штаты и ЕС). Согласно данным FACTS Global Energy (FGE), в 2013 году этот показатель в Китае был равен где-то 13 млн барр./сут. — на 890 тыс. барр./сут. выше, чем годом ранее. Эксперты предполагают, что КНР прибавит еще 500 тыс. барр./сут. в 2014 году. А по мнению аналитиков FGE, в промежутке между 2012 и 2020 гг. общая мощность китайской нефтепереработки вырастет на 4,4 млн барр./ сут. и суммарно превысит 17 млн барр./сут. Нужно отметить, что некоторые новые нефтеперегонные заводы рассчитаны на работу со всеми сортами сырой нефти, что делает китайскую нефтепереработку сильным региональным игроком. А о том, что Китай не только планирует удовлетворить свой быстро растущий внутренний спрос, но также намерен и экспортировать продукты нефтепереработки в другие страны, неоднократно говорили чиновники Поднебесной. Собственно, это уже происходит: в 2012 году страна импортировала приблизительно 1 млн барр./сут. нефти и экспортировала 575 тыс. барр./сут. нефтепродуктов (в основном, дизельного топлива). Быстрый взлет перерабатывающей отрасли имеет и негативную сторону: на фоне более медленного роста спроса на нефть в Китае и во всем мире запуск нескольких новых заводов был отложен, а уже действующие предприятия использовались лишь на 75 %. Под предлогом необходимости модернизации (также не исключено, что и для того, чтобы избавиться от переизбытка мощностей) десятки небольших независимых заводов были закрыты. Дабы избежать подобной участи, ряд маленьких предприятий, главным образом расположенных в восточной провинции Шаньдун, решили объединиться с более большими фирмами. Крупные же предприятия, принадлежащие Sinopec и CNPC, получив необходимое финансирование, были приведены в соответствие с национальными экологическими требованиями к выпускаемой продукции (согласно нормативам, к 2017 году все заводы в КНР должны выпускать бензин стандарта Евро-5). Большую часть рынка нефтепереработки в КНР поделили между собой Sinopec и CNPC. В 2013 году их доли составили 41 % и 30 % соответственно. При этом концерн Sinopec, среди прочего владеющий вторым по величине в мире нефтеперерабатывающим заводом, способен перегонять в общей сложности 5,5 млн барр./сут. Пытаясь конкурировать с Sinopec, другие государственные нефтегазовые компании также вводят в эксплуатацию свои предприятия: CNPC расширяет свое присутствие в секторе нефтепереработки в Южном Китае и в конце 2013 года запустил завод «Пэнчжоу» в провинции Сычуань, способный перерабатывать 200 тыс. баррелей нефти в сутки. CNOOC владеет заводом «Хойчжоу». Его мощность — 240 тыс. барр./сут., но руководство концерна намерено расширить предприятие и к 2015 году повысить мощность еще на 200 тыс. барр./сут. В 2013 году в пул крупных китайских нефтепереработчиков вошел и Sinochem, запустив свой первый большой завод «Чуанчжоу». В качестве участников различных совместных предприятий в китайских нефтехимических проектах фигурируют нефтегазовые компании из Кувейта, Саудовской Аравии, России, Катара и Венесуэлы. В свою очередь, китайские компании инвестируют в зарубежные нефтеперегонные предприятия. Например, Sinopec купила долю 37,5 % в нефтеперегонном заводе

«Янбу» (мощность 400 тыс. барр./сут.) в Саудовской Аравии. Также этот же концерн стал совладельцем еще двух крупных нефтеперерабатывающих заводов: «Мтомобо» в Южной Африке и «Премиум-1» в Бразилии. Ближайший конкурент Sinopec — CNPC — владеет долями нефтеперерабатывающих предприятий в Сингапуре и Японии. Кроме того, CNPC вложила крупный капитал в перегонные заводы и трубопроводы в африканских странах в обмен на права разведки и добычи.

Природный газ По данным разных источников, в настоящий момент природный газ занимает в общем энергобалансе Китая от 4 до 5 %. Правительство КНР рассчитывает увеличить этот показатель до 8 % к концу 2015-го и до 10 % к 2020 году, чтобы снизить уровень загрязнения, вызванного использованием угля. С этой целью государство постоянно выделяет крупные денежные средства на разведку и добычу, а также на расширение импорта газа. Как и в случае с нефтью, газовый сегмент практически полностью контролируют госкомпании. Это все те же «три богатыря» китайской нефтегазовой отрасли: CNPC, Sinopec и CNOOC. Доли между компаниями распределены неравным образом. Бесспорный лидер — CNPC: этот концерн добывает 73 % всего природного газа Китая. Вотчина Sinopec — месторождение Пугуан в провинции Сычуань, которое называют одним из наиболее богатых и перспективных в КНР. Также компания владеет месторождениями поменьше, например, в бассейне Ордос. Наконец, в ведении CNOOC — терминалы СПГ (например, в Шэньчжэне, Фуцзяне, Шанхае) и добыча на шельфе. Как правило, разработкой морских месторождений CNOOC занимается совместно с иностранными компаниями. Согласно публикации Oil & Gas Journal, в январе 2014 года доказанные запасы природного газа Китая оценивались приблизительно в 4,3 трлн м3. Основные материковые зоны добычи газа расположены на северо-западе, юго-западе и северо-востоке страны. Северо-запад — это прежде всего Синьцзян: одна из самых больших и наиболее богатых газом областей. Бассейн Тарим в Синьцзяне в 2012 году вышел на второе место по объемам газодобычи, давая 18 % всего китайского газа. Возможно, это не предел, так как большая часть бассейна еще недостаточно изучена. Несмотря на сложные геологические особенности бассейна Тарим, делающие его разработку довольно затратной, руководство КНР не намерено снижать темпы освоения этого региона. Это доказывает строительство двух газопроводов, соединяющих Синьцзян с Шанхаем, Пекином и Гуандуном. Помимо Тарима, наиболее перспективными в плане газодобычи на северо-западе Китая считаются бассейны Джунгар (Синьцзян) и Цайдам (Кингай). Бассейн Сычуани — ключевой регион добычи газа на югозападе. Самые крупные месторождения в этом регионе — Пугуан и Юаньба — принадлежат Sinopec. Компания начала коммерческую добычу в Пугуане в 2010 году, а в 2012-м вышла на максимальный уровень, сумев извлечь 9,9 млрд м3 газа. Представители Sinopec надеются, что им удастся удерживать добычу на таком же уровне в течение ближайших 20 лет. Что касается Юаньба, предполагается, что к 2016 году Sinopec будет добывать здесь до 3,3 млрд м3 газа в год. № 2 (22) 2014

Россия и Китай продолжат сотрудничество

Постоянный представитель России при Евросоюзе Владимир Чижов рассказал, что, несмотря на затянувшийся украинский кризис, Москва и Пекин продолжают свое сотрудничество в двух крупных проектах: постройке глубоководного порта с подводной акваторией 25 метров в Крыму и газопровода «Сила Сибири». Глубоководный порт в Крыму станет частью «экономического пояса нового Шелкового пути» — маршрута между Азией и Европой. В рамках проекта рядом с крымским поселком Фрунзе китайские фирмы выроют огромный котлован, который после разрушения дамбы будет заполнен морской водой. Кроме того, по словам российского вице-премьера Аркадия Дворковича, Китай заинтересован в совместных программах по развитию альтернативной энергетики в Крыму. Российские источники полагают, что Крым очень перспективен в этом отношении, чем и собирается воспользоваться нуждающийся в энергии Китай. «Силу Сибири» Чижов назвал «мегапроектом», который позволит ежегодно поставлять 60 млрд м3 газа с Ковыктинского и Чаяндинского месторождений на российский Дальний Восток, в том числе 38 млрд м3 для Китая.

Концерну CNPC в Сычуани принадлежат месторождения в бассейне Чуаньдонбей. Еще в 2007 году право на добычу там выиграла компания Chevron*****. Но по ряду причин (высокое содержание серы, расхождения во мнениях с китайской стороной по поводу методов разработки месторождений и т. п.) сроки начала работ постоянно отодвигались. Последняя на данный момент серия переговоров между представителями Chevron и китайцами прошла в конце прошлого года. Согласно обнародованным результатам, проект сможет стартовать не раньше второй половины 2014 года. Рекордсмен по добыче газа в КНР — расположенный на северо-востоке Ордос. Одно лишь месторождение

Сулигэ содержит более 1,0 трлн м3 доказанных запасов газа. Значительная часть — это трудноизвлекаемый газ низкого давления, поэтому CNPC добывает его совместно с Shell, активно применяя передовые методы извлечения. Если CNPC контролирует львиную долю месторождений газа на суше, то в море практически безраздельно царствует CNOOC. До последнего времени компания добывала газ в основном в западной части Южно-Китайского моря. Именно там расположено шельфовое газоконденсатное месторождение Ячэн — богатейшее из разведанных в том регионе. До 2007 года блок 13-1 выдавал приблизительно 3,5 млрд м3 газа ежегодно, затем уровень добычи несколько снизился. Хотя скважины, пробуренные на мелководье, по-прежнему приносят CNOOC основной доход, компания ведет интенсивную разведку восточной части Южно-Китайского моря. Более того, уже запущен первый китайский крупномасштабный проект по добыче газа в глубоководном районе. Речь идет о разработке месторождения Ливань****** — совместном предприятии CNOOC и Husky Energy. Первый коммерческий газ предполагается получить уже в этом году. В целом же Китайская национальная шельфовая нефтяная корпорация рассчитывает, что Ливань будет давать до 5 млрд м3 газа в год. Ливань — первый, но не единственный проект CNOOC в восточной части Южно-Китайского моря. Концерн уже подписал ряд договоров, связанных с глубоководным бурением, с Chevron, BP, Eni, BG Group и Anadarko Petroleum.

Энергетическая независимость Несмотря на все усилия по разведке и вводу в эксплуатацию новых месторождений углеводородов, а также повышенной активности в области разработки и использования возобновляемых источников энергии, индустриальный Китай, обеспечивший более 50 % мирового прироста потребления энергии лишь за первое десятилетие XXI века, все больше зависит от импорта энергоносителей. И с каждым годом эта зависимость будет только расти. По мнению авторов статьи «Экономический рост и спрос на энергию», опубликованной в Экономическом журнале ВШЭ в 2013 году, сохранение в Китае высоких темпов экономического роста (даже в кризис), в то время как уровень среднедушевого ВВП в $ 5000/чел. был преодолен в 2007 году, а уровень среднедушевого энергопотребления в 1 т н.э./чел. — четырьмя годами ранее, дает основания ожидать существенного роста потребления энергоресурсов в стране в ближайшие десятилетия. Сходной точки зрения придерживается и старший аналитик компании «Альпари» Анна Бодрова, полагающая, что рост спроса на энергоносители в КНР составит не менее 20 % в перспективе ближайших пяти лет. Прекрасно осознавая проблему, китайское руководство последовательно обеспечивает энергетическую безопас-

***** Контракт, согласно которому Chevron является оператором проекта с 49%-й долей, заключен на 30 лет.

Проект включает в себя строительство двух заводов по переработке газа и пять газовых месторождений (объем доказанных запасов — 176 млрд м3) с газосборной трубопроводной системой, ведущей к предприятиям. Для Chevron Чуаньдонбей стал крупнейшей инвестицией в КНР.

****** По предварительным оценкам, запасы газа месторождения Ливань могут достигать от 113 млрд м3 до 170 млрд м3.

gdb.rferl.org

Аналитика

№ 2 (22) 2014

Сланцевый газ и не только

Наряду с традиционным газом, в КНР намерены в глобальных масштабах добывать угольный метан, синтетический природный газ и сланцевый газ. Пока это в основном планы, так как активной добыче препятствуют такие факторы, как отсутствие технологий, нехватка воды, трудности транспортировки и т. д. Однако потенциальное богатство Китая нетрадиционными ресурсами побудило правительство искать иностранных инвесторов, имеющих необходимые технологии. Уже подписан договор между CNPC и Shell о добыче сланцевого газа в Сычуани. Потратив $950 млн на разведку, Shell планирует потратить еще $ 1 млрд в течение следующих пяти лет, чтобы извлечь обнаруженные ресурсы. Кроме Shell, китайским нетрадиционным газом заинтересовались Chevron и ConocoPhillips. Большинство доказанных ресурсов сланцевого газа КНР содержатся в бассейнах Сычуани и Тарим. EIA оценивает запасы китайского сланцевого газа как крупнейшие в мире. К 2020 году Китай планирует выйти на уровень добычи в диапазоне от 60 млрд до 100 млрд м3 сланцевого газа ежегодно.

ность страны. При этом основными тактическими приемами, используемыми китайцами с целью гарантировать бесперебойное поступление углеводородов, становятся диверсификация источников и долевое участие в проектах по добыче нефти и газа. Начиная с 2008 года китайские национальные нефтегазовые концерны существенно расширили свои международные нефтяные и газовые активы посредством скупки акций, а также предоставления кредитов в обмен на углеводородные ресурсы. Благодаря этому они не только способствуют укреплению энергетической независимости КНР, но также осуществляют долгосрочные коммерческие инвестиции и получают передовые технологии от западных компаний. Грамотно использовав в своих интересах общемировой экономический спад, Китай выгодно распорядился обширными валютными резервами, став владельцем или совладельцем множества энергетических компаний на

Ближнем Востоке, в Северной и Южной Америке, Африке и Азии. Согласно данным, опубликованным CNPC, только лишь в 2012 году китайцы инвестировали в зарубежные нефтегазовые активы приблизительно $ 34 млрд. Причем интересы КНР равным образом распространяются как на традиционные месторождения нефти и газа, так и на те, что Китаю пока не вполне «по зубам» (по крайней мере, без участия западных компаний). Например, среди последних приобретений Китайской Народной Республики — глубоководные месторождения нефти, расположенные неподалеку от берегов Западной Африки и Бразилии, а также проекты по разработке нефтеносных песков и месторождений сланцевого газа в Северной Америке. Самой же грандиозной покупкой КНР стала канадская нефтяная компания Nexen, за которую CNOOC заплатила в 2013 году более $ 15 млрд. Нужно признать, что тотальная скупка всего, до чего дотягиваются руки китайцев, приносит свои плоды. По данным Международного энергетического агентства, в промежутке с 2000 до 2012 годы нефтедобыча Китая за рубежом выросла со 140 тыс. барр./сут. до 2 млн барр./сут. И это далеко не предел. Например, только Sinopec планирует к 2015 году добывать за границей до 1 млн баррелей нефти в сутки. Стремление китайских концернов повысить добычу нефти вполне понятно: спрос на нефть в КНР уже сейчас существенно превосходит их возможности*******. Чтобы гарантировать бесперебойное поступление импортной нефти в условиях геополитической нестабильности, руководство КНР стремится максимально диверсифицировать ее источники. И этот подход успел себя оправдать. Впервые это произошло в конце 2011 — начале 2012 гг., когда в результате конфликта между Суданом и Южным Суданом нефтяные промыслы в этих государствах были закрыты. В результате экспорт нефти из обеих стран в Китай упал с 260 тыс. барр./сут. до нуля. Китай смог пережить эту потерю за счет других источников, и, когда конфликт разрешился, продолжил импортировать суданскую нефть, но уже в меньших объемах. Нечто подобное в 2013 году произошло и с поставками нефти из Ливии: как и в случае с Суданом, китайцы сумели компенсировать перебои за счет увеличения импорта из других стран. Большое количество поставщиков развязывает руки и в плане политического (или коммерческого) маневра, позволяя произвольно изменять объемы импорта из отдельных стран в тех случаях, когда это выгодно Китаю. Наиболее наглядный пример — история с иранской нефтью. Исторически Иран являлся третьим по величине экспортером нефти в Китай. Но когда в 2011 году между Sinopec и National Iranian Oil Company возник спор по поводу контракта, Китайская Народная Республика уменьшила импорт иранской нефти на 20 %. Хотя к середине 2012 года конфликт был урегулирован, Китай повторно снизил долю нефти из Ирана в своем импорте. На этот раз причиной послужило желание КНР улучшить дипломатические отношения с ЕЭС и США, которые наложили на Иран экономические санкции из-за отказа руководства Исламской республики закрыть национальную ядерную программу. В итоге Китай добился всего, чего хотел, не понеся особых

******* В 2013 году потребность КНР в нефти более чем на 50 % была удовлетворена за счет импорта. По прогнозам EIA, к 2020 году Китай будет вынужден импортировать свыше 66 % нужного стране количества нефти, а к 2040 году этот показатель вырастет до 72 %. 30

pictar.ru

Аналитика

№ 2 (22) 2014

Аналитика

Бразилия 2% Конго 2%

Другие 12 %

Кувейт 3%

Саудовская Аравия 19 % ОАЭ 4% Казахстан 4%

Ангола 14 %

Венесуэла 6%

Россия 9%

Ирак 8% Оман 9%

Иран 8%

График 2. Страны-экспортеры нефти в Китай (процентное соотношение по данным 2013 года). Источник: FACTS Global Energy

потерь (нехватка иранской нефти была восполнена за счет поставок из стран Ближнего Востока, Анголы, Венесуэлы и России). А Иран был вынужден покинуть тройку лидеров стран-экспортеров нефти в Китай со всеми вытекающими из этого факта финансовыми последствиями. Стремление КНР максимально разнообразить источники получения углеводородов проявляется даже в такой мелочи, как транспортировка. К примеру, страна получает природный газ и по трубопроводам, и в виде СПГ, причем оба способа доставки топлива находятся примерно в равных пропорциях относительно друг друга. Некоторые аналитики склоняются к мнению, что это случайное совпадение. Сомнительно: когда дело касается экономической целесообразности, случайности нет места. Как известно, до последнего времени Китаю было выгоднее использовать СПГ — по причине инфраструктурных особенностей страны и более низкой стоимости поставок. Тем не менее, никакого перекоса в сторону СПГ не произошло. Сейчас, когда заканчивается срок действия старых контрактов и цена СПГ для Китая начинает расти, можно с большой долей уверенности предположить, что в ближайшем будущем китайцам будет дешевле обходиться газ, доставленный по трубопроводам. Руководство КНР осознает это: по стране тянут новые газопроводы, завершено строительство трубы, по которой будет поступать газ из Мьянмы… Но одновременно Китай продолжает активно вкладываться в СПГ. Налицо определенная тенденция, желание перестраховаться, обезопасить себя от всех возможных сбоев в транспорте энергоносителей. При таком подходе российским поставщикам углеводородов будет не так просто существенно увеличить свою долю на китайском рынке. Китай умеет учиться на чужих ошибках — это приветствуется конфуцианским мировоззрением: недаром в КНР при Академии общественных наук был создан Институт изучения СССР и Восточной Европы, основное предназначение которо32

го — детальный анализ причин, приведших к крушению Советского Союза. Видя зависимость Европы от поставок российских энергоносителей, навряд ли китайцы позволят создать аналогичный рычаг влияния на них самих. Наоборот, стоит ожидать усиления их попыток контролировать рынок энергоресурсов посредством скупки активов и создания СП. Вдобавок, китайцы станут упорно выбивать для себя самые выгодные условия, невзирая на декларируемое «братское» отношение к северному соседу. Руководство КНР — жесткие и расчетливые прагматики: упомянутая выше история с иранской нефтью отличный тому пример. Главное для них — интересы КНР, и отстаивать их они будут до последнего. Объективно, в этом нет ничего плохого, так и должно действовать правительство любого государства. Но для России это может означать ущемление экономических интересов. Собственно, подобные торговые конфликты уже происходят. Один из них лаконично и точно был описан в издании «Коммерсантъ»: «Первый же крупный контракт «Роснефти» и «Транснефти» с CNPC на поставку 300 млн т нефти до 2030 года, заключенный в 2010 году, обернулся скандалом. Стороны по-разному оценивали коэффициент, влияющий на стоимость транспортировки нефти. Потери для «Роснефти» и «Транснефти» могли составить $ 16,9 млрд и $ 11,3 млрд соответственно. Договориться не могли больше года, в течение которого CNPC недоплачивала за российскую нефть, не помогало даже вмешательство первых лиц государства. В итоге российские компании согласились дать CNPC страновую скидку в $ 1,5 за баррель. Причем источники «Ъ» уверяют, что РФ просто повезло: китайцы требовали скидку до $ 10 за баррель и согласились на $ 1,5 лишь из-за начала «арабской весны», угрожавшей надежности поставок нефти в КНР с Ближнего Востока. Так что, исходя из общего объема поставок нефти РФ в Китай на уровне 760 млн т до 2038 года, Пекин на этих контрактах теоретически может сэкономить $ 8,5-56,8 млрд». С газом дела пока что обстоят еще хуже: уже несколько лет стороны не могут договориться о цене. Казалось бы, все просто: КНР нуждается в российском газе, «Газпром» предлагает честную стоимость, причем вполне выгодную для китайской стороны, но как говорится, воз и ныне там. Уже доходит до того, что у некоторых аналитиков возникают сомнения по поводу благополучного завершения переговоров. «Нельзя исключить, что Россия будет вынуждена согласиться на невыгодные условия поставок, — делится мнением партнер консалтинговой компании RusEnergy Михаил Крутихин. — При этом контрактную цену российского газа на китайской границе мы можем так и не узнать. Если российский газ пойдет в Китай по низким ценам, то мы фактически будем субсидировать растущую экономику нашего соседа». Для того чтобы вариант событий, озвученный М. Крутихиным, не стал реальностью, все решения, связанные с поставками энергоносителей в КНР, совместной разработкой месторождений и пр., должны приниматься не в интересах отдельных бенефициаров и даже компаний, но в интересах всей страны, с учетом всех возможных перспектив. Государственной стратегии можно противопоставить только государственную стратегию. В противном случае отечественный нефтегазовый сектор ожидает проигрыш.

№ 2 (22) 2014

angi.ru

Аналитика

ПРО ГИДРАТНЫЙ ГАЗ ЗАБЫЛИ В янв а р ском номере ( № 1, 2014) ж у рн а л а « Нефт ега з овые т е х нологии » была опубликована с татья « Природный га з: извините за беспокойс тво », прина д ле ж ащ а я перу Ричард а Гайнберга — извес тного америк анского ж у рн а лис та, пиш у щег о н а т емы энерг е т ики, экономики и экологии. Пре д л а га ем ва шем у вним а нию взгля д отечес твенных специ а лис тов на фак ты, излож енные в д анном материа ле.

Берлин М. А.

с п ец и а л и с т п р о ек т н о г о п о д ра з д е л ен и я

у ч ен ы й с ек р е та р ь З АО « Н И П И « И н ж Г ео »

З АО « Н И П И « И н ж Г ео »

ы позволим не во всем согласиться, как в статье «Природный газ: извините за беспокойство» господин Р. Гайнберг (R. Heinberg) рекомендует готовиться к пику добычи нефти. Во-первых, мы не согласны, что пик добычи нефти в мире наступит в 2030 году. Это самая поздняя дата, названная господином Гайнбергом со ссылкой на прогноз компании JHSCERD.

Аношина К. В.

