Geo 4 20 web by inna Magala

аналитический научно-технический журнал

№

(20)

зима 2013

Монетизация недр С.

в номере:

Модель разрушения и охрупчивания материалов нефтегазовой промышленности

Современные технологии разработки нефтегазовых месторождений арктического шельфа

Развитие проектной деятельности — создание основы для комплексного инжиниринга

Комплексный подход к повышению производительности нефтяных и газовых скважин

Экспериментальное исследование органически модифицированных катализаторов в процессе облагораживания бензиновой фракции

c. 44

с. 48

с. 60

c. 80

c. 94

ЕМА Я

ОР

Г А З АЦ И Я

С АМО Р Е Г

НИ

УЛ

РУ

ЕФ

ТЕГ

АЗСТ

РО

САМОРЕГУЛИРУЕМАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ НЕкОММЕРчЕСкОЕ пАРтНЕРСтвО пО СтРОИтЕЛьСтвУ НЕфтЕГАЗОвых ОбъЕктОв

НЕфтЕГАЗСтРОЙ

РУ

Е МА Я

ОР

З А ЦИ Я

С АМ О Р Е

НИ

ГУ

наши допуски – выбор заказчиков Н

ЕФ

ТЕГ

АЗСТ

РО

n n n n

оформление допусков ко всем видам строительных работ более 370 отечественных и зарубежных организаций – членов партнерства ежегодный суммарный объем выполняемых строительных работ – более 1 трлн рублей основными заказчиками являются ОАО "Газпром", ОАО "АК "Транснефть", ОАО "ЛуКОйЛ", ОАО "НК "Роснефть" и др. n активная позиция в отстаивании интересов организаций – членов партнерства

сро нп «нефтегазстрой» 119571, Москва, ул. Академика Анохина, 11 n Тел.: (495) 745 88 86 n Факс: (495) 276 19 72 n info@npngs.ru

www.npngs.ru

Колонка редактора

Ольга Дроздецкая гл а в н ы й р е д а к то р D roz d e t s k aya .oa@in j g eo.ru

Дорогие читатели! Подводя итоги уходящего 2013 года, легко заметить, что ряд ключевых событий в области ТЭК был прямо или косвенно связан с экологией. Также особую остроту приобрела в этом году давно и активно обсуждаемая тема невосполнимости природных ресурсов, необходимости более бережного отношения к ним. Все громче звучала критика в отношении зависимости экономики РФ от добычи и продажи углеводородов. Хотелось бы, чтобы именно 2013 год стал поворотной точкой в плане осознания невозможности дальнейшего потребительского отношения к своим сырьевым запасам. И, как следствие, были бы запущены комплексные процессы преобразования, включающие в себя диверсификацию экономики России, повышение экологичности нефтедобычи, рациональное использо-

вание попутного газа, эффективную нефтепереработку, развитие альтернативных технологий получения энергии и многое другое. Стремясь внести свою лепту в развитие отечественной науки и совершенствование нефтегазового комплекса, в начале 2013 года ЗАО «НИПИ «ИнжГео» учредило премию журнала «ГеоИнжиниринг», присуждающуюся молодым ученым за научные и технические разработки в области ТЭК. Это начинание оказалось весьма плодотворным: мы получили множество работ и непременно опубликуем лучшие из них на страницах нашего журнала. В заключение позвольте от имени всей редакции поздравить вас с наступающим Новым годом и пожелать счастья и профессиональных успехов!

№ 4 (20) 2013

Содержание Новости

Факты. События. Комментарии

Аналитика

Кравченко Г. Л. ж урна лист-ана литик

Монетизация недр Главный редактор Ольга Дроздецкая

Фото Тарасова Ю. В.

Заместитель главного редактора Вячеслав Гущин

Корректор Сабина Бабаева

Дизайн и верстка Галина Артюхина

Допечатная подготовка Препресс-бюро TwinPix

Крымов Э. И. ж урна лист

Экология, бизнес или политика?

Берлин М. А. д. т. н., профессор, ученый секретарь ЗАО «НИПИ «ИнжГео »

Редколлегия «Геоинжиниринга» 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 на-

Преимущества советской системы образования

ционального 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

Промо

Персона

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

Тираж: 5500 экз.

№4 (20) 2013

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 охраны культурного наследия.

Ольга Курманова: проектирование — ответственный процесс

Экология и промышленная безопасность Семенов Я. С. доцент кафедры машиноведения Яку тского госуниверситета, Технологический инстит у т Северо-Восточного федера льного университета

Соловьева А. Я. старший препод аватель кафедры маркетинга АГИИК

Издатель

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

Алиев С. Т. Антон Шуликин: менеджмент — универсальный инструмент

Учредитель

I Всероссийская научно-практическая конференция «Управление рисками на предприятиях нефтегазовой отрасли»

Модель разрушения и охрупчивания материалов нефтегазовой промышленности* Ч. 1. Обоснование механизма разрушения и охрупчивания

Печать:

Типография «Омега-принт» 344082, г. Ростов-на-Дону, ул. М. Горького, 3 Тел. (863) 244-44-42 Заказ № 2917 от 25.11.2013 г. Любое воспроизведение материалов или их фрагментов возможно только с письменного разрешения редакции. Точка зрения авторов может не совпадать с мнением редакции. Электронную версию журнала и анонсы следующего номера можно посмотреть на сайте: www.geoengineering.su

Разработка нефтегазовых месторождений

Аношина К. В. специа лист 3-й категории ЗАО «НИПИ «ИнжГео »

Современные технологии разработки нефтегазовых месторождений Арктического шельфа

Альтернативные технологии

Георадарные исследования на территории Свято-Михайловского монастыря

Зеленская Е. А. аспирант Кубанского госуд арственного технологического университета, инженер II к атегории ЗАО «НИПИ «ИнжГЕО »,

Семенов Я. С. доцент к афедры машиноведения Яку тского гос университета, Технологический инс тит у т Северо-Вос-

Гайтов Б. Х.

точного федера льного университета

д. т. н., профессор к афедры Электротехники и электрических машин Кубанского госуд арственного технологиче-

Соловьева А. Я.

ского университета

с тарший препод авате ль к афедры маркетинга АГИИК

Копелевич Л. Е.

Алексеев К. Н.

к. т. н., доцент к афедры Электротехники и электрических

м. н. с. лаборатории мех аники грунтов ИГДС СО РАН

машин Кубанского госуд арственного технологического

О механизме разупрочнения горных пород при знакопеременном изменении температуры

университета

Самородов А. В. к. т. н., доцент к афедры Электротехники и электрических

Добыча нефти и газа

машин Кубанского госуд арственного технологического университета

Кашин Я. М.

Ефимов О. Д. к. т. н., г ен ера л ь н ы й д и р ек то р ООО « С и н ер г и я т е х н о л о г и й»

к. т. н., доцент к афедры Электротехники и электрических машин Кубанского госуд арственного технологического

Леушин И. Л.

университета

директор по ра звитию ООО « Химпром »

Ладенко Н. В.

Комплексный подход к повышению производительности нефтяных и газовых скважин

к. т. н., старший препод аватель к афедры Электротехники и электрических машин Кубанского госуд арственного технологического университета

Ветро-солнечные генераторы для электроснабжения объектов нефтяной отрасли*

Материалы и оборудование

Управление проектами

Первый заместитель генера льного директора,

Развитие проектной деятельности — создание основы для комплексного инжиниринга

Многоуровневая система учета и контроля энергоносителей: структура и экономическая эффективность

д. т. н., профессор, Национа льный минера льно-сырьевой университет «Горный»

нача льник отдела изысканий, ООО «НПП ИнжГеофизика »

Переработка нефти и газа

Зеленская Е. А. аспирант Кубанского гос уд арс твенного технологи-

Ефимова Н. Н.

ческого университета, инженер II к атегории ЗАО « НИПИ

к. т. н., технический директор, ООО «НПП ИнжГеофизика »

« ИнжГЕО »

Применение томографических технологий инженерной геофизики для изучения оползнеопасных склонов

Зеленская Т. В.

Уразаев А. Н. аспирант кафедры геофизики ФГБОУ ВПО «Кубанский госуд арственный университет»

к. т. н., профессор Российской ак а демии ес тес твознатехнический университет

Глазунов В. В.

Куликов А. И.

Карелин А. Н. ния, С анкт-Петербургский гос уд арс твенный морской

Инженерные изыскания

Ведущий инженер СКБ ОАО « НПП « Эта лон »

Системы геотехнического мониторинга. Вопросы и решения

Калинин В. В. ЗАО «Волгогра дНИПИнефть »

Флорин В. А.

к. т. н., доцент Кубанского гос уд арс твенного технологического университета

Новости

Геленджик ждет «инженерную геофизику — 2014» С 1 октября 2013 г. EAGE открыла регистрацию на 10-ю юбилейную научно-практическую конференцию и выставку «Инженерная геофизика — 2014», которая традиционно пройдет в Геленджике (21—25 апреля 2014 г.). За прошедшую декаду конференция сумела стать по-настоящему знаковым явлением для специалистов в области инженерных изысканий, малоглубинной геофизики, гидрогеологии и изучения почв. Предыдущая, девятая, конференция собрала более 100 участников из 45 российских, украинских и латвийских организаций. «Инженерная геофизика — 2014» уже сейчас вызывает значительный интерес компаний и научных институтов — ожидается участие не менее чем 150 делегатов из порядка 70 компаний и НИИ. Уже

Победители конкурса журнала «ГеоИнжиниринг» В начале 2013 года ЗАО «НИПИ «ИнжГео» был объявлен конкурс на премию журнала «ГеоИнжиниринг» «За научные и технические разработки в области ТЭК». Согласно условиям в конкурсе могли принять участие молодые специалисты (до 35 лет), являющиеся авторами отдельных научно-технических работ либо серии статей, объединенных общей тематикой. Рассмотрев работы, представленные на конкурс, комиссия, в состав которой вошли д. т. н., профессор М. А. Берлин, к. пол. н. О. А. Дроздецкая, д. т. н. В. Н. Кошелев и к. т. н. А. Н. Шауро, определила победителей. 6

определились спонсоры 10-й конференции и выставки: «Геометрия», «ГЕОСИГНАЛ» и «СибГеофизПрибор» и «ЛогиС-ГЕОТЕХ». Программа конференции «Инженерная геофизика — 2014» обещает познавательные доклады, живые дискуссии и встречи с интересными личностями. На конференции будут представлены доклады, отражающие современное состояние теории, обработки и интерпретации данных с использованием различных методов сейсморазведки, электроразведки, гравиразведки, георадарных исследований, используемых при проведении малоглубинных исследований, для инженерных изысканий, геоэкологических исследований, поиска и разведки рудных месторождений, подземных вод и археологии. Окончание приема тезисов докладов — 1 февраля 2014 г. Не упустите возможность принять участие! Регистрируйтесь по льготной цене прямо сейчас!

Первое место и денежная премия в размере 16 000 р. были присуждены Е. А. Зеленской, второе место и 12 000 р. отданы К. В. Аношиной, третье место и премию в 8000 р. завоевали А. В. Пеньковский, И. В. Постников, Е. Е. Якимец и Т. В. Добровольская. Поощрительные премии журнала получили А. М. Клер, Ю. Б. Захаров, Ю. М. Потанина и Е. Р. Шпербер. Все финалисты также получили дипломы и грамоты. Приняв во внимание активность конкурсантов, а также желая оказать поддержку перспективным молодым ученым, руководство ЗАО «НИПИ «ИнжГео» решило сделать конкурс ежегодным. Уже сейчас открыт прием конкурсных работ на премию журнала «ГеоИнжиниринг» 2014 года.

№ 3 (19) 2013

s59.radikal.ru

Новости

ОАО «Роснефть», «Газпромбанк», «Совкомфлот» и Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering (DSME) договорились о создании в Приморском крае судостроительного и промышленного к ластера. В соответствии с меморандумом, подписанным в Сеуле по итогам российско-корейских переговоров, ввести в эксплуатацию судостроительный комплекс «Звезда» планируется в 2016 году. Одновременно

предполагается создать российско-корейский Инжиниринговый центр по судостроению и морской технике для шельфовых проектов. Кроме того, стороны определили основные условия по обмену технологиями, локализации производства и размещению заказов. «Компания взяла на себя высокие обязательства по локализации в России производства судов и морской техники, необходимых для реализации шельфовых проектов, и уже активно работает в этом направлении», — отметил глава «Роснефти» Игорь Сечин.

ООН признала права России на полезные ископаемые Охотского моря Подкомиссия ООН, рассмотрев заявку России, признала анклав площадью 52 000 км2 в срединной части Охотского моря частью российского континентального шельфа. Сейчас участок континентального шельфа в Охотском море, на который претендует РФ, формально не принадлежит никому и промыслами здесь может заниматься любая страна. Однако эта ситуация изменится, как только подкомиссия подготовит соответствующие рекомендации для комиссии ООН по границам континентального шельфа. Рекомендации будут представлены на 33-й сессии комиссии ООН, которая состоится в феврале-марте 2014 года. После их одобрения пленумом комиссии процесс юридического отнесения анклава к российскому континентальному шельфу можно будет считать полностью завершенным. По мнению наблюдателей, удовлетворение российских претензий на Охотское море может в дальнейшем сыграть положительную роль и в рассмотрении заявки на хребет Ломоносова и поднятие Менделеева. 8

натискназапад.рф

Корея поможет создать судостроительный кластер в Приморье

scf-group.com

Новости

Государственная дума РФ приняла в первом чтении законопроект, направленный на расширение субъектного состава экспортеров сжиженного природного газа. Право на экспорт газа в сжиженном состоянии помимо «Газпрома» и его дочернего общества получают пользователи недр на участках федерального значения, лицензия на недропользование которых по состоянию на 1 января 2013 года предусматривает строительство завода по производству СПГ или направление добытого газа

для сжижения на завод по производству СПГ, а также госкомпании, доля участия РФ в уставных капиталах которых составляет более чем 50 %. Для исключения конкуренции между российскими экспортерами на зарубежных рынках предусматривается механизм координации экспорта СПГ: обязанность экспортеров газа представлять в Минэнерго России информацию об экспорте газа в порядке, установленном правительством РФ. Кроме того, полномочия Минпромторга России по лицензированию экспорта углеводородного сырья передаются Минэнерго.

«Роснефть» ввела в эксплуатацию танкербункеровщик ООО «РН-Бункер», дочернее общество ОАО «НК «Роснефть», в порту Туапсе ввело в эксплуатацию современный танкер-бункеровщик, названный «РН Олимп». По данным пресс-службы «Роснефти», грузоподъемность нового судна — около 4,8 тыс. т, а максимальная мощность по выдаче топлива составляет примерно 800 м3 в час. В пресс-релизе отмечается, что «РН Олимп» соответствует всем техническим требованиям морской безопасности и надежности нефтеналивных судов, отвечает международным конвенциям в области судоходства и имеет неограниченный район плавания. Ввод в строй нового танкера позволит компании укрепить позиции на бункерном рынке Черноморского региона: расширить географию деятельности и значительно увеличить объем реализации топлива. 10

sdelanounas.ru

Экспортеров сжиженного газа станет больше

trubagaz.ru

Новости

Директор Международного центра зеленых технологий Программы ООН по окружающей среде (ЮНЕП) Сурендра Шреста заявил, что добыча сланцевого газа в Европе, в ходе которой применяется гидроразрыв пласта, вредит источникам подземного водоснабжения и загрязняет пресную воду. По словам директора, разработчики проектов по гидроразрыву пласта не учитывают ущерба в долгосрочной перспективе, поэтому добыча сланцевого газа может на-

носить серьезный вред здоровью человека и экосистеме, в которой происходит разработка. Шреста также обратил внимание на то, что запасы пресной воды в мире крайне ограниченны. Для решения проблемы ЮНЕП планирует подготовить доклад о вреде добычи сланцевого газа методом гидроразрыва пласта, однако, поскольку ЮНЕП — это подразделение ООН, для начала работы необходим мандат национальных правительств, что значительно замедляет процесс.

Китай хочет приобрести долю в «Ямал СПГ» Китайская национальная корпорация по разведке и разработке нефти и газа планирует приобрести 20 % акций «Ямал СПГ». Об этом сообщил премьер-министр РФ Дмитрий Медведев на заседании правительственной комиссии по контролю за осуществлением иностранных инвестиций. По данным пресс-службы правительства РФ, корпорация хотела бы участвовать в проекте на Ямале по созданию соответствующих возможностей по сжиженному газу. «Этот завод — очень дорогостоящий, очень серьезный проект. Запланирован и морской порт, который будет развиваться на полуострове. Решения на эту тему, напомню, тоже были приняты уже давно. Общий объем инвестиций оценивается приблизительно в 900 млрд рублей. Я недавно был в Китае, могу сказать, что, конечно, наши партнеры настроены на реализацию масштабных и долгосрочных программ и готовы вкладываться в совместные инфраструктурные проекты, большие, солидные, дорогостоящие», — отметил премьер-министр. 12

1maket.ru

Добыча сланцевого газа угрожает экологии

shutterstock.com

Аналитика

Монетизация недр

МОНЕТИЗАЦИЯ НЕДР Сняв г риф секре тнос ти с д анных об об ъема х полезных ископаемых, Россия с де ла ла шаг навс тречу зарубе жным инвес торам, намеренным вложитьс я в ра зработк у ее не др. « В эпох у глоба льной борьбы за инвес тиции не дра являютс я конк у рентным преимущес твом », — за яви л В. Пу тин. Глава гос уд арс тва пору чи л ра зработать нову ю к лассифик а цию за п асов у глеводородов, м а ксим а льно приб ли ж енн у ю к ме ж ду н а родным с танд ар там. Ме ж ду тем выполнение этого поручения с тавит ряд вопросов. Например, знает ли с ама российск а я с торона о том, к акие объемы углеводородов зак лючены в ее не дра х? Или почему не д ают отд ачи триллионы рублей, направляемые на г еологора зве дк у? А главное — ну жны ли влас ти отечес твенные инвес торы, заинтересованные в эф фективном использова нии полезных ископ а емых, моне тиза ция которых с л у ж ит ис точником наполнения бюд ж е та?

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

Секреты Полишинеля Секретность данных о запасах полезных ископаемых в России долгое время оставалась неизжитым наследием эпохи холодной войны. Доступ к этой информации был закрыт по ряду причин, главной из которых была общая изоляция СССР. В отличие от современных чиновников, власти Страны Советов не собирались завлекать зарубежных инвесторов данными о нефтегазовом потенциале. Напротив, они старались, чтобы иностранцы не знали, какими стратегическими ресурсами располагает государство и где они находятся. После распада Советского Союза, когда началась всеобщая неразбериха, о секретности полезных ископаемых на какой-то период забыли. Правда, некоторые положения в 1993 году все же были прописаны в законе «О государственной тайне». В частности, в статью 5 второго раздела этого документа был внесен пункт, согласно которому секретными признавались данные о запасах платины, металлов платиновой группы, алмазов, а также о стратегических полезных ископаемых (по списку, определяемому правительством). Впрочем, о формировании данного списка тоже забыли — аж на девять лет. Только в 2002 году тогдашний премьерминистр Михаил Касьянов подписал соответствующее постановление правительства. В перечень засекреченных сведений вошли нефть, попутный газ, никель, кобальт, особо чистое кварцевое сырье, тантал, ниобий, бериллий, литий и редкие земли иттриевой группы.

В постановлении не уточнялось, какие именно месторождения имеются в виду: те, что находятся на балансе Министерства природных ресурсов, или участки, на разработку которых уже выданы лицензии. Со временем стало ясно, что определяющим в данном случае является скорее восприятие нормативного акта, чем буква закона. По негласному консенсусу было принято считать, что гостайной являются общие данные по России и суммированные запасы Западной Сибири. При этом нормативные акты, регулирующие режим секретности по полезным ископаемым, были написаны так, что при желании гостайной можно было считать как данные по общероссийским недрам, так и отдельно взятого месторождения. Примечательно, что в 2004 году сотрудники ФСБ заинтересовались информацией, доступ к которой имели британские сотрудники «ТНКВР» (ныне поглощенной «Роснефтью»). Случайно или нет, ФСБ проводила проверки на фоне корпоративного конфликта, по итогам которого тогдашнего гендиректора «ТНК-ВР» Боба Дадли отправили в отставку (рис. 1). Надо заметить, что в большинстве случаев, ни о какой секретности речи вообще не идет: все сведения находятся в открытом доступе. И хотя непосредственно российские власти информацию о недрах не распространяют, такие данные нетрудно почерпнуть в отчетах различных зарубежных организаций: например, в Statistical Review of World Energy, который ежегодно готовит «ВР». Несмотря на различия в отечественной и зарубежной оценках, общее представление о потенциале российских недр можно получить без особого труда. Более № 4 (20) 2013

minenergo.gov.ru

Аналитика

Рисунок 1. Инфографика с сайта Министерства энергетики РФ

того, любой эксперт нефтегазового рынка способен определить приблизительный объем углеводородов по данным о добыче за последние 20—25 лет. При этом, как объяснил ведущий эксперт Союза нефтегазопромышленников России Рустам Танкаев, погрешность составит всего 5 %. Иными словами, режим секретности в недропользовании стал обременительной нормой. По сути, он защищал разве что интересы различных НИИ, которые торгуют первичной геологической информацией, еще не попавшей в открытый доступ. Бесполезный с точки зрения национальной безопасности закон имел негативные последствия для бизнеса: закрытость данных отпугивала западных инвесторов, привыкших к полной прозрачности. Еще в 2006 году тогдашний министр природных ресурсов Ю. Трутнев заявил, что ведомство поддерживает снятие ограничений на распространение геологической информации. Через два года на одном из заседаний Трутнев сказал, что система хранения данных о недрах неэффективна, и поручил разработать меры по ее усовершенствованию. Однако в феврале 2011 года пресс-секретарь Путина Дмитрий Песков сообщил, что об отмене режима секретности говорить пока рано. «Будем исходить из того, что недоступность ряда сведений не является фактором, который ограничивает приток капитала», — заявлял Песков. В этом году, судя по всему, время пришло. Президент подчеркнул, что запрет на распространение данных о полезных ископаемых является анахронизмом. Ведь в России уже давно работают иностранные компании, ими проводится оценка месторождений. 16

Казусы статистического секвестра Не надо быть большим специалистом, чтобы понять, насколько чувствительна область национальных интересов в соотнесении с запасами полезных ископаемых, утверждает научный сотрудник ИНЭИ РАН Светлана Мельникова. По ее словам, сравнение с государственными золотовалютными резервами тут вполне уместно. Углеводородный потенциал во многом определяет энергетическую безопасность государства, уровень жизни его граждан, геополитическое влияние, отношения с соседями, инвестиционный климат, страновые и отраслевые рейтинги. По запасам природного газа Россия лидировала с момента становления мировой газовой индустрии, далеко опережая всех прочих. Однако с легкой руки «BP» теперь на первую позицию выходит Иран (график 1). В июне нынешнего года «ВР» выпустила в свет очередную редакцию статистического обзора мировой экономики, где оценочный показатель доказанных запасов природного газа в России был сокращен почти на треть: с 44,5 до 32,9 трлн м3. Азербайджан, Узбекистан и Казахстан тоже попали под секвестр. Но поскольку объемы у них существенно меньше, то «обрезание» выглядит не столь впечатляюще — 1,9 трлн м 3 на троих. А общее сокращение данного показателя на постсоветском пространстве составило 20,3 трлн м3. Неожиданно резкая смена многолетних оценок не могла не вызвать вопросов к авторам отчета. Главный экономист компании «BP» Кристоф Рюль в своем комментарии журналу «The Wall Street Journal» заявил: «Бывшие советские республики использовали другую систему отчетности, мы лишь перевели все цифры

Монетизация недр

Доказанные природные запасы газа в 10 ведущих странах по оценке BP, трлн куб. м 44,6

32,9

33,1 33,6 25 25,1

Данные на конец 2011 г. Данные на конец 2012 г.

24,3

5,5 5,6

5,1 5,2

4,5 4,5

Нигерия

Алжир

Саудовская Аравия

6,1 6,1

Венесуэла

8,2 8,2

ОАЭ

8,8 8,5

США

Туркменистан

Катар

Иран

Россия

7,5

Источник: BP Statistical Review 2013

График 1.

в систему западных стандартов. Так сказать, одним махом, отсюда — существенные изменения». Что верно, то верно — «одним махом»… Хотя, на взгляд Мельниковой, такое объяснение вряд ли можно считать исчерпывающим. Неясно, какая именно «система стандартов» разом изменила расстановку сил на мировом рынке газа. «Любой статистик знает: хочешь повлиять на итоговые результаты, сохранив при этом лицо, смени методологию подсчетов», — говорит эксперт. Каждый серьезный аналитический продукт помимо ссылок на источники информации более или менее подробно расшифровывает суть своих подходов и основные определения. В прошлогоднем отчете «ВР» было указано, что первичные данные взяты из официальных источников, секретариата ОПЕК и CEDIGAZ. В нынешнем отчете применительно к России ссылка на источники отсутствует. Зато сообщается, что в целом подход компании не вполне отвечает общепринятой практике, приведенные данные не являются официальными. Замечание более чем уместное, отмечает эксперт. Действительно, с официальными данными оценки «BP» нередко расходятся. Так, например, годом раньше британская компания сообщила о 44,5 трлн м 3 запасов природного газа в России, тогда как российская официальная цифра составляла 48,4 трлн м3. В последней редакции (июнь 2013 года) к имевшимся примечаниям не добавлено ни слова. Более того, в нынешний отчет перекочевала курьезная ошибка, допущенная ранее (под таблицей с запасами газа дано определение для запасов нефти), а комментарий Кристофа Рюля еще больше запутал ситуацию. По

По су ти, «BP» пренебрегла одним из к лючевых пра ви л ме ж д у н а р од ной стат ист ик и: любой результат необходимо должным образом обосновать сути, «BP» пренебрегла одним из ключевых правил международной статистики: любой результат необходимо должным образом обосновать. Теперь деловое сообщество вынуждено строить предположения относительно того, в какой системе координат велись расчеты. Отсутствие в мире единой системы классификации природных запасов, равно как и использование в России собственной методики подсчетов, рано или поздно должно было закончиться чем-то вроде пресловутого секвестра, делает вывод Мельникова. Российские углеводороды, оцененные в отечественных категориях АВС1, без учета экономических факторов, обычно на 25—40 % превышают параметры тех же запасов, пересчитанных международными аудиторами по системе PRMS. Однако никаких коэффициентов перевода одних показателей в другие не существует. Невозможно чисто арифметически совершить подобную процедуру, тут требуется новая оценка, утверждает эксперт. В разные годы соотношение данных меняется, порою довольно значительно. Хорошей иллюстрацией этому служит отчетность «Роснефти», которая ведет оценку своих запасов газа по параметрам всех стандартов (график 2). № 4 (20) 2013

Аналитика

Оценка запасов природного газа ОАО «Роснефть» по различным стандартам, трлн куб. м 2.5 ABC1

PRMS

Вершки и корешки недропользования

SEC

1.5 1 0.5 0

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Источник: отчетность компании

График 2.