д. т. н., п р о ф ессо р,

Еще не сказали своего последнего слова Африка, Сибирь, Венесуэла, шельфы морей и океанов и т. д. Мы не знаем запасов нефти в Арктике и открытом море. Во-вторых, экономия нефти, конечно, нужна. Но еще более нужны разработки новых энергоносителей (водаводород, солнечная энергия, энергия морских приливов и отливов и т. д.). И здесь мы хотим остановиться на таком неисчерпае-

Про гидратный газ забыли

мом источнике экологически чистого энергоносителя, как гидратный газ и полученные из него высококачественные нефть и нефтепродукты в процессах «газ в жидкость». На Земле около половины углерода, связанного в органических и неорганических соединениях, содержится в виде гидратов метана [1]. Поэтому сначала немного о гидратах метана, их структуре, свойствах, местах залегания и т. д. (далее будем называть их газовыми гидратами, или ГГ). В структурном плане ГГ представляют собой кристаллические соединения нестехиометрического состава типа СН 4nH 2O, где n≈6÷8, образующиеся при определенных термобарических условиях, например, 2,17 МПа и 268 К в системе «метан-лед», 2,57 МПа и 273 К в той же системе «метан-лед». То есть чем выше температура, тем больше должно быть давление, и наоборот, чтобы гидрат существовал стабильно [1]. При этом каждой температуре соответствует определенное давление. Только при определенных сочетаниях температуры и давления гидраты могут стабильно существовать [2]. Чтобы гидрат был устойчив при атмосферном давлении, нужна температура около минус 80 °С. Но гидраты могут довольно долго существовать в условиях низких давлений и при более высоких, но обязательно отрицательных температурах. Их существование обеспечивает эффект самоконсервации: при разложении (таянии) гидрата он отдает много тепла, температура его поверхности охлаждается и покрывается ледяной коркой, именно коркой водяного льда. То же самое происходит в частице гидрата при минусовой температуре. Это мешает его дальнейшему разложению [3,4]. По-нашему мнению, именно это произошло на Мессояхском месторождении, т. к. добыча газа из гидратов производилась методом периодического понижения давления, при этом тепло в пласт не подводилось. Можно высказать предположение, что произошла самоконсервация гидратов в пласте. Поэтому пласт перестал давать газ. ГГ являются источником газа, который может составить реальную конкуренцию традиционным месторождениям в силу неисчерпаемости ресурсов, широкого распространения, неглубокого залегания и концентрированного состояния газа [2]. Один кубометр метаногидрата содержит до 300 м3 газа и 0,78 м3 воды [5]. Основные залежи гидратов распространены на шельфах морей и океанов, на морском дне и под ним (98 %), и только 2 % гидратов залегают на суше. По разным данным, от 30 до 60 % территории России благоприятны для накопления гидратов. ГГ могут быть распространены в придонных отложениях Мирового океана с глубин воды: около 300 м в северных широтах и около 600 м — в южных [6]. На суше в России ГГ выявлены на Ямбургском газоконденсатном месторождении (ГКМ), Бованенском ГКМ, Улан-Урехской антиклинали, районе алмазной трубки Удачная, золотоносных россыпях Колымского района, Чукотке, Буйском прогибе и Мессояхском месторождении [7]. Гидратные залежи в России выявлены также в отложениях сеномана Гыданского месторождения, а также в газоносной пачке кузнецовской свиты Заполярного месторождения, Южно-Русской, Харампуровской, Тэрельской, Фестивальной, Ново-Часельской площадях.

Имеются данные по месторождениям ГГ в Восточной Сибири [5, 8]. Что касается морских залежей, то в настоящее время ГГ обнаружены более чем в 200 районах, расположенных вдоль восточного и западного побережья Северной и Южной Америки, Евразийского континента, на шельфах Австралии, Индии, Японии, под Черным, Каспийским, Средиземным, Охотским и Баренцевым морями, в Мексиканском заливе. Наиболее известные на сегодняшний день месторождения метангидратов — Мессояхское, Маллик (Канада) и Нанкийское (Япония). Запасы газов в гидратах месторождения Маллик определяются в 100 млрд м3, а на месторождении Нанкай — от 4 до 20 трлн м3. Именно поэтому гидраты рассматриваются как неистощимый источник экологического топлива в ближайшем и отдаленном будущем. Именно поэтому такие страны, как США, Япония, Индия, Южная Корея, Канада, Норвегия, Китай, Тайвань и некоторые другие тратят миллиарды долларов на поиск месторождений ГГ, разработали соответствующие национальные программы и на самом высоком уровне следят за их выполнением. При этом США вообще засекретили работы по поиску и разработке гидратов в Мексиканском заливе и на Аляске. Судя по темпам развития исследований, Япония и Канада от опытно-промышленной скоро перейдут на промышленную добычу гидратных залежей. Япония в 2013 году сообщила о переходе к опытно-промышленной добыче газа из гидратов на месторождении Нанкай и о том, что подтвержденные запасы ГГ составляют не менее 7 трлн м3. Канада уже много лет пытается перейти на промышленную добычу газа из гидратов, но пока сведений нет о таком переходе. Добыча газа из гидратов и на суше, и на море — процесс сложный и может быть опасным, если его не изучить досконально. Особенно опасно вскрытие газогидратного пласта. В Канаде при вскрытии пласта произошел взрыв, погибли два человека. Как было сказано, запасы ГГ огромны. По одним данным, мировые запасы гидратного метана превышают 16•1012 т н. э. (нефтяного эквивалента) [9], по другим — еще больше: от 2800 до 25 000 трлн м3 [10] и от 1,8•1014 до 7,6•1018 м3 [11]. При этом они являются возобновляющимся видом топлива. Уж этих запасов хватит человечеству на тысячелетия. Поэтому главное сейчас не только экономить нефть, главное, если не главнейшее, — это: - совершенствовать методы поиска и разведки наиболее крупных гидратных скоплений, где концентрация гидратов была бы наивысшей; - исследовать методы безопасной технологии вскрытия газогидратного пласта и его безопасной эксплуатации; - необходимо изучать динамику разложения гидратов: например, закачка теплоносителя в гидратный пласт со скоростью больше определенной может привести к взрыву пласта. При этом надо помнить, что технология добычи для каждого пласта разрабатывается с учетом его особенностей. Сейчас ближе всех к созданию промышленной техно№ 2 (22) 2014

в жидкость» с получением синтетической нефти и моторных топлив (12). В настоящее время эта технология стремительно развивается за рубежом. Фирма Shell, например, прогнозирует увеличение доли синтетического топлива до 15 % от его мирового производства к 2015 году. При этом синтетическая нефть и синтетические жидкие моторные топлива не только не уступают, но и превосходят по своим качествам природные. По всем важнейшим свойствам, особенно по содержанию серы и ароматики, по цетановому числу синтетическое дизтопливо лучше полученного из природной нефти. Более того, выход продуктов из синтетической нефти в разы больше, чем из природной. Так, дизтоплива из синтетической нефти получается почти в три раза больше, чем из природной нефти, бензина — почти в 1,5 раза больше, керосина — в два с лишним раза больше. Вот почему GNL так стремительно развивается за рубежом. В России этой важнейшей проблемой занимаются ОАО «Газпром промгаз», НАМИ, ВНИИ НП, ОАО «Мотор Сич» (Запорожье, Украина) и ЗАО «Ренфорс — Новые технологии» (Самара, РФ). Мы считаем, что для решения такой важной проблемы, как добыча и переработка гидратного газа, следует разработать российскую государственную программу.

Список использованных источников и литературы:

логии добычи газа из гидратов — Япония. Поделится ли она своим опытом? В любом случае, гидраты будут разрабатываться в необходимом количестве многие века, и человечество за эру гидратного газа научится использовать солнечную энергию, научится получать и использовать водород в качестве топлива, широко использовать энергию приливов и отливов и многое другое, если не уничтожит себя в ядерной войне. При этом надо помнить, что из метана можно получать и нефть, и бензин, и дизельное топливо, и ценные пластмассы. Рассмотрим, что дает переработка его в процессе «газ 36

1. Патент № 2169834. Классы патента Е21В45/24. Заявитель: Институт катализа им. Г. К. Барсукова СО РАН; автор: Мильгунов М. С., Фенелонов В. Б., Пармон В. Н. и др. 2. Бык С. Ш., Фомина В. И. Успехи химии, том 37, номер 6, 1968. 3. Гидрат метана. Материал из Википедии. 4. Российская газовая энциклопедия. М., Научное издательство «Большая Российская энциклопедия», 2004, т. 1. 5. Мировая экономика. № 11 –12 за ноябрь-декабрь, 2008. 6. Академик предлагает заняться добычей газа из газовых гидратов. 1956/ 06/02/2008, Москва — 6 января — РИА Новости. 7. Агалаков С. Е., Газовые гидраты в туронских отложениях на севере Западной Сибири. http://www.geolib.ru/ OilGasGEO/1997/03/STAT03 8. Коллет Т. С., Льюис Р., Такаши У. Растущий интерес к газовым гидратам. //Schlumbtrgtr, Нефтяное обозрение, осень 2001, т. 6, № 2, с. 38 – 54. 9. Газовая промышленность, № 10, 2009, ОАО «Газпром промгаз» — Эффективное энергоснабжение. 10. Эксперт-украинский деловой журнал, № 9. Наука и технология «Море топлива». http://www.expert.ua/ articles/12/0/3811/ 11. Нефть и капитал — Технология ТЭК, апрель 2006. Месторождение газовых гидратов: ресурсы и возможные методы разработки. Щебетов А., РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. 12. Проблемы и возможности инновационного развития нефтегазового комплекса: стратегическое видение. Ларичкин Д., Череповицын А. Е., Фадеев А. М. Институт экономических проблем им. Г. П. Лузина КНЦ РАН, Апатиты.

blog.glacialenergy.com

Аналитика

№ 2 (22) 2014

ok.ya1.ru

Рекреация

ЛУЧШИЕ МЕСТА ЮГА В к а ком от е ле ос та нови т ь с я во время отдых а или конференции? Где можно хорошо поу жинать или куд а стоит пригласить на обед деловых партнеров? Ответы на эти и множество других ана логичных вопросов вы у знаете из материа лов нашей новой ру брики « Рекре ация ». В ней буде т д аватьс я кратк а я информац и я о л у чши х г о с т иниц а х, от е л я х, рес торана х и друг их заве дениях, которые мог у т быть полезны н а шим читате лям во время отдых а или поездок, связанных с бизнесом. По об ъек тивным причинам пок а ру брик а ог раничена Юж ным фе дера льным окру гом. Но мы п ланиру ем со временем расширить охват рег ионов.

Рекреация

Загородный клуб «Кордон» г. Геленджик Г е ленд ж ик, К у приянова ще ль, ул. Ма ла хитова я

В загородном клубе «Кордон» гармонично сочетаются уединенность лесного форпоста и элитарный комфорт. Чистый воздух, живописный пейзаж, превосходная кухня, баня и рыбалка составляют формулу идеального отдыха наедине с природой. Шале-отель Номерной фонд представлен пятью классическими альпийскими домиками. Каждый выполнен по отдельному архитектурному проекту. Все конструктивные элементы построек созданы из натурального дерева и камня. Благодаря панорамному остеклению, из домов открывается прекрасный вид на лес и озеро. Ресторан Дизайн ресторана близок к стилю прованс. От классического прованского интерьера его отличает респектабельность, не терпящая небрежности в деталях: дизайнерская мебель, затейливый декор, безупречный текстиль, легкий прозрачный тюль. Светло, изящно, добротно, уютно. Пикник Зона пикника расположена на среднем и нижнем озерах. Здесь созданы все условия для однодневного отдыха: баня, рыбалка, домики для дружеского застолья. Контакты Бронирование шале-отеля: +7 (988) 333-63-62 Резервирование столиков ресторана: +7 (86141) 450-04 Заказ пикника: +7 (905) 471-7171 e-mail: info@kordon-club.ru, www.kordon-club.ru № 2 (22) 2014

Рекреация

Отель «Экодом» г. Сочи А д лерский район, ул. Просвещения, 160Б

Номера В номере: две односпальные или французская кровать, раскладное кресло или диван, стол, стулья, сплит-система, телевизир, холодильник, платяной шкаф, телефон, санузел с душевой кабинкой, фен. В номерах люкс, полулюкс прикроватные светильники и коврики. В номерах студия, студия-люкс, мини-кухня, стиральная машинка, микроволновая печь. Все номера с балконами. Во всех номерах Wi-Fi. – Стандарт, 2-местный (17 м2 – 27м2) – Студия с мини-кухней, 2-местный (28 м2 – 45м2) – Студия люкс с мини-кухней, 2-местный двухкомнатный (57 м2 – 66 м2) – Полулюкс, 2-местный (21 м2 – 29 м2) – Люкс, 2-местный двухкомнатный (33 м2 – 47 м2) – Пентхаус, 4-местный трехкомнатный (165 м2) – Апартаменты, 4-местный трехкомнатный (220 м2) Инфраструктура • ресторан, лобби-бар • открытый бассейн с подогревом, с зоной для детей и джакузи • летний бар и кафе • детская площадка с аниматорами • бильярд • настольный теннис • сауна и пр. Центр бронирования: 8 (800) 333-13-74 (звонок по России бесплатный) Цены 2014 г.: от 1800 р. до 10 000 руб. за номер www.ekodom-hotels.ru 40

Рекреация

Санаторий «Лесной» ставропольский край г. Ж е лезноводск, пос. Иноземцево, микрорайон Лесной

На границе курортных городов Железноводска и Пятигорска, у подножия горы Бештау, расположился один из самых уютных санаториев КМВ — «Лесной». Здравница идеально подходит как для индивидуального, так и для семейного отдыха. Дети принимаются от 0 лет. Профиль лечения: заболевания желудочно-кишечного тракта, почек, мочеполовых путей (урология), а также гинекологические заболевания, эндокринология (нарушение обмена веществ), заболевания костно-мышечной системы, периферической нервной системы, опорнодвигательного аппарата. Курс лечебных методик основан на использовании природных факторов курорта: минеральных вод, грязи озера Тамбукан и благоприятного климата. Питание: 3-разовое диетическое, по системе «менюзаказ». Размещение: 1-, 2- и 3-местные номера, люкс и коттеджи. К услугам отдыхающих: автостоянка, бассейн (9х23 м), бар, библиотека, бильярд, настольный теннис, косметологический кабинет и салон красоты, караоке, киноконцертный зал, волейбольная/баскетбольная площадка, тренажерный зал, сауна, прокат спортинвентаря, трансфер, экскурсии, Wi-Fi и многое другое. Отдыхайте с пользой для здоровья!

Железноводск

Контакты тел.: +7 (87932) 5-74-28, 5-74-68 e-mail: market1@lesnoy-kmv.ru www.lesnoy-kmv.com № 2 (22) 2014

Персона

Роман Войлиненко: «Хочу, чтобы в семье появился еще один инженер»

РОМАН ВОЙЛИНЕНКО: «ХОЧУ, ЧТОБЫ В СЕМЬЕ ПОЯВИЛСЯ ЕЩЕ ОДИН ИНЖЕНЕР» Насколько измени лась профессия инж енера за пос ле дние годы, ес ть ли в ней романтик а и чем она мож е т привлечь молодых специа лис тов, нашему ж у рна лу расск а за л главный ин ж енер проек та компании « Ин ж Г ео » Роман Вой линенко.

Б ес е до в а л

Ф ото г раф

Алиев С. Т.

Тарасова Ю. В.

— Расскажите, пожалуйста, как вы пришли в профессию?

— Вы следовали чьей-то рекомендации или это был самостоятельный выбор?

— Склонность к точным наукам обнаружилась у меня в начальных классах. Я неоднократно становился победителем районных этапов школьных олимпиад по алгебре и геометрии, а по физике выходил даже на зональный краевой этап. Тем не менее, ближе к выпуску у меня не было твердой уверенности в выборе профессии. Как многим старшеклассникам начала 90-х, мне хотелось стать юристом: тогда эта специальность была очень престижна. Я занимался в юридическом кружке, который вели в нашей школе сотрудники районного отделения милиции, а дома усиленно штудировал уголовный и административный кодексы. Вдобавок, интерес к юриспруденции подогревали детективы, которые в то время я читал взахлеб. Но когда в стране начался экономический кризис, работники правоохранительных органов остались, мягко говоря, не у дел. Родители посоветовали мне найти другое применение романтическим увлечениям, и я так и поступил. На свадьбе друзей я познакомился с моряком, который зажег в моей душе любовь к морю. Сразу после окончания школы я поступил в Новороссийскую государственную морскую академию. К сожалению, экономический кризис и развал государства затронул и эту сферу. Все суда стояли на приколе в порту, и ни о каких морских путешествиях думать не приходилось. Увидев эту удручающую картину и осознав бесперспективность обучения в академии, через два месяца я забрал документы и на следующий год поступил в Кубанский государственный технологический университет на факультет нефти, газа и энергетики.

— После неудачи в академии я решил больше никого не слушать, а довериться исключительно голосу разума. Проанализировав складывающуюся обстановку в стране, пришел к выводу, что в условиях, когда разваливаются все отрасли экономики, страна сможет выжить лишь благодаря добыче и экспорту нефти и газа. Этим и был продиктован мой выбор будущей профессии. — Что было дальше?

— Буквально через несколько месяцев после успешного завершения учебы в политехе меня приняли на работу в проектный институт «Термнефтепроект». За 12 лет, начиная с 2000 года, прошел в этой компании путь от рядового сотрудника до главного инженера проекта. Последние два года работаю в «ИнжГео» — Представьте, что вам предложили прорекламировать вашу специальность. Есть в ней что-то интересное?

— Интересного в инженерной профессии много — надо лишь суметь это увидеть. Во время учебы в институте я сам, честно говоря, не представлял, что эта профессия может быть настолько увлекательной. Да, создание чертежей с определенного момента может превратиться в достаточно скучную и однообразную работу. Но когда ты приезжаешь на строительную площадку и видишь, как твой чертеж воплощается в реальность, то испытываешь очень сильные эмоции. Это просто потрясает! Впервые я особенно остро испытал это чувство, когда приехал на Ванкорское нефтяное месторождение в № 2 (22) 2014

Персона Красноярском крае и увидел, как на моих глазах вырастает объект, который буквально несколько месяцев назад существовал лишь на бумаге. Кроме того, участие в реализации крупномасштабных проектов обычно сопровождается еще и выбросом адреналина, когда на стройплощадке тебе за считанные часы необходимо принять взвешенное решение по тому или иному вопросу. Приходится рисковать и брать на себя огромную ответственность. Но все эти волнения и бессонные ночи с лихвой окупает та гордость за проделанную работу, которая переполняет тебя, когда проект закончен и объект построен. Ради этого, ради таких эмоций стоит не только учиться на инженера, работать инженером, но и вообще жить. — Во времена Советского Союза сложился образ инженера как вечно сгорбленного над кульманом человека со средним достатком. Сейчас что-то изменилось?

— Что касается заработков, то их относительный средний уровень сохранился. Но сама работа изменилась. Благодаря современным компьютерным программам проектирование практически поставлено на поток. Это резко сократило временные рамки выполнения проектов: больше не требуется вручную что-то вычерчивать и считать. Но в этом есть и один большой недостаток — постепенно утрачивается творческая составляющая процесса проектирования. Современные инженеры, используя компьютеры, работают значительно быстрее. Но зачастую даже не вдаются в подробности проекта и не вникают во все его тонкости. Нередко ошибки происходят из-за излишней спешки со стороны заказчиков, которые выделяют на проектирование слишком мало времени. В таких случаях инженер просто не успевает внимательно проработать все детали. А это порой приводит к большому количеству ошибок и нестыковок, которые приходится устранять уже на этапе строительства.

Надо реально оценивать и сроки проектирования, и сроки строительства — в этом случае и проекты, и объекты станут по-настоящему шедеврами инженерной мысли Общаясь с западными коллегами, я затрагивал эту проблему, на что они отвечали известной поговоркой: «Девять матерей не родят ребенка за месяц». Проще говоря, излишняя спешка на стадии проектирования, даже с привлечением большого количества ресурсов, абсолютно бессмысленна и негативно влияет на качество проектов. Я очень надеюсь, что до некоторых заказчиков наконец дойдет эта аксиома. Надо реально оценивать и сроки проектирования, и сроки строительства — в этом случае и проекты, и объекты станут по-настоящему шедеврами инженерной мысли. 44

— Профессия геолога считается одной из наиболее романтичных, так как связана с постоянными разъездами. А инженеры, работающие в нефтегазовой отрасли, могут похвалиться интересными командировками?

— За всех не скажу. У меня же было множество действительно запомнившихся поездок по стране. У нас в России немало интересных и красивых мест, куда тебя потом еще долго манит. Например, мне хотелось бы вновь побывать на сибирской реке Таз, где несколько лет назад мы проектировали магистральный нефтепровод. И дело даже не в природной красоте этого места. Во время одной из прогулок по окрестностям мы обнаружили старую железную дорогу, которую построили, судя по всему, в 30-40-х годах гулаговские зеки. Как рассказывали наши изыскатели, в тех местах, где ни копни, обязательно наткнешься на человеческие кости. Там же прямо на путях мы обнаружили старый проржавевший насквозь паровоз. На меня эта узкоколейка, проложенная в глубокой тайге, с забытым на ней составом, произвела очень сильное впечатление. Сколько титанических усилий и человеческих жизней было загублено, чтобы проложить в тайге эти рельсы и пригнать паровоз, который потом просто бросили ржаветь в бескрайнем лесу? Во время той же командировки, в Красноярске, я для себя открыл замечательный краеведческий музей. Во время командировки в Самару мы посетили бункер Сталина, в Игарке — музей вечной мерзлоты. У нас в стране, куда ни попадешь, везде можно найти достопримечательности. — Есть ли у вас хобби?

— У нас есть семейное увлечение — рыбалка. У моего старшего сына, которому исполнилось 12 лет, уже даже имеется персональный набор спиннингов и прочей рыболовной снасти. Иногда на выходных мы всей семьей ездим на природу: рыбачим и шашлыки жарим. В общем, стараемся проводить больше свободного времени на природе, а не перед экраном телевизора или компьютера. — Вам бы хотелось, чтобы дети пошли по вашим стопам?

— Мой старший сын недавно решил стать фермером. Уже начал собирать необходимый инвентарь и инструменты. Он уже самостоятельно косит траву триммером, умеет пользоваться бензопилой и строит планы по возведению на нашем участке хозяйственных построек. В общем, к реализации своей мечты подходит весьма основательно. Я пытался ему объяснить, что существуют разные варианты осуществления его карьерных замыслов, в том числе и связанные с инженерией. Но пока он непреклонен в желании стать именно фермером. В любом случае, я поддержу его выбор. Хотя в душе, конечно, хочу, чтобы в семье появился еще один инженер. Может, мой младший четырехлетний сын как раз и станет продолжателем моего дела. И уж поверьте, я сделаю все возможное, чтобы помочь ему стать инженером экстра-класса! Поживем — увидим.

№ 2 (22) 2014

Персона

Максим Баборыкин: «Я научился разбираться в людях»

МАКСИМ БАБОРЫКИН: «Я НАУЧИЛСЯ РАЗБИРАТЬСЯ В ЛЮДЯХ» Ч ас то незн ачи т е льные и, н а первый взгля д, а б солют но с л у ч а йные собы т ия с та новятс я с удьбоносными в ж изни че ловек а, а его вроде бы лег комыс ленное хобби у чит весьма значите льным и ва ж ным вещ ам. Именно так произош ло в с удьбе руководителя г ру ппы мониторинга и г еоинформационных сис тем компании « Г еопроек тс трой » Максима Баборыкина.

Б ес е до в а л

Ф ото г раф

Алиев С. Т.

Тарасова Ю. В.

— Мои родители родом из Кемеровской области. Я тоже родился там, но в середине 1989 года в возрасте шести лет вместе с семьей переехал в Краснодарский край, в станицу Старощербиновскую. В школе учиться мне было, мягко говоря, не очень интересно. Преподаватели всегда говорили, что я могу получать пятерки, но мне мешает моя лень. На самом деле мешала не лень, а отсутствие понимания конечной цели обучения. Я не мог понять, как изучение того или иного школьного предмета пригодится в будущем. Правда, уже в школьные годы проявилась моя склонность к точным наукам. Мог запросто разложить сложное уравнение, но при этом сделать кучу грамматических ошибок в написании условий задачи. Русский мне давался тяжелее всего.

Руководитель секции был фанатом своего дела и заражал окружающих энергией. Одновременно он работал в цирке, поэтому большинство из тех, с кем я ходил в походы, занимались еще и акробатикой, эквилибристикой, клоунадой, принимали участие в цирковых программах. Вот и я не стал исключением.

— А вне стен школы находили вы себе дело по душе? Посещали ли вы спортивные секции или кружки?

— С шестого класса и вплоть до окончания школы я активно занимался туризмом, в секции спелеологии. Мы часто принимали участие в походах разных уровней сложности, изучали пещеры, практиковались в использовании различного страховочного снаряжения. Но самым главным в этой секции было общение энтузиастов, объединенных одним увлечением. Здесь я научился не только вязать страховочный узел, но самое главное — разбираться в людях. Экстремальные условия помогают сразу понять, кто надежный товарищ, а кто… не очень. Это как в песне Высоцкого: «Там поймешь, кто такой…»

Здесь я научился не только вязать страховочный узел, но самое главное — разбираться в людях. Экстремальные условия помогают сразу понять, кто надежный товарищ, а кто… не очень Первый раз на арену я вышел в девятом классе и вплоть до окончания школы достаточно регулярно принимал участие в номерах с элементами клоунады и эквилибристики. Этот опыт позволил развить уверенность в себе и умение не теряться перед большой аудиторией. Сейчас мне это очень помогает во время выступлений на различных конференциях. Чтобы немного дистанцироваться от окружающей действительности, представляешь, что на тебе маска — и окружающие люди уже не так сильно давят авторитетом и громкими именами. Кроме того, выступления на арене и участие в № 2 (22) 2014

Персона туристических походах научили меня быстро реагировать на меняющиеся условия. В цирковых антрепризах редко все шло по сценарию, и поэтому часто приходилось импровизировать. Это приучило мой мозг быстрее реагировать на изменение ситуации и быстрее находить нужный вариант решения возникшей проблемы. Это же умение было необходимо во время туристических тренировок по спасению, когда от быстроты принятия решений зависит жизнь «пострадавшего». Вот уж где действительно промедление могло быть смерти подобным.

пообещал отчислить меня в самое ближайшее время. Это заявление нисколько меня не испугало, а, скорее, придало дополнительный стимул к учебе. В результате на втором курсе я был в числе лучших студентов нашего потока. И ни у кого из моих преподавателей даже и мысли не возникало о моем отчислении, хотя по ходу учебы было отчислено почти две трети наших однокурсников.

— Ваши увлечения как-то повлияли на выбор профессии?

— Успешно окончив учебу в политехе и получив диплом, я по направлению поехал в Красноярск работать в геолого-разведывательной экспедиции. Примерно через месяц пришел вызов в военкомат. Я сорвался с места и приехал в Краснодарский край. Мне сказали ждать вызова. Прошло почти полгода, и, чтобы не терять времени даром, я устроился работать в «ИнжГео». Спустя несколько месяцев меня все же забрали в армию. После службы вернулся сюда и работаю на протяжении последних пяти лет.

— Нет, основная часть моих знакомых собиралась поступать в мелиоративную академию в Новочеркасске. Я просто поддался этой волне и тоже подал туда документы, но не стал поступать. В приемной комиссии академии мне посоветовали попробовать свои силы на вступительных экзаменах в местный политехнический институт. Но там меня постигла неудача, после которой я забрал документы и уже внутренне готовился к службе в армии. Неожиданно мне поступило предложение поступить в местный геолого-разведывательный колледж. Набранных мною на вступительных экзаменах в политех баллов с лихвой хватило, и я поступил на специальность «геология нефти и газа». В колледже появилась тяга к учебе, потому что увидел цель своего образования. Мир, который я познавал на тот момент, был необычным и ярким, а не пустым и безликим, как в школе. Несмотря на то, что учиться мне нравилось, каждое лето я пытался поступить в политехнический институт, понимая, что там будет еще интереснее. В итоге моя настойчивость была вознаграждена. — Такое упорство связано со стремлением получить определенную профессию или же так проявилась еще одна черта вашего характера?

Сколько себя помню, в ситуациях, когда, образно говоря, передо мной закрывались двери, у меня появлялось особое упорство в достижении поставленной цели — Сколько себя помню, в ситуациях, когда, образно говоря, передо мной закрывались двери, у меня появлялось особое упорство в достижении поставленной цели. Когда меня не приняли в первый раз в политех, я поставил себе цель обязательно туда поступить — и добился своего. И нисколько не пожалел об этом, несмотря на то что на первом курсе заведующий кафедрой 48

— Пос ле и нс титута вы с разу п ришли в «ИнжГео»?

— С какой должности вы начинали свою карьеру в компании?

— Я начинал как рядовой работник геологического отдела. За три года работы в поле объездил многие районы Краснодарского края, а также Дальнего Востока. Помню, в одной из зимних командировок пошел проводить рекогносцировку местности. Возвращаюсь, а на моем пути огромные тигриные следы. Вот такие вот были «веселые» путешествия. Но теперь мой полевой этап остался позади, и сейчас я все больше в кабинете обитаю. Правда, работы от этого меньше не стало. У нашей компании есть достаточно объемный архив, но чтобы найти там нужную информацию, надо приложить массу усилий и перелопатить горы бумаги. Задача нашей группы — определенным образом структурировать скопившуюся информацию, чтобы любой специалист с легкостью мог найти здесь необходимые ему данные. Для наших геологов мы выделяем наиболее важную информацию о разрезах, скважинах, характеристиках районов и проб, чтобы специалист одним кликом компьютерной мыши мог найти все необходимые сведения. Второе направление нашей деятельности — это мониторинг опасных геологических процессов. Наиболее активно мы занялись этим направлением во время работы над проектом «Южный поток». — Какое из двух направлений больше вас привлекает?

— Здесь нет личных предпочтений. Это работа, которую надо делать, и делать качественно. Сейчас мы еще пытаемся заняться дешифровкой опасных геологических процессов на ранних стадиях. Еще до геологических изысканий мы изучаем рельеф и 3D-модели уже существующих оползневых процессов и пытаемся спрогнозировать дальнейшее

Максим Баборыкин: «Я научился разбираться в людях»

развитие геологической ситуации в этих зонах. Недавно мы выезжали на один из оползней и выяснили, что на самом деле превалируют процессы в верхней части грунта, имеющие названия «крип» и «дефлюкция». Индикаторы действительно такие же, как и при оползне, вот только глубина протекания процессов не превышает метра от дневной поверхности, механизмы, соответственно, отличаются, а глубже геоэкологическая среда находится в равновесии. — Раньше вы работали самостоятельно, теперь же у вас в подчинении группа сотрудников. Это как-то повлияло на ваш образ действий?

— Теперь чаще приходится принимать решения буквально на ходу. При этом надо не просто определить цель, но и разработать механизм ее достижения.

Теперь чаще приходится принимать решения буквально на ходу. При этом надо не просто определить цель, но и разработать механизм ее достижения — У вас есть хобби, которому посвящаете все свое свободное время?

— Люблю кататься на велосипеде. К сожалению, ни времени, ни сил после напряженной рабочей недели почти не остается. Поэтому выходные провожу в основном дома, в кругу семьи. Что же касается отпусков, то мы любим ездить по нашему краю. У нас тут такие красоты встречаются, какие не во всех «заграницах» увидишь. № 2 (22) 2014

Промо

Прямой маршрут

Стрельцова А. ж урна лист

ПРЯМОЙ МАРШРУ Т Когда в 50-е годы прошлого века появились первые реактивные лайнеры, путешествие на самолете воспринималось как некое развлечение, доступное лишь избранному кругу лиц. Высокий статус пассажиров подчеркивался в рекламе перевозчиков, интерьером и компоновкой воздушных судов, а также сервисом на борту. В 36-местном лайнере Comet De Havilland компании British Overseas Airways Corporation имелись гардероб с вешалкой для шляп, отделение для багажа, туалетные комнаты для дам и господ (каждая со своим декором), была организована мини-библиотека, а шаг кресел составлял 110 см. Пассажирам предлагался фирменный коктейль, состоящий из бренди, свежевыжатого грейпфрутового сока (непременно желтого, а не розового), южно-африканского ликера Van Der Hum, венесуэльского бальзама Angostura и цедры лимона. Билеты на многие рейсы раскупались за месяц, а их счастливые обладатели наряжались в лучшие одежды, чтобы придать столь знаковому событию еще большую торжественность. С тех пор многое изменилось. Романтика таких перелетов отошла на второй план, а количество рейсов и перевезенных пассажиров заметно возросло. Если в 1952 году, согласно статистике ИКАО, на регулярных авиасообщениях в общей сложности было перевезено 45 млн пассажиров и преодолено 1705 км, то в 2013 году уже «около 3,1 млрд человек воспользовались услугами воздушного транспорта для выполнения деловых и туристических поездок». Полеты стали настолько обыденны, что глава лоукостера Rainair, неординарный Майкл О’Лири, в своих интервью прессе неоднократно сравнивал воздушные суда с летающими автобусами и даже высказывал мысль о том, чтобы ввести полеты стоя. Это, разумеется, крайность. Но даже если не брать в расчет формальный сервис на борту и узкую посадку кресел, а посмотреть лишь на необходимость промежуточной посадки на большинстве маршрутов, то сравнение коммерческой авиации с наземным транспортом себя, вероятно, оправдывает. Особенно если речь идет о региональных перевозках.

Вне зоны доступа

В США и Европе полеты с дополнительной пересадкой чаще выбирают из-за меньшей стоимости билета. Например, прямой рейс бизнес-классом из Нью-Йорка в Сан-Франциско в сентябре будет стоит примерно $ 2500, тогда как полет по тому же маршруту, но с посадкой в Атланте или Миннеаполисе выйдет на $ 1000 – 1200 дешевле. Прямой рейс бизнес-классом из Вены в Женеву обойдется в € 1100 – 1200, тогда как стоимость с пересадкой в Лондоне или Мюнхене будет равняться € 600 – 800. При перелетах по России дополнительная посадка обусловлена отнюдь не лучшей ценой на билет — на многих внутренних маршрутах прямых рейсов в принципе не существует. Так, вы не сможете долететь напрямую из Тюмени в Уфу — придется делать пересадку в Москве. Причем в таком случае время в пути составит примерно 9 часов, а не 1 час 15 минут, если исключить посадку в Москве. При слабо развитой маршрутной сети запланировать несколько перелетов в день, скажем, для деловых встреч, фактически не удастся. Да и не каждый аэропорт сегодня готов к обслуживанию региональных и местных авиалиний. По информации гендиректора Центра стратегических разработок в гражданской авиации Антона Кореня, представленной на конференции «Развитие региональных и местных аэропортов — 2013», с 1990 года количество российских аэропортов сократилось в четыре раза: с 1450 до 315. Ситуация отчасти напоминает Америку 70-х, когда только 500 аэропортов из 9000 принимали самолеты местных авиалиний. Оставшиеся аэропорты были недоступны из-за слишком коротких взлетно-посадочных полос. К тому времени в Штатах активно развивалось направление частных перелетов: на рынке уже появились такие знаменитые бизнес-джеты, как Lear 23, Falcon 20, Bae 125 и Gulfstream II. Быстроту, комфорт и гибкость полетов на небольших реактивных самолетах вначале оценили руководители крупных корпораций, бизнесмены и звезды. А с появлением семиместных самолетов Cessna Citation I, способных приземляться в аэропортах с короткими взлетнопосадочными полосами, деловая авиация приобрела более утилитарные черты — джеты становились неотъемлемым инструментом для ведения бизнеса. № 2 (22) 2014

Промо

На службе бизнеса

В Россию бизнес-авиация пришла лишь в 90-х годах прошлого века и долгое время считалась привилегией избранных, такой же роскошью, какой когда-то были полеты на регулярных авиалиниях. И только после кризиса 2008 года наметилась тенденция к экономии. Многие пассажиры бизнес-джетов стали больше внимания обращать на летные характеристики воздушных судов, а не на богатство интерьера и размер салона. Объем предложений позволяет корпоративным клиентам выбрать бизнес-джет исходя из бюджета компании. Так, средняя стоимость рейса на пятиместном Citation Mustang из Женевы в Париж составит € 3850, из Санкт-Петербурга в Москву и обратно на восьмиместном Citation Jet (CJ) — € 9000, из Москвы в Ниццу и обратно на девятиместном Citation XLS — € 30 000. В качестве дополнительного требования при выборе судна часто звучит возможность оставаться на связи во время полета. Равно как пассажиры первых классов регулярных авиалиний, заказчики бизнес-джетов первыми узнают о доступных на борту технических новинках. Производители бизнес-джетов, следуя моде, стараются придумать, как сделать путешествие на самолете не только комфортным, но и более продуктивным. Так, для нескольких новых моделей американский авиастроитель Cessna Aircraft разработал «умную» систему управления салоном ClairityTM. Она позволяет пассажирам следить за ходом полета, смотреть интерактивную карту, управлять температурой и освещением в салоне, выбирать музыку или включать XM-радио, выходить в Интернет, обмениваться файлами и информацией с другими пассажирами на борту. Причем управлять салоном можно как через дисплей системы, так и с помощью iPad или iPhone. Как отмечает бизнес-лидер программ Citation Latitude, Longitude и XLS+ компании Cessna Aircraft Терри Шринер (Terry Shriner), среди пассажиров пока нет единого мнения относительно способа управления салоном. «Одни заказчики предпочитают использовать свои персональные устройства, читать книги на iPad, просматривать почту и управлять различными функциями на борту. Другим (в основном корпоративным клиентам) нравится, когда на самолете уже установлен определенный набор опций. Они ожидают увидеть проигрыватель Blu-ray с подборкой фильмов и музыки», — говорит Шринер. Именно поэтому Cessna решила не ограничивать выбор своих клиентов, предложив оба варианта.

Секреты экономии

Гибкий график полета, отдельная регистрация и быстрое прохождение формальностей в аэропорту, возможность оставаться на связи — все это превратило деловую авиацию в привлекательный вариант для корпоративных клиентов. Но главное, благодаря бизнес-джету главы компаний существенно сократили время в дороге. Директор по продажам и маркетингу «ИстЮнион» Елена Жданова приводит следующий пример: «Между Красноярском и Сургутом прямого авиасообщения нет, и минимальное время в пути с пересадкой занимает около 11 часов. Бизнес-джет Cessna XLS+ преодолеет данное расстояние всего за 1 час 46 минут. То же можно сказать и о прямых перелетах между промышленными центрами, местами добычи и переработки нефти, газа, металлов (Ямбург, Новый Уренгой, Ноябрьск) и административными центрами 52

Прямой маршрут

(Тюмень, Ханты-Мансийск, Салехард), куда без промежуточной посадки сегодня не добраться». В октябре 2013 года компания «ИстЮнион» была назначена официальным представителем по продажам реактивных самолетов Cessna Citation в России и странах СНГ. Отсутствие развитой маршрутной сети на руку американскому авиастроителю: многие самолеты Cessna задумывались как раз для решения подобных задач. «Отсутствие базового перевозчика в Калининграде, а также большой интерес к его аэропорту, обусловленный наличием в данном городе крупнейшего морского порта, безусловно, диктует необходимость использования частного бизнес-джета, — комментирует Елена Жданова. — Близость же Европы и, соответственно, необходимость в непродолжительных перелетах — использование такого экономичного самолета, как Cessna Citation XLS+». По расчетам производителя, при годовом налете в 400 часов общие расходы владельца Citation XLS+ в первый год составят примерно $ 941 066. При этом меньше половины суммы (ориентировочно $ 486 080) уйдет на топливо. Однако при покупке бизнес-джета, как правило, учитывается множество факторов, впоследствии позволяющих оптимизировать затраты владельца. Так, при одинаковом количестве налета (500 часов), но разных аэропортах базирования и географии полетов владельца, типе регистрации и условиях хранения воздушного судна, составе экипажа в одном случае общие расходы по эксплуатации и обслуживанию Citation XLS+ будут равняться € 1 239 000, в другом — € 1 635 000. Если владельцы обоих джетов решат сдавать самолеты в аренду, львиную долю затрат удастся «отбить» (в рассматриваемых примерах речь идет об экономии € 825 000 – 900 000). Немаловажную роль при выборе судна играет репутация самолета. В прошлом году журнал Robb Report удостоил Cessna Citation XLS+ звания Best of the Best в категории бизнес-джетов среднего класса. Редакция журнала особенно отметила маневренность Citation XLS+, присущую бизнес-джетам более легкого класса, а также просторный салон для самолетов данной категории. При шестиместной конфигурации салона в Citation XLS+ достаточно места, чтобы каждый пассажир мог спокойно отклонить спинку своего кресла и не чувствовать себя скованно. Если же говорить о маневренности, пилоты и компании-операторы не раз подчеркивали неприхотливый характер данной серии бизнес-джетов, легкость управления, надежность систем и способность самолета приземляться в труднодоступных аэропортах. Как отмечает Елена Жданова, в Европе существует целый ряд аэропортов, которые не в состоянии принимать не только большие суда регулярных перевозчиков, но большие бизнес-джеты. К таким аэропортам относятся Лугано (Швейцария), Больцано (Италия), Санкт-Мориц (Самедан, Швейцария), Сьон (Швейцария). Выполнять перелеты в данные аэропорты можно только на самолетах Cessna.

№ 2 (22) 2014

Промо

РАЗВИТИЕ ПРОИЗВОДСТВА ТРУБНОЙ ПРОДУКЦИИ В ПРОМЫШЛЕННЫХ МАСШТАБАХ НА КУБАНИ В пос ле дние г оды р у ководс т вом Краснод а р ског о кра я взя т к у р с н а интенсивное ра звитие и модернизацию с у щес тву ющих производс тв, а так ж е созд ание новых, с современным оборудованием и технолог иями, позволяющими выпуск ать конк урентоспособную продукцию д ля т е хнического перевоору ж ения об ъек тов топ ливно -энерг е т ического комп лекс а, промыш леннос ти и АПК кра я. Всем этим требованиям отвечают предприятия ООО « Завод по изоляции труб » и ООО « Южный трубный завод », располож енные в Тимашевске.

дним из основных современных требований применения ресурсосберегающих технологий и материалов на объектах ТЭК является использование внутреннего антикоррозийного покрытия на водопроводных, бурильных, насосно-компрессорных трубах (НКТ) и промысловых трубопроводах по обустройству нефтяных месторождений. Существующие перспективы развития добычи нефти и газа в России — сохранение объемов добычи нефти на уровне около 500 млн т в год до 2020 г. и увеличение добычи газа с 600 млрд м3 до 1 трлн м3 в год. Это требует от нефтегазовой индустрии применения высокоэффективных технологий и материалов, которые повысят эксплуатационную надежность нефтепромыслового оборудования и трубопроводов. Применяемые в нефтяной и газовой промышленности бурильные и насосно-компрессорные (НКТ) трубы, промысловые нефтегазопроводы эксплуатируются в условиях

разрушающего воздействия внутренней коррозионной среды, представленной буровыми растворами или пластовыми флюидами, часто смешанными с растворами солей и продуктами кислотных обработок. Особенно опасным является наличие в них сернистых соединений, которые являются причиной от 3 до 20 % случаев коррозионного повреждения внутренней поверхности трубопроводов. Наиболее эффективным методом борьбы с внутренней коррозией труб является нанесение на их внутреннюю поверхность различных покрытий. Для создания долговечной внутренней изоляции труб, обладающей высокими защитными свойствами, обеспечивающими их сохранность в процессах транспортировки, хранения, монтажа и эксплуатации, большое значение имеет правильный подбор изоляционного материала и соблюдение технологического процесса нанесения внутреннего покрытия труб. Существующие технологические процессы внутренней изоляции труб предусматривают применение лакокрасочных материалов на основе эпоксидных, модифицированных эпоксидных и полиуретановых смол (для труб большого диаметра) и порошковых полимеров (для бурильных, насосно-компрессорных и нефтегазопромысловых труб, в том числе отводов и арматуры). При этом только нанесение антикоррозионных покрытий в стационарных заводских условиях позволяет использовать современные технологии и оборудование для очистки, нагрева, изоляции труб, проведения последовательного пооперационного технологического контроля и обеспечивает высокое качество готовых изделий.

Развитие производства трубной продукции в промышленных масштабах на Кубани

Внутренняя защита труб для магистральных водоводов питьевого назначения ООО «Завод по изоляции труб» освоил технологию нанесения внутренних антикоррозийных покрытий Amercoat 391PC. Трубы стальные с наружным и внутренним антикоррозийным безрастворительным покрытием предназначены для водопроводов, так как они отвечают требованиям экологической безопасности. Внутреннее защитное покрытие обеспечивает сохранность качества питьевой воды от водозабора до потребителя и возможность увеличения пропускной способности водовода, что способствует будущему развитию строительства жилищной инфраструктуры края. За последнее время трубы поставлялись предприятием на такие крупные объекты, как Ейский групповой водовод, магистральный водопровод г. Сочи, водопровод г. Владивостока, водопровод о. Русский, магистральный водопровод г. Хабаровска.

Внутренняя защита НКТ и бурильных труб В настоящее время в России производится 300 – 320 тыс. т НКТ в год. Из них только 100 – 140 тыс. т закупается для новых скважин, остальные идут на замену преждевременно вышедших из строя труб, чья наработка составляет не более трех лет. Низкие показатели наработки на отказ НКТ в добывающих и нагнетательных скважинах приводят к многократному увеличению себестоимости процесса добычи. Использование внутренних защитных покрытий НКТ является самым оптимальным решением данной проблемы, позволяющим обеспечить защиту колонны по всей длине. Правильно подобранное внутреннее покрытие для НКТ позволяет не только оптимизировать прямые и косвенные затраты, возникающие в результате их коррозии, но и снизить шероховатость внутренней поверхности в 10 раз. Столь существенное снижение шероховатости обеспечивает улучшение гидравлических характеристик потока в нефтедобывающих скважинах и, как следствие, может

С целью повышения качества и внедрения новых технологий и материалов руководство и инженерный состав ООО «Завод по изоляции труб» при взаимодействии с Министерством промышленности и энергетики Краснодарского края поддерживает тесное сотрудничество с научными, проектными и производственными организациями края. Среди них: ГОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет», Краснодарский станкостроительный завод ОАО СП «Седин-Шисс», ЗАО «НИТПО», ЗАО «Плакарт», ОАО «Кубаньводпроект» и другие. В настоящее время в рамках федеральной целевой программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2014 — 2020 годы» предприятием совместно с университетом ведется разработка проекта по технологии нанесения нано-эпоксидных порошковых и газотермических антикоррозийных покрытий на внутреннюю поверхность нефтегазовых труб с последующей дефектоскопией. Непосредственно на производстве проводятся научно-технические конференции и презентации заинтересованных предприятий, встречи с которыми проходят на всех значимых выставках как в стране, так и за рубежом.

№ 2 (22) 2014

Промо Сегодня более 70 % применяемых в мировой зарубежной практике бурильных труб имеют внутреннее антикоррозионное покрытие. Это позволило снизить их отбраковку по причине коррозии более чем на 90 %. В России работы в данном направлении только разворачиваются.

Внутренняя защита промысловых трубопроводов

способствовать увеличению дебита скважин на 13 % при неизменном забойном давлении. Кроме того, технико-экономические расчеты, проведенные для обычных НКТ, работающих в условиях сильноагрессивной среды, показывают, что увеличение наработки на отказ НКТ в 2 раза в результате нанесения на них внутреннего покрытия позволяет сократить эксплуатационные затраты на добычу в 2,5 раза, а при увеличении наработки в 4 и 8 раз затраты сокращаются в 5,5 и 10 раз соответственно. Многолетний практический опыт показывает, что применение бурильных труб с внутренним защитным покрытием позволяет снизить расходы на бурение не менее чем в 4 раза, уменьшить затраты на борьбу с коррозией и дополнительно получить увеличение производительности при бурении на 9 %, так как при эксплуатации в равных условиях бурильная труба без внутреннего покрытия отбраковывается при наработке от 30 до 40 тыс. м проходки, а с внутренним покрытием — от 50 до 60 тыс. м.

На данный момент в России эксплуатируется 3560 тыс. км промысловых трубопроводов диаметром от 89 мм до 530 мм. Средняя продолжительность их эксплуатации (до полной замены) составляет от 3 до 7,5 лет. Ежегодно на трубах происходит 25 000 порывов, из которых 80 % — по причине внутренней коррозии. Как следствие, ежегодно требуется заменить 46 666 км труб. Это прежде всего объясняется высокими коррозионными свойствами перекачиваемого флюида со скважин, эксплуатация которых происходит при: - высокой обводненности продуктивных пластов (на 1 т нефти приходится от 3 до 6 т минерализованной воды); - заражении продуктивных пластов бактериями, выделяющими в результате своей жизнедеятельности сероводород и поселяющимися в отложениях на внутренней стенке промыслового трубопровода; - применении агрессивных компонентов; - наличии механических и абразивных примесей; - высоконапорных режимах перекачки флюида; - перекачке агрессивных технологических жидкостей после процедур повышения нефтеотдачи пластов. Внутреннее покрытие на промысловых трубопроводах позволит увеличить срок их эксплуатации минимум в 2,5 – 3 раза, обеспечивая их защиту от коррозии, снижение величины отложений и абразивного износа, улучшение гидравлических характеристик и сохранение чистоты транспортируемого продукта. При этом будут сведены к минимуму технологические и экологические риски, снижены затраты на эксплуатацию промысловых трубопроводов. Считается, что увеличение срока службы трубопровода всего на 1 % полностью окупает затраты на нанесение внутреннего покрытия труб.