Вместе с тем сопоставление графиков, отражающих оценку «ВР» запасов газа в России по старой и новой методологии, с графиком доказанных запасов нефти (график 3 и 4) наводит на подозрение об использовании авторами обзора некого инструмента, который без затей позволил пропорционально секвестировать российские газовые запасы не только в текущий период, но и за все предшествующие годы, начиная с момента, когда «ВР» стала включать в свои обзоры данные по РФ. Такой симметричной динамики в реальной жизни попросту не может быть. Особенно на фоне стабильности показателей оценки запасов нефти (график 5).

В настоящее время подавляющее большинство месторождений осваивается менее чем на 60—70%, а целый ряд лицензионных участников и вовсе всего на 20% Что наглядно демонстрирует перекрестная отчетность «Газпрома» и «Роснефти». По этой причине возникают сомнения в достоверности результата британских авторов Statistical Review. Между тем выход каждой новой редакции обзора является событием, которое сопровождает волна публикаций. Редкий отраслевой отчет обходится без ссылок на данные «ВР». Но именно высокая популярность и востребованность информационного продукта предопределяет столь же высокие требования к его прозрачности и объективности. А парадокс состоит в том, что признанный лидер глобальной экспертизы 18

наверняка отдавал себе отчет, какой эффект произведут его оценки, но не дал себе труда убедительно обосновать их.

Конечно, от статистических казусов природные кладовые России не оскудеют. Другое дело, что сложившаяся система недропользования изжила себя. Об этом прямо заявил Владимир Путин на недавнем заседании комиссии по вопросам развития ТЭК и заодно поинтересовался, как выполняется его поручение правительству. Речь о разработке новой классификации углеводородных запасов, которую готовит Минприроды на основе зарубежных стандартов. Ожидается, что к концу текущего года реформа учета ресурсов будет завершена. Сейчас в России используется классификация, принятая еще в начале 1980-х годов. В нулевые она практически не претерпела изменений. В соответствии с ее положениями оценка ресурсного потенциала учитывает только наличие сырья в месторождениях, в то время как за рубежом принимается во внимание еще и экономическая эффективность разработки. Это, кстати, объясняет, почему по западной методологии у России оказывается гораздо меньше доказанных запасов, чем принято считать внутри страны. Например, согласно нормам PRMS нельзя квалифицировать углеводороды по категории «извлекаемые», если по ним нет утвержденного проекта разработки и освоение не планируется в ближайшие пять лет, уточняет директор Энергетического центра бизнес-школы «Сколково» Григорий Выгон. По его словам, в России на такие тонкости внимания не обращают, сваливая все данные в одну кучу. А закрытость геологической информации усугубляет неразбериху. В результате, как отметил Путин, «мы подчас сами не имеем полной картины чего и сколько содержится в собственных недрах». Не имеем или не хотим иметь? Судя по выступлениям участников заседания, большинство добывающих компаний вполне устраивает сложившееся положение. Иначе пришлось бы расписаться в рвачестве. По сообщению руководителя Роснедр Александра Попова, в настоящее время подавляющее большинство месторождений осваивается менее чем на 60—70 %, а целый ряд лицензионных участников и вовсе всего на 20 %. Сняв сливки, владельцы компаний засыпают скважины грунтом, чтобы минимизировать расходы на добычу. На что Путин отреагировал грозным внушением о недопустимости консервации работоспособных стволов, присовокупив к нему замечание по поводу устаревшей базы мониторинга ресурсного потенциала, упорядочить которую призвана новая классификация ископаемых. Будем, однако, откровенны. Локальные изменения в цифрах вряд ли изменят практику недропользования. Просто зарубежным инвесторам станет гораздо удобнее ориентироваться, если методы расчетов Роснедр будет совпадать методологией статистиков по всему миру. Отечественные инвесторы уповают на другие меры. По утверждению специалистов, в России существует огромный фонд небольших месторождений и законсервированных скважин, находящихся в собственности крупных компаний, которые никогда не будут

Монетизация недр

Оценка доказанных запасов природного газа для России по старой и новой методологии ВР, трлн куб. м Старая методология

45 43 41 39 37 35

Новая методология

33 31 29 27 25

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

Источник: BP Statistical Review 2013

График 3, 4.

Доказанные запасы нефти ОАО «Газпром», млн. бнэ 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0

2008

2009 ABC1

2010

2011

2012

PRMS Доказанные и вероятные

Источник: отчетность компании

График 5.

их разрабатывать. Умная государственная политика наверняка состояла бы в том, чтобы, с одной стороны, создать стимулы для развития малых нефтегазовых компаний, а с другой — надавить на «крупняк», чтобы он начал продавать невостребованные запасы и свой «консервант».

Такова, в частности, точка зрения одного из наиболее авторитетных экспертов, бывшего замминистра финансов РФ, экс-зампреда Центробанка и теперь уже, очевидно, бывшего директора по макроэкономическим исследованиям Высшей школы экономики Сергея Алексашенко, дорабатывающего в этой должности по№ 4 (20) 2013

Аналитика следние дни перед отъездом на Запад по приглашению Джорджтаунского университета. По словам Алексашенко, несмотря на предложения специалистов о создании стимулов для сбалансированного развития нефтегазовой индустрии, власти поступают с точностью до наоборот. «Признаться, я был удивлен, узнав, что при подготовке бюджета-2014 Минфин пропихнул в налоговое законодательство снижение экспортной пошлины на нефть и компенсирующее повышение НДПИ», — говорит он. По оценке Алексашенко, это неизбежно приведет к инвестиционному спаду. На взгляд эксперта, российский Минфин перестал быть центром разработки финансовой политики, превратившись просто в большую кассу большой страны. «Руководителей ведомства совершенно не волнует начавшаяся рецессия (по крайней мере, я не слышал ни одного заявления министра Силуанова или его заместителей на эту тему), их не беспокоит уход экономики в тень. Порой мне кажется, что им до фонаря даже то, как налоговая политика влияет на наполнение бюджетов». В самом деле, рейтинг Всемирного экономического форума ставит Россию на 122-е место из 148 по тому, насколько сильно налоговая система мотивирует к работе. На 125-е место — по тому, насколько налогообложение мотивирует к инновациям. На 124-е место — по тяжести таможенных процедур, на 102-е — по качеству регулирования рынка ценных бумаг. Можно, конечно, посмотреть на эти цифры и под другим углом. Так, например, федеральный бюджет (региональные и местные не являются ответственностью Минфина) половину доходов получает от двух налогов: НДПИ и экспортной пошлины (включая нефтепродукты). Но тогда, по логике вещей, ведомство должно делать все, чтобы добыча нефти в России росла. Ничего подобного. По мнению Алексашенко, принятое решение откровенно перекладывает налоговую нагрузку с экспортеров на добывающие компании, ориентированные на внутренний спрос. Доля таких предприятий в производстве нефти и так менее 5 %. А в США, например, они производят более 40 % сырья, работая на мелких и истощенных месторождениях, которые находятся «ниже уровня радаров» гигантов отрасли. «Наш Минфин своим решением воздвигает железобетонный шлагбаум на пути развития в отрасли малого и среднего бизнеса, да еще толкает вверх цены на бензин более чем на 3 %. Подумаешь, 3 % — мелочи, — скажет кто-то. Но посчитайте, чем это обернется». Именно из таких мелочей, по твердому убеждению Алексашенко, складывается ценовая конкурентоспособность российской экономики. «У нас потребительская стоимость энергоносителей ежегодно индексируются на 10—15 % по причине необъяснимого желания довести внутренние цены на газ до уровня европейских. Все это увеличивают затраты российских товаропроизводителей и снижают рыночную устойчивость предприятий». В этой связи, по мнению эксперта, российским властям стоило бы обратить свой взор на то, с какой твердостью администрация США сдерживает экспорт нефти для того, чтобы удерживать внутренние цены энергоносителей на более низком уровне, чем в Европе или Азии, и обеспечить выход страны из кризиса. Результат очевиден. Десятки миллиардов долларов инвестиций в энергоемкие отрасли производства и пара миллионов новых рабочих мест за последние пять лет. 20

В России ситуация прямо противоположна: рост налогов по принципу «дави слабого ради сильного», медленный спад в инвестициях с начала 2012 года, спад в ВВП с начала 2013-го и неопределенность перспектив.

Бермудский треугольник отрасли В то время как Минфин законодательно продавливал изменения в налоговой политике, а Минэкономразвития подсчитывало грядущие прибыли от экспорта углеводородного сырья, в нефтесервисе и машиностроении, подсчитывали размеры будущих убытков. По оценкам участников рынка, в настоящее время на долю российских подрядчиков приходится всего 30— 35 % заказов разработчиков недр. Президент Тюменской ассоциации нефтегазосервисных компаний Владимир Борисов считает, что скромность цифры служит точным индикатором наличия острых проблем как внутри отечественных предприятий, так и в их отношениях с государством и зарубежными конкурентами. Борисов называет эти отношения «бермудским треугольником», поскольку продираться сквозь них приходится с огромными потерями. За последнее десятилетие емкость рынка сервисных услуг выросла вдвое — до $20—25 млрд в год, тогда как объем иностранного присутствия — в 6 раз. В основном за счет приобретения крупными зарубежными игроками российских компаний или долей в них и растущей потребностью отечественных ВИНКов в передовых технологиях добычи труднодоступных запасов сырья. А этот сектор сервиса и вовсе на 90 % принадлежит иностранцам, констатирует Борисов. По мере истощения традиционных месторождений круг работ для российских подрядчиков будет еще больше сужаться. Если, конечно, подрядные организации не смогут существенно обновить производственные мощности и переподготовить персонал. Но пока предпосылок к этому нет, невесело замечает он. С ним полностью согласна аналитик Энергетического центра бизнес-школы «Сколково» Дарья Козлова. По ее словам, анализ отчетности российских нефтесервисных компаний показывает, что цены на их услуги в ряде сегментов остаются на уровне кризисных. Сегодня при рентабельности нефтедобычи не ниже 26 % сервисные предприятия продолжают работать с рентабельностью не выше 5—8 %. При этом рентабельность ремонта скважин и вовсе находится на уровне 2—3 %. Если учесть, что на 2013—2016 годы большинство отечественных сервисных предприятий запланировало массовую замену оборудования, то картина выглядит удручающей. Состояние отрасли и нынешние условия сотрудничества с добывающими компаниями не обеспечивают необходимого уровня финансирования. А отказ от перевооружения может и вовсе обернуться потерей заказов. «В настоящее время установился баланс, который устраивает крупных нефтегазодобытчиков и иностранный нефтегазосервис, — поясняет Борисов. — Достигнута определенная взаимная лояльность, учтены интересы лоббирующих сил в правительстве и Думе, поставлена задача по созданию крупной российской нефтегазосервисной корпорации. В этой схеме нет места лишь небольшим и средним отечественным предприятиям».

Монетизация недр

Объем нефтесервисного рынка в России ($ млрд) 30,0

22,5

15,0

7,5 0 2009

2010

2011

2012

2013 (прогноз)

Источник: Douglas-westwood

График 6.

Причина проста. Условия, которые нефтегазовые компании уже давно диктуют своим подрядчикам, гораздо более приемлемы для международного сервиса. Отечественному бизнесу нефтяники предлагают работать без авансовых платежей, производить расчет по факту выполнения операций или с отсрочкой в 60—90 дней, заключать краткосрочные годовые договоры. Для международного бизнеса такие требования не имеют критического значения в силу того, что проекты в разных частях мира сбалансированы и обеспечивают выход на определенную среднюю рентабельность, позволяющую в отдельных регионах зарабатывать больше, а где-то в какие-то периоды снизить цены и заработать меньше, сохранив долю рынка и стабильность компании. Для российского сервиса эти правила игры губительны. Невозможность планирования более чем на год и необходимость постоянного кредитования существенно снижают возможности перевооружения и вложения в технологии, а значит, в перспективе ведут к потере конкурентных преимуществ. У компании может не оказаться текущих средств для оплаты налогов, и фискальный орган имеет право заблокировать счет в банке, парализуя работу. Поэтому для нефтесервиса насущно необходим комплекс законодательных мер, способных изменить существующую договорную практику. Но если нефтесервисный сектор, давно испытывающий давление со стороны иностранных конкурентов, хоть как-то приспособился к экспансии международных компаний, то для нефтегазового машиностроения отсутствие поддержки со стороны государства и дороговизна кредитов грозят сокрушительными потерями из-за увеличения импорта оборудования. Пока избегать драматичных последствий помогают сохраняющиеся пошлины. Как поясняет аналитик

Энергетического центра бизнес-школы «Сколково» Дарья Козлова, в связи с присоединением России к ВТО в прошлом году снизилась только адвалорная пошлина до 5 %. Но с 2014 года планируется уменьшить специфическую пошлину до 0,54 % и 1,79 за 1 кг в зависимости от типа буровых установок, а с 2015-го и вовсе пошлины обнулятся. Ключевая задача российских производителей — успеть к этому сроку модернизировать производственные мощности. Сложно говорить о конкурентоспособности, когда степень износа оборудования достигает 72 % при ежегодном увеличении показателя на 2 % (график 6 и 7). Однако у предприятий, имеющих оборотные средства только для текущих финансовых операций, возможности успеть крайне ограничены. Россия не Китай, где ставка госкредитов для национальных компаний в среднем на 10 процентных пунктов ниже ставки коммерческих ссуд. Впрочем, и в отдельных регионах нашей страны стремятся хоть немного изменить ситуацию. Например, власти Тюменской области, стимулируя нефтяные и газовые компании к сотрудничеству с местными машиностроительными предприятиями, установили восьмипроцентную компенсацию стоимости заказанных оборудования и материалов. По данным Тюменской ассоциации нефтегазосервисных компаний, в 2012 году добывающим предприятиям Югры и Ямала было возвращено свыше 100 млн рублей. Те, в свою очередь, разместили на местных заводах заказы на сумму, превышающую 1,5 млрд рублей. Кроме того, областное правительство субсидирует сервисным предприятиям процентные ставки по кредитам и компенсирует часть затрат на НИОКР. Но пока такие примеры являются скорее исключениями и не могут существенно влиять на положение дел. № 4 (20) 2013

Аналитика

Объем производства буровых установок в России (комплектов) 3000 2250 1500 750 0 2010

2011

2012

Источник: РОССТАТ

График 7.

Есть несколько факторов, определяющих развитие нефтесервиса и смежных отраслей, говорит исполнительный директор ГК «Интегра» Дмитрий Шульман. Вопервых, существует необходимость государственного регулирования таможенных отношений, сертификации оборудования, поступающего на рынок, борьбы с контрафактной продукцией и т. д. Второй вопрос — взаимоотношения с банками. Высокие кредитные ставки при сложившемся порядке цен на сервисные услуги превращают выполнение финансовых обязательств в неподъемную ношу, связывая по рукам и ногам точно так же, как краткосрочные договоры, от которых страдают как подрядчики, так и сами заказчики. И, наконец, кадры. Их подготовка не успевает за развитием прогресса. Программы профильных вузов по ряду дисциплин требуют доработки, а преподавательский состав — дополнительной подготовки. Для этого нужны специализированные учебные базы, оснащенные самым современным оборудованием. По словам Шульмана, участие государства в решении

Минприроды РФ предлагает до 2020 года направить свыше 3 трлн рублей на программу воспроизводства и использования минерально-сырьевой базы (МСБ)

этих проблем позволит российскому нефтесервису не только выжить, но и гармонично развиваться. В противном случае легко потерять целую отрасль. Беда лишь в том, что ни в правительстве, ни в крупных нефтегазовых компаниях этих предостережений упорно не хотят слышать. 22

Гладко только на бумаге Казалось бы, вот уж где нет недостатка в средствах, так это в геологоразведке. Минприроды РФ предлагает до 2020 года направить свыше 3 трлн рублей на программу воспроизводства и использования минерально-сырьевой базы (МСБ). Основной объем финансирования — 2,4 трлн рублей — должен пойти на углеводородное сырье (УВС). Эти цифры отражены в проекте государственной программы, которую разработало министерство на период 2014—2020 годов. «Геологическое изучение недр давно является камнем преткновения. Процесс практически стоит на месте, что приводит к отсутствию новых значительных открытий. Стремительно нарастает диспропорция между темпами добычи и прироста. Мы уже пришли к тому, что привлекательных месторождений углеводородов в нераспределенном фонде больше не осталось. Очевидно, что необходимо наращивать физические объемы поискового бурения. Как минимум втрое», — считает президент Российского геологического общества («РосГео») Виктор Орлов. Однако опыт показывает, что увеличение финансирования геолого-разведочных работ (ГРР) далеко не всегда дает ожидаемый результат. Так, например, по сообщению руководителя Роснедр Александра Попова, бюджетные ассигнования на ГРР в 2012 году составили 181 % от уровня 2005 года. Размеры частных вливаний еще внушительней: с 2005 года они выросли как раз втрое (график 8). А вот приросты запасов выглядят куда скромней. По данным Роснедр, в 2006 г. они составили 683 млн т нефти категории С1, а в 2012 г. — 681 млн т, то есть даже несколько снизились. В среднем за период 2006—2012 гг. приросты держались на уровне 650— 700 млн т, и никаких резких скачков в сторону увеличения, несмотря на приток средств, не наблюдалось (график 9).

Монетизация недр

180

160

140

120

100

80 60

0 2005

2006

2007

2008

2009

Государство (левая школа)

2010

2011

2012

Компании (правая школа)

График 8. Соотношение государственного и частного финансирования ГРР на УВС

800 700 600 500 400 300 200 100 0 2006

2007

2008 Прирост

2009

2010

2011

2012

Добыча нефти и ГК

График 9. Структура прироста извлекаемых запасов категории С1 и добыча нефти

«Достаточно сложно оценить эффективность бюджетного финансирования геолого-разведочных работ. Прямой связи меж ду ними и приростом запасов нет. На сегодняшний день государство не занимается поисковыми работами. По крайней мере, по углеводородному сырью. Оно вовлечено только в проведение сейсморазведки на региональном уровне, результатом чего является локализация ресурсов, не более того», — поясняет Г. Выгон. Получается, что государство отвечает за прогнозы, которые могут подтвердиться или не подтвердится, но отнюдь не за приросты. Роснедра, например, ежегодно отчитываются в успехах, демонстрируя

данные по приростам ценности недр за счет локализации прогнозных ресурсов или сравнивая объемы ассигнований ГРР с величиной доходов в виде разового платежа, полученного на конкурсах и аукционах. «Первый критерий спорный. Самой методики оценки прогнозных ресурсов как таковой не существует. Отраслевые институты проводят оценку, точность которой невелика. Потом полученный показатель умножается на текущие цены с учетом доли экспорта, и получается показатель ценности недр. Однако эта ценность не учитывает затраты на разработку месторождений, — подчеркивает Выгон. — Второй № 4 (20) 2013

Аналитика критерий тоже некорректен. Основные доходы бюджет получает в результате продажи крупных месторождений, открытых еще в советские годы. А те ассигнования, которые сегодня выделяются на проведение региональных работ, к их открытию не имеют никакого отношения». В официальных документах замалчивается и то обстоятельство, что до 2005 года ГРР финансировались как из федерального, так и из региональных бюджетов примерно в равном соотношении. А с 2005 года региональное финансирование прекратилось, поэтому декларируемый прирост государственных ассигнований относится только к федеральному уровню, объемы которого не перекрывают образовавшегося дефицита средств и, соответственно, поискового задела. Что касается недропользователей, которым принадлежит ключевая роль в поисково-оценочных и разведочных работах, то согласно долгосрочной государственной программе изучения и воспроизводства МСБ, утвержденной в 2004 году и актуализированной в 2008-м, на 1 рубль государственных вложений в ГРР должно приходиться 8—10 рублей собственных средств компаний. По факту на сегодняшний день этот показатель равен примерно 16 рублям. Казалось бы, рост инвестиций налицо. Но при этом никто не говорит о крупных открытиях. Например, в 2010 г. наиболее заметными оказались нефтяное месторождение им. Синявского в Иркутской области и нефтегазоконденсатное Ново-Венинское на шельфе Охотского моря. В первом случае оценка запасов не превысила 15 млн т (к настоящему времени увеличена до 50 млн т), а во втором — всего 3 млн т. Результаты 2011 года тоже не впечатляют: два месторождения с запасами по 50 млн т в Иркутской области и Красноярском крае. Самым значительным открытием 2012 года стало месторождение Великое в Астраханской области с запасами 42 млн т. Однако ежегодные приросты на самом деле складываются не из находок, а преимущественно в результате переоценки запасов и применения более высоких коэффициентов нефтеизвлечения (КИН) по давно известным месторождениям. Сейчас в среднем по стране прирост одной тонны запасов нефти обходится в $9—10, в то время как в 2005 году — лишь около $2. Если учесть инфляцию, затраты на материально-техническую базу и прочие факторы, то становится очевидно, что нынешних сумм недостаточно для расширенного воспроизводства. Кроме того, норматив расхода на ГРР, исчисляемый от стоимости единицы добываемого сырья, в России значительно ниже, чем в других странах: по сравнению с Европой в 2,5 раза, а с Канадой и вовсе в 7,5 раза.

Не рублем, а законом «У государства нет достаточных средств, чтобы полноценно финансировать проекты ГРР. Должны работать частные ресурсы и рыночные механизмы. Никакие государственной программы, декларирующие увеличение финансирования, не приведут к 24

расширенному воспроизводству ресурсной базы, пока у недропользователей не появятся стимулы вкладываться в приросты», — считает Орлов. Как ни парадоксально, но сдерживающим фактором тут служит богатое наследство, оставленное советскими геологами. По оценке Ernst & Young, средний показатель обеспеченности сырьем российских компаний составляет около 22 лет (все нефтегазовые запасы) и около 19 лет (жидкие углеводороды), в то время как у мировых мейджоров этот срок составляет около 13 и 12 лет соответственно. Имея такой задел, незачем сильно тратиться на геологоразведку. Может, это и недальновидно с точки зрения долгосрочной стратегии, но практично с позиции финансирования текущих инфраструктурных проектов и дивидендной политики. «Крупным ВИНКам, обеспеченным запасами, геологоразведка не интересна. Зато она может стать привлекательной для маленьких независимых компаний, которые готовы инвестировать. Но их останавливает отсутствие нормативно-правовой базы для геологоразведки как самостоятельного бизнеса и наличие целого ряда законодательных ограничений, появившихся в последние годы», — говорит Выгон. С экспертом согласен и президент «РосГео». По его мнению, главное, что нужно сделать в самые кратчайшие сроки, — отладить законодательство в этой сфере. Чтобы повлиять на ситуацицию, по инициативе «Росгеологии» был создан Общественный совет по проблемам воспроизводства МСБ. Его члены планируют подготовить предложения по развитию геолого-разведочной отрасли и представить их на рассмотрение правительству. По сообщению Орлова, речь, например, идет об отмене «конфискационной» нормы отъема стратегических месторождений. Сейчас в случае, если зарубежная компания обнаруживает месторождение с запасами свыше 70 млн т нефти или 50 млрд м 3 газа, то оно, как правило, подпадает под определение стратегической ценности и может быть отобрано правительством с компенсацией открывателям понесенных затрат. Кроме того, авторы предложений планируют инициировать введение отсрочки или рассрочки уплаты разового платежа за предоставление лицензии, а также отказ от выплаты НДС по месторождениям, на которых недропользователь не подтвердил прогноз государства и не сделал открытий. Директор Энергетического центра бизнес-школы «Сколково» расширил этот перечень: «На мой взгляд, помочь активизации ГРР должны такие изменения, как получение лицензий на геологическое изучение по заявительному принципу, получение лицензии на аукционе в случае, если там оказался только один участник, — говорит Выгон. — Кроме того, целесообразен ряд экономических мер. Например, нужно вычитать затраты на успешные поисковые скважины из НДПИ. Но это эффективно только для тех компаний, которые имеют в своем портфеле проекты с добычей и платят НДПИ. А поскольку геологоразведка все же не имеет смысла без добычи, важно повышать привлекательность инвестиций в нее. Речь идет не об адресных преференциях для отдельных крупных проектов, а о создании общей для

tourblogger.ru

Монетизация недр

Нефтяная платформа на Каспийском море

всех вразумительной налоговой системы, основанной на налогообложении финансового результата». Выгон полагает, что государство должно сосредоточиться исключительно на регулировании, а ГРР полностью отдать в частные руки. В качестве аргумента он привел пример «Лукойла». Долгое время считалось, что частным компаниям неинтересно заниматься региональными работами, они никогда их не будут выполнять. А «Лукойл» на Каспии взял и опроверг это утверждение. Компания провела весь комплекс работ и открыла ряд крупных месторождений. Несколько иной точки зрения придерживается Орлов. Президент «РосГео» утверждает, что «Лукойл» начал на Каспии не с чистого листа. Региональная оценка прогнозных ресурсов уже была сделана ранее. Отсутствовали лишь участки и структуры с локализованными ресурсами. «Лукойл» их выявил и разбурил. «Полагаю, что подключение бизнеса именно на стадии локализации ресурсов крайне необходимо. Расчеты показывают, что за средства бюджета можно подготовить в год только 25—30 локализованных участков. Из них в разряд месторождений перейдет около половины. А нам ежегодно надо открывать не менее 100—150 месторождений. Следовательно, вводить в поисковый процесс нужно вдвое больше новых участков. Без участия бизнеса это попросту не получится». Таким образом, без существенных изменений в законодательстве и налоговой политике лишь одни

Расчеты показывают, что за средства бюджета можно подготовить в год только 25—30 локализованных участков. Из них в разряд месторождений перейдет около половины государственные ассигнования на ГРР не смогут обеспечить необходимого расширения ресурсной базы к запланированному сроку. Тем более что прогнозы свидетельствуют: к 2020 году потребление нефти вырастет в мире на 13—15 %, а к 2030 году — на 34 %. Ясно, что в этом случае для сохранения своего нынешнего места на мировом рынке Россия должна будет в 2020 году добывать более 520—530 млн т нефти, в 2030 году — 600—630 млн т. Однако анализ показывает, что ресурсный потенциал, которым оперирует Минприроды в расчете на перспективу, не гарантирует адекватного прироста добычи и даже ее нынешнего уровня.