Развитие производства трубной продукции в промышленных масштабах на Кубани

Производство отводов В последние годы произошло изменение технологий транспортировки нефти, газа, воды. За последние 20 лет рабочее давление магистральных трубопроводов увеличилось с 55 кг/см2 до 100 кг/см2, по подводным трубопроводам — до 250 кг/см2. Это стало возможным благодаря созданию новых технологий обработки поверхностей (допускам по чистоте обработки поверхностей), разработке новых высокопрочных марок стали, а также новых технологий в строительстве трубопроводов. После взрывов на газопроводах и гибели людей были изобретены внутритрубные дефектоскопы, позволяющие в процессе эксплуатации измерять состояние трубопровода на предмет его безаварийной эксплуатации и дефектов. Учитывая, что эти диагностические снаряды запускаются внутри трубопровода, ранее применявшиеся соединительные детали и отводы перестали удовлетворять требованиям по диагностике трубопроводов, так как снаряды не могли их проходить по отводам с крутоизогнутым радиусом изгиба меньше пяти их диаметров. Учитывая высокие давления и скорости потока, применение устаревших отводов приводит к энергетическим потерям при перекачке продукта. В настоящий момент на территории Краснодарского края строится газопровод «Южный поток» с рабочим давлением 100кг/см2. В 2001 году строился газопровод «Голубой поток» с рабочим давлением 75 кг/см2. Для перекачки одинакового объема газа при давлении 75 кг/см2 требовалось построить не одну, а две нитки газопровода. Технологическая схема выглядит следующим образом: черная труба — гнутая труба — отвод-труба с покрытием. В 2014 году на общей территории с ООО «Завод по изоляции труб» было создано новое предприятие ООО «Новые трубные системы», которое смонтировало и запустило оборудование индукционно-гибочной машины для производства отводов диаметром 219 – 1420 мм SRMBI-1400 AWS-Schaefer Technologie GmbH и начало производство гнутых отводов из коррозионно-стойких и нержавеющих марок стали, в том числе декоративных и несущих элементов металлоконструкций и мостов, соответствующих новейшим технологиям транспортировки нефти и газа. Трубогибочный станок позволяет из целой трубы делать пространственную гибку изделия в трех плоскостях. Отводы, изготовленные методом ТВЧ, будут поставляться потребителям как черными (без покрытия), так и с сертифицированным покрытием для нефтегазовых компаний. Они производятся ООО «Завод по изоляции труб» (г. Тимашевск) с эпоксидным покрытием толщиной 0,5 – 1 мм, полиуретановым 2,5 – 5 мм, а также тепловой изоляцией толщиной до 100 мм, в том числе для подводных месторождений.

на стальные трубы средних и больших диаметров (219 – 1420 мм), которые применяются в настоящее время для строительства водоводов питьевого назначения и нефтегазопроводов, после тщательного изучения потребности рынка нефтегазовой индустрии приступает к работам по нанесению внутренних защитных покрытий на бурильные трубы, НКТ и трубы для трубопроводов по обустройству нефтяных месторождений. В 2013 году запущен в эксплуатацию новый цех по нанесению двухкомпонентных эпоксидных порошковых

Развитие производства по нанесению внутреннего покрытия на ООО «Завод по изоляции труб», г. Тимашевск ООО «Завод по изоляции труб», имеющий более чем семилетний практический опыт нанесения наружной и внутренней антикоррозионной изоляции № 2 (22) 2014

Промо покрытий на внутреннюю поверхность стальной трубы посредством применения оборудования, материалов и технологий американской компании Tuboscope, Hilong Anti-Corrosion Technology Engineering Co., Ltd. Реализация проекта позволит обеспечить такие крупные компании, как ОАО «Газпром», ОАО «Лукойл», ОАО «АК «Транснефть», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «ВНИИСТ», ОАО «НК «Роснефть», ОАО «ТНК-ВР», трубной продукцией, позволяющей бурить и транспортировать продукцию в более жестких технологических и природных условиях с увеличенным до пяти раз сроком службы по сравнению с трубой без антикоррозионного покрытия. Данный технологический процесс внутренней изоляции труб предусматривает комплекс последовательных законченных операций, включающий: - предварительный нагрев, термообезжиривание и сушку труб; - очистку внутренней поверхности оксидом алюминия (корундом), что позволит избежать намагничивания труб;

- нанесение защитного покрытия на основе порошкообразных полимеров; - технологический нагрев труб до заданной температуры для отверждения защитного покрытия; - контроль качества защитного покрытия. Сегодня ООО «Завод по изоляции труб» — динамично развивающееся промышленное предприятие с общей площадью 34 га и количеством работников, составляющим 320 человек. На заводе функционирует логистическая система доставки трубной продукции до потребителя, к месту строительства объекта, характеризующаяся самыми современными технологическими показателями. Имеется собственный железнодорожный тупик, обеспечивающий фронт разгрузки 50 ж.д.-вагонов, и 30 единиц специализированного автотранспорта, что позволяет в согласованные сроки поставлять продукцию заказчику. География сотрудничества распространяется по всей территории Российской Федерации и ближнего зарубежья. В планах Завода по изоляции труб — создание на юге России регионального центра по изоляции, хранению, ремонту и транспортировке трубной продукции в самом широком сортаменте, а также сопутствующей фитинговой и запорной арматуры, востребованных при строительстве нефтяных и газовых скважин, современных трубопроводных и инженерных систем в различных сферах производства, сельского хозяйства и ЖКХ.

352700, Краснодарский край, г. Тимашевск, ул. Промышленная, д. 3 Тел./факс: 251-19-99 Тел.: (86130) 95-007 e-mail: utz-kub@nm.ru www.uttz.ru

Напорные трубы из полиэтилена, предназначенные для подземных трубопроводов, транспортирующих воду, в том числе для хозяйственнопитьевого водоснабжения. Спиральновитые трубы с полой стенкой замкнутого профиля из полиэтилена. Диаметр: от 100 до 2400 мм. Область применения: для подземных сетей водоотведения (безнапорной и ливневой канализации, водостоков), изготовления резервуаров и емкостей различного назначения, канализационно-насосных станций, колодцев, корпусов локальных очистных сооружений.

352700, Краснодарский край, г. Тимашевск, ул. Промышленная, д. 3 тел./факс: +7(86130)95041

Газовые трубы из полиэтилена ПЭ 80 ПЭ 100. Диаметр: от 20 до 315 мм. Область применения: для монтажа подземных газопроводов, транспортирующих горючие газы, предназначенные в качестве сырья и топлива для промышленного и коммунально-бытового использования.

Ком. отдел: 350020, г. Краснодар, ул. Бабушкина 283/2, тел./факс:+7 (861) 251-22-11,

На общей территории с ООО «Завод по изоляции труб» находится ООО «Южный трубный завод», он входит в единый холдинг, выпускающий трубную и резервуарную полиэтиленовую продукцию.

e-mail: zit_timash@mail.ru www.zitt.ru

№ 2 (22) 2014

Эксплуатация и экология

ГЕОТЕРМАЛЬНЫЕ РЕСУРСЫ ЧЕЧЕНСКОЙ РЕСПУБЛИКИ И ПЕРСПЕКТИВЫ ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ У ве личение об ъемов потреб ления тра диционных невозобновляемых рес урсов, с ущес твующие обс тояте льс тва и тенденции ра звития энерг етики позволяют пре дположить, что пос тепенно будет ос ущес твлятьс я переход к нетра диционным ис точник ам энерг ии. Г еотерма льные воды занимают с ущес твенное положение сре ди таких рес урсов. По оценк ам экспер тов, Россия об л а д а е т ог ромным потенци а лом в ви де за п асов г еот ерм а льных вод, причем мног ие мес тор ож дения у ж е ра зве д а ны, но не на ход ят дол ж ного применения. Высокий темп экономического ра звития, большой фактический материа л позволяют особо выде лять перспективнос ть использования г еотерма льных вод Чеченской Респуб лики, что позволит возобновить исс ле дования по г еотермии на д анной территории и час тично уменьшить зависимос ть от углеводородов. К лючевые с лова: а льтернативный источник энергии, геотерма льные воды, Чеченск а я Республик а, перспективы ( УДК 553.78)

Фархутдинов А. М.

Исмагилов Р. А.

ас п и ра н т П а р и жс ко й г о р н о й ш ко л ы,

к. г.-м. н., с. н. с. И н с т и т у та г ео л о г и и Уф и м с ко г о

Б а ш к и р с к и й г о с уд а р с т в ен н ы й у н и в ер с и т е т

н а у ч н о г о ц ен т ра РАН; у ч ен ы й с ек р е та р ь н а у ч н о г о со в е та п о г ео л о г и и н ефт и и га з а отд е л ен и я н а у к о З ем л е и п р и р о д н ы х р ес у р со в А к а д ем и и н а у к Р Б e-m a il: rus t em_is m ag ilov@b k.ru

дной из альтернатив традиционным источникам энергии являются возобновляемые виды ресурсов, эффективное использование которых отражает научно-технический и экономический уровень развития страны. С конца XIX и начала ХХ века такой альтернативой в промышленном масштабе стало использование внутреннего тепла Земли. Данный вид ресурсов делится на гидрогеотермальный (тепловая энергия подземных вод высоких температур) и петротермальный (энергия горных пород). Первый тип ресурсов — термальные воды, по температуре делятся на низкопотенциальные (20÷100 °C), среднепотенциальные (100÷150 °C) и высокопотенциальные (более 150 °C). В сравнении с традиционными источниками энергии термальные воды имеют ряд преимуществ: неисчерпаемость, повсеместность распространения, близость к потребителю, безопасность добычи энергии, экологическая чистота. Работающая на угле электростанция, к примеру,

выделяет за мегаватт-час в 24 раза больше двуокиси углерода, 10 837 раз больше диоксида серы и 3865 раз больше оксида азота, чем геотермальная [6]. Однако существует ряд сложностей и недостатков в использовании геотермальной энергии: геологические риски при поисках и эксплуатации, высокие капитальные затраты, нетранспортабельность энергии, трудности складирования, рассредоточенность источников, ограниченность промышленного опыта использования геотермальных вод. В мире на сегодняшний день потенциал изученных геотермальных ресурсов составляет 0,2 ТВт электрической и 4,4 ТВт тепловой мощности, при этом используется около 3,5 % мирового потенциала для выработки электроэнергии и 0,2 % для получения тепла. Около 70 % этого потенциала приходится на месторождения с температурой флюида менее 130 °C. В последние десятилетия расширяется область использования геотермальных ресурсов и увеличиваются объемы применения [1].

Геотермальные ресурсы Чеченской республики и перспективы их использования

Первые систематические работы по прямому использованию геотермальных вод (68÷80 °C) в промышленном масштабе относятся к 1890 г. (Боаз, штат Айдахо, США), когда была создана отопительная система на их основе. Позже, в 1900 году, подобная система была установлена в Кламат-Фолс (штат Орегон США), где с 1926 г. она стала использоваться для обогрева теплиц. Сегодня уже около 70 стран используют геотермальные воды для получения и тепловой энергии (таб. 2). В России использование геотермальных вод началось с регионов Дальнего Востока и Северного Кавказа, к первому относится в основном создание электростанций на базе термальной энергии, ко второму — сетей отопления на базе теплоэнергетических вод. Всего в РФ разведано 67 гидротермальных месторождений, по оценке, запасы вод и пара составляют 88,5 x 103 м3/сут. и 302,4 x 103 м3/сут. соответственно, но на сегодняшний день только 50 % из них нашли свое применение для производства 1,5 млн гигакалорий тепла. Запасы же неразведанных геотермальных вод РФ с температурой от 40÷200 °C (глубина залегания до 3,5 км) могут обеспечить около 14 млн м3 горячей воды в сутки, что эквивалентно сжиганию 30 миллионов тонн условного топлива. На сегодняшний день одной из перспективных территорий России для использования термальных вод является Чеченская Республика. Благодаря финансированию экономики республики, большому количеству подтвержденных запасов, фактическому материалу, накопленному в результате более двух десятилетий разработки и эксплуатации месторождений теплоэнергетических вод, возобновление работ по их использованию является достаточно перспективным проектом. Территория Чеченской Республики располагается в южной части Восточно-Предкавказского артезианского бассейна, в тектоническом отношении находится на стыке Предкавказского передового прогиба и горноскладчатой области Большого Кавказа. Ресурсы подземных вод образуются на областях выхода водопроницаемых пород на поверхность, от предгорий Большого Кавказа на юге (Черные горы) и до северных границ республики. К геологическим формациям, содер-

Таблица 1. Области

применения геотермального тепла (по А. Б. Алхасову) Температурный интервал теплоносителя, ºC

Область применения Энергетика: - одноконтурная ГеоЭС - бинарная ГеоЭС

130÷300 90÷200

Промышленность: - металлургическая - производство бумаги - извлечение химических элементов -нефтяная - изготовление бетонных блоков - текстильная - деревообрабатывающая

90÷140 90÷120 80÷105 70÷85 70÷80 50÷80 45÷90

Сельское хозяйство: - разведение рыб - обогрев грунта - выращивание овощей и фруктов - пищевая промышленность - теплица

5÷45 25÷50 50÷85 50÷95 40÷80

Теплофикация: - тепловые насосы - аэрокондиционирование - местное теплоснабжение - радиаторы - обогрев тротуаров Бальнеология: - плавательные бассейны - грязелечебницы

5÷55 25÷50 50÷85 50÷95

20÷50 25÷50

жащим геотермальные воды, относятся караганский и чокракский горизонт среднего миоцена. Всего выделено до 24 продуктивных слоев, которые сложены кварцевым песчаником, разделенным непроницаемыми глинистыми прослоями. Толщина (мощность) продуктивных слоев колеблется от 6 до 100 м.

Таблица 2. Прямое использование геотермальной энергии в мире (указаны первые 10 стран, по В. Б. Сваловой)

Страна Китай

1995 Мощность, МВт 1915

1995 Энергия, ТДж/год 16 981

2000 Мощность, МВт 2282

2000 Энергия, ТДж/год 37 908

Япония

319

6942

1167

26 933

США

1874

13 890

3766

20 302

Исландия

1443

21 158

1469

20 170

Турция

140

1987

820

15 756

Новая Зеландия

264

6614

307,9

7081

Грузия

245

7685

250

6307

Россия

210

2422

308,2

6144

Франция

599

7350

326

4895

Швеция

960

377

4128

Всего в мире

8604

112 441

15 145

190 699

№ 2 (22) 2014

Эксплуатация и экология

Таблица 3. Месторождения геотермальных вод субъектов Российской Федерации (по А. Б. Алхасову)

Субъект РФ Республика Дагестан

Кол-во Температура, 0С месторождений 12

40÷104

Эксплуатационные запасы, тыс. м3/сут. 86,2

Добыча, тыс. м3/сут.

Объем замещаемого топлива, т у. т./год

10,4

71 400

Чеченская Республика

60÷108

64,68

н/д

Краснодарский край

72÷117

35,574

4,39

49 400

Ставропольский край

55÷119

12,2

1.0

2800

Республика Адыгея

70÷91

8,98

2,1

13 300

Карачаево-Черкесская Республика

50÷75

6,8

0,4

2900

Кабардино-Балкарская Республика

56÷67

5,3

0,05

н/д

Камчатская область

70÷300

83,8(32,5*)

34,3

151 900

Сахалинская область

85÷320

8,2*

н/д

Чукотский авт. окр. и Магаданская обл.

60÷87

3,5

н/д

*Пароводяная смесь

рисунок 1.

Расположение месторождений геотермальных вод Чеченской Республики

В квадрате цифрой обозначены месторождения: 1 — Ханкальское, 2 — Гойтинское, 3 — Герменчукское, 4 — Гунюшки, 5 — Комсомольское, 6 — Червленое, 7 — Центрально-Бурунное, 8 — Новогрозненское, 9 — Гудермесское, 10 — Шелковское, 11 — Дубовское, 12 — Каргалинское

В республике разведано 14 месторождений термальных вод: Ханкальское, Гойтинское, Герменчукское, Гунюшки, Комсомольское, Червленое, Центрально-Бурунное, Новогрозненское, Гудермесское, Шелковское, Дубовское, Каргалинское, Новощедринское и Петропавловское (рис. 1). 62

Впервые систематические исследования по использованию тепла термальных вод территории Чечни проведены в 1970-е годы. Тогда наиболее активно велись работы на крупнейшем месторождении термальных вод республики — Ханкальском, на котором в отопительный период 1981 – 82 гг. создана первая в СССР циркуляционная система для разработки теплоэнергетических вод (на 13-й пласт месторождения). Активно разрабатывались и другие геотермальные месторождения, и к 1994 году в Чеченской Республике существовало уже 15 термоводозаборов, 11 из которых были действующими, а четыре простаивали. Годовая добыча исчислялась в 8,8 млн м3 термальной воды, которая шла на нужды сельского и коммунального хозяйства (96 % от всего водопотребления). Оставшаяся часть (4 %) использовалась в бальнеологии и розливе минеральной воды. Некоторое время на территории Чечни работы по масштабному использованию геотермальных вод не велись. Теплоэнергетические воды стали использоваться местным населением в бытовых и хозяйственных целях, с последующим сливом отработанной воды на поверхность. В настоящее время многие скважины находятся в разрушенном состоянии, термальная вода из трещин которых струится уже более 20 лет, оказывая негативное влияние на окружающую среду. Чистый, возобновляемый источник энергии в виде геотермальных вод может помочь стабильно развивать экономику региона и проводить исследования по геотермии в целом. За последние десятилетия в мире было произведено множество исследований по геотермии и при детальном, всестороннем изучении месторождений геотермальных вод Чечни и правильном выборе варианта эксплуатации можно достичь действительно устойчивого использования ресурса. Российско-французская металлогеническая лаборатория в составе консорциума «Геотермальные ресурсы» и при активном участии BRGM («Бюро геологических и горных исследований», Франция) в 2013 г. инициировала проект по строительству опытно-промышленной геотермальной теплостанции с использованием вод 13-го пласта

Геотермальные ресурсы Чеченской республики и перспективы их использования

Таблица 4. Сравнение

Название месторождения

основных характеристик месторождений геотермальных вод Чечни

Глубины, м

T-ра воды на устье, °C

Дебит по различным скважинам

Минерализация, г/л

Утвержденные запасы ГКЗ СССР, тыс. м3/сут.

ЦКЗ РАО «Газпром» на 01.01.2001 г., тыс. м3/сут.

Ханкальское

600 – 1950

65 – 98

285 – 2520

0,7 – 3,7

9,5 (забаланс. 7,6)

21,5

Гойтинское

1560 – 2470

70 – 81

800 – 1800

0,6 – 2,0

1,15

–

Новогрозненское

1245 – 1420

73 – 81

600 – 1000

0,7 – 1,6

3,41

Гунюшки

1230

1500

1,6

1,5

Червленое

3300 – 3500

69 – 83

1260 – 1700

1,5 – 6,2

5,2

Герменчукское

2800 – 3300

1000

–

1,0

Каргалинское

3000 – 3200

90 – 103

1600 – 3300

1,3 – 13,6

5,0

Гудермесское

895 – 915

600

1,2 – 2,4

1,0

Комсомольское

2688 – 2710

105

2200

2,3 – 4,7

2,0

Центрально-Бурунное

2730 – 2820

100

1200 – 1630

3-4

3,4

Петропавловское

3620 – 3630

1030

0,7 – 1,3

3,0

Ханкальского месторождения по циркуляционной схеме. К 2015 г. планируется завершить ее строительство, что позволит начать новый этап в исследовании и разработке по геотермии. Данная станция будет включать две скважины – продуктивную и нагнетательную, а также тепловой пункт (теплообменник), в котором будет сниматься тепловой потенциал геотермальных вод и передаваться к потребителю. Изначально планируемая тепловая мощность – 8 МВт, потребителем будут сельскохозяйственные теплицы и сама станция. Развитие геотермальной энергетики в Чеченской республике позволит существенно улучшить уровень экономики региона без вреда для экологии, создать платформу для научных исследований по развитию геотермии, созданию новых технологий. При успешной реализации проекта на Ханкальском месторождении имеются большие перспективы к расширению использования данного ресурса без затрат на поиски новых месторождений, т. к. геотермальные воды уже открытых месторождений в Чечне на сегодняшний день не находят своего применения.

Список использованных источников и литературы: 1. Алхасов А. Б. Возобновляемые источники энергии: учебное пособие. М.: МЭИ, 2011. 270 с. 2. Богуславский Э. И. Использование геотермальной энергии для целей теплоснабжения // Экологические системы: Электронный журнал энергосервисной компании, 2010. № 3 (99). http://esco-ecosys.narod.ru 3. Свалова В. Б. Термальные воды России. Комплексное использование. Материалы конференции «Извлечение минеральных компонентов из геотермальных растворов». Петропавловск-Камчатский. 2005. 4. Свалова В. Б. Комплексное использование гидротермальных ресурсов. Доклады VIII Межд. конф. «Новые идеи в науках о Земле». М. Т. 6. 2007. 384 – 386.

рисунок 2.

–

Слева скважина 14т, справа скважина 27–32 (устье было отремонтировано в 2013 г.), эксплуатировавшие соответственно 9-10-й и 13-й пласт Ханкальского месторождения теплоэнергетических вод (фото: А. М. Фархутдинов)

5. Kagel A., Bates D., and Gawell K. A Guide to Geothermal Energy and the Environment, Washington, DC, Geothermal Energy Association, 2007. http://geo-energy.org/reports/ environmental%20guide.pdf 6. Lopez S., Hamm V., Le Brun M., Schaper L., Boissier F., Cotiche C. and Giuglaris E. 40 years of Dogger aquifer management in Ile-de-France, Paris Basin, France // Geothermics, 2010, (39), 339 – 356 p. 7. Réveillère A., Hamm V., Lesueur H., Cordier E., Goblet P. Geothermal contribution to the energy mix of a heating network when using Aquifer Thermal Energy Storage: modeling and application to the Paris basin // Geothermics, 2013, (47), 69 – 79 p. 8. Ungemach P., Antics M., Lalos P. Sustainable geothermal reservoir management — a modelling suite. Proc. Australian Geothermal Energy Conference, 16 – 18th Nov. 2011, Melbourne, Geoscience Australia Record 2011/43, 267 – 275 p. № 2 (22) 2014

Молодые ученые

ПУТИ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ ИРКУТСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД ДО 2018 ГОДА В статье выполнен ана лиз структ уры потребления и производства электрической и тепловой энергии. Проведены расчеты по вариантному прогнозированию уровней электро- и теплопотребления, структуры покрытия электрических и тепловых нагрузок, выявлен дефицит электрической мощности, предложены направления устранения этого дефицита. Рассматриваются перспективы развития энергетики, увеличения электрических и тепловых нагрузок в промышленном секторе. Осуществляется оценка целесообразности перевода угольных электростанций на парогазовый цикл. Ключевые с лова: ба лансы тепловой и электрической энерг ии, топливно-энерг етические рес урсы, прог нозирование, когенерация ( УДК 620.311, ББК 31)

Пеньковский А. В.

Постников И. В.

н. с. И н с т и т у та с и с т ем э н ер г е т и к и

м. н. с. И н с т и т у та с и с т ем э н ер г е т и к и

и м. Л. А. М е л ен т ь ев а СО РАН

e-m a il: p en ko ff s k y@is em.s ei.ir k.ru

Добровольская Т. В.

м. н. с. И н с т и т у та с и с т ем э н ер г е т и к и

и м. Л. А. М е л ен т ь ев а СО РАН

ерспективное развитие энергетики в Иркутской области, как и в других регионах России, должно обеспечить скоординированное развитие предприятий топливно-энергетического комплекса, способствующее инновационным преобразованиям экономики и социальной сферы региона. Основная цель настоящих исследований заключается в том, чтобы на основе анализа существующего состояния экономики и энергетики Иркутской области спрогнозировать перспективное потребление и производство электрической и тепловой энергии на предстоящий пятилетний период, а также рассмотреть тенденции развития энергетики. Их результаты положены в основу «Схемы и программы развития электроэнергетики Иркутской области на 2014–2018 годы» [1]. Выполнение этой работы продиктовано, с одной стороны, законодательством РФ [2–8], а с другой стороны, обусловлено ростом уровней потребления электро- и теплоэнергии и, соответственно, необходимостью оценки возможностей их покрытия существующими электрическими и тепловыми мощностями, определением мероприятий по устранению

Якимец Е. Е.