Кто сегодня банкует? Недавно вице-премьер Игорь Шувалов заявил, что в России, похоже, не будет никаких инноваций до тех пор, пока нефть растет в цене. «Самое смешное, что подобные высказывания звучат на фоне беспреце№ 4 (20) 2013

Тонкости подсчетов

Недавно глава Роснедр Александр Попов сообщил, что РФ находится на 8-м месте по доказанным запасам нефти. Сведения чиновника совпадают с данными «ВР». По подсчетам британской нефтяной компании, Россия располагает запасами нефти в размере 88,2 млрд баррелей, что составляет 5,3 % от общемировых запасов, которые оцениваются в 1,65 трлн баррелей. РФ занимает по этому показателю как раз восьмое место после Венесуэлы, Саудовской Аравии, Канады, Ирана, Ирака, Кувейта и ОАЭ. Попов отметил, что западные аудиторы занижают оценку российских запасов примерно на 30 %. Из этого следует, что нефтяные резервы РФ, по оценке Роснедр, составляют не менее 114 млрд баррелей. По словам чиновника, при реальный оценке запасов, методика которой разрабатывается в соответствии с поручением президента, Россия поднимается с восьмого на третье место. Вместе с тем в рейтинге «ВР» Россия с ее показателем в 114 млрд баррелей заняла бы только 6-е место, оставив позади Кувейт (101,5 млрд баррелей) и ОАЭ (97,8 млрд баррелей).

Впору сделать вывод, что после серии крупных поглощений «Роснефть» выдохлась, и теперь ее потенциала хватает лишь на то, чтобы поддержать значение правительственного мероприятия дентного роста добычи газа и нефти в США, который не мешает там ни внедрению инноваций, ни развитию других отраслей», – прокомментировал на своем сайте слова вице-премьера генеральный директор Фонда национальной энергетической безопасности (ФНЭБ) Константин Симонов. Примечательно, что этот виртуальный обмен репликами состоялся ровно за неделю до выездного совещания правительства РФ в Астраханской области, где глава «Роснефти» Игорь Сечин и председатель совета директоров Lundin Petroleum Иен Лундин подписали условия сделки по приобретению 51 % доли в 26

уставном капитале ООО «ПетроРесурс», владеющего поисковой лицензией на Лаганский блок в российском секторе Каспийского шельфа. Новая сделка «Роснефти» не поражает воображение масштабами. Судя по сообщению агентства Oil & Capital, на участке выявлены три перспективные структуры. Но две скважины оказались сухими, не подтвердив прогнозов по Лаганской и Петровской структурам, а третья, пробуренная в 2008 году, открыла месторождение Морское с достаточно скромными запасами (12 млн т по категориям С1+С2). Впору сделать вывод, что после серии крупных поглощений «Роснефть» выдохлась, и теперь ее потенциала хватает лишь на то, чтобы поддержать значение правительственного мероприятия, заключив формальное соглашение с владельцем третьестепенного блока. Но оказывается, все не так просто. Как заметил партнер консалтингового агентства RusEnergy Михаил Крутихин, за последний год «Роснефть» «вывела в кэш» акционеров «Итеры», «ТНКBP», «Таас-Юрях Нефтегазодобычи», «Геотрансгаза», «Уренгойской газовой компании», «Иреляхнефти», «Алроса-Газ», собственников долей в «Северэнергии»… В результате на рынке образовался мощный финансовый навес, исчисляемый десятками миллиардов долларов. Не исключено, что в ближайшее время денежное изобилие может пролиться на владельцев «Русснефти» и еще нескольких компаний. Таким образом, отмечает эксперт, на глазах у всех формируется представительная когорта людей с серьезными деньгами, которые хорошо разбираются в управлении нефтегазовыми проектами и знают, что вложения в сырьевые активы за пределами России вряд ли принесут им такую же норму прибыли, как продажа своих компаний «Роснефти». Понятно, что какая-то часть выведенных из страны денег будет вложена в зарубежную недвижимость, спортивные клубы, произведения искусства, зеленую энергетику и прочие обязательные атрибуты. Но основные капиталы отошедших от дел представителей российского бизнеса будут искать достойного применения в новых проектах, желательно с высокой рентабельностью и возможностью последующей продажи. В этой связи интерес к покупке оставшихся на рынке добычных активов может существенно возрасти. Кто-то решит стать временным собственником месторождения в расчете на последующую перепродажу. Кто-то вложится на более длительную перспективу. Но в любом случае продавцы лицензий, как сообщают источники в отрасли, уже переписывают ценники в расчете если не на пылесос Сечина, то хотя бы на тех, кого он уже осчастливил своей щедростью. Другое дело, зачем «Роснефти» Каспий. На этот счет существует несколько версий. Одно из предположений изложил на своем сайте гендиректор ФНЭБа Константин Симонов. По его словам, в конце августа «Роснефть» обратилась в правительство с просьбой предоставить ей примыкающий к Лаганскому Тюлений блок. На нем в течение 6 лет работала Wintershall, но пробурив скважину, выявившую признаки газа, предпочла выйти из проекта. В 2010 году на Тюлений блок претендовала «Зарубежнефть», однако чиновники так и смогли

hvylya.org

Аналитика

Монетизация недр

решить, имеет ли эта компания право работать на шельфе. А в начале октября правительство предоставило лицензию на соседнее с Морским Западно-Ракушечное месторождение «Каспийской нефтяной компании» («КНК»), в которой «Роснефти» принадлежат 49,9 %, еще столько же — «Лукойлу» и 0,2 % — «Газпрому» (по некоторым данным, Морское является продолжением Западно-Ракушечного). При этом «КНК» продолжает разведку Северо-Каспийского блока. Таким образом, «Роснефть» становится основным оператором почти всей прибрежной полосы российского сектора Каспия, что создает новую конфигурацию в его освоении. Ведь владения «Роснефти» отделяет от берега Северный участок, на котором сосредоточены основные каспийские открытия «Лукойла». А там речь идет уже о сотнях миллионов тонн запасов нефти. Пока преждевременно делать вывод о том, что «Роснефть» может каким-либо образом претендовать на запасы «Лукойла», подчеркивает Симонов. Но без подобной сильной мотивации ее последние приобретения на Каспии трудно объяснить. «При этом у нас продолжают искать источник всех бед в ресурсном богатстве, считая, что лучший способ бороться с сырьевой зависимостью путем концентрации активов в одних руках и увеличения налогов, — пишет он. — Минфин твердит о налоговом маневре, рассказывая сказки про то, что нигде в мире уже нет экспортной пошлины. Но когда отрасль предлагает взять из мировой практики идею налогообложения выручки, наступает пауза». Ясно, что в портфеле любого российского министра финансов будут лежать «ножницы», ёрничает Симонов. Однако гендиректора ФЭНБ удивляет, что государство продолжает плодить различные стратегии, где ведет речь о росте производства нефти и газа. Правда, все эти бумаги в компаниях мало кто читает, отмечает он. Отрасль живет сама по себе, не имея внятного центра управления, что порой приводит к полной дезориентации.

Скажем, на что будет сделана ставка в среднесрочной перспективе? Сначала в правительстве говорили про Восточную Сибирь. Потом все кинулись на шельф и даже разработали весьма льготный проект налогообложения шельфовых проектов. Но стоило проекту добраться до Думы, как возник вопрос о нетрадиционной нефти Западной Сибири. Между тем добыча в Восточной Сибири, о которой стратеги грезили много лет, отстает от стремительно набираемых экспортных обязательств перед Китаем. Вопрос о доходности для бюджета этих обязательств поднимался не раз. Сегодня компаниям на порядок выгоднее гнать по ВСТО нефть в Китай, чем экспортировать на Запад, хотя бюджет на этом сильно теряет. Особенно если учесть, что на Восток уже отправляется нефть из Западной Сибири. Только «Роснефть» набрала обязательств перед Китаем на 55 млн т. И это еще не вечер, говорит Симонов. В частности, по контрактам, подписанным в текущем году, «Роснефть» получила более $80 млрд предоплаты. Однако деньги идут не столько на модернизацию или новые проекты, сколько на поглощения. В итоге деловой мир с упоением наблюдал, как «Роснефть» и «Газпром нефть» сцепились за акции «Северэнергии». Государственные компании грызут друг друга, сокрушается эксперт. Вот наглядный пример. «Газпром» ведет долгие, трудные переговоры с Китаем о поставках газа. Судя по тому, что на мировом рынке он заключает долгосрочные контракты на поставку СПГ порядка $700 и выше, шансы склонить его к заключению контракта на выгодных для России условиях были вполне реальны. Но тут «Роснефть» создает СП с CNPC по разработке Среднеботуобинского месторождения. Далее, как говорит Симонов, несложно просчитать развитие событий. Китайцы потребуют у «Газпрома» либо скидки, либо доли в восточных проектах, а «Роснефть» у Путина — права трубопроводного экспорта газа в Китай. Понятно, что у отдельно взятой компании есть собственные интересы. Вопрос в том, есть ли они у государства.

ООО «НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ

«ХИМБУРНЕФТЬ» НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЕ И СЕРВИСНЫЕ ИНЖИНИРИНГОВЫЕ РАБОТЫ Физико-химический анализ буровых растворов, технологических жидкостей, химреагентов по стандартам РФ и США; Керновые испытания качества вскрытия продуктивных пластов на УИПК-1М; Инжиниринг буровых растворов,технологических жидкостей для глушения и ремонта скважин.

350063, Россия, Краснодар, ул.Кубанская Набережная, 7, оф.502, (861) 268-54-57, 268-48-81 е-mail: hbn2005@yandex.ru, www.himburneft.ru

ПРОИЗВОДСТВО И ПОСТАВКА ЭКОЛОГИЧЕСКИ БЕЗОПАСНЫХ ХИМРЕАГЕНТОВ ДЛЯ БУРЕНИЯ И РЕМОНТА СКВАЖИН Смазочные добавки - ПАВ для буровых растворов, жидкостей освоения и ремонта скважин на основе растительного сырья марок ФК-2000, ФК-2000 Плюс, ФК-2000 Плюс М, ФК-2000 Плюс А Ингибирующие противоприхватные лубриканты ФК-М, ФК-Н на основе эфиров жирных кислот для всех типов технологических жидкостей, депрессоры и загустители растворов на углеводородной основе (РУО, РНО). Органический ингибитор глин марки ХБН – противосальниковый реагент, интенсификатор бурения Термостойкие (до 210 °С) полимерлигнитные понизители фильтрации буровых растворов ХБН 01-03. ООО «НПО «ХИМБУРНЕФТЬ» СООТВЕТСТВУЕТ ТРЕБОВАНИЯМ ГОСТ ISO 9001-2011

№ 4 (20) 2013

greenpeace.org

Аналитика

ЭКОЛОГИЯ, БИЗНЕС ИЛИ ПОЛИТИКА? Ес ли сос тавлять список наиболее нашу мевших событий у ход ящего год а, то одну из верхних позиций займет за держ ание российскими спецс лу жбами экипа ж а ле докола « Arc tic Sunrise », прина д ле ж ащего с амой влияте льной эколог ической организации в мире — Greenpe ace. По с тра ниц а м мир овых СМИ пр онес лось цу н а ми п у б лик а ций, к ак ос у ж д ающих дейс твия России, так и оправдывающие их. А ес ли собрать вое дино многочис ленные демонс трации и пикеты в под держк у арес тованных активис тов, то, наверное, мож но буде т полу чить небольшу ю армию. В чем причина с толь прис та льного внимания политиков и общес твеннос ти к этому де лу? Только ли в заботе об эколог ической безопаснос ти северных морей?

Экология, бизнес или политика?

Крымов Э. И. ж урна лист

Атака на «Приразломную» Все началось в сентябре, когда «Arctic Sunrise» прибыл в русский сектор Арктики. Цель визита была озвучена заранее: проведение акций против нефтяных компаний, планирующих добывать нефть на шельфе. «Мы здесь, чтобы рассказать всему миру о корпорациях, которые ради сиюминутной прибыли готовы уничтожить Арктику. В ближайшие недели «Гринпис» проведет против них ряд мирных ненасильственных акций как на море, так и на земле. Вместе с миллионами наших сторонников мы будем следить за каждым шагом захватчиков Арктики, поскольку любая их ошибка может обернуться экологической катастрофой», — не без пафоса объявил эксперт «Гринпис России» Роман Долгов в передаче с борта ледокола. Это была не первая попытка проникновения «Arctic Sunrise» к участкам «Роснефти», где компания при участии «Statoil», «Eni» и «Exxon Mobil» проводила геологоразведку. С начала года администрация Северного морского пути под разными предлогами трижды отказалась выдать пропуск ледоколу Greenpeace для прохода в зону, интересовавшую «зеленых». В итоге корабль экологов 26 августа самовольно вошел в Карское море, но вскоре покинул его, вытесненный пограничным сторожевым кораблем «В. Кингисепп». Сентябрьская вылазка «Arctic Sunrise» оказалась немного успешнее в том плане, что ледоколу удалось добраться до «Приразломной». По данным, опубликованным ФСБ, 14 сентября судно покинуло порт Киркенес и, сохраняя режим радиомолчания, отключив все системы мониторинга, начало движение в сторону пролива Карские Ворота, не имея при этом разрешения на проход Северным морским путем. Два дня спустя, находясь на удалении 60 миль от входа в пролив Карские Ворота, капитан ледокола был предупрежден командиром пограничного сторожевого корабля «Ладога» о недопустимости нарушения Правил плавания в акватории Северного морского пути, согласно которым действует разрешительный порядок. 17 сентября «Arctic Sunrise» изменил курс, пытаясь приблизится к морской ледостойкой стационарной платформе «Приразломная». Командиром пограничного корабля было предложено капитану судна изменить курс, в связи с тем, что он ведет в закрытый для плавания морской режимный район, установленный радиусом 3 мили вокруг «Приразломной». На следующий день ледокол маневрировал платформы на расстоянии от 3 до 4 мили, не нарушая границ закрытого для плавания района. Спустив на воду несколько лодок, гринписовцы предприняли попытку штурма платформы. Два активиста сумели закрепиться на платформе при помощи альпинистского снаряжения. Остальные были остановлены вмешательством береговой охраны. В ходе столкновения катер Greenpeace таранил лодку пограничников и отплыл лишь после нескольких предупредительных выстрелов из автомата. Во время попытки высадки активистов Greenpeace капитан «Arctic Sunrise» вел переговоры с береговой охраной. В частности, он требовал возвращения задержанных членов своего экипажа, при этом отказываясь подчиниться приказу

пограничников остановиться для проведения осмотра. В итоге 19 сентября на ледокол была высажена с вертолета осмотровая группа Пограничной службы ФСБ России. По результатам осмотра составлены протоколы на русском и английском языках, которые капитан судна подписывать отказался. В соответствии с действующим законодательством РФ (Федеральный закон от 17.12.1998 г. № 191-ФЗ (ред. от 21.11.2011) «Об исключительной экономической зоне Российской Федерации») было решено буксировать «Arctic Sunrise» в порт Мурманск, для проведения дальнейших процессуальных действий. Там задержанных «зеленых» распределили по СИЗО, а после арестовали по обвинению в пиратстве. Спустя некоторое время обвинение переквалифицировали с тяжкого «пиратства» на более легкое — «хулиганство» (часть 2 статьи 213 УК РФ). А уже к концу ноября почти всех задержанных выпустили под залог. По мнению многих иностранцев, да и некоторых граждан РФ, российские власти не просто чрезмерно жестко отреагировали на протестную акцию «зеленых», но и сами поступили противоправно, задержав иностранное судно, находившееся за пределами российских территориальных вод. Казалось бы, верно, но на ситуацию можно взглянуть и с другой стороны. Лучше всех суть вопроса раскрыл обозреватель РИА Новости Сергей Петухов. В статье «Задержание в Баренцевом море: от гринписовца до уголовника — один шаг», он пишет: «статья 11 УК РФ гласит: «Преступления, совершенные в пределах территориального моря или воздушного пространства Российской Федерации, признаются совершенными на территории Российской Федерации. Действие настоящего Кодекса распространяется также на преступления, совершенные на континентальном шельфе и в исключительной экономической зоне Российской Федерации. Лицо, совершившее преступление на судне, приписанном к порту Российской Федерации, находящемся в открытом водном или воздушном пространстве вне пределов Российской Федерации, подлежит уголовной ответственности по настоящему Кодексу, если иное не предусмотрено международным договором Российской Федерации».

Администрация Севморпути под разными предлогами триж ды отк аза лась выд ать пропуск ледоколу Greenpeace для прохода в зону, интересовавшую «зеленых»

Ключевые слова для Greenpeace здесь — «континентальный шельф», «экономическая зона» и «судно, приписанное к порту РФ». Платформа «Приразломная» приписана к порту Нарьян-Мар. Судно Greenpeace задержано в российской экономической зоне, да еще и на континентальном шельфе. То есть его экипаж подсуден по российскому УК…» № 4 (20) 2013

Трибунал потребовал освободить «Arctic Sunrise»

22 ноября Международный трибунал по морскому праву ООН огласил приговор по делу «Arctic Sunrise». Согласно ему Россия должна освободить под залог ледокол, а также находившихся на его борту активистов Greenpeace и членов экипажа. В Москве же считают, что дело «Arctic Sunrise» не входит в компетенцию трибунала. «Трибунал, как и ожидалось, предложил компромиссный вариант, и по большому счету Россия не обязана выполнять решение. Это остается на ее усмотрение, — прокомментировал ситуацию главный редактор «Морского бюллетеня», эксперт по морскому праву Михаил Войтенко. — Это обычная практика в судоходстве, когда судно отпускают под залог до рассмотрения дела по существу. Мера эта больше коммерческая, чем политическая. Санкций за невыполнение решения в принципе быть не может».

Показательно, что официальные представители Нидерландов (под флагом этого государства ходил «Arctic Sunrise»), относительно сдержанно отреагировали на арест команды ледокола. Это может служить косвенным признанием того, что правда все-таки на стороне России. К сожалению, обыватели редко отличаются вниманием к деталям и мало интересуются юридическими тонкостями. Поэтому в глазах почти всего мира власти РФ в очередной раз предстали жуткими авторитарными монстрами, проявившими необоснованную агрессию по отношению к мирным защитникам природы. Между тем, если посмотреть на ситуацию чуть иначе, дело выглядит далеко не столь однозначным.

Природа и государственные интересы Предупреждая об опасности нефтедобычи на Арктическом шельфе, экологи Greenpeace основной акцент делают на повышенном риске возникновения аварийных ситуаций. И в этом они абсолютно правы. Сложные погодные условия, льды, полярная ночь и низкие температуры серьезно затрудняют работу нефтяников и газовщиков и способны привести и к поломкам техники, и к фатальным ошибкам персонала. 30

Особую угрозу представляет мороз, негативно влияющий на материалы. А в случае разлива нефти, низкие температуры усиливают экологический урон. Дело в том, что тяжелые фракции нефти оседают на придонной, береговой и плавающей растительности, создавая длительный источник загрязнения воды. Процесс самоочищения водоема происходит в течение длительного времени. Нефтепродукты окисляются аэробными бактериями до менее вредных и даже безвредных продуктов, особенно в теплый сезон. При исходной концентрации нефти 1 мг/л в теплое время года процесс самоочищения водоема завершается к концу месяца. Но при температуре воды 5—10 °С бактериальное разложение нефти прекращается, и она сохраняет свои ядовитые свойства продолжительное время. Причем техника тоже в подобном случае не поможет. Как подчеркивают специалисты Greenpeace, в мире не существует успешных практик по ликвидации нефтяных разливов в ледовых условиях. Если акватория моря покрыта льдами хотя бы на 10%, механические средства сбора теряют свою эффективность. С коллегами из Greenpeace солидарен и директор WWF России, академик РАЕН Игорь Честин. «Как показывает печальный опыт последних лет — пожар и разлив нефти в Тиморском море в 2009 году, пожар, разрыв буровой установки и разлив нефти в Мексиканском заливе в 2010 году, — добывающие компании даже не готовятся к авариям такого рода, — говорит он. — Незначительные утечки большинство операторов способны ликвидировать быстро и эффективно, но взрывы на платформах, разрывы буровых установок на больших глубинах даже не просчитываются. Причины понятны: вероятность подобных событий невысока, а если к ним готовиться, то любой проект заведомо станет нерентабельным. Вот мы и получаем при невысокой вероятности для каждой конкретной буровой, но при растущем числе шельфовых проектов одну катастрофу за другой — в точном соответствии с теорией вероятности. Если говорить об Арктике, то, например, ни у одной компании нет технологии сбора нефти подо льдом. На льду — не проблема, при шуге — сложнее, но проще, чем просто в воде, а вот под метровым слоем льда — нет. Не говоря уже про сбор нефти на глубине. А это и есть главная опасность с нашей, экологической, точки зрения. Это не мы перестраховываемся — это энергетики не страхуются от наиболее опасных событий». Учитывая все факты, можно утверждать, что любая крупная авария на буровых платформах в Арктике, сравнимая по масштабам со взрывом на «Deepwater Horizon», станет экологическим бедствием невиданных масштабов. И то, что Greenpeace пытается привлечь внимание к этой угрозе, заслуживает искреннего уважения. Но проблема в том, что для России (и не только для нее) освоение Арктики не столько экономический, сколько геополитический проект. «Отчасти мы Арктику развиваем вынужденно, не ради нефти и газа, а ради поддержки и развития северных регионов России и из геополитических соображений — застолбить место на шельфе, — говорит старший аналитик «Сбербанк CIB» Валерий Нестеров. — Сначала нужно разобраться с сушей, в ближайшие 10—15 лет трудноизвлекаемые запасы нефти на суше разрабатывать намного легче и эффективнее, чем арктические. В Арктике быстрой добычи не будет, да и ее объемы будут гораздо ниже». С тем, что добыча нефти на шельфе в настоящее время мало связана с погоней за прибылью, согласен и аналитик

svoboda.org

Аналитика

narfu.ru

Экология, бизнес или политика?

«ВТБ капитала» Дмитрий Лукашов: «У нас еще очень много нефти на материке, особенно в Западной Сибири. На всех наших месторождениях, включая самое истощенное — Самотлор, есть еще что добывать. Когда американцы приступили к разработке шельфа, у них средний дебит одной скважины был 10 баррелей в сутки, у нас сейчас — 70 баррелей в сутки. Наши месторождения истощены лишь на 25 %, в то время как у американцев к моменту их прихода на шельф были на 35—40 %. То есть у нас еще есть в запасе 5 млрд т нефти на материке до того, как дойти до уровня выработанности американских месторождений. Давайте сначала извлечем эту нефть. Вот лет через 15, когда мы извлечем большую часть разведанных запасов на материке, тогда можно и заняться шельфом». Еще дальше в своих выводах идет Игорь Честин: «Нефтегазовые компании не хотят заходить в Арктику, но вынуждены это делать под давлением политиков и несовершенных рыночных механизмов». Мнения экспертов о политической подоплеке битв за Арктический шельф подтверждают и заявления силовиков. «США создают объединенную базу вооруженных сил на Аляске. Модернизируются авиабазы Элмендорф, Айельсон, аэродромы Барроу и Ном. Разворачиваются система слежения за надводной и подводной обстановкой в Арктических морях и новый пункт базирования береговой охраны в п. Барроу, — говорит экс-директор ФСБ, а ныне секретарь Совета безопасности Российской Федерации Николай Патрушев. — Канада строит порт в Нунисивике, создает тренировочную базу вооруженных сил в Резольюте. Дания создала объединенное арктическое командование вооруженных сил. Как вы понимаете, Россия не может безучастно наблюдать за военными приготовлениями иностранных государств вблизи своих границ». И она не остается безучастной: арктическая группировка войск РФ также постоянно укрепляется. В частности, в октябре 2013 года восстановил работу аэропорт Темп на Новосибирских островах, планируется дальнейшее совершенствование аэродромной сети и причальных сооружений на арктических архипелагах, решаются вопросы формирования морских спасательных центров в восточном секторе Севморпути, восстанавливаются заброшенные в 90-х военные базы, идут разговоры о создании особого «арктического спецназа» и флотилии военных ледоколов… «Все эти усилия призваны создать основу для реализации государственной политики в отношении развития приполярных территорий Дальнего Востока и Арктической зоны России в целом, — заявляет Патрушев. — Это позитивный момент, свидетельствующий о качественно новом подходе органов власти к управлению развитием таких масштабных территорий, как российский Дальний Восток, прежде всего, за счет применения методов стратегического планирования». Неудивительно, что в таких условиях, любое посягательство на стремления РФ закрепиться в Арктике, руководство страны рассматривает как контратаку противника, в том числе и любые протестные акции экологов. Тем более что основания заподозрить последних в сотрудничестве с заинтересованными структурами на Западе — как бизнес-, так и политическими — имеются.

Темная сторона «зеленых» В экологических организациях работают разные люди. И если одних действительно волнует состояние окружа-

Будущее Арктики предопределено

У Арктики нет иного пути развития, кроме как превратиться в постепенно опустошаемый «резервуар» нефти и газа, — полагает директор представительства Норвежского Баренцева секретариата в России, почетный консул Норвегии в Архангельске Андрей Шалев. «Сегодня уже этому нет альтернативы. Превратить Арктику в заповедник, как предлагает Greenpeace, уже не удастся. Пока человечество движется по экстенсивному пути развития, нефтегазовый резервуар Арктики будет осваиваться. Но увеличивать число охраняемых территорий мы можем, и российское правительство вроде бы с этим согласно. Площади национальных парков и заповедников в Арктике должны быть увеличены в разы. Север и Арктика могут быть привлекательны и для живущих здесь людей, и для инвесторов. Здесь огромные возможности для научных исследований, образования, туризма. Здесь прекрасные условия для производства экологически чистых продуктов».

ющей среды, другие рассматривают свою деятельность исключительно в качестве возможности заработать. На Западе понятие «экологический шантаж» существует давно. В России с ним познакомились в начале двухтысячных. Суть явления заключается в том, что экологические организации, выбрав какую-нибудь компанию, начинают активно мешать ее деятельности различными акциями, протестами и т. п. — до тех пор, пока бизнесмены не придут к ним с предложением «договориться». К примеру, об одном из таких случаев рассказал известный блоггер kungurov: «Следующий мой контакт с «зелеными» состоялся, когда одна экологическая организация пригласила меня на должность главного редактора их боевого листка на время борьбы за чистоту байкальских вод против очередного посягателя на эти самые воды. Но по прилету в Иркутск, я лишь попал на банкет по случаю того, что борцы успешно «решили вопрос» с посягателем. Подробностей не знаю, но судя по шикарно накрытому столу на 50 персон, финансовая составляющая вопроса тоже была решена. Вот тут-то у меня и зародились подозрения, что экологическое движение — это не только борьба за экологию, и даже экология тут порой совершенно ни при чем. Дело как раз в финансовой составляющей». Проводя журналистское расследование для журнала «Русский Newsweek», Евгений Сандро, Дмитрий Мунгалов, № 4 (20) 2013

Greenpeace преподали урок

«Главной задачей было как следует припугнуть активистов Greenpeace, — делится своим мнением о произошедшем политолог, заместитель руководителя Центрального аппарата Всероссийского общества охраны природы Александр Казаков. — Если рассматривать ситуацию не в правовом, а в политическом аспекте, то вся история выглядит вполне логично. Сначала активисты, при наличии всех к тому оснований, были задержаны и оставлены в СИЗО для того, чтобы им и их коллегам было неповадно поступать так в следующий раз. То, что сейчас задержанных начинают отпускать под залог, — это не освобождение. Суд состоится в любом случае. Приговор будет обвинительным. Честно говоря, я надеюсь, что после обвинительного приговора они получат условные сроки, а иностранные граждане отправятся восвояси с запретом на въезд в Россию».

Антон Черменский, Антон Злобин пришли к выводу, что и сами представители бизнеса нередко используют экологов для борьбы с конкурентами. Иллюстрируя этот факт, они привели рассказ известного эколога, сопредседателя группы «Экозащита!» Владимира Сливяка. Однажды в эту организацию обратились пиарщики, работавшие на крупную алюминиевую компанию, и предложили побороться со строительством алюминиевого завода в Тайшете. «Производство вредное, и проект был плохой. Но мы поняли, что с нашей помощью будут мочить конкурентов, и отказались, — закончил историю Сливяк. — А ведь кто-то и согласился». Не гнушаются разыграть экологическую карту и чиновники, в том числе российские. Скажем, некоторые эксперты полагают, что одна из основных причин, по которым нефтяной гигант «Shell» продал свою долю в проекте «Сахалин-2» «Газпрому», заключалась в давлении со стороны Росприроднадзора. Тогда Олег Митволь, являвшийся заместителем главы этой организации, заявил, что «Сахалин-2» может нанести ущерб природе на $50 млрд. Но как только концерн «Shell» самоустранился, экологические претензии были сняты. За Greenpeace также тянется мутный шлейф разнообразных скандалов, связанных с подтасовкой фактов, финансовыми махинациями, связями с бизнесом и т. д. 32

Так, одной из знаменитых операций Greenpeace стала кампания по противодействию попыткам «Shell» затопить в море нефтяную платформу «Brent Spar». Тогда «зеленые» заявили, что там осталось более 5500 т сырой нефти, извлечь которую компании «Shell» не удалось. По словам гринписовцев, распространение этой нефти по Северному морю стало бы своего рода экологическим холокостом, поэтому они потребовали от концерна отбуксировать платформу к берегу и разобрать. И хотя представители «Shell» утверждали, что в резервуарах осталось всего 50 т нефти, и что затопление давно уже стало общепринятым способом избавляться от старых нефтяных платформ, их никто не слушал. Более того, активисты Greenpeace попытались захватить платформу, высадившись с вертолета. Их отогнали при помощи водометов, но яркая картинка, разошедшаяся по всем каналам, сделала свое дело. На Greenpeace посыпались активные пожертвования, тогда как бензоколонки «Shell» начали бойкотировать, одну из них — в Германии — даже попытались взорвать. Прибыли падали, сотрудники нефтяного концерна получали угрозы… В итоге владельцы сдались. Несмотря на то что никто не доказал, что предложенная Greenpeace альтернатива экологически более оправданна, чем запланированное затопление, «Brent Spar» с огромными издержками отбуксировали на берег, где она была разобрана на части. Никакой выгоды для окружающей среды при этом не было: даже журнал «Nature» назвал этот результат «никому не нужным отступлением от здравого смысла». Самое забавное, выяснилось, что специалисты «Shell» говорили правду: на платформе действительно было всего около 50 т нефти. На это тогдашний «научный руководитель» Greenpeace заявил, что стократное преувеличение угрозы было лишь «небольшой ошибкой». Вообще, можно сказать, что искажение фактов — особенность modus operandi Greenpeace. Свежий пример. В апреле этого года на сайте www.greenpeace.org была размещена заметка «Лукойл» отказывается от добычи нефти в Арктике. Кто следующий?». В ней говорилось о том, вице-президент и совладелец нефтяной компании «Лукойл» Леонид Федун считает бессмысленным вложение средств в добычу нефти на арктическом шельфе, и делался намек на то, что причина отказа «Лукойла» от добычи нефти заключается в осознании всех рисков этого предприятия (а вовсе не в том, что конкуренты с госучастием, не без использования админресурса, элементарно заблокировали компании доступ на шельф). А буквально через пару месяцев после этой публикации «Лукойл» объявил о том, что стал участником двух проектов в норвежском секторе Баренцева моря по результатам 22-го лицензионного раунда, проведенного Министерством нефти и энергетики Норвегии. Но этим дело не ограничилось. В сентябре на том же сайте Greenpeace появилась статья «Мирная акция на «Приразломной»: во имя чего активисты рисковали своей свободой». В ней автор заявляет дословно следующее: «многие компании уже отказались от добычи нефти в Арктике, среди них «Total», «Лукойл», «Chevron». Причина — крайне высокие экологические стандарты в других странах арктического шельфа, за исключением России…» В этой фразе одновременно содержатся и ложь, и передергивание. Известно, что «Total» закрыл свой арктический проект после аварии на буровой в Северном море, во время которой в воду попал газовый конденсат. Устранение последствий этого инцидента обошлось «Total» в $10 млрд, и вполне вероятно, что акционеры побоялись дальнейших расходов. «Лукойл» от арктической нефти не отказывался, об этом говорилось выше (да и на его

mozgovoyshturm.ru

Аналитика

dmitrynd.livejournal.com

Экология, бизнес или политика?

гипотетический отказ никак бы не могли повлиять «высокие экологические стандарты в других странах»). «Chevron», процветающий в Мексиканском заливе», также не отказывался от разработки шельфа, так как никогда ее и не начинал. С тем же успехом можно утверждать, что от бурения в Арктике отказалась и Saudi Aramco (к слову, «Chevron» в 2011 году предлагал российской стороне заменить собой «ВР», когда стокгольмский арбитраж заблокировал арктическую сделку между британской компанией и «Роснефтью»). Помимо склонности к подтасовке фактов, критики Greenpeace указывают, что избирательность организации имеет определенную устойчивость. Так, регулярными объектами гринписовских атак становятся такие компании, как «Royal Dutch Shell» и «Газпром» — тогда как американская нефтегазовая промышленность чувствует себя более или менее спокойно. На преследовании одних компаний и игнорировании других скелеты в шкафу «зеленых» не заканчиваются. Французский журналист, работавший под псевдонимом Оливье Вермонт, некоторое время проработав в офисе Greenpeace, выпустил книгу «Темная сторона Greenpeace». В ней он утверждает, что эта организация манипулирует общественным мнением с целью сбора пожертвований, расходует большую часть полученных денег на зарплаты сотрудников, ведет досье на политиков, за деньги заключает негласные соглашения с крупными компаниями, благодаря которым те избавляются от преследования со стороны экологов, подписывали со своими бывшими топ-менеджерами договоры о неразглашении за огромный «золотой парашют» и т. п. Представители Greenpeace подали против журналиста иск о клевете. Но книга осталась в печати, и сейчас ее можно приобрести за €20. Все это, с точки зрения наиболее радикальных защитников природы, свидетельствует о том, что Greenpeace превратился в обычную международную корпорацию. Об этом неоднократно высказывался бывший активист организации Пол Уотсон: «К сожалению, сейчас у них вообще нет никакой позиции. Самая главная задача — найти какойнибудь повод и наделать фотографий. И вот уже пятьдесят миллионов электронных писем с этими снимками гуляют по всему Интернету с единственной целью — привлечь пожертвования. Это все, чего они хотят. Дайте им только повод, и они будут заниматься позерством. На самом деле они не думают о том, как изменить мир к лучшему. А нас, основателей Greenpeace, даже не пускают на порог этой организации. Кстати, офис Greenpeace напоминает тот, что у IBM, его стоимость составляет $60 млн. Вот на что они тратят деньги. Это кардинально отличается от той цели, ради которой мы создавали Greenpeace. Поэтому я ушел из Greenpeace». Один из сооснователей Greenpeace Патрик Мур сегодня считается убежденным противником этой организации. «В какой-то момент я обнаружил, что я — единственный из директоров Greenpeace, имеющий профильное образование и занимающийся наукой. Никто из моих коллег не обладал научной степенью в хоть сколько-нибудь близкой области. Это были политические деятели, какие-то публичные фигуры, экологические карьеристы», — рассказывает Мур. По его словам, из-за отсутствия достаточной квалификации гринписовцы тиражируют страшилки, научная обоснованность которых сомнительна. Например, в экспертном сообществе нет единого мнения не только о причинах глобального потепления, но и о том, имеет ли оно на самом деле место. Тем не менее Greenpeace активно использует

Арктическая нефть никому не нужна?

Нефтяные компании не заинтересованы в реальной добыче нефти на шельфе, — утверждает директор WWF России Игорь Честин. «Для нефтяных компаний одной из важнейших составляющих капитализации являются запасы сырья на их балансе. Отношение рынка к этому показателю весьма чувствительное. Поэтому компании ожесточенно борются за лицензии на новые месторождения. Не важно, есть ли у компании технологии, выгодна ли разработка этих запасов, — компаниям просто важно показать, что динамика закрепленных за ними запасов не хуже, чем у конкурентов. Ничего удивительного, что, несмотря на полную технологическую и экономическую несостоятельность данных проектов, супермейджоры стремятся записать запасы арктического шельфа на свой баланс. Но в то же время они будут использовать все возможные уловки, чтобы как можно дольше, а лучше никогда не заниматься их реальной разработкой. Что мы, собственно, и наблюдаем».

глобальное потепление как пугало. Такой подход Мур называет информационным терроризмом. По его мнению, задача экологов — бороться с реальными, а не мнимыми угрозами. Более жестко о действиях Greenpeace высказывается видный эколог, главный редактор газеты «Общество и экология» Сергей Лисовский. «Мы с коллегами уже пятнадцать лет изучаем работу «Гринписа», — говорит он. — Его методы решения экологических проблем отвратительны и непродуктивны. Могу предположить, что заказчиком нападения на «Приразломную» была конкурирующая западная нефтяная компания, заплатившая огромные деньги за акцию, направленную на подрыв энергетической безопасности России». Последнее высказывание возвращает нас к тому, о чем уже говорилось. Освоение арктического шельфа — геополитический проект российского руководства. И, по всей вероятности, жесткой реакцией на провокационную вылазку экологов власти продемонстрировали заинтересованным наблюдателям две вещи. Первое — это то, что РФ не позволит никому посягать на свои приполярные территории. Второе — Кремль морально готов отстаивать интересы страны и, более того, располагает для этого необходимыми средствами. № 4 (20) 2013

Аналитика

ПРЕИМУЩЕСТВА СОВЕТСКОЙ СИСТЕМЫ ОБРАЗОВАНИЯ От добра добра не ищу т, — говори ли наши пращу ры, пре дос терега я от непродуманных дейс твий, способных нанес ти урон б лагополу чию человек а и ли общес тва. К сож а лению, российские чиновники от обра зования не прис лушиваютс я ни к мудрос ти пре дков, ни к рекоменд ациям у ченых- современников. Бесконечными вре доносными реформами они ра зрушают фунд амент, на котором зиж детс я отечес твенна я наук а, тем с амым толк а я с трану к беспреце дентному в ис тории инте л лек т уа льному кра х у.

Берлин М. А. д. т. н., п р о ф ессо р, у ч ен ы й с ек р е та р ь З АО « Н И П И « И н ж Г ео »

равнивать Болонскую систему образования с советской трудно, если не сказать невозможно. В наиболее полном виде Болонская система представлена в США. В остальных странах «болонской группы» в нее внесены такие изменения, что системы как таковой нет. Единственное остающееся неизменным — то, что бакалавр является специалистом с высшим образованием в той области, в которой он учился. Не очень убедительно описана роль магистра. Он готовится углубленно в каком-то узком сегменте науки и техники. Для чего? Если это аналог отечественного кандидата наук, то наша подготовка нижнего звена исследователей гораздо серьезней. Она включает в себя вступительные экзамены, экзамены после каждого года обучения; затем аспирант должен выбрать проблему, важную в сфере своей деятельности, разработать подробный план решения и за три года решить эту проблему и защитить свой вариант решения этой проблемы на специальном совете (защита кандидатской диссертации) и получить заслуженную ученую степень кандидата наук. Такой ученый первой ступени знает, куда двигаться дальше в науке, и может создать коллектив единомышленников. О докторах наук и говорить нечего. Их практически нет в этой системе. А ведь именно они в своих диссертациях решают важнейшие проблемы науки и техники, создают целые направления и школы в науке. Итак, за пять лет западная система выпускает специалиста с высшим образованием, а еще через два года из желающих — магистров с углубленными знаниями в своей области. В советской системе за 5—6 лет готовят высококлассных специалистов, которые могут с успехом работать в соответствующих отраслях промышленности, сельского хозяйства, медицины, культуры и т. д., а наиболее талантливые идут в науку (через аспирантуру.) При этом надо отметить не

только глубину, но и широту знаний наших выпускников. Если не ошибаюсь, академик Капица сказал, что ученый — это тот, кто все знает в своей области и хорошо разбирается в смежных областях науки. Этот постулат в равной степени относится к любому высококвалифицированному профессионалу. Именно этой широты знаний у наших специалистов гораздо больше, чем у их зарубежных коллег. Недаром они пользуются уважением и «спросом» на Западе и очень ценятся там. Говоря о превосходстве отечественной системы обучения и, соответственно, наших специалистов, я во многом опираюсь на личный опыт. Приведу один пример. В начале 70-х годов прошлого века институт «ВНИПИГазпереработка», которым я тогда руководил, вместе с фирмой «Флюор» (США) проектировали газоперерабатывающий завод для Западной Сибири. Наши партнеры проявили себя неплохо, и завод получился хорошим, современным. Но в процессе работы над проектом присутствовали нюансы, дающие пищу для размышлений. Начнем с того, что специалисты «Флюор» представили для расчета технологическую схему завода, которая не могла дать тот отбор целевых продуктов, который требовался по нашему заданию. После того как институт схему отклонил, фирме потребовалось целых две недели, чтобы предложить новый приемлемый вариант. Далее, на вопрос, как была рассчитана этановая колонна, мы ответа от американских партнеров не получили, так как их расчетчик успел улететь, а оставшиеся специалисты не владели темой. У нас же каждый квалифицированной технолог может рассчитать любую колонну. И последнее. Технологическую схему мы считали параллельно, и расхождение в соответственных узлах не превышало +(-) 3 %. Таким образом, наши инженеры были на уровне и даже выше.

photoshare.ru

Преимущества советской системы образования

Академия наук в Москве

Безусловно, в советском высшем образовании были и недочеты, и прежде всего в прохождении студентами производственной практики. Она должна проходить на их будущем рабочем месте под руководством опытного наставника, специалиста в этой области. Некоторые специальности инженеров у нас вообще не выпускаются. Например, инженеры-проектировщики. Считаю, что нужно организовать выпуск инженеров-проектировщиков для всех отраслей народного хозяйства. Нужно расширять профили вузов для выпуска специалистов по новым и новейшим направлениям науки и техники, чтобы не «чубайсы» руководили созданием нанотехнологий, а талантливые инженеры, более близкие к этой проблеме. Это же касается электроники, чтобы, к примеру, не закупать детали для нашего оружия у натовцев. Нужно больше внимания уделять информационным технологиям, математическому моделированию, использованию численного эксперимента, системному подходу к решению проблемы. Необходимо улучшать подготовку научных кадров, кандидатов и докторов наук. Но нельзя требовать от аспиранта выполнить то, на что не способны научно-исследовательские институты: выбрать нужное направление исследования, провести его на высоком уровне, да еще и внедрить в производство. Так можно угробить даже очень талантливого аспиранта. ВАК должен хорошо продумать и обсудить с нашими ведущими учеными, академиками требования к кан-

дидатским и докторским диссертациям и не так часто менять их. В Советском Союзе была хорошо отработана и система среднего образования. Ее следовало бы взять за основу, внося необходимые изменения в программу по мере развития науки и техники. Особое внимание нужно обращать на компьютерную грамотность, на знакомство с программированием. Основными предметами в школе должны быть русский язык и литература, математика, физика и химия, английский язык (чтобы выпускники школ владели им свободно). Особо одаренные ребята могут учиться по специальным программам. И никакого ЕГЭ! Во времена моего обучения в школе мы начиная с четвертого класса ежегодно сдавали экзамены. И это было здорово, так как, готовясь к экзамену, мы просматривали весь курс и как бы заново продумывали его. А ЕГЭ надо упразднить, он создан для зубрил и коррупционеров. Я уверен в том, что нам нужно выйти из Болонской системы образования. Необходимо полностью заменить руководство министерства образования, и как можно скорее. Разве у нас нет выдающихся ректоров вузов? А самое главное — ни при каких обстоятельствах и ни на каких условиях нельзя ликвидировать Академию наук! Академия наук должна быть такой, какой она была в СССР. Ликвидация или предполагаемая реорганизация РАН — это предательство интересов России во благо неучей чиновников. № 4 (20) 2013

Материалы предоставлены ООО «МАКО», фотограф Р. Кондаков

Промо

I ВСЕРОССИЙСК А Я НАУ ЧНО - ПРАКТИЧЕСК А Я КОНФЕРЕНЦИЯ «УПРАВЛЕНИЕ РИСК АМИ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЕГА ЗОВОЙ ОТРАС ЛИ » 21 ноября в Москве в РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина состоялась научнопрактическая конференция «Управление рисками в нефтегазовой отрасли». По замыслу организаторов главной целью этого мероприятия было познакомить специалистов нефтегазовой отрасли с современными технологиями и подходами в области создания корпоративных систем, связанных с управлением рисками на предприятиях нефтегазовой отрасли, а также предоставить им возможность обсудить тревожащие их проблемы в данной сфере.

Необходимость подобного мероприятия ощущалась уже давно. И то, что конференция была организована именно силами РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина — ведущего профильного вуза в России, — гарантировало высочайший уровень ее проведения, комплексный подход к проблеме и глубину проработки докладов. Своеобразным символом качества конференции, гарантией ее научной и практической значимости мог послужить и состав оргкомитета. В него входили Александр Владимирович Мурадов (проректор по научной работе, д. т. н., профессор РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина), Михаил Александрович Силин (первый проректор по стратегическому развитию, д. т. н., профессор РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина), Валерий Владимирович Кульчицкий (директор НИИ буровых технологий РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, д. т. н., профессор, исполнительный директор НТО НГ им. акад. И. М. Губкина), Эдуард Александрович Аванян (уче36

ный секретарь НТО нефтяников и газовиков им. акад. И. М. Губкина, к. э. н.), Анатолий Николаевич Дмитриевский (директор ИПНГ РАН, д. г-м. н., академик РАН), Аркадий Анатольевич Боксерман (советник генерального директора ОАО «Зарубежнефть», д. т. н.), Анатолий Борисович Золотухин (проректор по международным связям, д. т. н., профессор) и Алексей Игоревич Архипов (завсектором лаборатории ГИСС НИИБТ РГУНГ имени И. М. Губкина). Возглавлял оргкомитет Виктор Георгиевич Мартынов (ректор, д. э. н., профессор РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, председатель НТО НГ им. акад. И. М. Губкина). Актуальность конференции обусловлена рядом негативных тенденций в нефтегазовом комплексе России и волатильностью мировой ценовой конъюнктуры. Одним из таких факторов является отсутствие в большинстве компаний действенной интегральной системы управления всеми видами рисков.

I Всероссийская научно-практическая конференция «Управление рисками на предприятиях нефтегазовой отрасли»

Следствием сложившегося положения в нефтегазовой промышленности стала ситуация, когда учитываются не все угрозы операционного, экономического, финансового характера и, как следствие, не используются все возможности прогнозирования развития и комплексного управления отдельными рисками в рамках корпоративной стратегии. Представленные на конференции доклады помогли сформировать у ее участников понимание целей и механизмов построения и эффективного использования передовых отечественных и зарубежных практик управления рисками на основе интегральной корпоративной системы рискменеджмента. В работе конференции приняли участие специалисты и ученые нефтегазовой отрасли и высшей образовательной школы России, представители деловых кругов, в том числе Союза нефтегазопромышленников России, межрегионального Научно-технического общества нефтяников и газовиков имени академика И. М. Губкина, Российской академии естественных наук. Спонсорами конференции стали ОАО «ТМК» и ОАО «АК» «Транснефть». Генеральный спонсор ОАО «Газпром International». Доклады, прозвучавшие на конференции: - Демкин И. В., заместитель директора Центра анализа рисков ООО «НИИгазэкономика», «Методический подход к анализу рисков нефтяных проектов»; - Дмитриевский А. Н., академик РАН, директор ИПНГ РАН, «Риски технологического отставания нефтегазовой отрасли России»; - Никитин Б. А., завкафедрой РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, «Шельфовые проекты: вызовы и риски для ТЭК России»; - Кершенбаум В. Я., завкафедрой РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, «Риски вступления в ВТО для нефтегазового комплекса России»; - Лебедев И. А., к. э. н., партнер практики управления рисками КПМГ, доцент кафедры «Анализ рисков и экономическая безопасность» Финансового университета при Правительстве Российской Федерации, «Актуальные вопросы управления рисками мошенничества в деятельности предприятия топливно-энергетического комплекса»; - Ненашева И. А., генеральный директор ООО «Финансовоправовая экспертиза бизнеса», «Риск-ориентированная модель отраслевых сегментов в энергетическом секторе»; - Григорьев Г. А., завлабораторией ФГУП «НИГРИ», «Анализ рисков в нефтегазовых проектах»; - Кульчицкий В. В., д. т. н., НИИ буровых технологий РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, ОАО «НИПЦ ГНТ», «Управление рисками при супервайзинге бурения и нефтегазодобычи»; - Аванян Э. А., ученый секретарь НТО нефтяников и газовиков им. акад. И. М. Губкина, к. э. н., «Риски зарубежной экспансии и сотрудничества со странами ЕврАзЭС и СНГ в энергетической сфере»; - Бабов А. О., НП «РусРиск», «Интегральная система управления рисками». Также в программу пленарного заседания вошли: - практическое занятие «Анализ рисков инвестиционного проекта по разработке месторождения углеводородов», проведенное Михеевым П. Н. и Будишевской Т. Н., Deloitte & Toush; - круглый стол.

Актуальность конференции обусловлена рядом негативных тенденций в нефтегазовом комплексе России и волатильностью мировой ценовой конъюнктуры. Одним из таких факторов является отсутствие в большинстве компаний действенной интегральной системы управления всеми видами рисков.