в е д у щ и й и н ж ен ер И н с т и т у та с и с т ем э н ер г е т и к и

возможного дефицита мощности в рассматриваемый период времени, формированием эффективных направлений развития энергетики. Энергосистема Иркутской области (далее — «иркутская энергосистема») имеет электрические связи с объединенной энергосистемой Сибири (ОЭС Сибири). Иркутская энергосистема включает в себя 15 действующих тепловых электростанций (ТЭЦ) и четыре гидроэлектростанции (ГЭС), кроме того, в производстве тепловой энергии участвуют около 1050 отопительных и промышленных котельных на органическом топливе, порядка 300 электробойлерных и теплоутилизационных установок (ТУУ) и индивидуальных отопительных печей. В состав энергосистемы, кроме станций ОАО «Иркутскэнерго», входят следующие электростанции промышленных предприятий: - ТЭЦ филиала ОАО «Группа ИЛИМ» (г. Братск); - ТЭЦ филиала ОАО «Группа ИЛИМ» (г. Усть-Илимск); - ТЭЦ Байкальского целлюлозного завода; - Мамаканская ГЭС ОАО «Витимэнерго» (г. Бодайбо). Потребление электроэнергии в области в 2011 году составило 53,18 млрд кВтч, при этом основным потребителем

Пути развития энергетики Иркутской области на период до 2018 года

электроэнергии являются промышленные предприятия, доля которых в общем электропотреблении превысила 66 %, доля электропотребления населения составила 8,9 %. Выработка электроэнергии составила 60,46 млрд кВтч, основная доля электроэнергии (77,6 %) производится на ГЭС области, в том числе на ГЭС ОАО «Иркутскэнерго» — 76,88 %, на электростанциях ОАО «Иркутскэнерго» — 21,2 % электроэнергии. На рис. 1 представлена структура производства и потребления электроэнергии в области в 2011 году. Потребление тепловой энергии в области в 2011 году составило 41,5 млн Гкал, причем основными потребителями являются жилищно-коммунальный сектор (46,7 %) и промышленность (43,4 %). Источниками тепловой энергии в 2011 году было произведено 47,9 млн Гкал, в том числе 62 % тепловой энергии отпущено электростанциями области (ТЭЦ ОАО «Иркутскэнерго» — 46,3 %), котельными — 24,4 %, теплоутилизационными установками (ТУУ) и прочими источниками — около 12,5 % от общего производства тепла. На рис. 2 представлена структура производства и потребления тепловой энергии в области в 2011 году. Производство и потребление топливно-энергетических ресурсов [9] в соответствии с его структурой в Иркутской области показано в табл. 1, на рис. 3 представлена динамика изменения потребления топливно-энергетических ресурсов. За последние пять лет потребление топливно-энергетических ресурсов в области изменялось скачкообразно. Особенно заметный спад потребления наблюдался в 2009 году и составил в среднем 5,1 % к уровню 2007 года, в частности, снижение уровня электропотребления составило 1,7 %, теплопотребления — 6,4 %, потребление котельно-печного топлива — 7,2 %. В 2011 году уровень электро- и теплопотребления незначительно отличался от показателей 2007 года, в свою очередь, потребление котельно-печного топлива увеличилось на 2,5 % за счет увеличения производства электроэнергии на электростанциях (ввиду низкого уровня воды на водохранилищах) и тепла на котельных области. Некоторый спад потребления топливно-энергетических ресурсов, в среднем на 5,1 % в 2009 году по сравнению с 2007 годом, объясняется непосредственным влиянием последствий экономического кризиса. Менее всего это повлияло по потребление электроэнергии, здесь снижение потребления составило лишь 1,7 % в 2009 году по сравнению с показателями 2007 года.

рисунок 1.

TRENDS OF IRKUTSTK REGIONAL POWER INDUSTRY DEVELOPMENT FOR THE PERIOD UNTIL 2018

Penkovskiy A. V. Researcher Melentiev Energy Systems Institute RAS, Siberian Branch e-mail: penkoffsky@isem.sei.irk.ru Postnikov I. V. Junior Researcher Melentiev Energy Systems Institute RAS, Siberian Branch Dobrovolskaya Т. V. Leading Engineer, Melentiev Energy Systems Institute RAS, Siberian Branch Yakimets Е. Е. Junior Researcher Melentiev Energy Systems Institute RAS, Siberian Branch

The article provides for the analysis of power energy and thermal energy consumption and production patterns. Calculations are performed for alternative forecasting of power and thermal consumption levels, power and thermal basicload provision structure, electric power shortage was identified, and some trends were proposed toward elimination of the power shortage. Energy outlook and potential growth of power and thermal loads in industrial sector are considered. Feasibility study is performed for coal-fired power station conversion to exhaust-fired-boiler cycle. Keywords: thermal and power balances, fuel and energy resources, forecasting, cogeneration.

Структура производства и потребления тепловой энергии в Иркутской области в 2011 году, млн Гкал 2,1 0,3

35,2 Промышленность Собственные нужды станций Строительство Население

4,7 0,5 0,7

3,2

46,48

3,1

0,42 12,85

4,3 Прочие коммунальные услуги Сельское хозяйство Транспорт и связь Прочие отрасли экономики

Потери

ГЭС ОАО «Иркутскэнерго» Мамаканская ГЭС ТЭС ОАО «Иркутскэнерго» Ведомственные ТЭЦ

0,71

№ 2 (22) 2014

Молодые ученые

рисунок 2.

Структура производства и потребления тепловой энергии в Иркутской области в 2011 году, млн Гкал 12,2

11,7 0,5

4,1

7,2

6,0 18,0

29,7 ТЭЦ

Котельные

Электрокотельные

ТУУ и прочие

Таблица 1. Производство

Промышленность Прочие отрасли

Население Коммунально-бытовой сектор

и потребление топливно-энергетических ресурсов в Иркутской области

Показатели

Год 2007

2008

2009

2010

2011

59,8

61,3

57,8

62,4

60,5

Потребление электроэнергии*, млрд кВтч

53,3

55,1

52,4

54,3

53,2

Производство тепловой энергии**, млн Гкал

48,2

47,1

45,5

49,1

47,9

Производство электроэнергии*, млрд кВтч

Потребление тепловой энергии**, млн Гкал

41,9

41,5

39,2

42,3

41,5

Потребление котельно-печного топлива***, всего, млн т у. т.

12,05

13,37

11,18

12,18

12,36

Уголь

7,96

9,52

7,56

8,17

8,11

Газ

0,03

0,01

0,02

0,04

0,062

Мазут

0,83

0,78

0,72

0,67

0,68

Прочие виды топлива (отходы производства, дрова и т. д.)

3,23

3,06

2,88

3,30

3,51

а) Тепловые электростанции*

8,00

9,56

7,64

8,29

8,20

Уголь

6,48

8,21

6,40

7,03

6,9

0,003

0,005

0,03

Газ Мазут

0,04

Прочие виды топлива (отходы производства, дрова и т. д.)

1,48

1,31

1,20

1,23

1,26

б) Котельные****

1,73

1,53

1,56

2,12

2,14

Уголь

1,05

0,91

1,01

0,98

Газ

0,010

0,004

0,008

Мазут

0,27

0,24

0,25

0,24

0,22

Прочие виды топлива (отходы производства, дрова и т. д.)

0,40

0,37

0,39

0,87

0,93

в) Непосредственное потребление***

2,32

2,28

1,98

1,76

2,03

Уголь

0,43

0,40

0,25

0,13

0,23

Газ

0,02

0,00

0,01

0,03

0,05

Мазут

0,52

0,50

0,43

0,40

0,43

Прочие виды топлива (отходы производства, дрова и т. д.)

1,35

1,38

1,29

1,20

1,32

Примечание: * — данные форм статотчетности 6-ТП; ** — расчеты авторов на основании данных форм статотчетности 6-ТП, 11-ТЭР; *** — данные форм статотчетности 4-ТЭР (4-топливо); **** — данные форм статотчетности 11-ТЭР. Данные представлены до 2011 г.; формы статотчетности за 2012 г., необходимые для формирования полного топливноэнергетического баланса, учитывающего всех потребителей топлива, на момент выполнения работы еще не были предоставлены

Пути развития энергетики Иркутской области на период до 2018 года

рисунок 3.

14 12 10 8 6 4 2 0

Динамика потребления топливно-энергетических ресурсов в Иркутской области в период 2007—2011 гг.

Потребление топливноэнергетических ресурсов, млн т у.т.

В структуре топливопотребления преобладает уголь, расход которого в различные годы рассматриваемого периода составлял от 7,6 до 9,5 млн т у. т. (от 65 до 71 % от всего объема расходуемого топлива), потребление мазута составило от 0,67 до 0,83 млн т у. т. (5– 7 %), газ практически не потребляется, а потребление прочих видов топлива (отходы производства, дрова) за рассматриваемый период находилось на уровне 2,9– 3,7 млн т у. т. (26–29 %). На ТЭЦ наибольшую долю потребляемого топлива составляет уголь (80– 86 %), остальную часть составляют, главным образом, прочие виды топлива (14 – 20 %), которые потребляются в основном на электростанциях лесоперерабатывающих предприятий. Котельные потребляют в большей мере уголь (45– 60 %), однако, как видно из табл. 1, в последние годы прослеживается тенденция увеличения потребления прочих видов топлива в котельных (до 43 %). В непосредственном потреблении топлива преобладают дрова и отходы производства, а также мазут. В настоящее время одной из приоритетных задач активной экономической деятельности, включая развитие топливно-энергетического комплекса, является снижение потребления энергоресурсов за счет реализации энергосберегающих мероприятий, предложенных в программе «Энергосбережение и повышение энергоэффективности на территории Иркутской области на 2015 год с перспективой до 2020 года», утвержденной в 2010 году. В связи с этим в перспективном прогнозе потребления электрической и тепловой энергии учитывался энергосберегающий эффект при реализации мероприятий по энергосбережению как для существующих, так и новых объектов энергопотребления. Реализация даже части потенциала энергосбережения позволит сократить объем необходимых вводов новых энергетических мощностей, а также снизить финансовую нагрузку на муниципальный и региональный бюджет области и население. Прогноз потребления электрической и тепловой энергии в Иркутской области осуществлялся на основе анализа существующих уровней электро- и теплопотребления [9] в соответствии с перспективным развитием экономики и социальной сферы Иркутской области, а также на основе предложений региональных программ развития энергетики и энергетических компаний [10, 11, 12]. Увеличение потребления электроэнергии к 2018 году по сравнению с 2012 годом составит 16 %. Основной рост потребления электроэнергии планируется за счет ввода в эксплуатацию крупных промышленных предприятий: Тайшетского алюминиевого завода (ТАЗ) и Братского карборудного завода. Выработка электроэнергии на существующих электростанциях к 2018 году снизится на 1,7 % по сравнению с уровнем 2012 года. Согласно планам ОАО «Иркутскэнерго», выработку электроэнергии на существующих угольных ТЭС предполагается сократить на 39 % к 2014 году (относительно 2012 года, когда она была наибольшей за последние годы). Однако в результате постепенного увеличения выработки на этих электростанциях этот разрыв сократится к 2018 году до 17,5 %. Такое значительное сокращение производства электроэнергии связано с большой загруженностью угольных электростанций в 2012 году, когда они работали на максимальной мощности ввиду маловодия водохранилищ ГЭС области. Строительство газовых электростанций планируется за пределами рассматриваемого периода. Структура прогнозных уровней потребления и производства электроэнергии представлена на рис. 4.

2007

2008

Котельно-печное топливо рисунок 4.

2009

Годы Электроэнергия

2010

2011

Тепловая энергия

Прогноз структуры потребления и производства электрической энергии в Иркутской области в период до 2018 года Структура потребления электроэнергии, млрд кВтч

Прочие отрасли экономики Сельское хозяйство

Строительство

Собственные нужды электростанций Промышленность

Транспорт и связь

Коммунальные услуги

Население Год

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Потребление электроэнергии, млрд кВтч

54,7

54,9

55,7

57,0

59,7

62,6

63,5

Структура потребления электроэнергии, млрд кВтч Блок-станции ГТЭС в Усть-Куте ТЭС ОАО «Иркутскэнерго» Мамаканская ГЭС ГЭС ОАО «Иркутскэнерго»

60 50 40 30 20 10

Год

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Производство электрической энергии, млрд кВтч

62,1

59,8

60,6

60,2

60,6

61,2

61,6

7,4

4,9

3,2

0,9

-1,4

-1,9

Избыток (+) / дефицит (-)

При вводе ГТЭС в Усть-Куте Производство электрической энергии, млрд кВтч

62,1

59,8

60,6

61,0

62,2

63,7

65,3

Избыток (+) / дефицит (-)

7,4

4,9

2,5

1,1

1,8

№ 2 (22) 2014

Молодые ученые

Выработка и потребление электроэнергии, млрд кВтч

рисунок 5.

Уровни производства и потребления электрической энергии в Иркутской области в период до 2018 года

70 68 66 64 62 60

Дефицит

58 56 54 52 50 2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Год Потребление

рисунок 6.

Выработка

Выработка (при вводе ГТЭС)

Структура потребления и производства тепловой энергии в Иркутской области в период до 2018 года

Структура потребления тепловой энергии, млн Гкал

Прочие потребители

Промышленность

40 30

Коммунальнобытовые нужды

Население

Год

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Потребление тепловой энергии, млн Гкал

43,3

44,8

46,0

47,1

48,0

49,9

50,8

Структура потребления тепловой энергии, млн Гкал

50 ТУУ и прочие Электробойлерные Котельные

Ведомственные ТЭЦ

ТЭЦ ОАО «Иркутскэнерго»

Год

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Потребление тепловой энергии, млн Гкал

49,1

50,5

51,3

52,0

53,8

55,6

56,3

Из диаграмм, представленных на рисунке 4, видно, что ввод в эксплуатацию крупных промышленных объектов (Тайшетского алюминиевого завода и Братского карборудного завода) в Иркутской области ориентировочно в 2016 году приведет к возникновению дефицита электроэнергии. Величина дефицита может составить порядка 1,9 млрд кВтч, или 3 % от общего уровня производства электроэнергии. Возможный ввод в эксплуатацию газовой электростанции (Ленской ГТЭС) может покрыть возрастающее энергопотребление. Уровни производства и потребления электроэнергии в рассматриваемой перспетиве, а также возможный дефицит электроэнергии показаны на рис. 5. Потребление тепловой энергии на отопление и горячее водоснабжение определялось на основе долговременного прогноза численности населения области и предполагаемого развития жилищного фонда с учетом удельных норм расхода тепла на отопление зданий и горячее водоснабжение. На фоне незначительного роста населения потребление тепловой энергии в этом секторе будет увеличиваться в основном за счет строительства нового жилья с увеличением обеспеченности жилой площадью с 21,7 (уровень 2011 года) до 24 м2/чел. в 2018 году и повышением уровня его благоустройства. Рост теплопотребления в промышленном секторе к 2018 году составит 17– 19,5 % в зависимости от этапности ввода мощности промышленных объектов. Прирост потребления тепловой энергии предполагается в ключевых отраслях промышленности с высокой теплоемкостью производства: нефтехимический сектор, переработка леса и др. Прогноз потребности в тепловой энергии в промышленности осуществлялся отдельно для сложившейся на современном уровне производственной деятельности и для вновь создаваемых производств. Развитие большей части промышленных отраслей области предполагается путем реализации крупных инвестиционных проектов, из которых наиболее теплоемкими являются проекты строительства новых и расширения существующих деревообрабатывающих предприятий. Кроме достаточно крупных производств, в прогнозе теплопотребления учитывались менее теплоемкие и меньшие по объемам производимой продукции промышленные объекты, среди которых строительство и ввод в эксплуатацию лесопильного завода в п. Магистральном, организация производства обрезных сухих пиломатериалов в Братске, производство цемента на ОАО «Ангарскцемент» в Ангарске, предприятия золотодобычи и другие объекты. Их суммарное годовое теплопотребление к 2018 году может составить около 700 тыс. Гкал в год. Прогноз отпуска тепловой энергии выполнен с учетом планов подключения ОАО «Иркутскэнерго» до 2018 года, данных ведомственных теплоисточников по отпуску тепловой энергии, включающих его рост. Фактические показатели за 2012 год приняты по формам отчетности предприятий [9]. Увеличение отпуска тепловой энергии на конец рассматриваемого периода в результате проведения энергосберегающих мероприятий меньше уровня роста теплопотребления и может составить 8,4– 14,6 % по сравнению с 2012 годом. Рост отпуска тепловой энергии источниками ОАО «Иркутскэнерго» несколько ниже и может достичь 7 %, ведомственными ТЭЦ он составит 47 %. Всего по генерирующим компаниям прирост от-

Пути развития энергетики Иркутской области на период до 2018 года

рисунок 7.

Основные направления развития энергетики Иркутской области в ближайшей перспективе

Направление развития энергетики

Модернизация и техническое перевооружение существующих источников электрической и тепловой энергии

пуска тепловой энергии будет несколько выше (16,7 %) по сравнению с теплопотреблением за счет меньшего увеличения производства тепла коммунальными котельными. С 2013 года планируется снижение выработки тепловой энергии на ТЭЦ-10, связанное с ее модернизацией. Нагрузки, отключенные от ТЭЦ-10 в период 2013– 2015 гг., будут покрывать ТЭЦ-9 и другие теплоисточники Ангарска. На ТЭЦ ГК «Илим» в УстьИлимске планируется ввод оборудования и значительное увеличение выработки тепловой энергии. На рис. 6 представлена структура потребления и производства тепловой энергии в области в анализируемый период. Реализация рассматриваемых прогнозов теплопотребления области не приводит к возникновению проблемы дефицита тепловой энергии. Это решается путем ввода запланированных новых мощностей и проведения предусмотренных энергосберегающих мероприятий.

Направления развития энергетики Иркутской области в ближайшие пять лет В настоящее время энергетика области характеризуется высокой степенью износа основного оборудования электростанций и котельных, недостаточной развитостью электросетевой инфраструктуры, неудовлетворительным состоянием теплосетевого хозяйства и значительным потенциалом энергосбережения. Вместе с тем существующие электрические и тепловые мощности обеспечивают баланс производства и потребления электрической и тепловой энергии. Рост энергопотребления, как ранее отмечалось, после 2016 г. может привести к дефициту электрической мощности, а в Иркутске и тепловой мощности. Его ликвидация, как и инновационные преобразования, является целеполагающей установкой перспективного развития энергетики области. Основными направлениями развития энергетики области в ближайшей перспективе являются модернизация и техническое перевооружение существующих источников электрической и тепловой энергии, электрических и тепловых сетей, проведение мероприятий по энергосбережению, а также развитие существующих и строительство новых источников электрической и тепловой энергии в соответствии с прогнозируемыми

Энергосбережение

Расширение, развитие существующих источников, строительство новых источников

уровнями электро- и теплопотребления. Это позволит повысить эффективность энергетического комплекса и предотвратить нарастание дефицита энергии. Основные направления развития энергетики области представлены на рис. 7. Рассматриваемые направления развития энергосистемы области носят вариантный характер, прежде всего это связано с неопределенностью вовлечения в топливный баланс природного газа. В соответствии со скорректированной генеральной схемой газификации и газоснабжения Иркутской области на ее территории предусматривается формирование четырех центров газодобычи: Южного, Братского, Усть-Кутско-Киренского и Северного. На их базе наряду с мощным развитием газохимии возможно развитие газовой энергетики. Наличие природного газа на территории Усть-Кутского и Киренского районов Иркутской области делает целесообразным реализацию крупного энергетического проекта, снижающего риск развития энергодефицитной ситуации в Иркутской области. Этот проект направлен на строительство Ленской газовой теплоэлектростанции (ЛГТЭС) в районе города Усть-Кута Иркутской области. Предполагаемыми объектами, на которые будет поставляться электроэнергия, производимая ЛГТЭС, являются Удоканское месторождение меди с нагрузкой 450 МВт, Чинейское железорудное месторождение (нагрузка 150– 200 МВт), Холоднинский ГОК (нагрузка 30 МВт), нефтепровод Восточная Сибирь — Тихий океан (его потребность в мощности после расширения второй очереди составит 80 МВт) и Байкало-Амурская магистраль. На территории Усть-Кута в случае подачи газа в город возможна реализация нескольких вариантов развития систем централизованного теплоснабжения города: – формирование локальных теплоснабжающих систем на базе наиболее эффективных котельных с закрытием мелких неэкономичных котельных в центральной части города и автономных газовых источников в районах неблагоустроенного сектора; – сооружение ГТУ-ТЭЦ в центральной части города и блочных модульных газовых котельных в отдаленных районах; – строительство ЛГТЭС с постепенным подключением к ней основных потребителей города. Последний вариант поддерживается городской администрацией и рекомендуется в качестве основного. № 2 (22) 2014

Молодые ученые

Таблица 2. Укрупненная

технико-экономическая оценка перевода угольной ТЭЦ на парогазовый цикл (на примере показателей работы Ново-Иркутской ТЭЦ) Единица измерения

Действующая ПТУ-ТЭЦ

ПГУ-ТЭЦ после модернизации действующей ПТУ-ТЭЦ

млн руб.

19315

перевод котлов на сжигание природного газа

млн руб.

3145

надстройка ГТУ

млн руб.

16170

Мощность ГТУ

МВт

110

Количество ГТУ

МВт

655

1425

Тепловая мощность ТЭЦ

Гкал/ч

1850

Отпуск электроэнергии

тыс. МВтч/год

2384

5186

Отпуск тепла

тыс. Гкал/год

5092

Вид топлива

Уголь

Природный газ

тыс. т у. т./год

1326

1671

Удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию

г у. т./кВтч

286,6

202,0

Удельный расход топлива на отпущенное тепло

кг у. т./Гкал

126,3

122,5

Стоимость топлива

руб./т у. т.

1602

2100

2300

2500

2700

2900

3100

Себестоимость электроэнергии

руб./кВтч

0,56

0,47

0,51

0,55

0,59

0,63

0,67

Себестоимость тепловой энергии

руб./Гкал

228

283

307

332

356

381

405

Показатель Капиталовложения в перевод ТЭЦ на парогазовый цикл, в т. ч.:

Электрическая мощность ТЭЦ

Расход топлива на ТЭЦ

Планируется, что ЛГТЭС будет снабжать тепловой энергией центральную и восточную части города и позволит закрыть 12 неэффективных котельных, большая часть из которых — мазутные, с высокой себестоимостью производства тепла. Основной целью создания мини-ТЭЦ на газе в Братске является замещение электрокотельных, что позволит снизить затраты на производство тепловой энергии, текущая себестоимость которой в электрокотельных выше действующего тарифа в 2,5 раза. При условии газификации Братска эффективным представляется проект перевода оборудования действующей ТЭЦ-6 ОАО «Иркутскэнерго» на природный газ. Это позволит сократить инвестиции в развитие и поддержку угольных разрезов и осуществить перенос сроков дорогостоящего расширения золоотвала ТЭЦ-6. В существующей неопределенной ситуации с газификацией Иркутска развитие системы теплоснабжения города согласно разрабатываемой «Схеме теплоснабжения г. Иркутска» предусматривает строительство тепломагистрали от ТЭЦ-10, расположенной в Ангарске, до котельной Северного промузла (КСПУ) для покрытия возрастающей нагрузки потребителей и повышения надежности теплоснабжения. Данный проект требует значительных инвестиций, а предполагаемый рост 70

электропотребления наиболее эффективно может быть обеспечен от ТЭЦ-10. Электростанция максимально подготовлена к несению электрической нагрузки и имеет хорошие технико-экономические показатели. Перевод ее в теплофикационный режим лишает станцию данных преимуществ. В связи с этим основным направлением развития теплоснабжения города должно стать энергосбережение, что обеспечит бездефицитное снабжение теплвой энергий потребителей в рассматриваемый период. За пределами этого периода целесообразно развивать газовую теплогенерацию. При реализации проекта газификации Иркутска планируется строительство ГТУ-ТЭЦ в правобережном районе города. Это позволит закрыть неэкономичные котельные в центре города, тем самым улучшить экологические и экономические показатели теплоснабжения, а также повысить надежность системы теплоснабжения всего города. Однако в связи с нерешенным вопросом о сроках и целесообразности газификации города, а также из-за неопределенности уровня цен на газ этот вариант развития теплоснабжения не утвержден, и сроки его реализации выходят за временные рамки 2020 года. В планах ОАО «Иркутскэнерго» на 2014 год в связи с возрастающими тепловыми и электрическими нагрузками рассматривается расширение Ново-Иркут-

Пути развития энергетики Иркутской области на период до 2018 года

рисунок 8.