№ 4 (20) 2013

Персона

Антон Шуликин: менеджмент — универсальный инструмент

АНТОН ШУЛИКИН: МЕНЕДЖМЕНТ — УНИВЕРСАЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТ Фра за « с небес н а зем лю » не всегд а несе т в себе р окову ю неот врат имос т ь с удьбы. В ж изни за мес тите ля гл а вного ин ж енера пр оек та « Ин ж Г ео » А нтон а Ш уликин а пр ощ ание с небом ознаменова ло лишь нача ло дру гого этапа и покорение новых высот.

Б ес е до в а л

Ф ото г раф

Алиев С. Т.

Тарасова Ю.В.

— Люди по-разному воспринимают школьные годы. Для одних это самое радостное и беззаботное время, для других — наоборот. А какие воспоминания остались у вас?

точить и склеить. Мне очень нравилось их собирать, и, несмотря на то что удовольствие это было недешевое, папа всегда покупал мне такие наборы. Кроме того, я посещал авиа- и автомодельный кружки. Так что у моей идеи стать авиаконструктором были достаточно глубокие корни. Но, когда я узнал, что для этого мне

— У нас была очень интересная школа в плане организации тематических сценок. Мы часто пародировали популярные тогда музыкальные коллективы, в частности группу «На-На», а также обыгрывали различные жизненные сюжеты. Наше «творчество» отдаленно напоминало школьный КВН, нам было весело, и мы с большой охотой принимали участие в этих постановках. Самое интересное, что вся эта школьная самодеятельность расцвела при поддержке директора школы, который на первый взгляд казался человеком замкнутым и строгим. — Вы уже в школе решили, с какой профессией свяжете судьбу?

— В то время у меня как раз происходила трансформация сознания от того, «чего я хочу», к тому, «что я могу». С детства я мечтал стать пилотом, поэтому в старших классах подал документы на поступление в Ейскую спецшколу-интернат с первоначальной летной подготовкой. По баллам и основным физическим параметрам я проходил. Но во время медосмотра выяснилось, что у меня плоскостопие, и меня не приняли. Тогда я решил научиться конструировать самолеты, тем более что некоторый «опыт» в этой области у меня уже был. Если помните, раньше продавали пластиковые модели самолетов, которые надо было вырезать, об-

С д е тст в а я ме ч та л стат ь пи лотом, поэтому в старших к лассах под а л док ументы на пост упление в Ейск ую спецшколу-интернат с первонача льной ле тной подготовкой

необходимо поступить либо в Московский, либо в Харьковский авиационные институты, мой пыл поостыл. Спустившись, так сказать, с небес на землю, я начал подыскивать интересные для меня профессии, которые можно было бы получить в родном Краснодаре. В итоге решил пойти по стопам отца, имевшего строительную специальность. — На что была похожа ваша студенческая жизнь?

— Я поступил на кафедру технологии организации и экономики строительства факультета промышленного и гражданского строительства и одновременно учился на № 4 (20) 2013

Персона вечерних курсах по менеджменту. Свободное время оставалось только для питания, сна, подготовки к семинарам и сессиям, а также редких студенческих развлечений. Иногда со школьными друзьями мы посещали драматические и балетные спектакли: любовь к театру нам привили еще в нашей родной школе № 20. — После окончания вуза вы сразу пришли в «ИнжГео»?

— Получив диплом, я первым делом пришел именно в эту компанию, поскольку тогда она «гремела» в Краснодаре как самая профессиональная и динамично развивающаяся. Оставил резюме, но никакой ответной реакции не получил. Сидеть сложа руки я не стал и пошел на работу по специальности в ООО «Кубань Универсал Проект». Там мне очень повезло с коллективом, и я быстро вошел в рабочий ритм. После десяти месяцев работы я получил инженера второй категории. А вскоре поступило предложение перейти на работу в «ИнжГео», в отдел проектов организации строительства. Здесь я попал в очень дружный и профессиональный коллектив. Кроме того, начал работать именно в том направлении, которое меня больше всего привлекало. Работа в отделе была очень интересной, но я понимал, что пора делать выбор: либо становиться профессионалом в выбранной специальности, либо признать свою склонность к технологиям менеджмента и переходить в другую рабочую «плоскость» для дальнейшего совершенствования. Все взвесив, я обратился к руководству с просьбой перевести меня из отдела ПОС в бюро главных инженерных проектов, на что получил согласие. — И в новой должности вам также очень помогает ваше второе образование менеджера?

— Да. Вообще, менеджмент — универсальный инструмент, который находит применение практически во всех сферах деятельности, в том числе и в проектировании, и в строительстве. К примеру, слабость менеджмента чувствуется на разных уровнях современной государственной системы. Это в

После поездок в Сибирь я ста л больше ценить и любит ь К убань. Я нау чился смотре т ь на то место, гд е живу, глазами че ловек а, впервые приехавшего сюд а

основном проявляется в неспособности руководителей среднего звена принимать решения и отвечать за их последствия. В результате все сводится к жесткому директивному стилю управления. Распоряжение должно прийти от «самого батюшки царя», чтобы дело сдвинулось с мертвой точки. — Наверняка и вас, как и большинство работников «ИнжГео», не минула «командировочная чаша». Какая из поездок больше всего запомнилась?

— Это была целая череда поездок. Сначала Иркутск, потом Ангарск, а затем — Находка. В каждом из этих 40

населенных пунктов находились штабы заказчиков, где мы отрабатывали все их замечания и сдавали документацию. В ходе командировок свободного времени было не так много и все достопримечательности, достойные внимания, мы так и не увидели, но мне посчастливилось попасть в музей часов, расположенный в Ангарске. Город относительно небольшой, но такого разнообразия механизмов и приспособлений, отсчитывающих время, я не видел никогда. Здесь были часы различных типов, сделанные из самых необычных материалов, в том числе и из дерева. Здесь же были выставлены и часы космонавта Г. М. Гречко, которые он подарил этому музею. Из сибирских природных достопримечательностей я смог посетить лишь Байкал. Поскольку дело было зимой, самое большое пресноводное озеро Земли я видел лишь под метровым слоем льда, но это не испортило впечатления от поездки. Байкальская природа меня просто поразила. Даже не понимаю, зачем нашим туристам ездить в тропики, когда у нас в стране есть такие действительно прекрасные места. После поездок в Сибирь я стал больше ценить и любить Кубань. Я научился смотреть на то место, где живу, глазами человека, впервые приехавшего сюда. После рождения сына мы с женой стали часто выезжать из Краснодара и путешествовать «дикарями» по краю. Здесь мы открыли просто волшебные места. — Кроме путешествий, у вас есть еще какие-то увлечения?

— Второе рождение моего давнего хобби — моделирования — произошло недавно, после того как в магазине я увидел в продаже компрессор для аэрографа, который используется для покраски моделей. После покупки я опробовал компрессор на своей старой модели, и результат мне очень понравился. Теперь можно выводить самые тонкие цветовые переходы, а кисточкой уже подвести тени или же подрисовать ржавые пятна для придания большей реалистичности. Моему трехлетнему сыну очень нравится наблюдать, как я собираю очередную модель, а затем ее раскрашиваю. Он может следить за работой часами. Любимым местом наших прогулок стал парк Победы, где он очень внимательно рассматривает выставленную там военную технику. Вообще, ему очень нравится все, что с ней связано, не зря одним из первых его слов было «танк». Возможно, он так же увлечется конструированием, как в свое время увлекся им я. Главное, чтобы дело, которым он займется, было ему интересно. Кроме моделирования, у меня с давних пор не ослабевает любовь к музыке. В студенческие годы я большую часть денег, заработанных на написании курсовых, тратил на приобретение аудиотехники и кассет. У меня была достаточно обширная коллекция исполнителей, в которой классика вполне мирно уживалась с зарубежными рокисполнителями. Теперь вся музыка стала цифровой, но зато появилась возможность вживую услышать замечательных музыкантов, как наших, так и западных. Еще в юности я занимался восточными единоборствами, а затем кикбоксингом. В районе Гидростроителей тогда была весьма неплохая школа. Спортсменом я не стал, зато получил хорошую физическую подготовку. Сейчас я чувствую, что мне пора возвращаться в спортзал, иначе сидячий образ жизни выйдет мне боком. Так что, возможно, скоро я переживу возрождение еще одного давнего хобби…

№ 4 (20) 2013

Персона

ОЛЬГА КУРМАНОВА: ПРОЕКТИРОВАНИЕ — ОТВЕТСТВЕННЫЙ ПРОЦЕСС Ис тория ж изни Ольг и К у рмановой, нача льник а отде ла по ра зработке проек тов организации с троите льс тва ЗАО « НИПИ « ИнжГео », могла бы с тать отличным материа лом д ля с ъемок за хватывающего фи льма. К ардина льна я смена профессии, переезд в дру гой конец с траны — Ольга К у рманова ничего не де лае т наполовину.

Б ес е до в а л

Ф ото г раф

Алиев С. Т.

Тарасова Ю.В.

— Некоторые люди еще в школьные годы определяются с выбором профессии. Вас можно отнести к их числу?

— Это как же должна была постараться судьба, чтобы привести вас на строительную площадку?!

— В школе мне больше всего нравились физика и математика. Но, как заметил наш директор, преподававший русский и литературу, у меня были способности и к литературному творчеству. Это не ограничивалось только школьными сочинениями: несколько раз я писала статьи и для городской газеты. Так что натура у меня, конечно, технаря, но с некоторыми, скажем так, гуманитарными отступлениями.

Знакомые и друзья отговаривали меня от переезда на Кубань. Они были уверены, что я не смогу привыкнуть к здешнему климату и людям и через год или два все равно вернусь обратно в Сургут

Все свое свободное время я читала. Причем самой большой моей страстью были фантастические, приключенческие и детективные романы. Может быть, именно поэтому мне хотелось стать следователем и распутывать всякие сложные уголовные дела. Но после окончания школы я поступила не на юридический факультет, а на английское отделение инфака местного пединститута. У меня была достаточно хорошая начальная языковая база, вот я и решила ею воспользоваться. 42

— На самом деле все произошло весьма прозаично, без примеси мистики. Я просто поняла, что учительствовать не мое призвание! Я оставила преподавательскую деятельность и поступила в Уфимский энергетический техникум, на специальность «технология воды, топлива и смазочных материалов». Таким образом, техническая сторона моей натуры возобладала над гуманитарной. После окончания техникума я уехала в Сургут. Там устроилась на работу в отдел капитального строительства объединения «Сургутнефтегаз» и поступила на заочное отделение строительного факультета Ростовского государственного университета путей сообщения. В Сургуте я принимала участие в возведении большого числа объектов социальной сферы: детских садиков, школ, больниц, а также жилых домов. Город буквально рос на моих глазах. — А как вы оказались в Краснодаре?

— У нашей организации здесь были дома отдыха, куда мы приезжали каждое лето. Природа в крае потрясающая. Я просто заболела этим морем, лесами, горами… В 1996 году меня пригласили поработать в одном из краснодарских проектных институтов. Знакомые и друзья отговаривали меня от переезда на Кубань. Они были уверены, что я не смогу привыкнуть к здешнему климату и людям и через год или два все равно вернусь обратно в Сургут. Но оказалось, что не так страшна Кубань, как ее малюют. Было несложно привыкнуть к более теплому климату

Ольга Курманова: проектирование — ответственный процесс

или здешним людям, зато адаптация к новым условиям работы проходила тяжелее. Если раньше я принимала непосредственное участие в процессе строительства, была и мастером, и прорабом, то в Краснодаре пришлось переключиться на проектирование. — Трудно было привыкнуть к новой должности и к новому коллективу?

— Очень. Должность, на которую меня назначили, была руководящей, и постигать премудрости новой профессии пришлось практически самостоятельно. Было сложно привыкнуть к новому виду деятельности, но мой опыт работы на стройках мне помог. Я усердно занималась: не хотелось выглядеть некомпетентной в глазах подчиненных и заказчиков. Когда проектируешь, необходимо хорошо знать нормативную документацию. Ведь проектирование — это не только сложный, но и ответственный процесс. Несмотря на это, мне очень нравится моя работа. — Чем именно занимается ваш отдел?

— Отдел проекта организации строительства (ПОС) входит в состав проектного подразделения ЗАО «НИПИ «ИнжГео». Основная задача ПОС — разработка следующих разделов проектной документации: проект организации строительства; проект организации демонтажа; проект полосы отвода и материалы по отводу земель; материалы согласований; предпроектное обследование района строительства. — С какими воспоминаниями связано у вас начало работы в «ИнжГео»?

—Я пришла работать в компанию в 2002 году. В 2006 году нам поручили проектирование очень ответственных объектов — ВСТО — Восточная Сибирь — Тихий океан. И после окончания проектирования предстояло защитить проектную документацию в экспертных органах заказчика — Главгосэкспертизе. Для выполнения этой работы необходимо было ездить в командировки — часто и надолго. Самая запоминающаяся из них была в 2007 году. В один из дней мне позвонил наш главный инженер и сказал, что я в течение нескольких часов должна собраться и вылететь в Иркутск, затем в Ангарск. Прибежав домой, я побросала вещи в чемодан и в три часа уже летела по направлению к Сибири. Думала, что лечу на неделю, а оказалось на месяц. В Иркутск прилетели под утро. Нас встретили, но повезли не в гостиницу, а сразу на работу. Там мы пробыли до часу ночи следующих суток. И так было почти каждый день: уезжаешь засветло в контору, а возвращаешься уже ночью. О том, что наша гостиница стоит на берегу реки Ангары, я узнала лишь в день отлета в Краснодар. Собирала днем вещи в чемодан, смотрю — за окном пар стоит. Спрашиваю у вахтера в гостинице, а она удивленно говорит: «Так это Ангара. Она же у нас даже зимой не замерзает». Представляете? Месяц жить в гостинице и не видеть, что рядом протекает огромная река! Честно говоря, не скучаю я по тем адреналиновым поездкам. Сейчас уже хочется ездить с комфортом и исключительно в качестве туриста. Это желание

Когда проектируешь, необходимо хорошо знать нормативную документацию. Ведь проектирование — это не только сложный, но и ответственный процесс удалось реализовать дважды: с семьей побывали в Египте и в Италии. Есть желание повторить, но пока мы с дочкой больше заняты решением квартирного вопроса. — Как вы проводите свободное время?

— Очень люблю выезжать на природу: не только на шашлыки, но и просто погулять в лесу. Могу поехать на дачу и немного поработать, а главное — насладиться свежим воздухом и тишиной. Это же так приятно после рабочей недели в городе! № 4 (20) 2013

Экология и промышленная безопасность

МОДЕЛЬ РАЗРУШЕНИЯ И ОХРУПЧИВАНИЯ МАТЕРИАЛОВ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ* Ч. 1. Обоснование механизма разрушения и охрупчивания Н а основа нии эксперимента льных д а нных и те хнолог ий пол у чения композитных материа лов выявляе тс я мех анизм ра зру шения и охру пчивания полимерных материа лов. Пок а зано, что на личие кова лентных и рас тяну тых химических связей ве де т к охру пчива нию. Вс ле дс т вие этого преоб л а д а ющим ме х а низмом охру пчива ния полимерных компози т ных м ат ери а лов яв ляе тс я дес тру кция молек улярной с тру к т у ры. К лючевые с лова: п о л и м ер н ы е т р у б ы, ох р у пч и в а н и е о б щ ее, м е х а н и з м ы ох р у пч и в а н и я п о л и м ер н ы х ко м п оз и т н ы х м ат ер и а л о в ( УДК 621.791: 539.172).

Семенов Я. С.

Соловьева А. Я.

до ц ен т к аф е д р ы м а ш и н о в е д ен и я Я к у тс ко г о

с та р ш и й п р еп о д а в ат е л ь к аф е д р ы м а р к е т и н га АГИИК

г о с у н и в ер с и т е та, Т е х н о л о г ич ес к и й и н с т и т у т

e-mail: yansemenov@mail.ru

С ев ер о-В о с точ н о г о ф е д ера л ь н о г о у н и в ер с и т е та e-m a il: ya n s em en ov@m a il.ru

Введение Одной из острых проблем в нефтегазовой промышленности являются разрушения механизмов транспорта нефти и газа, которые ведут к серьезным финансовоэкологическим последствиям, особенно в Арктической зоне. Здесь на механизмы нефтегазовой добычи сильно влияют низкие климатические температуры, силовые воздействия плавучих льдов и т. д. Поэтому механизмы нефтегазовой добычи должны обладать высокими характеристиками хрупкой механической прочности, позволяющими повысить производственно-эксплуатационную безопасность. Для создания материалов механизмов транспорта нефти и газа необходимо знать механизм хрупкого разрушения при воздействии вышеуказанных температур и нагрузок.

Обоснование механизма охрупчивания В настоящее время имеются физико-химические предпосылки происхождения охрупчивания полимерных композитных материалов, к числу которых можно отнести стали и сплавы железа [1—12]. Было установлено, что охрупчивание зависит от температуры, примесей, напряженного состояния и скорости нагружения. Установлен механизм, основанный на Вигнеровской «кристаллизации» валентных электронов, т. е. возникновение направленных химических связей. Такие химические связи возникают между электронными оболочками, ориентированными в пространстве (p-, d-, f-электронными оболочками). В композитных материалах разрушение происходит

* Работа выполнена при поддержке гранта РФФИ-Восток № 08-01-98502. 44

по наиболее «ослабленным» химическим связям, возникающим между атомами матрицы и внедренных «вредных» примесей, либо по растянутым химическим связям, которые возникают при повышении температуры или наложении растягивающих усилий, а также остаточных напряжений и внедрении атомов малого размера. В полимерных и полимерных композитных материалах охрупчивание (разрушение) происходит по нескольким механизмам с учетом сказанного выше. Это связано с тем, что реальные макромолекулы имеют множество элементов структуры, зависящих от длины, угла, типа химических связей и примесей (уменьшение межатомного и межмолекулярного расстояния с изменением валентных углов и возникновением направленных химических связей, зависящих от вектора направления разрушающих напряжений). Поэтому цель исследования охрупчивания полимерных композитных материалов основывается на возникновении направленных химических связей между матрицей и наполнителем.

Материалы и методики исследований Исследовались полимерные ПЭ80, ПЭ63 и полимерные композитные материалы (матрица — полиэтилен марки ПЭ80, наполнитель — гидроокислы железа различного содержания (0,125; 0,250; 0,500; 1,00 вес %), полученные на экструдере. Для оценки структуры полученного композитного полимерного материала проведены исследования на атомно-силовом микроскопе (АСМ). Данные АСМ демонстрируют изменения структуры и химического состава полимера вблизи частиц наполнителя (рис. 1).

Д л я э к с пе р и м е н та л ь н о г о и с -

DEGRADATION AND EMBRIT TLEMENT MODEL OF OIL AND GAS SECTOR MATERIALS* P. 1. Justification of degradation and embrittlement mechanism

Semenov Y. S. Assistant professor , Machine building chair, Yakutskiy State University Technological institute of North-East federal department e-mail: yansemenov@mail.ru Solovieva А. Y. Senior lecturer, Marketing chair, AGIIK e-mail: yansemenov@mail.ru

Basing on experimental data and technologies to obtain composite materials, mechanism of polymer materials degradation and embrittlement is revealed. It was demonstrated that availability of covalent and spread chemical links tends to embrittlement. Therefore the prevailing mechanism of composite polymer embrittlement is destruction of mole structure. Keywords: polymer pipes, general embrittlement, prevailing mechanisms of composite polymer materials embrittlement .

рисунок 1.

Характерные кривые распределения напряжений, деформации и температуры для полимерных и композитных полимерных материалов. Снижение температуры объясняется релаксационными процессами

следования кине тики деформирования и разрушения гла дких обра зцов и обра зцов с зона ми сп л а вле ния бы л использов а н тепловизор «ТКВр-ИФП»

Т, С

σ, МПа, ε, % 16 14

Изменение состава поверхности на картине фазового контраста можно наблюдать в виде четко обозначенных пятен. Так как картина распределения высот (левые снимки) не совпадает с картиной фазового контраста (правые снимки), можно сделать вывод, что частицы наполнителя лежат внутри полимера. При этом увеличение концентрации наполнителя приводит к увеличению числа частиц наполнителя в поверхностном слое полиэтилена при экструдировании. Для экспериментального исследования кинетики деформирования и разрушения гладких образцов и образцов с зонами сплавления был использован тепловизор «ТКВр-ИФП», предельная чувствительность 0,03 К,

12 10

8 30

4 2 20 0

120

t, сек

№ 4 (20) 2013

Экология и промышленная безопасность

рисунок 2.

а — спектр гидроокислов железа; б — спектр гидроокислов железа в полимерной матрице в качестве наполнителя (полимерный композитный материал)

а 120

160

200

240

1.00 0.98 0.96 0.94 – 8.0

– 4.0

0.0

б 120

4.0

160

8.0

200

V мм/с

240

1.00 0.99 0.98 0.97 0.96 0.95

С уве личением содерж ания гидроокислов железа (влияние «вредных» примесей) полученный композит становится хрупким уже при комнатной температ уре диапазон измеряемых температур 293÷318 К, пространственное разрешение не менее 0,5 мм, частота кадров — 20 кадров/с, характерная рабочая длина волны 2,9 мкм, функция анализа термограмм и т. д.

Механические испытания Исследования проводились на плоских образцах из полученного композита. Для демонстрации влияния остаточных напряжений в сварных соединениях готовились гладкие сварные образцы из полиэтилена марки ПЭ80 и ПЭ63, которые вырезались из трубы. Размеры рабочей части образцов из полимерного композитного материала, ПЭ80 и ПЭ63 - 60,5х9х10,8 мм. 46

Механические испытания на одноосное растяжение образцов проводились на универсальной испытательной машине «Instron-1195». Скорость нагружения для ПЭ80+наполнитель (композит), ПЭ80 и ПЭ63 – 3,3•10 4 м•с -1. По механическим испытаниям получено (характерные кривые распределения напряжений, деформации и температуры, рис. 2 а, в), что с увеличением содержания гидроокислов железа (влияние «вредных» примесей) полученный композит становится хрупким уже при комнатной температуре и содержании 1 вес % гидроокислов железа. Разрушение происходит с распределением температуры около очага разрушения следующим образом: более высокие температуры соответствуют более сильным межатомным взаимодействиям (одноямный потенциал), а более низкие температуры — растянутым межатомным взаимодействиям (двухъямный потенциал). Глубина потенциала определяет температуру излучения. Влияние напряженного состояния продемонстрировано на сварных соединениях из полиэтилена ПЭ80 и ПЭ63. Качественно изменение теплового режима образца со сварным швом аналогично случаю гладкого образца из такого же материала. Различие заключается в том, что для данной технологии, режимов и качества выполнения сварки а) разрушение образцов произошло по сварному шву, б) значения температур разные. Динамика развития термограмм образцов ПЭ80 при (+20 0С) и термограмм образцов, сваренных при отрицательных температурах, имеет такой же характер. Место начала разрыва расположено в зоне термического влияния в образцах со сварными швами. Затем разогрев материала локализуется в месте будущего разрушения. Изменения максимальной температуры в процессе деформирования при температурах окружающей среды (+20 0С), (-20 0С) и (-38 0С) показывают, что место образования очага необратимой деформации — зона термического влияния, где максимальные значения остаточных напряжений и деформаций. Анализ показывает, что с понижением температуры, при которой выполнялась сварка: - значение максимальной температуры материала при деформировании увеличивается из-за «большей» величины межатомных взаимодействий; - протяженность участка образования шейки перед разрушением уменьшается из-за высоких уровней остаточных напряжений и охрупчивания — локализации деформаций. Это объясняется тем, что при низких температурах окружающей среды материал сварного соединения становится более прочным из-за уменьшения зоны термического влияния из-за больших градиентов остаточных напряжений и деформаций. Сварное соединение из полиэтилена ПЭ63. Характер изменения теплового режима для данного образца в принципе такой же, как и для образцов из ПЭ80 со сварным швом. Различие заключается в значениях температуры.

Мессбауэровские исследования Из полученных композитов приготовлены образцы для мессбауэровских исследований. По мессбауэровским исследованиям определены возникающие

Вве дение наполните ля химически ак тивного с матрицей веде т к деструкции молек ул матрицы из-з а возник нове ния н а пра в ленных химических связей между матрицей и наполните лем

Список использованных источников и литературы 1. Пресняков А. А., Даутова Л. И. Об аномалиях цинка. Докл. АН СССР. Т. 132, 1960, № 2. 2. Новиков И. И., Шашков Д. П. Изменение физических свойств при переходе металлических соединений из хрупкого состояния в пластичное. Докл. АН СССР. Т. 164, 1965. — № 2. — С. 307—309. 3. Новиков И. И., Ермишкин В. А. Микромеханизмы разрушения металлов. — М.: Наука, 1991. — 367 с. 4. Литвинов В. С., Каракишев С. Д., Овчинников В. В.

рисунок 3.

ИК-спектры композита полиэтилен — гидроокислы железа с различным содержанием: синий — 0,125; зеленый — 0,250; красный — 0,500.

0,04 Оптическая плотность

химические взаимодействия на границе раздела матрица — наполнитель (мелкодисперсное внедрение — гидроокислы железа размерами вплоть до 10 нм, см. рис. 1). Исходный спектр гидроокислов железа состоит из четырех секстетов и одного дублета (см. рис. 2а). Спектр модельного образца, полиэтилен — гидроокислы (матрица-наполнитель — композит) состоит из семи секстетов и дублета (см. рис. 2б). После введения гидроокислов железа в полимерную матрицу образуются химические связи с матрицей на границе раздела матрица — мелкодисперсный наполнитель следующего вида, ведущие к охрупчиванию: FeO(CH 2) n — 13,18 %, α — Fe 2 С 3 , — 1,02 %, α — FeO(CH 2) n — 12,95 %. По ИК-спектроскопическим исследованиям преобладает деструкционный механизм охрупчивания. Это видно из ИК-спектров образцов с различным содержанием гидроокислов. Увеличение содержания гидроокислов повышает фоновую составляющую спектра из-за «коротких» деструкционных молекул (рис. 3). Согласно ИК спектрометрии, в композите на исследуемом участке частот появляются полосы вблизи 1700 см -1 (валентные колебания группы С=О) и около 3500 см -1 (валентные колебания группы О-Н), что совпадает с Мессбауэровскими исследованиями. Таким образом, можно заключить, что введение наполнителя химически активного с матрицей ведет к деструкции молекул матрицы из-за возникновения направленных химических связей между матрицей и наполнителем, а следовательно, к повышению хрупкости. Однако разумная концентрация наполнителей ведет к повышению механических свойств из-за химической активности наполнителя.

0,02

0,00 4000

3000

2000

1000 ν, см-1

Ядерная гамма-резонансная спектроскопия сплавов. — М.: Металлургия, 1982. — 144 с. 5. Кузьмин Р. Н., Ларионов В. П., Семенов Я. С. Исследование электронных состояний некоторых бинарных сплавов около температур вязкохрупкого перехода / Препринт. — Якутск: ПОП ЯФ СО АН СССР, 1987. — 27 с. 6. Mannheim P.D. Influence of force-constant change and localized modes on the Vfe57 Mossbauer system // Phys. Rev. — 1965, vol. 165, No 3. — P.845—849. 7. Семенов Я. С. Доклады Академии наук. Теория вязкохрупкого перехода сталей и сплавов железа. Физическая химия. — 2007, том 416, № 6, с. 1—4. 8. Уржумцев Ю. С., Филатов И. С. Физика и механика полимеров. — Якутск, 1989. — 172 с. 9. Баженов С. Л., Тополкараев В. А., Берлин А. А. Механизмы разрушения и прочность полимерных композиционных материалов // ЖВХО. 1989. Т. 34. № 5. С. 536—544. 10. Точин В. А., Щупак Е. Н., Туманов В. В. Концентрационная зависимость деформационных характеристик композиций полиэтилена высокой плотности с дисперсными наполнителями // Механика композит. материалов. 1984. № 4. С. 635—639. 11. Титов Д. Л., Першин С. А., Кнунянц М. И., Крючков А. Н. Деформационное поведение композиционного материала на основе полиэтилена низкой плотности и порошков вулканизованных резин // Высокомолек. соед. А. 1994. Т. 36. № 8. С. 1353—1358. 12. Серенко О. А., Гончарук Г. Л., Насруллаев И. Н., Магомедов Г. М., Оболонкова Е. С., Баженов С. Л. Влияние температуры на механизм разрушения композита полиэтилен-резина // Высокомолек. соед. А. 2003. Т. 45. № 11. С. 1900—1908. № 4 (20) 2013

Разработка нефтегазовых месторождений

СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА В с тат ь е о п и с ы в а ю тс я о с н о вн ы е м е то д ы ра з ра б от к и а р к т ич ес к и х ше ль ф овы х мес тор ож дений, а именно б у рение сква ж ин с п л а ву чи х и г равитационных ус тановок, горизонта льное бу рение сква ж ин с берега, подводные бу ровые ус тановки, привод ятс я конкретные примеры, рассматриваютс я преиму щес тва и не дос татки технолог ий. К л ю ч е в ы е с л о в а: т е х н о л о г и и ра з ра б о т к и, м е с т о р о ж д е н и я а р к т и ч е с ко г о ш е л ь ф а , ра з ра б о т к а м е с т о р о ж д е н и й а р к т и ч е с ко г о ш е л ь ф а , п о д в о д н ы е б у р о в ы е у с та н о в к и, г о р и з о н та л ь н ы е с к в а ж и н ы с б е р е га ( УДК 622.24 ) .

Аношина К. В. с п ец и а л и с т 3-й к ат ег о р и и З АО « Н ИПИ « Ин ж Г ео » e-m a il: K s. A n os hin a@g m a il.co m

Не так давно Арктика практически никого не интересовала. Многие и сегодня не знают, что за эту, казалось бы, ничем не приметную, непригодную для жизни, вечно суровую и холодную часть нашей планеты идет непрерывная борьба — борьба между крупнейшими добывающими корпорациями, борьба на международном уровне. И причиной ее является не поверхность Арктики, а то, что под ней. На больших глубинах находится четверть мировых запасов полезных ископаемых, которые нам предстоит извлечь. Арктика — трудный для освоения регион, своими богатствами привлекающий многие народы в течение длительного периода истории. Большой опыт в изучении этого труднодоступного региона накоплен Россией и Норвегией. В настоящее время обе страны активно сотрудничают в изучении Западной Арктики. На российском шельфе обнаружены наиболее крупные месторождения (Штокмановское, Русановское, Ленинградское, Долгинское, Приразломное и др.) с запасами нефти и газа около 10 млрд т нефтяного эквивалента [1]. Особо следует отметить уникальность шельфа Баренцева моря не только в связи с его потенциалом нефтегазоносности, а скорее с тем, что в пределах этой акватории отрабатываются методы ведения поисково-разведочных работ в труднодоступных районах Арктики. Норвежский континентальный шельф так же обладает значительными ресурсами нефти и газа, которые распределяются между тремя крупными

акваториями: континентальным шельфом Северного моря (35 %), Норвежского моря (36 %) и Баренцева моря (29 %). По оценке Норвежского нефтяного директората, норвежский континентальный шельф в настоящее время содержит 3,4 млрд т у. т. Запасы Северного Ледовитого океана до сих пор толком не изучены. Основные залежи углеводородных ресурсов располагаются на юге Карского и на востоке Баренцева морей и суммарно оцениваются в 98 млрд т нефтяного эквивалента. Это очень много, если принять во внимание, что все доказанные запасы нефти в мире составляют около 140 млрд т. Кроме того, совсем ничего не известно о резервах, которые в себе таит восток российского шельфа в Ледовитом океане, но эксперты подозревают, что и там запасы должны быть более чем солидными [2]. В таблице 1 представлены основные риски, связанные с разработкой месторождения на шельфе Арктики. Главные проблемы шельфовых разработок — высокие затраты и недостаточность места для размещения оборудования. В районах с суровыми условиями и глубокими водами количество и размер платформ будут стремиться к минимуму. А тот факт, что скважины можно бурить только в одном положении, ограничивает дренаж и ведет к использованию горизонтальных скважин большой протяженности. Помимо сурового климата, на побережьях арктических морей практически отсутствует береговая инфраструктура, нет транспортной системы. В числе рисков необходимо упомянуть и жесткие экологические требования, предъявляемые при

Современные технологии разработки нефтегазовых месторождений Арктического шельфа

разработке месторождений нефти и газа в открытом море, где любая авария самым негативным образом может отразиться на всей экосистеме. Все эти специфические особенности приводят к тому, что освоение месторождений на российском шельфе требует существенных инвестиций, в том числе затрат на закупку дорогостоящих технологий, которые позволят вести добычу при сложной ледовой обстановке и в суровых климатических условиях. Но, даже при высокой себестоимости освоения ресурсов в наиболее перспективных районах шельфа, открытие гигантских и уникальных по запасам месторождений уравновешивает риски и компенсирует все затраты [3]. Что касается технической стороны вопроса, то технологий подледного бурения пока мало, да и те находятся на стадии проектирования. Уровень современной технической оснащенности для таких проектов может сделать добычу не только нерентабельной, но и невероятно убыточной. Тем не менее на сегодняшний день можно выделить следующие существующие технологии разработки шельфовых месторождений: бурение скважин с плавучих и гравитационных установок, бурение скважин с берега, подводные буровые установки.

Бурение скважин с плавучих и гравитационных установок В офшорном бурении (разведка и добыча нефти и газа на нефтяных пoляx, в так называемых офшорных зонах) используют в основном морские буровые установки, которые условно разделяют на два класса: плавучие и стационарные (фиксированные). Как известно, затраты на обустройство морских не-

Таблица 1. Оценка

Риск

ADVANCED TECHNOLOGIES FOR DEVELOPING ARCTIC SHELF OIL/GAS FIELDS

Anoshina К. V. 3 category specialist, CJSC SRIDS InjGeo e-mail: Ks.Anoshina@gmail.com

The article addresses main methods of developing Arctic shelf fields, i.e. drilling wells from offshore floating and stationary units, onshore directional drilling, subsurface drilling units, actual show cases, advantages and shortcomings of the processes. Keywords: developing technologies, Arctic shelf fields, developing Arctic shelf fields, subsurface drilling units, onshore directional wells.

фтегазовых месторождений составляют свыше 50 % всех капиталовложений. Достаточно сказать, что стоимость отдельных нефтегазопромысловых платформ достигает $1—2 млрд. Например, эксплуатирующаяся в настоящее время глубоководная гравитационная платформа для месторождения «Тролль» в Северном море оценивается в сумму свыше $1 млрд [4]. При использовании передвижных самоподъемных буровых платформ, а так же платформ полупогружного типа оборудование устья скважин после

рисков при разработке арктических шельфовых месторождений Описание

1. Геологический риск

Ресурсов газа может оказаться недостаточно

2. Технологический риск

Выявление обстоятельств, препятствующих осуществлению проекта. Несоответствие технологий необходимым для проекта

Оценка риска 1 Есть риск

3. Финансовый риск

Низкие показатели эффективности проекта

1 Есть риск 1 Есть риск

4. Экологический риск

Загрязнение окружающей среды

1 Есть риск

5. Социальный риск

Отсутствие специалистов по эксплуатации

1 Есть риск

6. Инвестиционный риск

Отсутствие финансирования, инвестиций в проект

1 Есть риск

Средний риск 2

Нет риска 4

Средний риск 2

Средний риск

5 Нет риска

Средний риск 2

5 Нет риска

Средний риск 2

5 Нет риска

Средний риск 2

5 Нет риска

№ 4 (20) 2013

Разработка нефтегазовых месторождений

рисунок 1.

Расположение основных шельфовых месторождений на карте

К АРСКОЕ МОРЕ

ОВ

РУСАНОВСКОЕ

О. Н

ШТОКМАНОВСКОЕ

АЯ

З ЕМ

ЛЯ

БАРЕНЦЕВО МОРЕ

МОРСКАЯ ГРАНИЦА СССР 1926 ГОДА ПРЕТЕНЗИЯ НОРВЕГИИ ПО КОНВЕНЦИИ 1982 ГОДА НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ СТРУКТУРА МЕСТОРОЖДЕНИЕ НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА МЕСТОРОЖДЕНИЕ ГАЗА, ГАЗОКОНДЕНСАТА

Ь ОБ

ЧО

РА

СЕВЕРО- О. ВАЙГАЧ О. КОЛГУЕВ ГУЛЯЕВСКОЕ ПРИРАЗЛОМНОЕ МЕДЫНСКОЕ ПОМОРСКОЕ ВАРАНДЕЙ САЛЕХАРД

ПЕ

рисунок 2.

ГЫДАНСКИЙ П-ОВ

АЛ

КОЛЬСКИЙ П-ОВ

ЯМ

МУРМАНСК

ОВ

МУРМАНСКОЕ

П-

ЛЕНИНГРАДСКОЕ ХАРАСАВЕЙСКОЕ

ЯМБУРГСКОЕ УРЕНГОЙСКОЕ Е А У Б Ь Е Р НО Я Я Г ЕЖ К А Е ДВ ПОЛ С А М З ОБ

Морская стационарная ледостойкая платформа гравитационного типа на месторождении «Приразломное»

бурения может быть расположено на дне моря. Для таких случаев ряд фирм США, Великобритании, Франции разработал комплексы оборудования с дистанционным управлением. По мере увеличения глубины разработки, а также в акваториях морей с движущимися ледовыми полями более предпочтительным оказывается метод расположения устьевого оборудования на дне [5]. Гравитационные платформы отличаются от металлических свайных платформ как по конструкции и материалу, так и по технологии изготовления, 50

способу транспортировки и установки в море. Общая устойчивость гравитационных платформ при воздействии внешних нагрузок от волн и ветра обеспечивается их собственной массой и массой балласта, поэтому не требуется крепления сваями к морскому дну. Гравитационные платформы применяют в акваториях морей, где прочность основания морского грунта обеспечивает надежную устойчивость сооружения [4]. Аналогом данной технологии является платформа «Приразломная». Приразломное месторождение (ХМАО) находится на шельфе Печорского моря, в 60 км от берега (пос. Варандей). Глубина моря в районе месторождения — 19—20 м. Эксплуатируется с 1986 года. Проектные показатели: - накопленная добыча нефти — 75 млн т; - период рентабельной разработки — 22 года; - максимальный уровень добычи — 6,6 млн т/год [6]. В 2011 г. на Приразломном нефтяном месторождении установлена одноименная морская стационарная ледостойкая платформа гравитационного типа, построенная в России. «Газпром» планирует начать работы на Приразломном месторождении в декабре 2013 года. В настоящее время затраты на проект составили порядка 100 млрд рублей, из которых 60 млрд — стоимость нефтедобывающей платформы. Крупнейшая пароходная компания России «Совкомфлот» построила два танкера ледового класса дедвейтом 70 000 т, которые будут курсировать между Приразломным месторождением и плавучим терминалом «Белокаменка» на рейде Кольского залива [7]. По словам заместителя гендиректора «Газпром нефть шельф» Никиты Лимонова, окупаемость проекта начинается с доходности в 16,5 %. Согласно его подсчетам, предоставленные государством льготы по экспортным пошлинам выведут компанию на уровень 15,4 %. Менеджеры компании уточнили, что для запуска подобных проектов их доходность должна быть порядка 20 %. Для достижения окупаемости и выхода на норму доходности хотя бы в 17,5 % в «Газпром нефть шельфе» намерены добиться для проекта третьей категории сложности (сейчас Приразломное месторождение квалифицировано как проект второй категории сложности из трех) [8]. Преимущества данного способа разработки: - наличие опыта строительства данного сооружения; - данные установки предназначены не только для бурения скважин, но и для добычи и хранения нефти до отправки ее к месту переработки; - прямая отгрузка нефти на танкеры. Недостатки плавучих и гравитационных установок: - недостаточность места для размещения оборудования; - зависимость от климатических условий; - установка подводного оборудования на морском дне, бурение (с плавучих установок), связь добывающих установок с главной платформой и обслуживание скважин с плавучих установок в течение всей продолжительности проекта крайне дорогостоящи; - необходимость пребывания персонала на платформе в течение длительного времени.

Современные технологии разработки нефтегазовых месторождений Арктического шельфа

Бурение скважин с берега Бурение скважин с большим отходом забоя от вертикали делает возможным вскрытие подводных нефтяных и газовых залежей путем бурения с берега и исключает необходимость строительства дополнительных морских сооружений и трубопроводов, а также проведение связанных с ними работ в районах, характеризующихся наличием льдов и высокой сейсмической активностью. Самая мощная в мире наземная буровая установка «Ястреб» расположена на буровой площадке Чайво на северо-восточном побережье острова Сахалин. Это сооружение высотой с 22-этажное здание было специально спроектировано для бурения наклонно-направленных скважин с большой протяженностью ствола, необходимых для разработки запасов месторождения Чайво, расположенного в более чем 11 км от берега. Благодаря тому, что установка находится в обогреваемом корпусе, персонал «Ястреба» может работать в комфортных условиях, даже когда море покрыто толстым слоем льда. Такая технология может также применяться и для разработки месторождений углеводородов в Ледовитом океане, находящихся на больших расстояниях от берега [9]. Суммарные затраты на реализацию всего проекта «Сахалин-1», который включает в себя месторождения Чайво, Одопту и Аркутун-Даги, составили $57 млрд. Валовый доход равен $148 млрд, доход государства — $40 млрд. Преимущества технологии: - сокращение высоких капитальных и эксплуатационных затрат на крупные морские сооружения, на строительство трубопроводов; - возможность резко снизить отрицательное воздействие на экологически уязвимые прибрежные районы; - бурение горизонтальных дренажных стволов позволяет увеличить дебит куста эксплуатационных скважин, одновременно сократив их количество. Недостатки бурения с берега: - недостатки технологического характера ввиду большой протяженности горизонтальных скважин; - высокая стоимость некоторых технических элементов (применение алюминиевых бурильных труб, систем измерений в процессе бурения, алмазные и поликристаллические долота и др.).

рисунок 3.

Скважины от буровой установки «Приразломная»

рисунок 4.

Буровая установка «Ястреб» на месторождении Чайво

рисунок 5.

Горизонтальные скважины от буровой установки «Ястреб»

Подводные буровые установки Метод освоения нефтегазовых месторож дений при расположении устьевого оборудования на дне позволяет снизить затраты, а это означает, что можно разрабатывать месторождения с небольшими запасами. Подводное оборудование, размещаемое на дне, защищено от неблагоприятных метеорологических явлений на поверхности воды, также его не могут повредить айсберги. Уменьшается возможность утечек нефти и газа, а следовательно, снижается риск экологических катастроф. Расположение устьевого оборудования на дне позволяет определить эксплуатационные параметры № 4 (20) 2013

Разработка нефтегазовых месторождений

рисунок 6.

Схема подводного бурового комплекса «Аквабур»

1. Шельф. 2. Спасательная капсула. 3. Рубка. 4. Направляющие. 5. Подводные трубопроводы и силовые кабели. 6. Контейнеры с расходными материалами. 7. Энергетическая установка. 8. Скважины. 9. Опорная плита.

и характеристики месторождения на ранних стадиях разработки, что создает условия для принятия решения о вводе месторождения в эксплуатацию очередями. Для транспортировки нефти и газа, извлеченных из подводного месторождения, на небольшие расстояния, особенно в ледовых условиях арктических морей, предпочтительно использование трубопроводных систем. Одним из главных преимуществ трубопроводных систем является непрерывность процесса транспортировки и независимость от погодных условий [10]. Конструкторское бюро ОАО «ЦК «Лазурит» завершило первый этап технического проекта подводного бурового судна «Аквабур», разработанного для ОАО «Газпром» (способ и технологический комплекс добычи запатентован в России в 1999 г.). Подводный буровой комплекс предназначен для обеспечения круглогодичного режима ведения буровых работ при освоении месторождений нефти и газа на глубоководном шельфе арктических морей России независимо от климатических условий и ледовой обстановки. Алгоритм работы комплекса следующий. В период краткосрочной навигации надводное судно устанавливает на глубинах от 6 до 400 м донную опорную плиту массой 8900 т. Плита служит фундаментом для подводного бурового судна, перемещающегося по ней, как по рельсам. Само судно способно автономно работать под водой 3 месяца и имеет на борту запас расходных материалов для сооружения одной вертикальной скважины глубиной до 3,5 км. После этого к «Аквабуру» приплывает подводное судно снабжения, обновляющее контейнеры с запасами, и бурение продолжается. 52

Каждая из опорных плит рассчитана на бурение до 8 скважин. После выработки всех скважин судно переплывает на новую опорную плиту. Подводное буровое судно спроектировано с таким расчетом, что в случае аварийной ситуации мгновенно отстыковывается от плиты и всплывает, проламывая своим корпусом любой арктический лед. Данная концепция добычи пока не предусматривает подводных танкеров — углеводороды транспортируются от опорной донной плиты на берег по подводным трубопроводам. Обратно же тянется кабель с электропитанием и связью. Единственное, в чем нуждается «Аквабур», — это подводные контейнерные суда снабжения [11]. Технологические операции за бортом выполняются подводными роботами, а пассажирские перевозки и аварийно-спасательные операции — транспортноспасательными подводными аппаратами системы внешней поддержки. Для создания пилотного опытно-промышленного подводного бурового комплекса потребуется 5—7 лет после начала технического проекта, а промышленного комплекса — 2—3 года после испытаний пилотного. Комплексно ориентированный на безопасность метод проектирования обеспечивает высокую надежность и снижение риска, в частности, за счет: - непрерывного компьютерного контроля параметров циркулирующего бурового раствора для предупреждения газопроявлений; - 100 % гидропривода силового бурового оборудования с негорючей жидкостью; - складирования продуктов бурения в емкостях донной опорной плиты; - возможности экстренного самостоятельного всплытия ПБС с проламыванием льда толщиной до трех метров без повреждения корпуса [12]. Преимущества подводных буровых установок: - расположение устьевого оборудования на дне снижает затраты; - независимость от погодных условий; - уменьшение возможности утечек нефти и газа; - непрерывность процесса транспортировки. Недостатки технологии: - нет аналогов и опыта в бурении подводных буровых установок; - сложность разработки телеуправляемого необитаемого аппарата. Как видно, технические и технологические проблемы при освоении шельфа преодолимы. Речь идет, прежде всего, о технологиях круглогодичного бурения и эксплуатации скважин в суровых ледовых условиях и при высокой сейсмичности. Кроме того, в Арктике можно будет использовать технологии бурения скважин с плавучих сооружений с отклонением от вертикали на расстояние до 12—15 км. Пригодятся на этом шельфе и технологии ликвидации разливов нефти во льдах, знание особенностей танкерных операций и операций по отгрузке нефти в ледовых условиях. Главный риск освоения североморских месторождений — экономический. Реализация этих проектов требует строительства дорогостоящих и высокотехнологических инфраструктурных объектов, для чего понадобится большое количество опытных специалистов. С другой стороны, запасы Ледовитого океана

Современные технологии разработки нефтегазовых месторождений Арктического шельфа

огромны и должны покрыть расходы. Кроме того, освоение шельфа приведет к: - увеличению прямых поступлений в бюджет от недропользования; - притоку инвестиций в реальный сектор экономики; - наращиванию внутреннего потребления и экспорта; - росту ВВП; - снижению импортной зависимости в сфере оборудования и высоких технологий; - социально-экономическому развитию удаленных регионов Российской Федерации и зон особых геополитических интересов; - поддержанию занятости населения и созданию новых рабочих мест. Известно одно: работа предстоит грандиозная.

Список использованных источников и литературы 1. Журнал «Морской сборник», № 6 (1983), 2012. С. 50— 58. 2. Информационно-аналитический портал «Нефть России». Статья «Подготовка с морским уклоном», Ступакова А. 3. Ю. П. Трутнев, министр природных ресурсов РФ, «О повышении эффективности освоения углеводородных ресурсов континентального шельфа Российской Федерации». Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. Спецвыпуск, 2006. 4. http://neft-gazedu.ru. Лекции. Освоение шельфовых

месторождений. Гравитационно-свайные МСП. Упругие башни. Жесткие МСП. 5. Оруджев С. А. Глубоководное крупноблочное основание морских буровых, М., 1962. Проблемы, связанные с расширением существующих возможностей бурения на нефть и газ и их добычи при больших глубинах воды и неблагоприятных морских условиях, М., 1971 (VIII Мировой нефтяной конгресс). 6. Бушуев В. В., Крюков В. Нефтяная промышленность России — сценарии сбалансированного развития. М.: ИАЦ «Энергия». 2010, 160 с. 7. http://www.hibiny.com/news/archive/46456. Арктическая нефтяная платформа «Приразломная» готова к работе. 08 авг. 2013, 08.46. 8. http://rbcdaily.ru/industry/562949987664205. «Приразломная» хочет все усложнить. Полина Строганова, 16.00, 02.07.2013. 9 . h t t p: / / w w w. s e t c o r p . r u / m a i n / p r e s s r e l e a s e . phtml?news_id=17020. Информационный портал «Судостроение. Энергетика. Транспорт». Прессрелиз 08.02.2008. 10. http://www.eapatis.com/ruSearch/ms.exeData/ EAPO/eapo2009/PDF/011648.pdf. Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2. 11. Статья «Невидимый флот. Из Варяг — в Азию», Александр Грек, журнал «Популярная механика», май 2006 г. 12. http://www.cdb-lazurit.ru/?10101. Официальный сайт ОАО «ЦКБ «Лазурит».

№ 4 (20) 2013

Альтернативные технологии

ВЕТРО-СОЛНЕЧНЫЕ ГЕНЕРАТОРЫ ДЛЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ОБЪЕКТОВ НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ* В с татье привод ятс я основные энерг е тические и конс тру к тивные соотношения д ля дву хмерных электрических машин ( ДЭМ ), описывающие процесс преобра зования энерг ии в них. К лючевые с лова: возобновляемые ис точники энергии, сис темы энергоснабжения, электромех анические преобра зовате ли энергии ( УДК 621.313).

Зеленская Е. А.

Самородов А. В.

ас п и ра н т К у б а н с ко г о г о с уд а р с т в ен н о г о

к. т. н., до ц ен т к аф е д р ы Эл ек т р от е х н и к и

т е х н о л о г ич ес ко г о у н и в ер с и т е та, и н ж ен ер

и эл ек т р ич ес к и х м а ш и н К у б а н с ко г о

II к ат ег о р и и З АО « НИПИ « И н ж ГЕО »

г о с уд а р с т в ен н о г о т е х н о л о г ич ес ко г о у н и в ер с и т е та

e-m a il: j l m s@m a il.ru

e-m a il: A l e x.S a m o ro d o ff@g m a il.co m

Гайтов Б. Х.

Кашин Я. М.

д. т. н., п р о ф ессо р к аф е д р ы Эл ек т р от е х н и к и

к. т. н., до ц ен т к аф е д р ы Эл ек т р от е х н и к и

и эл ек т р ич ес к и х м а ш и н К у б а н с ко г о

г о с уд а р с т в ен н о г о т е х н о л о г ич ес ко г о у н и в ер с и т е та

e-m a il: k k l l e v1@m a il.ru

e-m a il: j l m s@m a il.ru

Копелевич Л. Е.