Срок окупаемости проекта по переводу угольных ТЭЦ на парогазовый цикл в зависимости от тарифа на электроэнергию и цен на газ

Срок окупаемости, лет

30 2100 руб./т у.т. 2300 руб./т у.т. 2500 руб./т у.т. 2700 руб./т у.т. 2900 руб./т у.т. 3100 руб./т у.т.

25 20 15 10 5

0,68 0,73 0,78 0,83 0,88 0,93 0,98 1,03 1,08 1,13 1,18 1,23 1,28 1,33 1,38 1,43 1,48 1,53 1,58 1,63 1,68 1,73 1,78 1,83 1,88 1,93 1,98 2,03

Тариф на электрическую энергию, руб./кВтч рисунок 9.

Зоны эффективности проектов перевода существующих ТЭЦ на парогазовый цикл

3100

Цена на газ, руб./т у.т.

ской ТЭЦ путем установки турбины Р-50-130/13 (50 МВт и 98,2 Гкал/ч), демонтированной на Усть-Илимской ТЭЦ. В период до 2017 года планируется дальнейшее расширение Ново-Зиминской ТЭЦ турбоагрегатом К-160-130 и котлоагрегатом БКЗ-420. Предполагается, что реализация мероприятий долгосрочной целевой программы «Газификация Иркутской области на 2011– 2015 годы» позволит создать условия для газификации основных промышленно-административных центров Иркутской области (городов Иркутска, Ангарска, Усолья-Сибирского, Черемхова), оптимизации структуры топливно-энергетического баланса с увеличением доли газа в региональном балансе котельно-печного топлива. В связи с предполагаемой газификацией Иркутской области были рассмотрены различные предложения по переводу на парогазовый цикл действующих электростанций с целью увеличения их мощности и производства электроэнергии и тепла на них с высокой эффективностью топливоиспользования. План газификации предусматривает поставку природного газа в крупные города Иркутской области (газопровод Чеканчкое ГКМ — Саянск — Ангарск — Иркутск). В связи с этим появляется возможность его использования для когенерационной выработки электрической и тепловой энергии. Одним из возможных направлений развития газовой теплоэнергетики является внедрение парогазового цикла на действующих ТЭЦ путем проведения комплексной модернизации, которая заключается в переводе котлов на сжигание природного газа и надстройке энергоблоков газотурбинными установками. Объединение газотурбинных установок (ГТУ) с действующими паротурбинными установками (ПТУ) предполагает значительную реконструкцию котлоагрегатов для сжигания газа и утилизации выхлопных газов ГТУ. Основные показатели укрупненной технико-экономической оценки действующей ТЭЦ и созданной на ее базе путем ГТУ-надстройки ПГУ-ТЭЦ представлены в табл. 2. Оценка основана на фактических показателях работы Ново-Иркутской ТЭЦ [12]. При переводе на парогазовый цикл станция оснащается семью газовыми турбинами номинальной мощностью 110 МВт (ГТЭ-110) каждый. Суммарный прирост электрической мощности будет равным 770 МВт. Капиталовложения на переоснащение котлов для сжигания природного газа составят порядка 1,7 млн руб. на 1 Гкал/ч тепловой мощности [13]. Капиталовложения в ГТУ-надстройку, по различным оценкам, составят от $ 650 до $ 750 тыс./МВт. Цены на природный газ соответствуют имеющимся оценкам и приняты в диапазоне 2100– 3100 руб./т у. т. Энергетический эффект от внедрения парогазовой технологии проявляется в снижении удельных расходов топлива на выработку энергии (таблица 2), при этом абсолютная величина расхода топлива увеличивается на 26 %. Затраты на топливо составляют более 90 % ежегодных издержек станции, поэтому цена газа для ПГУ-ТЭЦ является определяющей составляющей в себестоимости электрической и тепловой энергии. Так, в диапазоне цен от 2100 до 2500 руб./т у. т. себестоимость производства электроэнергии на ПГУ-ТЭЦ оказывается ниже, чем на действующей ТЭЦ, работающей на угле. При цене газа в диапазоне 2500– 3100 руб./т у. т. себестоимость производства электроэнергии возрастает до 0,55– 0,68 руб./кВтч.

2900

Зона эффективности существующих ТЭЦ на угле

2700

2500

Зона эффективности перевода существующих ТЭЦ на парогазовый цикл

2300 2100 1,18

1,23

1,28

1,33

1,38

1,43

1,48

1,53

1,58

1,63

1,68

1,73

1,78

Тариф на электроэнергию, руб./кВтч

Экономическая эффективность проекта переоборудования действующей угольной ТЭЦ в ПГУ-ТЭЦ оценивалась по сроку окупаемости проекта. При переходе к ПГУ-ТЭЦ значительно увеличивается электрическая мощность, а отпуск электроэнергии может быть увеличен в два раза. Прибыль от продажи этой электроэнергии снижается из-за увеличения затрат на топливо и определяется как ценой на газ, так и устанавливаемым тарифом на электроэнергию. На рис. 8 показаны сроки окупаемости проекта перевода на парогазовый цикл угольных ТЭЦ в зависимости от тарифа на электроэнергию для различных цен на газ. При уровне тарифа 2012 года (0,68 руб./кВтч) даже при минимальной из заданного диапазона цене на газ (2100 руб./т у. т.) срок окупаемости проекта составляет более 30 лет, приемлемый срок окупаемости достигается только при тарифе 1,18 руб./кВтч и более. Соответственно, при более высоких ценах на газ потребуется устанавливать еще более высокий тариф на тепловую энергию для обеспечения приемлемого срока окупаемости проекта. На рис. 9 показаны зоны эффективности для существующих угольных ТЭЦ и создаваемых на их базе ПГУ-ТЭЦ. № 2 (22) 2014

Молодые ученые

рисунок 10.

Динамика состояния тепловых сетей ОАО «Иркутскэнерго» при различных темпах перекладки изношенных участков сети

Протяженность тепловых сетей, нуждающихся в замене, км

1200 1083

1000

912 845

845 800 600 400 200 0

0 2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

без перекладки темп перекладки ОАО «Иркутскэнерго» (данные 2012 года — 29 км/год) темп перекладки для компенсации износа (40 км/год) темп перекладки, обеспечивающий полную замену изношенных тепловых сетей к концу 2017 года (180 км/год)

Диаграмма позволяет определить целесообразный вариант развития ТЭЦ в зависимости от двух внешних параметров — цены на газ и тарифа на электроэнергию. Так, например, при тарифе 1,43 руб./кВтч и цене на газ 2500 руб./т у. т. (точка А) варианты существующей угольной ТЭЦ и ее модернизации в ПГУ-ТЭЦ равноэкономичны. При меньших тарифах на электроэнергию перевод действующих угольных ТЭЦ на газ представляется неэффективным. К настоящему времени в теплосетевом хозяйстве области сложилась ситуация, характерная для большинства территорий страны. Наиболее широкое применение получили элеваторные схемы присоединения отопительной нагрузки, открытый водозабор, традиционная подземная прокладка в непроходных каналах теплопроводов с минераловатной изоляцией. Распределение теплоносителя между потребителями осуществляется с помощью дроссельных устройств, устанавливаемых на вводах в здания. Эти устаревшие технические решения не позволяют эффективно транспортировать и использовать тепловую энергию, что приводит к ее сверхнормативным потерям и перерасходам. Суммарная протяженность тепловых сетей в области составляет 3756,3 км в двутрубном исчислении, при 72

этом 1424,9 км тепловых сетей нуждаются в замене, что достигает почти 37,9 % от общей протяженности. Протяженность тепловых сетей, находящихся в ведении ОАО «Иркутскэнерго», составляет 1714 км, из них около 845 км нуждаются в замене. При малых ежегодных объемах перекладок протяженность изношенных сетей будет постоянно увеличиваться, уже через 5 лет она может возрасти на 205 км (12 %). В соответствии с распределением «возраста» тепловых сетей рассчитана прогнозная динамика перекладок тепловых сетей ОАО «Иркутскэнерго». Рассматривается три варианта планирования работ по реконструкции тепловых сетей: – темп перекладок, позволяющий предотвратить рост износа тепловых сетей (40 км/год); – темп перекладок ОАО «Иркутскэнерго» в 2012 г. (29 км/год); – темп перекладок, позволяющий полностью восстановить изношенные сети к 2018 г. (180 км/год). Если перекладка теплопроводов не будет осуществляться, то к концу рассматриваемого периода протяженность изношенных сетей, находящихся на обслуживании ОАО «Иркутскэнерго», составит 1083 км, или 63 %. При темпе замены сетей на уровне 2012 года (29 км/год) протяжен-

Пути развития энергетики Иркутской области на период до 2018 года

ность изношенных сетей увеличивается к 2018 году до 912 км (53 %). Минимально необходимый темп перекладки соответствует 40 км/год, при этом износ тепловых сетей останется на достигнутом уровне. Достижение полного восстановления износа в тепловых сетях к концу рассматриваемого периода потребует проведения ежегодной замены 180 км трубопроводов (в шесть раз выше существующего темпа перекладки). На рис. 10 представлена динамика изменения состояния тепловых сетей в зависимости от предложенных вариантов темпа перекладки. По укрупненной оценке затрат на перекладку тепловых сетей, при темпе замены сетей, необходимом для предотвращения роста протяженности износа (40 км/год), потребуются затраты около 445 млн руб./год, а для устранения износа к 2018 г. с темпом перекладок 180 км/год потребуются инвестиции не менее 1800 млн руб./год.

Заключение 1. Прогноз потребления электрической и тепловой энергии в Иркутской области осуществлялся в соответствии с перспективным развитием ее экономики и социальной сферы, а также на основе данных региональных программ развития энергетики и данных энергетических компаний. Рост потребления электроэнергии к концу рассматриваемого периода составит 16– 30 %. Основной рост потребления электроэнергии планируется за счет ввода в эксплуатацию Тайшетского алюминиевого завода и Братского карборудного завода. Выработка электроэнергии существующими электростанциями снижается на 1,7 %, при вводе в эксплуатацию в рамках рассматриваемого периода Ленской ГТЭС наблюдается рост на 4,2 %. Рост потребления тепловой энергии за рассматриваемый период 2013– 2018 гг. составит 9,9– 17,3 %. При этом увеличение теплопотребления в промышленном секторе в 2018 году достигнет 17– 19,5 % по сравнению с 2012 годом. Увеличение отпуска тепловой энергии на конец рассматриваемого периода по сравнению с 2012 годом может составить 8,4 % при реализации базового сценария развития и 14,6 % при оптимистическом сценарии. Прирост отпуска тепловой энергии на источниках ОАО «Иркутскэнерго» составит около 7 %. При этом дефицита тепловой энергии не возникает за счет запланированного ввода мощностей, а также проведения энергосберегающих мероприятий. 2. Покрытие возможного дефицита электрической мощности планируется осуществить за счет электроэнергии, вырабатываемой на Богучанской ГЭС, а также за счет увеличения выработки электроэнергии на электростанциях путем модернизации оборудования, развития Ново-Иркутской ТЭЦ, строительства новых энергоисточников. 3. Ввод новых источников электрической и тепловой энергии, таких как Ленская ГТЭС, может быть осуществлен при значительном росте нагрузки на промышленных объектах области или возможном увеличении востребованности электроэнергии за пределами области, включая ее экспорт в другие страны Азиатско-Тихоокеанского региона (например, в Китай).

Список использованных источников и литературы 1. «Основные направления развития электроэнергетики Иркутской области на период 2014 – 2018 гг. Пояснительная записка». Схемы и программы развития электроэнергетики Иркутской области на период 2014– 2018 гг. / Отчет: ЗАО «Электросетьпроект». — Иркутск, 2013. — 132 стр. 2. Федеральный закон от 21 февраля 2003 года № 35-ФЗ «Об электроэнергетике». 3. Постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики». 4. Поручение Президента Российской Федерации по итогам заседания Комиссии при Президенте Российской Федерации по модернизации и технологическому развитию экономики России 23 марта 2010 года (перечень поручений от 29.03.2010 № Пр-839, пункт 5: предусмотреть в рамках схем и программ перспективного развития электроэнергетики максимальное использование потенциала когенерации и модернизацию систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований). 5. Федеральный закон от 23 ноября 2011 года № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации». 6. Федеральный закон от 27 июля 2010 года № 190-ФЗ «О теплоснабжении» (с учетом требований к региональным программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности). 7. Постановление Правительства Российской Федерации от 15 мая 2010 года № 340 «О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности». 8. Система мероприятий и структура финансирования долгосрочной целевой программы «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на территории Иркутской области на 2011—2015 годы и на период до 2020 года», утвержденной постановлением Правительства Иркутской области от 2 декабря 2010 года № 318-пп (в редакции Постановления Правительства Иркутской области от 4 июня 2012 года № 288-пп). 9. Формы государственной статистической отчетности — 11-ТЭР, 6-ТП. 10. «Схема и программа развития электроэнергетики Иркутской области на период 2013– 2017 гг.» / Отчет: Премьер-Энерго. — Иркутск, 2012. — 135 стр. 11. Долгосрочная целевая программа «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на территории Иркутской области на 2011– 2015 годы». — URL: www.gisee.ru. 12. Годовой отчет ОАО «Иркутскэнерго» за 2011 год. — URL: www.irkutskenergo.ru. 13. Годовой отчет ОАО «Сахалинэнерго» за 2011 год (Приложение 4. Пресс-релизы с описанием последних корпоративных событий). — URL: www.sahen. elektra.ru. № 2 (22) 2014

Инженерные изыскания

МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ МОНИТОРИНГА НА ОБЪЕКТЕ «ЮЖНЫЙ ПОТОК» Статья посвящена метод ам мониторинга протяженных линейных объектов ( на примере магистра льного га зопровод а «Южный поток» в предела х Северо -Запа дного К авк а за ). Рассмотрены два их них: к лассические г еодезические наб людения с опре де лением координат деформационных знаков и возду шное ла зерное ск анирование с опре де лением координат об лак а точек. Прове дено сравнение этих ме тодов по точнос ти и информативнос ти. К лючевые с лова: мониторинг опасных геологических процессов; воздушное ла зерное ск анирование; цифрова я моде ль рельефа; модель временных изменений; дешифрирование; опереж ающие карты опасных геологических процессов; статическ а я модель; динамическ а я модель; историческ а я модель; геодезический профиль; деформационные знаки ( УДК 551.3:551.4).

Баборыкин М. Ю.

Жидиляева Е. В.

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

м а г и с т р г ео л о г и и, в е д у щ и й с п ец и а л и с т г р у п п ы

г ео и н ф о р м а ц и о н н ы х с и с т ем ООО « Г ео п р о ек тс т р о й »

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

e-m a il: B a b o ry kin.MY@g p s23.ru

ООО « Г ео п р о ек тс т р о й » e-m a il: z hidilya e va .e v@in j g eo.ru

Введение Россия принадлежит к числу крупнейших газодобывающих держав, а ее доля добычи газа в мировом балансе составляет около 28 %. При этом развитие и успешное функционирование газового комплекса определяются не только сырьевой базой и ее своевременным воспроизводством за счет прироста запасов (в первую очередь активных), но и наличием системы транспорта газа. Объекты этой системы относятся к особо опасным промышленным сооружениям, а сам транспорт газа является потенциально опасным для всех компонентов окружающей среды, особенно в криолитозоне. При строительстве трубопроводных магистралей происходит изменение ландшафтов и экосистем. Зачастую транспортные линии пролегают в сложных геологических условиях. При их проектировании и строительстве не удается избежать учета негативных природных факторов. При эксплуатации трубопроводов также возникает необходимость в получении информации об изменениях в ранее выделенных негативных для строительства зонах. Для этого служат периодические наблюдения за состоянием геологической среды, получение ее количественных характеристик и отслеживание во времени факторов, провоцирующих активизацию или возникновение негативных 74

для технических сооружений геологических процессов и явлений [3]. Систематическое наблюдение за каким-либо объектом и/или состоянием окружающей его среды для получения их количественных характеристик во времени называют мониторингом. Большое количество способов получения этих характеристик должно было закрыть извечный спор между стороной, проводящей изыскания, и сторонами, которые будут строить, и эксплуатировать техническое сооружение. Однако в торгово-экономических отношениях все стараются извлечь максимум прибыли при минимуме затрат — и во многих случаях хорошо отработанные технологии мониторинга становятся недостижимо дорогими.

Концепция мониторинга воздушным лазерным сканером Существует множество концептуальных решений, позволяющих решить проблему получения информации. Одно из них было ранее описано в статье «Мониторинг опасных геологических процессов на линейных объектах» [1], опубликованной в журнале «Инженерные изыскания», № 10-11 за 2013 г. В общую концепцию этого решения (рис. 1) условно входит три уровня:

Методика проведения мониторинга на объекте «Южный поток»

- высокий — выявление оползневых и оползнеопасных зон на мезорельефе; - средний — сегментирование, выделение бровок срыва, оползневых тел при последующих активизациях оползневых процессов; - низкий — выделение блоков (кластеров) на оползневых телах. Как правило, при мониторинге линейных объектов производят несколько лазерных съемок с разной точностью, это зависит от поставленных заказчиком задач. На высоком уровне производится дешифрирование синтезированной 3D-модели. Так как оползневые явления приводят к образованию весьма характерных форм в мезо- и микрорельефе, они легко распознаются на 3D-моделях среднего и иногда мелкого масштаба (рис. 2). Участки со «свежими» оползнями отличаются от остальных частей склона неоднородностью. В коридоре проектируемого трубопровода выделяются оползневые зоны за счет основных дешифровочных признаков (рис. 3). По форме оползневого тела и оползневого цирка можно установить тип оползня согласно принятым в инженерной геологии классификациям [2]. На среднем уровне 3D-модель обрабатывается с более высокой точностью (с бóльшим приближением). Детализируются оползневые структуры: контуры оползневых тел, приоползневые бугры и западины, характер и состояние обрывов (свежие, задернованные, поросшие кустарником), амплитуда смещения и т. д. На низком уровне выделяются блоки (кластеры). После этого разрабатывается проект организации наблюдений. Необходимо заметить, что мониторинг целесообразно проводить после геологического изучения территории, в противном случае будут получены данные, которые нельзя будет использовать для прогноза. Поскольку возникновение оползней зачастую является следствием нарушения равновесия геоэкологической среды, необходима информация о геологических и гидрогеологических условиях склонов, на

рисунок 1.

L ANDSLIDE MONITORING USING L ASER SCANNING AND GEODETIC OBSERVATIONS

Baborykin M. Yu. Head of the Group of Monitoring and Geographic Information Systems of the «Geoproektstroy» LLC e-mail: Baborykin.MY@gps23.ru Zhidilyaeva E. V. Leading specialist of the Group of Monitoring and Geographic Information Systems of the «Geoproektstroy» LLC, master of Geology e-mail: zhidilyaeva.ev@injgeo.ru

The article is devoted to methods of monitoring of lengthy linear objects (by the example of the «South Stream» main gas pipeline). Two of them such as the classic geodetic observations with determination of deformation marks coordinates and the airborne laser scanning with determination of point clouds coordinates are discussed. These methods are compared in terms of their accuracy and informativeness. Keywords: geohazard monitoring; airborne laser scanning; digital terrain model; time changes model; interpretation; input geohazard maps; static model; dynamic model; historical model; geodetic profile; deformation marks.

Общая концепция решения, позволяющего решить проблему получения информации при мониторинге оползней

Выделение глобальных оползневых структур

Сегментация

Лазерное сканирование при мелкомасштабных топографических карт

Лазерное сканирование при крупномасштабных топографических карт

Лазерное сканирование при крупномасштабных топографических карт повторные залеты

Установка оборудования на участках проведения мониторинга

№ 2 (22) 2014

Инженерные изыскания

рисунок 2.

Мезорельеф линейного участка инженерно-геологических работ

рисунок 3.

Выделение оползневых зон в пределах трассы трубопровода

Черным цветом обозначены ветки проектируемого трубопровода; зеленым цветом показана граница коридора проектируемой трассы; красным цветом показаны оползневые участки в зоне прокладки трубопровода; оранжевые числа – номер блока лазерного скана, ограниченного границей черного цвета, используемого при детализации

которых они развиваются, генетических типах оползней и факторах, положительно влияющих на их развитие. Использование воздушного лазерного сканирования для мониторинга возможно в качестве топографо-геодезической технологии для сбора геопространственных данных по 76

рельефу и наземным объектам. Как и при классических геодезических работах, основными здесь являются измерения. Основная функция лазера — генерация импульсного или непрерывного излучения, которое, отражаясь от поверхности земли или наземных объектов, может быть использовано

Методика проведения мониторинга на объекте «Южный поток»

рисунок 4.

Фрагмент опережающей карты опасных геологических процессов

1 — контур оползней; 2 — заболоченный участок; цифра красного цвета – номер принадлежности оползня к выделенному глобальному оползневому участку

для измерения расстояния от источника излучения до объекта, вызвавшего отражение. С помощью воздушного лазерного сканирования можно получить значительно более информативную картину изменений в рельефе при периодических наблюдениях, чем при обычных геодезических измерениях. Преимущества этого метода: - короткая технологическая цепочка; - гарантия определенной точности измерений, зависящей от высоты полета над объектом; - ненужность наземных геодезических работ по планововысотному обоснованию за счет использования прямого геопозиционирования; - высокая производительность работ благодаря передаче на камеральную обработку готовых топографических данных. Неоспоримое преимущество воздушного лазерного сканирования заключается также в том, что с его помощью можно получать данные не только в дальномерной форме, но и в форме интенсивности отражений. Дальномерная форма представления лазерно-локационного изображения соответствует распределению в заданном координатном пространстве трехмерного облака точек с координатами X, Y, Z. Распределение лазерных точек доступно для визуального анализа, пространственных измерений, геоморфологического анализа при помощи программно-вычислительных методов. Современные сканеры способны кроме пространственных координат регистрировать еще и энергию отраженного импульса — интенсивность отражения (I). Изображения в форме интенсивности отражений по своим информационным свойствам близки к естественным панхроматическим

ортофотоснимкам, что позволяет успешно использовать их для визуального распознавания объектов (дешифрирования) даже без привлечения традиционных аэрофотосъемочных данных. Следует учитывать, что каждое измерение производится в определенный момент времени. Следовательно, еще одной координатой может служить время регистрации лазерной точки (t). Таким образом, выходным материалом сканирования является облако точек, каждая из которых характеризуется пятью параметрами — тремя пространственными координатами X, Y, Z, интенсивностью отражения I и временем регистрации t. Такие высокоинформативные модели используются для получения не только статических, но и динамических моделей [5].

Информативность метода воздушного лазерного сканирования Обработка облака точек в целях получения первоначальных данных (т. е. так называемых опережающих карт опасных геологических процессов) не только повышает качество инженерных изысканий, но и помогает на ранних стадиях выявить участки, на которые следует установить оборудование для проведения периодических наблюдений (рис. 4). Экзогенный анализ позволяет выявить особенности пространственного распределения проявлений опасных геологических процессов, в частности, обнаружить различного рода группировки форм экзогенного рельефа, возникновение которых связано с определенными природными факторами [4]. № 2 (22) 2014

Инженерные изыскания

рисунок 5.

Эрозионный врез (а) и 3D-цифровая модель рельефа данного участка, совмещенная с топографическим планом (б)

Темно-серым цветом обозначены изолинии с сечением 0,5 м и эрозионный врез с бергштрихами; цифрами показан уклон (10—15°); линией белого цвета разделяются участки склона с разными уклонами

рисунок 6.