Ладенко Н. В.

к. т. н., до ц ен т к аф е д р ы Эл ек т р от е х н и к и

к. т. н., с та р ш и й п р еп о д а в ат е л ь к аф е д р ы

и эл ек т р ич ес к и х м а ш и н К у б а н с ко г о

Эл ек т р от е х н и к и и эл ек т р ич ес к и х м а ш и н К у б а н с ко г о

г о с уд а р с т в ен н о г о т е х н о л о г ич ес ко г о у н и в ер с и т е та

e-m a il: k k l l e v@m a il.ru

e-m a il: l a d-ko lya@ya .ru

нергию, которую мы используем сегодня, получают в основном из ископаемых видов топлива. Уголь, нефть и природный газ — ископаемые виды топлива, созданные в течение миллионов лет в процессе распада растений и животных. Месторасположение этих ресурсов — недра Земли. Под воздействием высокой температуры и давления процесс образования ископаемых видов топлива продолжается и сегодня, однако их использование происходит намного быстрее, чем образование. По этой причине ископаемые виды топлива считаются невозобновляемыми, поскольку их ресурсы могут исчерпаться в недалеком будущем. Кроме того, сжигание ископаемых видов топлива ведет к за-

грязнению и другим негативным воздействиям на природную среду. Поскольку наше существование зависит от энергии, мы должны использовать такие ее источники, ресурсы которых были бы неограниченными. Такие источники энергии называются возобновляемыми. Кроме того, производство энергии из возобновляемых источников не наносит вреда окружающей среде в отличие от сжигания ископаемых видов топлива. «Производство нефти в мире не превысит 95 млн баррелей в день» и «пик добычи нефти — это попрежнему проблема, пик будет достигнут в течение 10 лет, но не сегодня», — в процитированном отчете британской рабочей группы по исследованию

* Работа подготовлена при финансовой поддержке РФФИ и администрации Краснодарского края в рамках научного проекта № 13-08-96515 р_юг_а. 54

Ветро-солнечные генераторы для электроснабжения объектов нефтяной отрасли*

проблемы пика добычи нефти и энергетической безопасности также говорится, что дальнейшее наращивание добычи нефти выше отметки 90—95 млн баррелей в день является сложной задачей, а пик добычи «ожидается в течение ближайших лет». В аналогичной статье, опубликованной в феврале 2010 г., группа кувейтских ученых, основываясь на усовершенствованной модели Хабберта, делает вывод, что пик добычи нефти будет пройден в 2014 г. Существует еще множество проблем, не вдаваясь в которые, можно сделать вывод, что век ископаемого топлива продлится недолго. Нефть становиться все дороже, ее становится меньше, добывать ее становится все тяжелее. Однако существуют способы сокращения эмиссии парниковых газов, уменьшения кислотных отложений, улучшения качества воздуха и решения социальных проблем, связанные с современными способами производства и потребления энергии. Смещение инвестирования с ископаемых видов топлива, таких как уголь и нефть, на возобновляемые источники энергии (ВИЭ) и энергоэффективность позволит более чистым, более устойчивым источникам энергии занять их законное место лидеров на рынке. Системы, построенные на использовании ВИЭ, используют ресурсы, которые постоянно воспроизводятся и которые являются менее загрязняющими. Все возобновляемые источники энергии: солнечная энергия, гидроэнергия, биомасса и энергия ветра — существуют благодаря деятельности Солнца. Только геотермальная энергия, которая также считается возобновляемой, представляет собой тепло Земли. Возобновляемая энергия — это внутренний ресурс любой страны, имеющий потенциал, достаточный для производства энергии, необходимой для полного или частичного обеспечения страны энергией. Над странами, которые зависят от импорта ресурсов ископаемого топлива, постоянно висит угроза резкого повышения стоимости импортированного топлива (главным образом нефти). Это особенно актуально для развивающихся стран, где оплата импорта нефти ежегодно увеличивает и так уже огромные размеры внешнего долга. На современном этапе ветроэнергетика является самой быстрорастущей отраслью производства электроэнергии. В некоторых регионах уже сегодня ветроэнергетика конкурирует с традиционной энергетикой, основанной на использовании ископаемых видов топлива. В конце 2002 года установленная мощность ветростанций во всем мире превысила 30 000 МВт. В то же время очевиден явный рост интереса во всем мире к фотоэлектрике, хотя ее сегодняшняя себестоимость в три-четыре раза выше себестоимости традиционной энергетики. Фотоэлектричество особенно привлекательно для удаленных областей, не имеющих подключения к общей энергосистеме. Передовая тонкопленочная технология, применяемая для производства фотоэлектрических батарей, гораздо дешевле кристаллической кремниевой технологии и активно внедряется в крупномасштабное коммерческое производство. На фото 1 показана заправочная станция «Бритиш Петролеум» с установленными на крыше фотоэлектрическими панелями.

WINDS - SOL AR GENERATORS FOR POWER SUPPLY OF OBJECTS OF OIL INDUSTRY

Zelenskaya E. A. PhD student, Kuban State Technologic university, I I categor y engineer, C JSC SRIDS InjGeo e-mail: jlms@mail.ru Gaytov B. K. Doc tor of engineering, professor of elec tric engineering and elec tric machiner y, Kuban State Technologic university e-mail: kkllev1@mail.ru Kopelevich L. E. PhD of technical sciences, doc tor of elec tric engineering and elec tric machiner y, Kuban State Technologic university e-mail: kkllev@mail.ru Samorodov A.V. PhD of technical sciences, PhD student, elec tric engineering and elec tric machiner y, Kuban State Technologic university e-mail: Alex.Samorodof f@gmail.com Kashin Y. M. PhD of technical sciences, PhD student, elec tric engineering and elec tric machiner y, Kuban State Technologic university e-mail: jlms@mail.ru Ladenko N. V. PhD of technical sciences, senior lec turer, Pelec tric engineering and elec tric machiner y, Kuban State Technologic university e-mail: lad-kolya@ya.ru

In paper the main energy relations and design for two-dimension electrical machine (DEМ) conversions, circumscribing the process, of energy in them are reduced. Keywords: renewable energy sources, power supply system, electromechanical converters of energy.

То, что такие большие энергокомпании, как «Энрон», «Шелл» и «Бритиш Петролеум», за последнее время много инвестировали в развитие фотоэлектрики и ветроэнергетики, является одним из самых убедительных фактов перспективного будущего возобновляемой энергетики. Большие инвестиции со стороны ведущих мировых энергокомпаний планируются также и в развитие других видов ВИЭ. Одним из наиболее перспективных рынков применения ВИЭ в ближайшие 20 лет во всем мире станут развивающиеся страны, испытывающие сегодня проблемы с нехваткой энергии. Для многих стран привлекательным является мобильный характер этих технологий: установки, работающие на ВИЭ, можно разместить близко № 4 (20) 2013

Альтернативные технологии (2)

ФОТО 1.

Ð ÂÛ Õ = Ð ÂÕ • η Ã где Ð ÌÕ = ωò • Ìò — механическая мощность на входе ДЭМ-Г, поступающая от ветротурбины; при этом ωò — частота вращения турбины — якоря ДЭМ-Г, Ìò — величина вращающего момента ДЭМ-Г (турбины и якоря ДЭМ-Г); ÐÝ = UÝ • IÝ — электрическая мощность на входе ДЭМ-Г, поступающая от батареи солнечных элементов; UÝ и IÝ — соответственно, напряжение и ток батареи солнечных элементов ДЭМ-Г. Тогда суммарная входная (первичная) мощность ДЭМ-Г составляет: (3) к пользователям. Кроме того, их монтаж быстрее и дешевле по сравнению со строительством больших тепловых электростанций, требующим протяженных линий электропередачи. Естественно, что приемы, способы и оборудование, используемые в настоящее время в традиционной энергетике, не могут быть автоматически перенесены в область нетрадиционной энергетики, ибо они не могут учесть всю гамму часто противоречивых требований, предъявляемых к ним. А потому их следует признать малоэффективными, бесперспективными, а порой совершенно непригодными. Последнее приводит к необходимости разработки специальных, а точнее, нетрадиционных электромеханических преобразователей, как источников, так и промежуточных преобразователей, а иногда и потребителей электрической энергии Солнца и ветра (как самых значимых по мощности и вместе с тем самых доступных и вечных). Одним из вариантов подобного электромеханического преобразователя энергии является двухмерная электрическая машина — генератор ДЭМ-Г, разработанная доктором технических наук, профессором Гайтовым Б. Х. с учениками [1], имеющая электрический вход от ФЭП, механический вход от ветротурбины и один общий (суммирующий) электрический выход со стабильными (стандартными) значениями частоты и величины выходного напряжения. Исходя из вышесказанного, ДЭМ-Г имеет два выхода: механический — от ветротурбины и электрический — от батареи солнечных элементов. При этом механический вход обеспечивается ветротурбиной соответствующей мощности и частоты вращения, а электрический вход — батареей солнечных элементов соответствующей мощности и уровня напряжения. Естественно, что мощность ДЭМ-Г при этом на входе и выходе составит, соответственно: (1)

Ð ÂÕ = Ð Ì Õ + Ð Ý

Ð ÂÕ = Ð Ì Õ + Ð Ý = = ωÒ • ÌÒ + UÝ • IÝ Под воздействием этой суммарной первичной мощности (механической и электрической по своей природе) наружный ротор ДЭМ-Г приходит во вращение, а в ее обмотке при этом наводится ЭДС взаимоиндукции. Это вращение ротора с одновременным вращением его магнитного поля с такой же частотой вращения наводит ЭДС в рабочей трехфазной якорной обмотке ДЭМ-Г. Естественно, что частота выходного напряжения ДЭМ-Г при этом зависит от состояния частот вращения ветротурбины и наружного (в данном случае) ротора. Таким образом, для обеспечения стандартной выходной частоты (4)

f ÂÛ Õ =

∆n • ð 60

где ∆ n = na – n p ; в свою очередь na — частота вращения якоря, определенная частотой вращения ветротурбины, n p — частота вращения (обычно наружного) ротора. Таким образом, выработка суммарной электрической энергии при наличии солнца и ветра одновременно является естественным, нормальным режимом работы ДЭМ-Г в дневное время. В ночное время или при затенении Солнца тучами в дневное время эффективность работы ДЭМ-Г, естественно, несколько снижается, однако процесс преобразования энергии продолжается, используя при этом энергию ветра.

Ветро-солнечные генераторы для электроснабжения объектов нефтяной отрасли*

Если при этом отсутствует и ветер, то тогда используется энергия постоянного тока, запасенная в аккумуляторной батарее. Таким образом, ДЭМ-Г может вырабатывать электрическую энергию непрерывно, частично потребляя при этом энергию постоянного тока от накопителя энергии. В конструктивном отношении ДЭМ-Г представляет собой комбинацию узлов общеизвестных электрических машин — и постоянного, и переменного тока, а потому она воплотила в себе достоинства тех и других. На рис. 1 представлен общий вид в разрезе ДЭМ-Г, выполненной на базе стандартных узлов серийных электрических машин — асинхронного двигателя и генератора постоянного тока. Отличительной особенностью якоря ДЭМ-Г является то, что в нем уложены две независимые обмотки: одна постоянного тока, на которую посредством щеточно-коллекторного узла подается напряжение возбуждения, а другая — трехфазная (или многофазная) генераторная обмотка переменного тока (рабочая, силовая обмотка), с которой снимается переменное напряжение с соответствующим количеством фаз (в данном случае три). Якорь ДЭМ-Г размещается на двух концентрически расположенных подшипниковых опорах 2, обеспечивающих одновременное вращение якоря и ротора в одном направлении, но с принципиально разными скоростями вращения. При этом ω β >> ω P, где ω β — угловая скорость вращения якоря, а ω P — угловая скорость вращения ротора. Исполнение ДЭМ-Г может быть обычное — радиальное или аксиальное. Однако более перспективным с точки зрения простоты технологии изготовления представляется радиальное исполнение, т. е. такое, при котором воздушный зазор машины направлен в радиальном направлении, как во всех серийных общепромышленных электрических машинах. ДЭМ-Г размещается на двух опорах 1 в подшипниках 2, содержит якорь 3 машины постоянного тока общепринятой конструкции с обмоткой 4, уложенной в пазах этого якоря, коллектор 5 с щетками 6, к которым подключены провода 7, питающие цепь возбуждения машины постоянным током. В этих же пазах якоря также уложена рабочая трехфазная генераторная обмотка переменного тока 11, соединенная с тремя контактными кольцами 13. Щетки 12 посредством проводов 14 связывают трехфазную обмотку 11 с сетью переменного тока с целью передачи выработанной электроэнергии потребителям. Для обеспечения электромагнитной связи якоря 3 и наружного (в данном случае) ротора 8 в последнем уложена короткозамкнутая обмотка 9 по типу роторных обмоток короткозамкнутых асинхронных двигателей. Работа ДЭМ-Г основана на электромагнитном взаимодействии магнитного поля якоря Ŏ β (рис. 2) и индуктированного им в обмотке ротора переменного тока при вращении последнего (согласно третьему закону электромеханики). При этом, если ротор 4 привести во вращение (например, от ветроагрегата), в короткозамкнутой обмотке 6 индуктируется ЭДС самоиндукции за счет электромагнитного взаимодействия с потоком Ŏ β. Эта ЭДС, в свою очередь, создает ток в обмотке ротора и свое вращающееся магнитное поле Ŏð. Взаимодействие этих двух полей создает в итоге результирующее

рисунок 1.

Двухмерная электрическая машина-генератор

Мр

nя =U ~U

14 13 12

рисунок 2.

10 9

Двухмерная электрическая машина-генератор

nя

2 np

3 4

Nя

Фα Ф δα

Sя Фp

Мэя

5 6 7

Мэр Мэ Sp От фотоэлектрического преобразования

магнитное поле Ŏδ = Ŏβ + Ŏð и результирующий электромагнитный момент ÎÝβ. Якорь 1 приходит во вращение в том же направлении, что и ротор, но с угловой скоростью n β существенно большей, чем угловая скорость np вращения ротора 4. При этом в трехфазной генераторной обмотке якоря 11 индуктируется переменный электрический ток, который через контактные кольца 13, щетки 12 и провода 14 подается к потребителю. Следует отметить, что аксиальная конструкция магнитопровода ДЭМ Г [11] имеет ряд существенных преимуществ перед широко распространенной в электромеханике вообще описанной выше радиальной № 4 (20) 2013

Альтернативные технологии возобновляемая энергетика останется уделом отдельных энтузиастов.

ФОТО 2.

Список использованных источников и литературы

конструкцией. Это, прежде всего, отсутствие необходимости в штамповке отдельных листов магнитопроводов статора и ротора, что приводит к существенному (до 2 раз) сокращению расхода электротехнической стали и вместе с тем к существенному повышению производительности труда при его изготовлении. Кроме того, только при аксиальном исполнении магнитопровода электрических машин вообще и в частности ДЭМ-Г можно добиться того, чтобы направление движения вращения магнитного потока совпадало с направлением проката электротехнической стали. Последнее позволяет сэкономить до 20—25 % дорогостоящей электротехнической стали при изготовлении магнитопроводов электрических машин аксиальной конструкции в сравнении с общепринятой радиальной конструкцией. Учитывая специфику работы ДЭМ-Г и требования, предъявленные к ней (имеется в виду обеспечение стабильности величины частоты вырабатываемой электрической энергии), описанная выше аксиальная конструкция ДЭМ-Г является наиболее подходящей, как обеспечивающая выполнение этих требований за счет своих конструктивных особенностей, выражающихся в больших инерционных вращающихся массах. На фото 2 изображена экспериментальная ветро-солнечная энергетическая установка мощностью 1 кВт, созданная на кафедре электротехники и электрических машин КубГТУ группой ученых под руководством профессора Б. Х. Гайтова. К сожалению, приходится констатировать факт, что без системного подхода и внимания со стороны государства перспективы возобновляемой энергетики выглядят туманно. Не вкладывая средства и ресурсы в перспективные разработки завтрашнего дня, мы рискуем отстать от стран, которые это делают. Иначе 58

1. Гайтов Б. Х. Нетрадиционные электромеханические преобразователи энергии в системе автономного электроснабжения / Б. Х. Гайтов, Т. Б. Гайтова, Я. М. Кашин, Л. Е. Копелевич, А. В. Самородов // Изв. вузов. Электромеханика, 2008. — № 1. — С. 21—28. 2. Гайтов Б. Х. Устойчивость специальных электрических машин для систем автономного питания в пищевой промышленности / Б. Х. Гайтов, А. В. Самородов, Н. Р. Голубев // Известия высших учебных заведений. Пищевая технология, 2006. — № 6. — С. 101—102. 3. Гайтов Б. Х. Моделирование и расчет температурного поля специальных электрических машин для систем автономного электроснабжения / Б. Х. Гайтов, Л. Е. Копелевич, А. В. Самородов, В. А. Иванюк // Изв. вузов. Электромеханика, 2006. — № 5. — С. 24—27. 4. Гайтов Б. Х. Разработка и основы теории двухмерных электрических машин для систем автономного электроснабжения. / Гайтов Б. Х., Гайтова Т. Б., Шарифуллин С. Р., Самородов А. В. // Изв. вузов. Электромеханика, 1999. — № 4. — С. 16. 5. Двухмерная электрическая машина-генератор / Гайтов Б. Х., Самородов А. В., Гайтова Т. Б., Копелевич Л. Е. // патент на изобретение RUS 2332775 05. 12. 2006. 6. Управляемая двухмерная электрическая машина / Гайтов Б. Х., Самородов А. В., Гайтова Т. Б., Копелевич Л. Е. // патент на изобретение RUS 2349016 07. 05. 2007. 7. Ермак A. A. Перспективные источники для автономных систем электроснабжения на базе возобновляемых источников энергии / Ермак A. A., Самородов А. В., Копелевич М. Л. // Современные наукоемкие технологии, 2013. — № 8—1. — С. 39—41. 8. Гайтова Т. Б. Математическое моделирование перспективных генераторных установок для систем автономного электроснабжения / Гайтова Т. Б., Кашин Я. М., Копелевия Л. Е., Кашин А. Я., Князев А. С. // Изв. вузов. Электромеханика, 2013. — № 3. — С. 16—23. 9. Гайтов Б. Х. Разработка математической модели электромагнитных и электромеханических переходных процессов в аксиальных многофазных генераторных установках / Гайтов Б. Х., Кашин Я. М., Копелевич Л. Е., Кашин А. Я., Голованов А. А., Копелевич М. Л. // Политематический сетевой электронный научный журнал Кубанского государственного аграрного университета (Научный журнал КубГАУ) [Электронный ресурс]. — Краснодар: КубГАУ, 2012. № 02 (76). Режим доступа: http://ej. kubagro. ru/2012/02/pdf/84. pdf, 0,625 у. п. л. 10. Гайтова Т. Б. Система автономного электроснабжения на базе аксиальных электромагнитных устройств / Гайтова Т. Б., Кашин Я. М., Копелевич Л. Е., Ясьян Ю. П., Кашин А. Я. // Труды Кубанского государственного аграрного университета. 2011. № 33. — С. 205—209. 11. Аксиальная двухвходовая бесконтактная электрическая машина-генератор // Гайтов Б. Х., Кашин Я. М., Гайтова Т. Б., Кашин А. Я., Пауков Д. В., Голощапов А. В. // патент RUS № 2450411 — опубл. 12. 05. 2012 г. Бюл. № 13.

I N V E N TIndustries OR

â&#x201E;&#x2013; 4 (20) 2013

Управление проектами

РАЗВИТИЕ ПРОЕКТНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ — СОЗДАНИЕ ОСНОВЫ ДЛЯ КОМПЛЕКСНОГО ИНЖИНИРИНГА В д а нной с татье рассм атрива е тс я вза имосвязь ин ж иниринга, пр оектир ова ния, у пра в ления пр оек та ми при решении пра к тических за д ач в процессе бу рения нефтяных и га зовых сква ж ин. Проана лизированы все с та дии созд ания проек та на с троите льс тво сква ж ин и процесс а б у рения. Выяв лены проб лемы современного ин ж иниринга. Н а основе пр ове д енног о исс ле дов а ни я а в тор ом пре д л а га е тс я новый под ход к ве дению работ при ре а лизации проек та. К лючевые с лова: инжиниринг, технические решения, проектна я документация, рабоча я документация, бурение, скважина ( УДК 622.24).

Калинин В. В. П ер вы й з а м ес т и т е л ь г ен ера л ь н о г о д и р ек то ра, ЗАО « В о л г о г ра д НИ П И н ефт ь » e-m a il: v l a dimirv k@vo lg o g r a d nipinif t.co m

ля того чтобы понять, что такое инжиниринг в бурении сегодня, рассмотрим комплекс работ по организации бурения (рис.1). Итак, сложившееся понимание инжиниринга: 1) Решение локальных задач логистики (оборудование, материалы, трубы и т. д.). 2) Посредник в общении Заказчика, Проектировщика и надзорных органов. 3) Представитель Заказчика на буровой. 4) Решение проблем по месту возникновения, а не в комплексе. В результате такого подхода к инжиниринговому сопровождению мы наблюдаем целый ряд проблем: 1) Необоснованное невыполнение проектных решений. 2) Отсутствие согласований изменений к проекту. 3) Отсутствие рабочей документации. 4) Отсутствие оперативного геологического управления. 5) Срыв сроков поставки из-за отсутствия предпроектной проработки. 6) Отсутствие адекватного сопоставления проект-факт. 7) Оторванность платежей за отходы и вредные выбросы от реальности. Для выработки сбалансированных решений на всех стадиях процесса бурения необходима единая документация. Базовым документом для принятия решений при бурении может и должен быть проект на строительство скважины.

Инжиниринг начинается с проекта, а проект должен состоять из: 1) Основных технических решений. 2) Проектной документации. 3) Рабочей документации: - подготовительный этап; - полевой этап; - заключительный этап.

Стадия «Основные технические решения»: 1) Анализ проекта геологоразведочных работ — «входной контроль». Институтом эта задача решена при помощи портального решения и электронного архива. В электронной библиотеке существует возможность поиска, сортировки и просмотра базы данных геологической информации. Проектировщик должен быть способен оценить качество геологического проекта и достоверность приведенных в нем данных или составить его самостоятельно. Сбор, пополнение и возможность быстрого анализа геологической информации — одна из составляющих успешного проектирования. 2) Получение исходных данных о состоянии района строительства — «изучение местности».

Развитие проектной деятельности — создание основы для комплексного инжиниринга

Решение вопросов о земельном отводе с собственниками земель чаще всего приводит к задержке выпуска проекта. Экологические вопросы (наличие «краснокнижных» животных и растений, свалок, скотомогильников, ООПТ и режим их работы) необходимо обсуждать перед началом проектирования. Изучение местности на предмет ландшафта, наличия коммуникаций, памятников истории и культуры необходимо с целью своевременного перезаложения точки строительства (в случае необходимости). Недоработки на старте ведут к увеличению количества редакций проекта, а следовательно, к увеличению стоимости проектирования и строительства. 3) Анализ результатов предпроектной проработки — «принятие решений». В результате продолжительного тестирования существующих программных продуктов институтом сделан выбор в сторону «пакетов», которые способны осуществлять подробный качественный анализ конкретной операции (в виде отдельного блока) и возможности осуществлять вариантную проработку данной операции для выбора наиболее оптимального решения. Одним из факторов, позволяющих приблизить проект к реальности, стало оформление базы данных российского оборудования для возможности применять ее в расчетах. 4) Анализ рынка — «стоимостная проработка». Порой понятные технологические предложения по стоимости или по срокам их реализации не удовлетворяют сформированной бюджетной политике. Кроме того, сроки и стоимость поставки материалов и труб часто не позволяют строить скважину в предполагаемые сроки. Это же относится и буровой установке. Понятные модификации БУ не всегда есть в наличии и свободном доступе в близлежащих регионах. Решать эти вопросы на этапе реализации проекта не всегда представляется возможным, поэтому необходимо это прорабатывать на этапе ОТР.

DEVELOPMENT OF THE PROJECT ACTIVITY - THE CREATION OF A FRAMEWORK FOR INTEGRATED ENGINEERING

Kalinin V. V. First deputy director general, ZAO VolgogradNIPIneft e-mail: vladimirvk@volgogradnipinift.com

This article examines the correlation of engineering, design, project management in solving practical problems in the process of drilling oil and gas wells. Analyzed all the stages of creating a project for the construction of wells and drilling. Problems of modern engineering are revealed. Based on research by the author proposes a new approach to the management of activities in the implementation of the project. Keywords: еngineering, technical solutions, project documentation, working documents, drilling, well.

Стадия «Проектная документация» — это оформление документации, содержащей текстовые и графические материалы и определяющей функционально-технологические, конструктивные и инженернотехнические решения для обеспечения строительства и реконструкции скважин.

рисунок 1.

Геологический проект

инжиниринг

Земельные документы Комплексные инженерные изыскания Исходные данные о состоянии района строительства Экологические вопросы Проектная документация Экспертиза

Буровой подрядчик Сервисные подрядчики по долотам, растворам ГТИ Закупки материалов, оборудования и труб Мониторинг технологических операций Сопоставление проект-факт Рабочая и исполнительная документация Согласование с РТН ПДВ, ПНОЛР

Скважина

№ 4 (20) 2013

Управление проектами

рисунок 2.

Сложившаяся схема инжиниринга Проектирование

Инжиниринг

Бурение

Схема робастного инжиниринга Проектирование

Инжиниринг

Бурение

Существующие проблемы проектной документации: 1) Формальный подход к проекту. Проектная документация — «бумага» для легализации деятельности. 2) Несогласованность разделов проекта, размытость ответственности за результат по причине проектирования разных разделов отдельными проектировщиками. 3) Оторванность проектных решений от реальности (особенно заметно на сложных глубоких скважинах). При наличии стадии ОТР проблемы снимаются и проект становится сбалансированным.