Бровка срыва оползня в точке наблюдения № 4 (а) и 3D-цифровая модель рельефа данного участка (б)

Линией выделена граница участков с различными уклонами; черной точкой обозначена точка наблюдения с присвоенным номером Тн.4

Полученные данные после проведения дешифрирования становятся вспомогательным материалом для инженерно-геологических изысканий, позволяют понять, какие процессы протекают на исследуемом участке, какие генетические типы грунтов на нем могут встретиться, как он примерно сложен. Во многих случаях остается лишь заверить наличие дистанционно выделенного опасного геологического процесса, что позволяет не только сэконо78

мить время на стадии инженерно-геологической съемки, но и минимизировать потери информации (возможные при наземной съемке, когда специалист может не заметить на местности протекающий процесс). К примеру, бровки срыва оползней достаточно хорошо выделяются — изменения видны как на цифровой модели рельефа (ЦМР), так и на местности. При полевой заверке выявляются преимущества дешифрирования. В части 2 СП 11-105-97

Методика проведения мониторинга на объекте «Южный поток»

рисунок 7.

Бровка срыва оползня в точке наблюдения № 7 (а) и 3D-цифровая модель рельефа данного участка, совмещенная с топографическим планом (б)

Темно-серым цветом обозначены изолинии с сечением 0,5 м и эрозионный врез с бергштрихами; черной точкой обозначена точка наблюдения с присвоенным ее номером Тн.7

рисунок 8.

Cегментирование выделенных оползневых участков

1 — границы оползней 2 — трещины растяжения 3 — профили с деформационными знаками 4 — уклон 5 — 10° 5 —уклон 10 — 15° 6 — уклон 15 — 20° 7 — геофизический профиль (электротомография) 8 — эрозионный врез

прописано, для чего используется дешифрирование аэро- и космоматериалов [6]. При натурном инженерно-геологическом обследовании изучаемого участка с фотодокументацией выявление опасных геологических процессов по трассам протяженных объектов, особенно в сложных горных условиях, занимает значительное время. Использование 3D-модели в целом упрощает решение этой задачи при мониторинге, акцентируя внимание только на выделенных зонах. Пример сопоставления данных, полученных при натурном обследовании и при дешифрировании, представлен на рис. 5–7. Данные, полученные после дешифрирования снимков и полевых инженерно-геологических изысканий, используются для построения детальных инженерно-геологических карт.

После детализации материала по выделенным участкам будущего мониторинга выделяются сегменты оползней, т. е. образовавшиеся более молодые оползни на теле старого — его генерации, или порядки (рис. 8).

Проведение мониторинга оползней Проведение мониторинга оползней заключается не только в получении количественных данных. Необходимо также установление причинно-следственной связи с прогнозируемым развитием опасных геологических процессов. При адекватной интерпретации данных, полученных в ходе мониторинга, необходимо не только иметь статическую № 2 (22) 2014

Инженерные изыскания геологическую модель (рис. 9), но и сопоставить ее с полученной динамической моделью измерений, а также просчитать возможные варианты изменений геологической среды за счет факторов, выявленных на стадии изучения территории (получения статической модели) и на этапе проведения самого мониторинга (получения динамической модели). В идеальном случае помимо наличия двух указанных моделей подключение архивных материалов по геологическому изучению данного района даст возможность получить не менее важную историческую модель. С точки зрения выбора гипотезы о развитии протекающего геологического процесса максимум достоверности будет обеспечен наличием всех трех вышерассмотренных моделей.

рисунок 9.

Инженерно-геологическая карта одного из выделенных для мониторинга участков масштаба 1:500

Условные обозначения: скв. 6—8 132.66

Разведочная скважина, ее номер Абс. отметка устья, м

скв. 7 8а 132.72

Техническая скважина, ее номер Абс. отметка устья, м

скв. 1800* 191.21

Скважина, пройденная в 2011 г. (ООО «Питер Газ»), ее номер Абс. отметка устья, м

Ш 8 8а 122.51

Шуфр, его номер Абс. отметка устья, м

1 ПС–1,2

На основе оценки полученной статической и, если есть архивные материалы, исторической модели с учетом результатов дешифрирования разрабатываются схемы проведения мониторинга, определяется, какие методы наблюдений будут в данном случае достаточными. Например, при мониторинге трассы газопровода «Южный поток» в пределах Северо-Западного Кавказа достаточными явились классические геодезические наблюдения. Разработанные схемы проведения таких наблюдений явились достаточными и вполне информативными для мониторинга оползней до стадии строительства (рис. 10, 11). С учетом наличия лазерного скана, полученного с высоты 500 м (имеющего погрешность 5 см) было выполнено дополнительное сканирование с аналогичными параметрами

Уклоны рельефа 0–5° 5–10° 10–15° 15–20° 20–25° 25–30° 30–35° 35–40° 40–45°

Линия и номер инженерно-геологического разреза Точка испытания грунтов на срез

боковая эрозия

ОН–5–8

Точка опытного налива в шуфр

направление поверхностного стока

Тн.13

Точка наблюдения

ф.7

Фотография, ее номер

граница между участками 8, 8а, 8б овражно-балочная эрозия

Оползень длительной стабилизации Оползень основного смещения Граница участков с различными уклонами рельефа

ПКО ПР1

профили сейсморазведки (КМПВ)

ПКО ПР1

профили электротомографии (ЭГ)

Методика проведения мониторинга на объекте «Южный поток»

рисунок 10.

Схема линейно-угловых измерений масштаба 1:2000

Условные обозначения: исходная сторона сторона полигонометрии 1-го разряда полярное расстояние исходный пункт переходная точка определяемый пункт

рисунок 11.

Схема нивелирования III класса масштаба 1:2000

Условные обозначения: исходный пункт определяемый пункт линия нивелирования III класса контрольные измерения нивелированием III класса

до начала проведения полевых работ. Это позволило получить двухгодичную историческую модель изменений до начала геодезических наблюдений. По результатам измерений, сделанных на нулевом, первом и втором циклах, было выполнено сравнение плановых координат и высот деформационных знаков. На схеме участка работ, представленной на рис. 12, показаны векторы смещения деформационных знаков в плане по результатам наблюдений на первом цикле по отношению к нулевому. Дополнительно на этой же схеме представлены векторы смещения деформационных знаков в плане по результатам наблюдений на втором цикле по отношению к первому. Графическое отображение перемещений в плане показательно для считывания информации с карты или статической модели. Изменения по высоте по итогам измерений

указываются на карте «в столбик», а также строятся графики этих изменений (рис. 13). В итоге получаем пространственное расположение точек на достаточно большом удалении друг от друга с данными об их перемещениях. Одна из главных проблем — это финансирование. Многие компании, эксплуатирующие трубопроводы, понимают необходимость получения данных о состоянии геологической среды в зоне линейного сооружения и прогноза изменений, приводящих к негативным последствиям. Исходя из финансовых возможностей, все выбранные проекты мониторинга ориентируются в первую очередь на достаточность данных, во вторую (не менее важную) — на бюджет, заложенный заказчиком. При урезанном финансировании говорить, что достаточными данными могут обладать деформационные № 2 (22) 2014

Инженерные изыскания

рисунок 12.

Схема расположения одного из створов с деформационными знаками и данными, нанесенными в виде векторов, в масштабе 1:500

Условные обозначения: граница оползневого склона длительной стабилизации

направление смещения деформационного знака, 2–0

граница оползневого склона временной стабилизации

направление смещения деформационного знака, 1–2

2733

опорный пункт

8а–1

деформационный знак направление смещения деформационного знака, 1–0

рисунок 13.

Графики изменений высот точек (см. рис. 10, 11)

145.997 146.009 146.988

отметка деформационного знака, нулевой цикл отметка деформационного знака, первый цикл отметка деформационного знака, второй цикл

створ

рисунок 14.

Трещина отрыва оползня в коридоре проектируемого трубопровода

Методика проведения мониторинга на объекте «Южный поток»

знаки, расставленные по створам с расстоянием друг от друга в среднем около 40 м, нельзя по причине того, что количество блоков оползней часто превышает число заложенных знаков. Зачастую на заложение достаточного количества деформационных знаков финансовых средств просто не хватает. В целом оценку склона в такой ситуации можно получить, но в итоге, например, при работах на проекте «Южный поток» в ходе проведения мониторинга был выявлен ряд недочетов. При этом активизация оползневых процессов произошла ниже по створу, чем предполагалось, но в коридоре проектируемого трубопровода (как показали дежурные натурные наблюдения), рис. 14. Для повышения надежности данных при производстве мониторинга необходимо иметь не только статическую модель поверхности с указанием динамики смещений деформационных знаков, но и динамическую модель. Сам по себе метод получения информации по динамической модели не новый — лишь меняется оборудование и сокращаются «цепочки» получения информации. Метод, рассматриваемый в настоящей статье, описан в ранее опубликованной работе [1]. Поэтому, не останавливаясь на самой технологии, перейдем к рассмотрению получения данных и сопоставления их с результатами традиционных геодезических наблюдений. Анализ пространственных данных динамической модели показывает, что не во всех точках геодезических профилей заметны перемены в рельефе — по ним выделяются отдельные участки, на которых фиксируются изменения (рис. 15). Данные профили строятся по полученным в разное время лазерным сканам изучаемых участков. Изменения по створу фиксируются при автоматическом вычете разновре-

рисунок 16.

рисунок 15.

Профиль с деформационными знаками. Красным цветом отображен профиль 2010 г., синим — 2012 г., сиреневым обведены зоны изменений в рельефе

менных моделей. На синтезированной модели «вычетов» хорошо видны зоны изменений в рельефе, выделенные на профиле (рис. 16). Данная процедура позволяет как визуально оценить геодинамику, так и построить изолинии изменений во времени, а затем наложить полученный результат на модель рельефа (рис. 17). И при воздушном лазерном сканировании, и при обычной геодезической съемке измерения дают количественные характеристики. Однако результаты использования классического геодезического метода достаточно информативны лишь при правильной закладке деформационных знаков. В рассмотренном случае большое количество оползней на протяженном участке трубопровода «Южный поток» (около 40 км) требует вложения огромных средств для расстановки

Объемная синтезированная модель вычета разновременных рельефов с деформационными пунктами, участвующими в мониторинге

Синий спектр цветов – отрицательные показатели в рельефе, красный спектр – положительные. Зеленым обведены зоны изменений в рельефе, ранее выделенные на рис. 15. Линия сиреневого цвета – профиль с деформационными знаками

№ 2 (22) 2014

Инженерные изыскания

рисунок 17.

3D-модель рельефа с полученными изолиниями после обработки синтезированной геодинамической модели. Горизонтали проведены через 0,1 м

измерений показывает идентичные изменения в рельефе. Построенная динамическая модель в данном случае более информативна. На ней отображены оползневые процессы, которые протекают в коридоре проектирования трубопровода, но не попадают в сеть деформационных пунктов (рис. 18). В ходе проведения геодезического мониторинга на каждом из участков были выявлены свои допустимые невязки, зависящие от длины хода и, в отдельных случаях, от неправильно заложенных опорных пунктов. В этой ситуации интерпретировать данные приходилось не так, как требовала программа работ, а по совокупности данных статических, динамических и исторических моделей. Выявленные неточности позволили выбросить заведомо ложные значения из выборки. Отметим, что данные, полученные с помощью воздушного сканера, имеют постоянную погрешность, что является преимуществом по сравнению с классической геодезической съемкой (таб. 1).

Предварительный кратковременный прогноз по полученным результатам Красным цветом показаны изолинии положительных изменений во времени, синим — отрицательных, сиреневым — линия профиля с деформационными знаками, в светлых прямоугольниках — номера деформационных знаков

рисунок 18.

Корреляционная 3D-модель с отображением динамики по данным геодезического мониторинга и разновременного лазерного сканирования

Большая часть оползней на рассматриваемой территории не проявила активности. На данный момент предпосылок к образованию оползней на склонах без воздействия тектонических процессов и техногенного воздействия нет. В оползневых структурах, в которых выявлены подвижки по результатам лазерного сканирования (по полученным динамической и исторической моделям) и геодезических наблюдений видны изменения, в совокупности составившие за 3 года 20–30 см. Наибольшие их показатели зафиксированы в осенне-зимний период до промерзания почвы (4–5 см в год) и в поздний весенний период после снеготаяния и выпадения весенних осадков (6–10 см в год). По полученным данным можно прогнозировать, что при ненарушенной геоэкологической обстановке на следующий год смещения на выявленных подвижных участках будут приблизительно такими же. При изменении геоэкологических условий (нарушении естественного стока, водонасыщении грунтов, сейсмическом воздействии) произойдет оползание отдельных участков. Интерпретация данных по всем вышеуказанным моделям позволила повысить качество и информативность мониторинга. В так называемых слепых зонах при помощи динамической модели можно увидеть подвижки, на которые «не отреагировали» установленные выше по склону деформационные знаки.

Заключение Красным цветом показаны изолинии 2012 г., синим — изолинии 2010–го, сиреневым — профиль с деформационными знаками, желтыми стрелками — перемещение деформационного знака по данным геодезических наблюдений, в светлых прямоугольниках — номера деформационных знаков. Черными точками показаны деформационные знаки

необходимого количества оборудования по всей исследуемой области. При недостаточном же финансировании полученные данные не будут отображать полной картины. Совместное использование двух рассматриваемых видов 84

В заключение хотелось бы отметить, что геодезический мониторинг, в отличие от воздушного лазерного сканирования, более точен. Но в сложных горных условиях, при большой протяженности линейного объекта, невозможности расставить деформационные знаки с учетом выделенных кластеров, урезанном бюджете воздушное сканирование достаточно информативно, дает возможность строить статические и динамические модели. При этом экономится время пребывания в поле специалистов, но длительность выполнения камеральных работ возрастает по отношению к классическому геодезическому способу — в итоге временные затраты примерно равны.

Методика проведения мониторинга на объекте «Южный поток»

Таблица 1. Допустимые

и инструментальные погрешности при геодезической съемке и воздушном лазерном сканировании

№/№

№ участка

допустимая погрешность геодезия (мм)

инструментальная погрешность при съёмке геодезия (мм)

допустимая погрешность лазерное сканирование (мм)

инструментальная погрешность при съёмке лазерное сканирование (мм)

14,1

70-50

8,4

70-50

13,8

70-50

16,1

70-50

16,1

70-50

15,2

70-50

117

19,5

70-50

15,8

70-50

14,5

70-50

13,8

70-50

18,7

70-50

17,1

70-50

13,8

70-50

16,4

70-50

13,4

70-50

14,8

70-50

12,2

70-50

11,4

70-50

16,4

70-50

10,5

70-50

11,4

70-50

113

16,4

70-50

15,8

70-50

116

16,4

70-50

Нельзя не отметить, что получение 3D-моделей местности выявляет неточности в интерпретации инженерно-геологических данных за счет дешифрирования, а также позволяет оценивать геофизические, геологические, гидрогеологические данные и результаты мониторинга с учетом рельефа и возможного влияния негативных для строительства факторов.

Список использованных источников и литературы 1. Баборыкин М. Ю. Мониторинг опасных геологических процессов на линейных объектах // Инженерные изыскания. 2013. № 10–11. С. 46–50.

2. Гудилин И. С., Комаров И. С. Применение аэрометодов при инженерно-геологических и гидрогеологических исследованиях. М.: Недра, 1978. С. 232–239. 3. Оползни: исследование и укрепление / Под ред. Р. Шустера и Р. Кризека, пер. с англ. А. А. Варги и Р. Р. Тизделя под ред. Г. С. Золотарева. М.: Мир, 1981. С. 69–70. 4. Ревзон А. Л. Космическая фотосъемка в транспортном строительстве. М.: Транспорт, 1993. С. 152–155. 5. Соловьев В. А., Соловьева Л. П. Глобальная экология (экология геосфер земли). Краснодар: Изд-во КубГУ, 2005. С. 310–314. 6. СП 11-105-97. Инженерно-геологические изыскания для строительства. Часть 2. Правила производства работ в районах развития опасных геологических и инженерногеологических процессов. М.: Госстрой России, 2001. № 2 (22) 2014

Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений

АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДОВ И ТЕХНОЛОГИЙ, ПРИНИМАЕМЫХ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В с татье выполнена сис тематизация ме тодов и технолог ий, принимаемых на завершающей с та дии эксп луатации га зовых мес торож дений. На основе ана лиза комп лекс а х арак терис тик мес торож дений Краснод а р ского кра я и эксп л уата ции пр омыс ловых об ъек тов ус та нов лены сос тавы д анных д ля выполнения прог нозных исс ле дований. К лючевые с лова: завершающ а я с та дия эксплуатации, га зовые мес торож дения, ра зработк а метод а прог нозирования, период па д ающей добычи, выполнение прог нозных исс ледований, эксплуатация га зовых месторож дений ( УДК 622.279)

Березовский Д. А.

Савенок О. В.

з а м ес т и т е л ь н ач а л ь н и к а ц е х а ф и л и а л а

к. т. н., до ц ен т к аф е д р ы н ефт ега з о в ого д е л а и м ен и

О О О « Га з п р о м до б ыч а К рас н о д а р », К а н ев с ко е Г П У

п р о ф ессо ра Г. Т. В а р т у м я н а, Ку б Г Т У

e-m a il: da b er e zov s ki y-g a z@r a m b l er.ru

e-m a il: o lg a s av en o k@m a il.ru

ольшое число газовых месторождений страны (севера Западной Сибири, Краснодарского края и других регионов) значительно истощены и находятся на завершающей стадии разработки, характеризующейся увеличением непроизводительных потерь пластовой энергии во всех элементах системы добычи газа. Они связаны с образованием песчано-глинистых и жидкостных пробок на забоях скважин, гидратно-ледяных и жидкостных пробок в газосборных коллекторах, ограничением скоростей газового потока на устьях скважин штуцирующими устройствами и другими факторами. По причине деградации пород-коллекторов и истощения газовых месторождений на завершающей стадии значительно усложняется проблема выбора эффективных технологических решений, отвечающих быстро меняющемуся состоянию месторождения. Истощение месторождений сопровождается разнообразными по своему составу и силе факторами осложнений добычи, при этом состав и структура факторов высокоиндивидуализированы в зависимости от конкретных особенностей месторождения. Значительно обостряется проблема технико-экономического выбора эффективной технологии эксплуатации газовых месторождений. Вместе с тем многие научные вопросы обоснования эффективной технологии эксплуатации газовых месторождений на завершающей стадии не изучены достаточно полно. К их числу относится проблема прогнозирования 86

состояния пород-коллекторов, которые представляют собой первопричину осложнений при эксплуатации газовых месторождений на завершающей стадии. В частности, мало исследована проблема разработки метода прогнозирования состояния пород-коллекторов в зависимости от их состава, влажности, пористости и других характеристик. Перспективным инструментом решения этой проблемы являются методы междисциплинарного моделирования (физические, материаловедческие, химические, физикохимические и др.). Таким образом, возникает многоуровневая и многофакторная теоретическая и прикладная задача эффективного управления технологией эксплуатации газовых месторождений на завершающей стадии, которая будет решаться на примере месторождений Краснодарского края. Эксплуатация месторождений в период падающей добычи происходит на фоне не только снижения пластового давления, но и ряда других негативных процессов, которые осложняют добычу, приводят к уменьшению дебитов скважин и росту себестоимости извлекаемого газа, а иногда и остановке скважин. К наиболее распространенным негативным явлениям относятся, например, [1— 3]: - обводнение залежи; - образование зон защемленных объемов газа вследствие неравномерности отработки залежи; - образование гидратов; - деградация и разрушение призабойной зоны;

- пескопроявления; - моральный и физический износ промыслового оборудования, - рост доли эродированного оборудования в устьевой обвязке; - снижение эффективности промысловой обработки добываемого газа. В [2] приведены основные факторы, усложняющие эксплуатацию сеноманских залежей на завершающей стадии разработки, и негативные следствия от воздействия этих факторов (рис. 1). В исследовании Макаренко П. П. [4] показано, что к особенностям разработки месторождений Краснодарского края относится отсутствие периода постоянной добычи газа, что объяснялось интенсивным отбором газа с начала ввода месторождения в эксплуатацию. И к моменту достижения максимальных отборов по месторождениям из них уже было извлечено более 50 % первоначальных запасов газа. В том же источнике в качестве причин основных осложнений при эксплуатации и ремонте скважин на поздней стадии разработки отнесены такие факторы, как: - прекращение фонтанирования скважин из-за скопления жидкости на забое и в лифтовых колоннах; - снижение продуктивной характеристики скважин после ремонтных работ из-за насыщения призабойной зоны промывочной жидкостью; - ухудшение условий сепарации и подготовки газа в результате снижения пластовой энергии газа; - снижение эффективности защиты оборудования скважин от углекислотной коррозии из-за низких скоростей восходящего потока газа; - создание неблагоприятных условий для окружающей среды в результате увеличения объемов добычи и повышения степени загрязнения пластовых вод. По результатам исследовательских работ показано, что первоначальной причиной большинства осложнений, возникающих при добыче газа на месторождениях, является состояние пласта-коллектора. В результате действия комплекса факторов (техногенно обусловленных физических процессов, происходящих в залежах во время разработки месторождений) имеет место деградация совокупных физических, физико-химических и других характеристик продуктивного пласта, сложенного слабосцементированными коллекторами. На основании анализа источников представляет интерес исследование взаимосвязи между методами и технологиями, принимаемыми для предотвращения и устранения осложнений добычи на завершающей стадии эксплуатации газовых месторождений, и видом и характером осложнений добычи [1— 6]. Так, в [5] исследовали возможности для минимизации негативных последствий обводненности продукции скважин и пришли к выводу, что при низком напоре газа необходимы специальные технико-технологические мероприятия. Указано, что эти мероприятия требуют научного обоснования, базирующегося на ясном представлении о закономерностях двухфазных гидродинамических и термодинамических процессов в рассматриваемых условиях. Своевременное проведение таких мероприятий с целью повышения производительности газовых скважин с водопроявлениями в данной работе названо регулированием работы скважин. К таким мероприятиям относятся замена НКТ на трубы меньшего диаметра, понижение устьевого давления, закачка газа в затрубье, применение

ANALYSIS OF THE MODERN METHODS AND TECHNOLOGY, TAKEN ON TERMINATING STAGE TO USAGES GAS FIELDS

Berezovskiy D. A. Deputy workshop supervisor ООО «Gazprom production Krasnodar» branch, Kanevskoye gas production administration e-mail: daberezovskiy-gaz@rambler.ru Savenok O. V. Candidate of technical sciences, associate professor, FGBOU VPO «Kuban state technological university» e-mail: olgasavenok@mail.ru

In article is executed systematization of the methods and technology, taken on terminating stage to usages gas fields. On base of the analysis of the complex of the features of fields Krasnodar region and usages commercial object are installed compositions given forecast for performing the studies. Keywords: terminating stage to usages, gas fields, development of the method of the forecasting, period falling mining, execution of forecast studies, usage gas fields.

концентрического лифта, использование регулирующих устройств на устье скважин, объединенных одним общим шлейфом, и др. [5]. В [6] установлен механизм поступления песка из пласта в скважину, а также механизм образования на забое песчаных пробок как плотных, так и псевдоожиженных. Выявлены факторы, влияющие на эти процессы. Разработан принцип блокировки продуктивных пластов с АНПД дисперсными системами, дисперсность и структурно-механические свойства которых регулируются в требуемом диапазоне в процессе закачки в скважину. В результате анализа данных по месторождениям Краснодарского края выполнена систематизация методов и технологий, принимаемых на завершающей стадии эксплуатации газовых месторождений. Показано, что в условиях действия одновременно нескольких факторов затруднения добычи необходимо применение комплексных системных технологических решений. По результатам работ составлена структурная схема исследований (рис. 2). Основные задачи работы по изысканию научных и практических подходов для решения проблемы выбора и оптимизации технологических схем эксплуатации газовых месторождений Краснодарского края на завершающей стадии сводятся к следующему: - разработка комплексных системных технологических решений эксплуатации газовых месторождений Краснодарского края на завершающей стадии на основе прогнозных моделей состояния пород-коллекторов; № 2 (22) 2014

Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений

рисунок 1.

Основные факторы, усложняющие эксплуатацию сеноманских залежей на завершающей стадии разработки, и негативные следствия от воздействия этих факторов [2]

Факторы, связанные с технологией строительства, капитального ремонта и длительной эксплуатации скважин

Повышение уровня газоводяного контакта Физический износ оборудования и его несоответствие текущим условиям эксплуатации

Геологическая неоднородность

Снижение пластового давления

Увеличение напряжений в породе продуктивного пласта

Обводнение скважин пластовой и конденсационной водой

Избирательное обводнение отдельных зон и скважин

Разрущение призабойных зон добывающих скважин

Нарушенное цементное кольцо или его отсутствие

Увеличение гидравлического сопротивления призабойных зон после капитальных ремонтов и установки забойных фильтров

Образование на забоях скважин песчано-жидкостных пробок Возрастание потерь давления в призабойных зонах и лифтовых трубах

Снижение температуры газа по стволу скважины Увеличение объемов выпадания конденсатной воды

Защемление объемов газа и сокращение его активных запасов

Уменьшение дебитов добывающих скважин и устьевых давлений

Отложение гидратов в стволе скважины

Снижение общих отборов из залежи

Малые дебиты скважин при пониженных устьевых давлениях и температурах с наличием в их продукции воды и механических примесей и возможностью образования гидратов

Увеличение объемов дорогостоящих ремонтов скважин

- разработка метода прогнозирования состояния породколлекторов газовых месторождений на завершающей стадии на предмет наступления факторов осложнения добычи; - разработка методов междисциплинарного моделирования (физические, материаловедческие, химические, физико-химические и др.) состояния пород-коллекторов 88

Резкое возрастание себестоимости добычи газа

для прогнозирования наступления осложнений добычи; - анализ особенностей разработки месторождения Краснодарского края и эксплуатации промысловых объектов; - систематизация методов и технологий, принимаемых на завершающей стадии эксплуатации газовых месторождений.

рисунок 2.

Структурная схема исследований

Факторы осложения при эксплуатации газовых месторождений на завершающей стадии

Анализ особенностей разработки месторождения Краснодарского края и эксплуатации промысловых объектов

Систематизация методов и технологии, принимаемые на завершающей стадии эксплуатации газовых месторождений

Характеристики текущего и прогнозируемого состояния пласта-коллектора

Прогнозирование состояния пород-коллекторов газовых месторождений на завершающей стадии на предмет наступления факторов осложнения добычи

Комплексные системные технологические решения

В заключение можно сделать следующие выводы: 1. Выполнена систематизация методов и технологий, принимаемых на завершающей стадии эксплуатации газовых месторождений. 2. На основе анализа комплекса характеристик месторождений Краснодарского края и эксплуатации промысловых объектов установлены составы данных для выполнения прогнозных исследований.

Список использованных источников и литературы 1. Тер-Саркисов P. M. Разработка месторождений природных газов. — М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. — 659 с. 2. Ланчаков Г. А. Повышение эффективности доразработки сеноманских газовых залежей на основе системного совершенствования технологий добычи и подготовки газа. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. — Москва, 2006.

3. Величкин А. В. Обоснование технико-технологических решений по повышению эффективности добычи и подготовки природного газа на севере Западной Сибири. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. — СанктПетербург, 2013. 4. Макаренко П. П. Комплекс технологических и технических решений по рациональному использованию производственных мощностей газодобывающего региона в условиях истощения запасов газа. Диссертация в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора технических наук. — Москва, 1997. 5. Николаев О. В. Регулирование работы газовых скважин на завершающей стадии разработки залежей по результатам экспериментальных исследований газожидкостных потоков в вертикальных трубах. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. — Москва, 2012. 6. Архипов Ю. А. Совершенствование методов обоснования режимов работы газовых скважин. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. — Москва, 2011. № 2 (22) 2014

Проектирование

ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ И ПРОБЛЕМЫ АДАПТАЦИИ СИСТЕМЫ ТРЕХМЕРНОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ AVEVA PDMS ПОД ТРЕБОВАНИЯ ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ» В д а нной с тат ь е расс мот р ены о с новные эта пы и об щ а я с пец ифик а а д аптации сис темы трехмерного проек тирования AV E VA PDMS версии 12.0 SP6 под требования зак а зчик а на примере ра зработки при лож ения « Пр о фи ли т р у б опр оводов ». Д а нное при лож ение пре д н а зн ачено д л я сокращения сроков ра зработки и повышения к ачес тва комп лекта профи лей те хнолог ических тру бопроводов в комп лексном отде ле переработки нефти и га за ЗАО « НИПИ « Ин ж Г ео ». К лючевые с лова: Продольный профиль трубопровод а; AVEA PDMS; система трехмерного проектирования; автоматизация; иерархия; к ата лог элементов трубопровод а; цифрова я моде ль ре льефа; 3D-моде ль ( УДК 004.41).

Коледа А. О.

Тараник В. С.

з а в г р у п п о й п о д д ер ж к и КО П Н Г

и н ж ен ер 2-й к ат ег о р и и г р у п п ы п о д д ер ж к и

e-m a il: Ko l eda . AO@in j g eo.ru

КО П Н Г

Основные принципы системы трехмерного проектирования

работы трубопровода), специфические атрибуты элемента: опросный лист, позицию по технологической схеме и т. д. База чертежей — содержит специальные элементы, необходимые для формирования видов чертежей: секущие плоскости, перечни элементов модели, правила отображения и т. д., а также элементы оформления чертежей: маркировку, размеры, отметки, дополнительные графические примитивы. База PDMS является в каком-то смысле объектной, т. е. состоит из связанных между собой объектов, обладающих к тому же специфическими свойствами — атрибутами. Связь между объектами реализуется через два механизма: иерархию (подчинение) и ссылки. Иерархия — подразумевает, что объекты могут содержать в себе или являться владельцами объектов более низкого уровня. Например, технологическая линия реального трубопровода состоит из отдельных участков, а те в свою очередь состоят из труб, фитингов, запорно-регулирующей арматуры и т. д. В базе данных PDMS технологической линии соответствует элемент PIPE, участку трубопровода — BRAN, а деталям участка — элементы TUBI (труба), ELBO (отвод), TEE (тройник), VALV (арматура) и т. д.

Для более полного понимания методики внедрения и адаптации системы AVEVA PDMS предварительно необходимо рассмотреть основные ее принципы. Практически каждая интеллектуальная система проектирования либо система обработки данных вне зависимости от области ее применения включает в себя базу данных, в которой хранится информация, необходимая для промежуточных расчетов и наполнения выпускаемой документации данными. В PDMS существует несколько связанных между собой баз данных (рис. 1), каждая из которых хранит свой тип информации. Описанные ниже три типа баз данных являются основными, но не единственными в системе PDMS. Каталог элементов трубопровода — содержит основные данные по элементам трубопроводов, такие как: геометрия, наименование, производитель, нормативный документ, масса, тип присоединения и т. д. 3D-модель — содержит расположение элемента в пространстве, расположение элемента в иерархии (в схеме 90

Основные принципы и проблемы адаптации системы трехмерного проектирования aveva pdms под требования оао «ак «транснефть»

рисунок 1.

Схема связи баз данных MAIN PRINCIPLES AND PROBLEMS OF ADAPTING 3D DESIGN SYSTEM AVEVA PDMS FOR OAO AK TRANSNEF T REQUIREMENTS Каталог элементов трубопровода

3D-модель

Koleda А. О. Support sector, oil and gas complex processing dept e-mail: Koleda.AO@injgeo.ru

База чертежей

Ссылки — элементы одного уровня либо элементы принципиально разных типов могут быть связаны с помощью ссылочных атрибутов. Так, например, конец одного из участков может через тройник быть присоединен к другому участку, в базе данных PDMS для участка и тройника будут прописаны специальные атрибуты, после чего система распознает участки как связанные. Но одна из наиболее значимых ссылок в PDMS — это ссылка элемента 3D-модели на каталожное представление элемента. Данный механизм позволяет задавать основные свойства элемента только один раз, в каталоге, вне зависимости от того, сколько подобных элементов установлено в модели. Если данные или геометрия элемента в каталоге изменились, они автоматически меняются для всех элементов. Таким образом, модель постоянно находится в актуальном состоянии. Для большей наглядности приведем схему данных и связей для элемента VALV — задвижки. На диаграмме представлена схема для задвижки шиберной DN 300, PN 2,5 МПа под электропривод «ЭПЦМ-400» Б.40.УХЛ1-a, внесенной в каталог для использования в проекте «Строительство МН «Нововеличковская — Краснодар» для поставки сернистой нефти. Резюмируя, необходимо отметить, что подобная структура системы трехмерного проектирования AVEVA PDMS позволяет организовать гибкое хранение и управление данными, что позволяет настраивать автоматический и полуавтоматический вывод любой требуемой документации.

Taranik V. S. Support sector, 2 grade engineer, oil and gas complex processing dept

The article addresses main stages and general specifics of adapting 3D design system AVEVA PDMS, version 12.0 SP6 for customer requirements exampled by appendix «Pipeline profiles». The appendix is aimed at reducing development terms and increasing quality of process pipeline profile set in oil and gas complex processing dept, CJSAC «SRIDS «InjGeo». Keywords: Pipeline longitudinal profile; AVEA PDMS; 3D design system; automation; hierarchy; pipeline element catalog; relief digital model; 3D-model.

рисунок 2.

Схема связи объектов для элемента «задвижка шиберная»

Базовые возможности системы трехмерного проектирования. Возможности автоматизации Система трехмерного проектирования AVEVA PDMS уже включает в себя ряд базовых возможностей для получения документации. Для использования этих возможностей необходимо провести первоначальную настройку программы. Для получения документации в табличной форме используется инструмент — отчеты. Отчет позволяет проводить выборку требуемых элементов и получать из них необходимые данные в формате csv, которые впоследствии можно загружать и обрабатывать в программе MS Excel. Теоретически данный инструмент можно использовать № 2 (22) 2014

Проектирование для полуавтоматического получения спецификаций, ведомостей работ и техномонтажных ведомостей. В таком случае после автоматического создания таблиц отчетов инженер должен вручную перенести данные из таблиц в одну форму документа. Такой вариант получения документации оставляет возможность для ошибки копирования и неприемлем в случае, если генерировать документ необходимо достаточно часто. Для решения этой проблемы специалистами группы поддержки КО ПНГ были разработаны утилиты для автоматического получения такой документации, как спецификация изделий и материалов, ведомость работ, техномонтажная ведомость и др. Модуль ISODRAFT — это еще один стандартный инструмент PDMS. Он позволяет автоматически получать изометрические схемы участка трубопровода, снабженные спецификациями изделий и материалов. Изометрические схемы используются для монтажа технологических трубопроводов на площадных объектах со сложной обвязкой, таких как НПЗ, ГПЗ, КС и т. д. Одним из важнейших плюсов при получении изометрических схем является практически стопроцентная их автоматизация при значительном объеме содержащихся на них данных. Настройка данного модуля также требует специальных знаний. Одним из самых мощных встроенных инструментов является модуль DRAFT, предназначенный для получения и оформления планов, видов, разрезов и узлов. Модуль позволяет по заранее введенным данным автоматически получать графику чертежей и содержит инструменты для нанесения маркировки, размеров, отметок и т. д. При этом в случае изменения 3D-модели графика и элементы оформления обновляются. Это гарантирует актуальность чертежей. Данный модуль невозможно использовать без предварительной настройки и доработки под требования компании. Эти три инструмента являются огромным подспорьем для выпуска документации, но не удовлетворяют всем требованиям проектировщиков. Однако в системе трехмерного проектирования AVEVA PDMS имеются широкие возможности для автоматизации. В частности,

рисунок 3.

Принципиальная схема хранения данных по технологической линии

ZONE 1 PIPE 1 :LineRef ZONE 2 PIPE 2 :LineRef ZONE 3 PIPE 3 :LineRef

ZONE

TechLines :TechLines 1 :LineName :LineNumber

специально для данного продукта был разработан язык программирования PML, с помощью которого возможно создавать весьма сложные вычислительные приложения и пользовательские формы. В дополнение к этому, с версии PDMS 12.0 возможна автоматизация с помощью технологии .NET. В настоящее время от версии к версии увеличивается количество стандартных библиотек для C# и VB.

Выпуск продольных профилей трубопроводов Одним из основных заказчиков ЗАО «НИПИ «ИнжГео» является компания ОАО «АК «Транснефть». В соответствии с техническим заданием на разработку рабочей документации и с общими требованиями п. 5.3.25.2 РД-91.010.30-КТН-273-10 в состав рабочих чертежей марки ТТ необходимо включать профили технологических трубопроводов. Рассмотрим более подробно, что представляет себой продольный профиль трубопровода. Под продольным профилем трубопровода понимается его положение по абсолютным или относительным высотным отметкам вдоль оси трассы. Графически профиль оформляется в виде чертежа, представляющего продольный разрез по оси трубопровода. Профиль трубопровода в обязательном порядке содержит «подвал». «Подвал» представляет собой сводную таблицу данных, необходимых для правильного чтения профиля. Данные, представленные в «подвале», должны давать полное представление о трубе и способе ее защиты от коррозии, глубине траншеи, категории трубопровода, технической характеристике укладываемых труб, контроле сварных стыков, местах расположения и типах защитных кожухов и т. д. Профили в большинстве случаев выполняют с разными масштабами по горизонтали и вертикали. Горизонтальные масштабы могут быть: 1:200, 1:500, 1:1000, 1:2000; вертикальные — 1:50, 1:100. При этом в зависимости от диаметра трубопровода в соответствующем масштабе меняется способ его отображения. В случае, если диаметр в масштабе превышает 2 мм, трубопровод необходимо изображать в две линии. Из всего вышесказанного следует, что для выпуска профилей трубопроводов невозможно использовать стандартные средства. Основными техническими специалистами КО ПНГ была проведена тщательная оценка возможностей автоматизации и ее результатов. В результате анализа стало понятно, что автоматизация создания профилей значительно повысит качество и скорость разработки данного типа документации. Таким образом, перед группой поддержки отдела была поставлена задача разработать программу автоматического получения профилей трубопроводов из готовой 3D-модели.

Подготовительный этап. Внесение данных, требуемых для получения документации Большинство данных, которые необходимо выводить на продольном профиле трубопровода, уже содержатся в модели. Они используются для вывода на чертежах, в

Основные принципы и проблемы адаптации системы трехмерного проектирования aveva pdms под требования оао «ак «транснефть»

рисунок 4.

Вид утилиты создания линий технологических трубопроводов

рисунок 5.

Принципиальная схема хранения данных по профилям

ZONE 1 PIPE 1 BRAN 1 ELBO 1 VALV 1 ELBO 2 PIPE 2 BRAN 2 ELBO 3 VALV 2 TEE 1 ELBO 4 BRAN 3 ELBO 5 CAP 1

ZONE Profile PIPE T1-T2 TEXT 1

Purpose PART Stext

TEXT 2

Purpose PART Stext

PIPE T3-T4 TEXT 3

BRAN 4 EQUI FZ-1/3

Purpose PART Stext

TEXT 4

Purpose PART Stext

TEXT 5

Purpose DRAI Stext

TEXT 6

Purpose CASE Stext

спецификации изделия и материалов, ведомости работ и другой документации. При этом, как было показано выше, в основном эти данные хранятся либо в атрибутах объектов, которые моделируют элементы трубопровода, либо в элементах, находящихся на более высоких уровнях иерархии. Ниже приведен список данных, уже содержащихся в модели и требующихся для создания профилей: - цифровая модель рельефа — позволяет получить отметку рельефа в любой точке; - трасса трубопровода — расположение в пространстве всех элементов трубопровода, позволяет получить отметку низа трубы в любой точке трубопровода, а также уклон различных участков трубопровода и расстояния между деталями; - коммуникации смежных отделов, пересекающие трубопровод профиля (присутствуют только в случае работы всех отделов над созданием модели); - дополнительные элементы, устанавливаемые на трубопроводе: защитные футляры, колодцы и т. д.; - характеристики грунта; - характеристики труб; - категория участка трубопроводов; - объем контроля сварных стыков; - позиция элементов трубопровода по спецификации; - позиция запорной арматуры по технологической схеме; - оси автомобильных дорог. Часть данных необходимо вносить отдельно: характерные точки, номера технологических линий по технологической схеме и непосредственно название и трасса самого профиля. Остановимся на этих позициях более подробно. Характерные точки представляют собой места поворотов и разветвлений трассы трубопровода и должны наноситься на планах и профилях трубопроводов. Для нанесения характерных точек была разработана специальная утилита. В модели номера характерных точек хранятся либо в соответствующем атрибуте элемента, на котором

осуществляется поворот или разветвление (ELBO, BEND, TEE и т. д.), либо в атрибутах ветви трубопровода (BRAN). Определенная проблема возникла при внесении номеров технологических линий. Иерархия PDMS подразумевает хранение объектов, моделирующих технологические линии (PIPE) различных комплектов, в разных административных элементах (ZONE). При этом одна технологическая линия на технологической схеме может проходить через несколько площадок. Технологическая линия также характеризуется уникальным номером и наименованием. С учетом объектной модели PDMS (все данные хранятся в атрибутах объектов) встает вопрос, каким образом административно объединить PIPE из разных ZONE и при этом правильно (т. е. в одном месте) организовать хранение данных технологической линии. В системе AVEVA PDMS существует встроенный механизм — так называемые системы. Но при анализе данного механизма он оказался недостаточно гибким и удобным для пользователя. В результате было принято решение о разработке собственного механизма хранения и внесения данных. На рис. 3 показана принципиальная схема хранения данных. Из схемы видно, что имеются три элемента PIPE, расположенные в разных ZONE. Для элементов PIPE были созданы специальные ссылочные атрибуты, в которые записывается ссылка на элемент типа TechLine. Элементы TechLine хранятся в отдельной ZONE и содержат два атрибута: LineName — наименование технологической линии и LineNumber — номер технологической линии. В задачу разрабатываемой утилиты входило обеспечить удобный интерфейс пользователя и проверку всех элементов на целостность и корректность внесенных данных. На рис. 4 представлен вид утилиты. № 2 (22) 2014

Проектирование Проблема с иерархией возникла и при разбиении линий PDMS на участки профиля. В соответствии со сложившейся практикой разработки профилей одну технологическую линию допускается делить на несколько участков, располагаемых на разных листах. Из этого правила следует, что один профиль не равен одному PIPE или BRAN (ветвь трубопровода), а может быть как частью BRAN, так и содержать несколько BRAN в зависимости от потребностей проектировщика. Это в корне нарушает иерархию PDMS, и применение стандартных средств вроде систем в данном случае невозможно. Для решения данной проблемы была разработана система хранения данных, показанная на рис. 5. На рис. 5 показаны два различных PIPE, при этом в профиль Т1-Т3 входят все элементы из BRAN 1 и часть элементов из BRAN 2 (от начала BRAN до элемента TEE 1), а в профиль T3-T4 входят элементы BRAN 2 (от TEE 1 до конца BRAN), весь BRAN 3, BRAN 4 (воздушник) и футляр защитный, смоделированный с помощью EQUIFZ-1/3. Данные о принадлежности элементов к профилям хранятся в атрибутах элемента TEXT. Атрибут Stext — массив ссылок, указывающих на начало и конец участка профиля, атрибут Purpose — тип участка (например, PART — простой участок, DRAI — воздушник, CASE — футляр и т. д.). Сложность схемы продиктована особенностями объектной базы данных и реализацией конкретной программы. Совершенно очевидно, что для эффективной работы пользователя в таких условиях необходим простой интерфейс. На рис. 6 приведен вид утилиты. Остальная часть данных, присутствующая на профиле, является расчетной. Именно получение этих данных, а также графического представления профиля, является основной задачей, решаемой с помощью автоматизации. К расчетным данным относятся: - уклон трубопровода и расстояние между его элементами; - планировочная отметка земли; - отметка низа трубы в заданной точке; - глубина траншеи; - составление плана линии (в «подвале» профиля) с указанием направлений и углов поворотов.

Основной этап. Получение документации Генерирование документации происходит из основной формы «Создание профилей». Принципиальная схема работы модуля генерирования показана на рис. 7. Первым в работу вступает блок сбора данных, который получает необходимую информацию для каждого элемента, составляющего профиль. Доступ к некоторым данным осуществляется непосредственно через атрибуты элементов. Остальные атрибуты выступают в качестве входных данных для расчетного блока программы. В нем на основе полученной информации выполняются следующие действия: - осуществляется вычисление координат каждого элемента в проекции на горизонтальную плоскость, что необходимо для построения развертки основного трубопровода; - определяются характеристики трубы (наружный диаметр, толщина стенки); 94

рисунок 6.

Вид утилиты создания профилей технологических трубопроводов

- вычисляется угол поворота каждого участка трубопровода относительно предыдущего; - с помощью стандартного механизма проверки объектов на коллизии (Clashes) находятся координаты пересекаемых трубопроводов и коммуникаций (эстакады, автодороги, кабели). Для найденных элементов пересечений также определяются параметры, которые необходимо отображать на профиле (для пересекаемого трубопровода — его диаметр, номер технологической линии, для всего остального — общее описание). Все данные, полученные в ходе работы блоков, записываются в XML-файл. Анализ содержимого XML-файла может оказаться полезным при выявлении ошибок построения трубопровода сложной конфигурации. Информация, записанная в файле, используется в основном блоке программы (AutoCAD-обработчик). Здесь в автоматическом режиме выполняются необходимые графические построения,рассчитываются значения величин, отображаемых в «подвале», происходит вывод всех данных на лист и применяется форматирование файла чертежа, отвечающее требованиям СТП. Данный блок состоит из модулей (на схеме показаны наиболее главные из них), каждый из которых представляет собой отдельный инкапсулированный объект, выполняющий строго определенные функции, что позволяет при необходимости легко выключить его из работы. Отдельно стоит отметить модуль, отвечающий за создание таблицы «подвала». Содержание данной таблицы может быть различным. Оно зависит, например, от отделов, использующих данную программу, или от заказчиков, выдвигающих специфические требования к оформлению. Поэтому количество информации, содержащейся в строках, и порядок их вывода задаются пользователем программы в настроечном файле, путь к которому достаточно определить один раз в самом начале работы. Таким образом, достигается необходимая гибкость программы, позволяющая получать документацию определенного внешнего вида.

Основные принципы и проблемы адаптации системы трехмерного проектирования aveva pdms под требования оао «ак «транснефть»

рисунок 7.

Принципиальная схема работы модуля генерирования профиля

Кроме того, закладывается возможность дальнейшего расширения функционала программы без коренной перестройки ее структуры.

Результаты внедрения и дальнейшие перспективы Целью внедрения любых программных средств, как, в принципе, и построения всей САПР предприятия, является сокращение сроков разработки документации и повышение ее качества. Описанная в данной статье утилита не является исключением. В результате ее внедрения достигнуты следующие цели:

- сокращение времени выпуска продольных профилей трубопроводов за счет повторного использования данных, внесенных в 3D-модель, и автоматизации процесса; - повышение качества документации, которое базируется на следующих принципах: 1) использование 3D-моделирования, исключающего коллизии и неверные технические решения проектировщика; 2) внесение данных в систему с постоянной их проверкой, практически все данные вносятся один раз и только в одно место базы данных, что исключает ошибки копирования и изменения данных, а также несовпадение данных в различных документах; № 2 (22) 2014

Проектирование 3) получение расчетных и графических данных производится программным путем по многократно проверенному алгоритму, чем исключается человеческий фактор; 4) единый стандарт оформления документации. Исходная модель показана на рис. 8, полученная документация — на рис. 9. На данный момент можно с уверенностью гарантировать, что при использовании

описанного программного продукта полностью достигаются поставленные цели. Между тем, остается ряд направлений, в которых, безусловно, необходимо продолжать работу. В первую очередь, это вовлечение смежных отделов в процесс 3D-моделирования. Только наличие в модели объектов всех основных проектных дисциплин позволит гарантировать полное отсутствие коллизий в выпускаемой документации. Кроме того, описанная утилита при глубокой доработке может применяться в теплотехническом отделе и отделе водоснабжения и канализации. Из всего вышесказанного становится очевидно, что система проектирования AVEVA PDMS обладает широкими возможностями автоматизации и может использоваться в качестве ядра САПР для многих проектных дисциплин. Это же доказывает и опыт эксплуатации данной системы во многих ведущих отечественных и зарубежных проектных организациях. Поэтому процесс перехода на подобные системы проектирования остается лишь делом времени.

рисунок 8.

Исходная модель

рисунок 9.

Продольный профиль трубопровода, полученный из PDMS