Стадия «Рабочая документация» — это оформление документации, содержащей текстовые и графические документы, обеспечивающие реализацию принятых в утвержденной проектной документации технических решений, необходимых для производства строительных и монтажных работ, обеспечения строительства оборудованием, изделиями и материалами. Если проведена грамотная концептуальная проработка, то в проект закладываются понятные решения с реальными сроками и стоимостью реализации. Кроме того, на момент строительства понятен практически весь состав подрядчиков и поставщиков. На основании проектных решений задания подрядчикам выдаются в виде рабочей документации. При таком подходе к реализации проекта при каждой операции четко расписаны обязанность и ответственность каждого из вовлеченных в процесс строительства скважины подрядчиков. Подготовительный этап. На этом этапе осуществляется выбор: - бурового подрядчика, тип и оснащенность бурового станка с учетом условий геологического строения, проводится мобилизация оборудования; - сервисной компании по долотам, проводится оценка долотной программы; - сервисной компании по геолого-технологическим исследованиям и газовому каротажу; - сервисной компании по растворам, системы бурового раствора, обеспечивающего безаварийную проводку скважины (стабильность ствола) с оптимизацией расхода химреагентов; - а также закупка необходимого оборудования, материалов и труб. В ходе подготовительного этапа работ инжиниринговая служба ЗАО «ВолгоградНИПИнефть» проводит координа62

ционные совещания с участием полевых супервайзеров и представителей заказчика. На совещаниях прорабатываются вопросы взаимодействия служб в ходе бурения, оперативности представления и информативности полевых материалов, согласовываются методики, утверждаются регламенты вскрытия пластов, способов отбора и транспортировки керна. Полевой этап. На этом этапе осуществляются: - надзор за выполнением проектных решений; - контроль качества проводимых на скважине технологических операций и геологических исследований; - составление меры и контролирование спуска ОК, их цементирования и опрессовки; - контроль за опрессовкой устья, ПВО и фонтанной арматуры; - контроль за проведением испытаний в открытом стволе и в колонне; - интерпретация результатов и оперативное принятие решений; - суточная и оперативная отчетность. - составление рабочей документации (корректировка проектных решений при необходимости). Обязательной неотъемлемой частью буровых работ должны являться контрольные лабораторные анализы бурового и цементного растворов. Авторский надзор — контроль лица, осуществившего подготовку проектной документации, за соблюдением в процессе строительства требований проектной документации. Постоянное присутствие проектировщика на скважине при авторском надзоре необязательно, и выработка предложений по изменению и оптимизации проектных решений по факту строительства тоже не входит в объем работ. Как следствие, к авторскому надзору относятся формально. Подготовка при этом рабочей документации и адекватное согласование изменения проектных решений не представляются возможным. Поэтому для качественной проводки скважины и оперативного принятия решений на объекте должны находиться супервайзеры проектировщика. При проектировании строительства скважин основной задачей является качественное моделирование технологических процессов (гидравлика промывки, гидравлика цементирования, расчет изгибающих нагрузок и т. д.). Достаточно быстро и правдоподобно это можно осуществить при помощи программных продуктов. Следует заметить, что институт для себя выбрал soft, позволяющий не «прогонять» весь проект целиком, а получать конкретные расчеты пооперационно. Это дает гибкость в принятии решений и позволяет для сравнения математически моделировать фактическую ситуацию на скважине. Заключительный этап. В ходе заключительного этапа осуществляется вывоз оборудования с буровой площадки, рекультивация, лабораторные исследования керна, шлама и пластовых флюидов, составление итоговых отчетов. Институт «ВолгоградНИПИнефть» выполняет весь комплекс лабораторных исследований, в том числе требуемые для подсчета запасов петрофизические исследования. При оказании инжиниринговых услуг институт проводит организацию учета образования отходов бурения в процессе строительства скважины и передачи их для размещения на объекты размещения отходов. Это дает основание для расчета платы за размещение отходов по фактическому количеству их образования, которое практически всегда существенно меньше, чем проектное (расчетное).

центр передовых технологий разведки и добычи Технологии современной нефтегазовой разведки 24-28 марта, Париж, Франция

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В ОБЛАСТИ БУРЕНИЯ. ДИАГНОСТИКА ПРОБЛЕМ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ 24-28 марта, Париж, Франция

оптимизация работы с пластами и повышение нефтеотдачи. новые возможности старых месторождений 13-17 октября, Калгари, Канада

КОМПЛЕКСНЫЕ СИСТЕМЫ ДИАГНОСТИКИ И МОНИТОРИНГА КОРРОЗИИ. 13-17 октября, Хьюстон, США ОРГАНИЗАТОРЫ: Confidence Capital Ltd. Elscott House, Arcadia Avenue London, N3 2JU T: +44 (0) 208 349 1999 F: +44 (0) 208 349 2999 info@ccapital.co.uk www.ccapital.co.uk

Инженерные изыскания

ПРИМЕНЕНИЕ ТОМОГРАФИЧЕСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ ИНЖЕНЕРНОЙ ГЕОФИЗИКИ ДЛЯ ИЗУЧЕНИЯ ОПОЛЗНЕОПАСНЫХ СКЛОНОВ Оползни от но с я тс я к оп ас ным г еолог ичес к им и ин ж енер но - г еолог ическ им пр оц есс а м, и потом у в со с та в ин ж енерно - г еолог ическ и х изыск а ний оползневых ск лонов вк люч а ют, согл асно дейс т ву ющим нормативным док у ментам, г еофизические исс ле дования. К лючевые с лова: оползни, поверхнос ть скольжения, электротомография, сейсмотомог рафия, комплексна я интерпретация ( УДК 550.839).

Глазунов В. В.

Ефимова Н. Н.

д. т. н., п р о ф ессо р, Н а ц и о н а л ь н ы й м и н ера л ь н о-

к. т. н., технический дирек тор, ООО « НПП

с ы р ь ев о й у н и в ер с и т е т « Г о р н ы й »

Ин ж Г еофизик а »

e-m a il: V Vg l a zo u n ov@m a il.ru

e-m a il: n ata fim a@m a il.ru

Куликов А. И. нача льник отде ла изыск аний, ООО « НПП ИнжГеофизик а » e-m a il: ku l ikov-p os t@m a il.ru

рименение методов инженерной геофизики для изучения оползневых склонов осуществляется с целью решения следующих основных задач: - определение положения поверхности скольжения, трещин отрыва и границ оползня; - изучение строения и состояния основного деформируемого горизонта (ОДГ) оползня (степени выветрелости, прибортовой трещиноватости и зон разуплотнения); - определение границ обводненных зон в грунтовом массиве и изменений свойств пород вблизи зоны смещения; - мониторинг развития оползневых процессов. Сейсморазведка и электроразведка являются ведущими геофизическими методами решения этих задач. Накопленный опыт геофизических исследований оползней позволил сформулировать основные физико-геологические предпосылки для применения геофизических методов [1—5]: а) наличие поверхности (зоны) скольжения, которая, как правило, контролируется характерными изменениями геоэлектрических и сейсмических параметров горных пород; б) деформация пород, слагающих тело оползня, приводит к значительным изменениям их физических свойств по отношению к ненарушенному массиву;

в) оползневое тело отличается анизотропией всех физических параметров, которая обусловлена трещиноватостью и является одной из наиболее характерных особенностей оползневых массивов. Согласно А. А. Огильви, пластические (инсеквентные) оползни являются наиболее сложными для геофизического изучения, так как дифференциация глинистых пород по физическим свойствам в пределах оползня и в ненарушенном геологическом разрезе недостаточно четко выражена. До недавнего времени ведущими методами исследований являлись ВЭЗ и КМПВ. Эти методы предназначены для изучения субгоризонтальных геологических границ и базируются на 1D-подходах к интерпретации, поэтому их применение не может в полной мере обеспечить решение задач, связанных с изучением строения неоднородных оползневых тел. Благодаря развитию современных томографических технологий инженерной геофизики появились предпосылки для более детального и всестороннего изучения оползневых структур. Оценить возможности современных методов инженерной геофизики позволяют результаты комплексных электротомографических (ЭТ) и сейсмотомографических (СТ) исследований оползнеопасных склонов,

Применение томографических технологий инженерной геофизики для изучения оползнеопасных склонов

расположенных на отрогах южного склона СевероЗападного Кавказа. На оползнеопасных склонах этого региона распространены четвертичные отложения, представленные элювиальными и элювиально-делювиальными глинами, залегающими на коренных глинах. Поскольку в геологическом строении исследованных участках преобладают глинистые грунты, наибольшее распространение имеют оползни пластического, инсеквентного типа. Томографические геофизические исследования склонов осуществлены в соответствии со стандартными методиками наблюдений. Сейсмические наблюдения выполнены с помощью 48-канальной сейсмостанции «ЭЛЛИСС-3» и горизонтальных (для регистрации S-волн) и вертикальных (для регистрации Р-волн) электродинамических сейсмоприемников GS-20DX, соединенных c сейсмостанцией сейсмической косой и установленных с шагом 2м. При проведении сейсмических исследований регистрировались поперечные (S) и продольные (P) волны. Регистрация S волн осуществлялась по схеме Y-Y, а регистрация P волн — по схеме Z-Z. Для возбуждения S волн использовалась методика «правых» и «левых» ударов под углом 45º к дневной поверхности. Электротомографические наблюдения проведены с использованием многоэлектродной электроразведочной станции «Скала-48» по стандартной методике. Измерения выполнены с помощью двухсегментной косы, предназначенной для коммутации 48 электродов по 24 электрода в каждом сегменте. Электроды размещались вдоль косы с шагом 3 м. Обработка сейсмотомографических и электротомографических данных осуществлялась с помощью специализированного программного обеспечения. Материалы наземной сейсморазведки обрабатывались корреляционным методом преломленных волн (КМПВ) и методом сейсмической томографии (СТ). Обработка данных КМПВ выполнена с помощью программного обеспечения RadExPro Plus. Сейсмотомографическая обработка проведена с помощью пакета программ XTomoDPU и XTomo. Обработка электротомографических данных осуществлена методом 2D-инверсии, принятой в геоэлектрической томографии. Инверсия выполнена с помощью лицензионной компьютерной программы Res2Dinv, ver.4.01.35. Процедура инверсии обеспечила подбор 2D-распределения удельного электрического сопротивления (УЭС) в сеточной модели среды. Результаты инженерно-геофизических исследований оползнеопасного участка представлены в виде сейсмотомографических (рис. 1) и электротомографического (рис. 2) разрезов. Сейсмотомографические разрезы характеризуют пространственное, 2D-распределение скоростей продольных P и поперечных S волн, а также соотношения скоростей VS /VP. На разрезы вынесены основные преломляющие границы и значения скоростей сейсмических волн. По данным КМПВ, сейсмические разрезы имеют двуслойную структуру. Преломляющие границы уверенно прослеживается на P и S волнах. Значения скоростей, определенные в слое 1 по данным КМПВ, варьируют в пределах VP = 160 — 40 м/с и VS = 90 — 160 м/с. Граничные скорости изменяются в интервалах VP = 1380 — 1800 м/с и VS = 320 — 500 м/с.

APPLUING TOMOGRAPHIC TECHNILOGIES OF ENGINEERING GEOPHYSICS TO INVESTIGATE LANDSLIDE SLOPES

Glazunov V. V. Phd technical sciences, professor, National mineral feedstock university «Gorniy» e-mail: VVglazounov@mail.ru Efimova N. N. Candidate of technical sciences, technical director, OOO «NPP InjGeophysics» e-mail: natafima@mail.ru Kulikov А. I. survey dept head, OOO «NPP InjGeophysics» e-mail: kulikov-post@mail.ru

Landslides refer to hazardous geologic and engineering geologic processes, therefore according to effective regulatory issues include geophysical investigations into engineering geology surveys of landslide slopes. Keywords: Landslides, slipping, electric tomography, seismic tomography, complex interpretation.

Наличие преломляющих границ в глинах и столь низкие значения скоростей в слое 1 можно объяснить двумя причинами. Первая причина связана с повышенной трещиноватостью и выветрелостью глин приповерхностного слоя оползневого массива [1]. Вторая причина обусловлена наличием «парадоксального интервала влажности», обычно наблюдаемого в глинах и лессовых породах при определенных значениях влажности [5]. Появление контрастных преломляющих границ P и S волн связано с тем, что в области верхней границы «парадоксального интервала влажности» наблюдается резкое повышение значений скоростей. Анализ годографов первых вступлений сейсмических волн показал, что слой 1 оползневого массива характеризуется значительным вертикальным градиентом скоростей, который обеспечивает формирование рефрагированных волн и создает предпосылки для необходимости применения метода СТ. Уверенная корреляция годографов преломленных волн нарушается в интервалах, где волновое поле осложнено влиянием локальных скоростных неоднородностей и крутопадающих геологических границ. Получение информации о геологическом строении в этих сложных для применения КМПВ условиях обеспечивает обработка годографов первых вступлений методом СТ. На сейсмотомографических разрезах интервалы, где прослеживание преломленных волн затруднено, выделены штриховкой (рис. 1). № 4 (20) 2013

Инженерные изыскания

рисунок 1а.

Сейсмотомографический разрез на продольных волнах

Набс, м 174 172 170 168 166 164

162 160

1800 1600 1400

158

156 154

152

800

150

148

600

146 144

142 140

138

136

134

132 130

128 126 124

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90

Пикеты профиля, м

рисунок 1б.

Набс, м 174 172 170 168 166 164

1200 1000

400 200

Пикеты профиля, м

Сейсмотомографический разрез на поперечных волнах Набс, м 174 172 170 168 166 164

162 160

Vp, м/с

162 160

158

156 154

152

150

148

350

146 144

300

142 140

138

136

134

132 130

128 126 124

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 Пикеты профиля, м Пикеты профиля, м

Vs, м/с 500 450 400

250 200 150

Во втором слое, по данным СТ, отмечается уменьшение величины вертикального градиента скоростей, что свидетельствует о большей консолидации пород в его пределах. Значения скоростей в слое 2, в интервалах профилей, где преломляющие границы уверенно прослеживаются, заметно изменяются по латерали за счет наличия локальных неоднородностей. Неоднородности четче проявлены на сейсмотомографических разрезах S волн, чем P волн (рис. 1). Скоростные неоднородности прослеживаются на сейсмотомографических разрезах в виде локальных субвертикальных зон пониженных значений скоростей VP и VS волн. Поскольку разрезы на P и S волнах получены по данным независимых наблюдений, достоверность выделения этих зон по сейсмическим данным не вызывает сомнений. Геологическая интерпретация этих зон в сравнительно однородных глинах представляет одну из проблем при изучении оползней методом сейсмической томографии. Сопоставление значений скоростей VP, определенных по данным КМПВ, в точках пересечений продольных и поперечных профилей позволяет сделать вывод о том, что сейсмическая анизотропия пород и локальные неоднородности выражены на данном участке. Значения скоростей VP, определенные на продольных профилях, превышают значения VP на поперечных профилях на 10—50 %, значения VS на пересекающихся профилях близки. Комплексные сейсмотомографические разрезы соотношения VS/VP (рис. 1в) построены для оценки совместного распределения скоростей VP и VS. Кроме того, это соотношение характеризует величину динамического коэффициента Пуассона µД, который чувствителен к изменениям напряженного состояния пород и, предположительно, отражает степень устойчивости оползневого склона [3]. Как известно, связь между величинами VS/VP и µД характеризуется обратно пропорциональной зависимостью. На разрезы вынесены преломляющие границы P и S волн для удобства их сопоставления. Генеральной особенностью пространственного распределения величины VS/VP является ее уменьшение с увеличением глубины от крайне высоких значений 0,65 до 0,16. Величина вертикального градиента соотношения VS/VP также уменьшается с глубиной. По характеру пространственных изменений величины VS/VP в приповерхностной части слоя 1, определенного по данным КМПВ, выделен дополнительный слой 1`. Подошва слоя 1` прослеживается в виде линейной области максимальных значений градиента. Эта граница располагается выше преломляющих границ. Слой 1` характеризуется наличием неоднородностей, контролируемых локальными изменениями VS/VP., формирующих линейные крутопадающие зоны. Неоднородности и высокий градиент значений VS /VP указывают на повышенную степень выветрелости и пониженный коэффициент запаса прочности kЗП пород. В связи с тем, что kЗП характеризует устойчивость, слой 1` показан на разрезе распределения значений VS /VP в качестве дополнительного приповерхностного слоя (рис. 1в). Необходимо отметить, что линейные круто падающие зоны повышенных значений VS /VP, наблюдаемые на склонах, указывают на наличие ослабленных пород и потому могут быть связаны с трещинами отрыва оползня, сформировавшимися на различных стадиях их развития. Анализ пространственного расположения преломляю-

Применение томографических технологий инженерной геофизики для изучения оползнеопасных склонов

щих границ P и S волн показывает, что эти границы не совпадают. Преломляющая граница P волн, как правило, располагается несколько выше, чем - S волн. Такой характер различий положения границ можно объяснить влиянием петрофизического эффекта, обусловленного «парадоксальным интервалом влажности» в глинах, а также масштабным фактором, связанным с различиями длин P и S волн. Значительное удаление преломляющих границ P и S волн, в некоторых случаях превышающее 2,5 м, представляет одну из проблем, и на данном этапе исследований это можно объяснить тем, что распределение VP обусловлено не только составом и плотностью пород, как величина VS, а еще и влажностью пород, определяемой наличием воды гравитационного типа. Сейсмотомографические разрезы осложнены влиянием значительных по размерам высокоскоростных неоднородностей, которые выделены на разрезах как аномальные области (рис. 1). Внутреннее строение аномальной области проявилось с большей детальностью на сейсмотомографическом разрезе, построенном на P волнах, чем на S волнах, в силу большей разрешающей способности P волны. На фоне общего повышения значений VP в границах аномальной области наблюдается несколько локальных крутопадающих зон. Преломляющая граница P волны на интервалах склонов с относительно большими углами наклона является потенциальной поверхностью скольжения оползня, так как характеризуется повышенной влажностью глин. При этом граничная скорость в этих местах, как правило, возрастает, что указывает на большую консолидированность и влажность подстилающих глин. Дополнительная поверхность скольжения на этих интервалах соответствует подошве приповерхностного слоя, характеризующегося повышенной степенью выветрелости и пониженным коэффициентом запаса прочности kЗП пород. Положение вероятных трещин отрыва оползня показано в местах расположения линейных круто падающих зон повышенных значений VS/VP. Электротомографический разрез характеризует геоэлектрическое строение оползнеопасных склонов, которое с высокой степенью детальности отражает литологический состав и состояние горных пород (рис. 2). На электротомографическом разрезе склонов наблюдаются различные типы геоэлектрических разрезов. Границы слоев на разрезе проведены условно по линиям повышенных градиентов и заданным интервалам изменений УЭС, наблюдаемых на электротомографических разрезах. Слоистая структура осложнена мелкими локальными геоэлектрическими неоднородностями, которые располагаются в слоях, практически не нарушая их мощности. Значения УЭС уменьшаются вниз по левому склону до минимальных значений 3 Ом•м, что указывает на повышение влажности и глинистости пород ближе к тальвегу балки. Особое значение для оценки оползнеопасности левого склона имеет линзовидная низкоомная неоднородность, наблюдаемая в слое 2. Низкие значения УЭС указывают на значительное повышение влажности и глинистости, которые обусловливают повышенную степень оползнеопасности левого склона в интервале проявления линзы. Пересечение продольного и поперечного по отношению к склону профилей, расположенное в пределах этого интервала, позволяет оценить электрическую анизотропию

рисунок 1в.

Сейсмотомографический разрез отношения скоростей

Набс, м 174 172 170 168 166 164

162 160

158

0.5

156 154

0.45

152

150

148

146 144

142 140

138

136

134

132 130

128 126 124

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 Пикеты профиля, м Пикеты профиля, м

Vs/Vp

0.4 0.35 0.3 0.25 0.2 0.15

пород. В точке пересечения профилей значение коэффициента анизотропии λ = ρпрод / ρпопер = 3, что подтверждает наличие оползневых деформаций и неоднородность пород в пределах этого интервала. Строение электротомографического разреза левого и правого склонов различно. Различия проявляются в изменении типа геоэлектрического разреза в верхней части правого склона и в наличии высокоомной неоднородности значительных размеров. Необходимо отметить, что положение сейсмической аномальной зоны, выделенной на сейсмотомографических разрезах, и геоэлектрической неоднородности практически совпадает. Приповерхностная часть неоднородности разбита линейными низкоомными зонами, которые, видимо, контролируют локальные повышения глинистости и могут соответствовать трещинам отрыва. Условия залегания геоэлектрической неоднородности и значения УЭС в ее пределах позволяют сделать вывод о том, что она связана с областью распространения песчаных пород или обломочного материала полускальных пород. Оползнеопасность правого склона связана с линзовидной низкоомной неоднородностью и низкоомным слоем, на котором залегают высокоомные породы. Низкие значения УЭС этого слоя указывают на значительное повышение влажности и глинистости, которые обусловливают развитие оползней на правом склоне. Низкоомные приповерхностные слои на больших уклонах склонов также характеризуются повышенной влажностью и глинистостью пород и потому могут характеризоваться пониженной устойчивостью. № 4 (20) 2013

Инженерные изыскания

рисунок 2.

Набс, м 180 178 176 174 172 170 168 166 164 162 160 158 156 154 152 150 148 146 144 142 140 138 136 134 132 130 128 126 124 122 0 10

Электротомографический разрез

100 110

120

130 140

150

160

Пикеты профиля, м

180

190

200

210

220

230

240 250

260

270

280

Пикеты профиля, м

Дополнительные вероятные поверхности скольжения показаны на геоэлектрическом разрезе в областях локальных низкоомных зон, наблюдаемых в высокоомном приповерхностном слое. Вероятность связи этих зон с положением сформировавшихся или зарождающихся трещин отрыва оползня достаточно велика. Важное значение для оценки оползнеопасности правого склона имеет наличие высокоомной неоднородности значительных размеров. Результаты электроразведочных работ подтверждают и существенно уточняют данные сейсмических исследований. Геологическая интерпретация сейсмических и электрометрических данных выполнена на основании сводных геологических разрезов, построенных по данным инженерно-геологических изысканий. По геологическим данным, строение разреза представлено глинистой толщей. Незначительные отличия в составе и консистенции глин обусловливают слабую дифференциацию толщи пород по УЭС и скоростям VP и VS. Наиболее контрастно по значениям УЭС и скоростей распространения сейсмических волн выделяется глыбовый грунт с глинистым заполнителем, имеющий наибольшее распространение на левом склоне, где наблюдается крупная геоэлектрическая и сейсмическая неоднородность. Отличия в физических свойствах глин определяются в основном влажностью пород. Незначительные отличия в составе и консистенции глин обусловливают слабую дифференциацию толщи пород по УЭС и скоростям VP и VS. На результаты сейсморазведки оказывает влияние наличие «парадоксального интервала влажности» в глинах. В целом результаты комплексных инженерно-геофизических исследований методами геофизической томографии существенно уточняют и дополняют представления о гео68

170

180 178 176 174 172 170 168 166 164 162 160 158 156 154 152 150 148 146 144 142 140 138 136 134 132 130 128 126 124 122

логическом строении оползнеопасного участка, полученные в результате инженерно-геологических изысканий. Особенности геологического строения склона, выявленные по данным СТ и ЭТ, необходимо учитывать при математическом моделировании устойчивости склона инженерно-геологическими методами. Полученные результаты продемонстрировали высокую результативность томографических технологий инженерной геофизики. Их применение позволило успешно решить практически все поставленные геологические задачи и наметить перспективы мониторинга оползневых процессов. Проведенные исследования подтвердили и расширили представления о физикогеологических предпосылках применения инженерной геофизики.

Список использованных источников и литературы 1. Огильви А. А. Основы инженерной геофизики. — М.: Недра, 1990. — 501 с. 2. Методы геофизики в гидрогеологии и инженерной геологии. — М.: Недра, 1985. — 184 с. 3. Изучение оползней геофизическими методами. — М.: Недра, 1987. — 154 с. 4. Применение сейсмоакустических методов в гидрогеологии и инженерной геологии. — М.: Недра, 1992. — 264 с. 5. Сейсмические свойства дисперсных пород. — М., 1994. — 195 с.

№ 4 (20) 2013

Инженерные изыскания

ГЕОРАДАРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НА ТЕРРИТОРИИ СВЯТО-МИХАЙЛОВСКОГО МОНАСТЫРЯ Прове дены г еора д арные исс ле дования на территории Свято -Мих айловского монас тыря с це лью поиск а пог ребенных под земных ходов, сое диняющих ра зрушенные пос тройки. Выде лены конт уры фунд аментов ра зру шенных зд аний, с тарые комму ник ации. Намечено пре дполагаемое мес тополож ение под земного ход а. Опробованы ра зличные типы антенн д ля решения пос тавленной за д ачи. К л ю ч е в ы е с л о в а: г е о ра д а р, д и ф ра г и р о в а н н ы е в о л н ы, а р х е о л о г и я, п о г р е б е н н ы е ф у н д а м е н т ы, п о д з е м н ы е хо д ы ( У ДК 550.837.76 ) .

Уразаев А. Н. ас п и ра н т к аф е д р ы г ео ф и з и к и ФГ Б ОУ В ПО « Куб а н с к и й г о суд а р с т в ен н ы й у н и в ер с и т е т» e-m a il: a n u r a z a e v@g m a il.co m

рисунок 1.

Схема расположения профилей

августе 2012 года магистрантами геологического факультета КубГУ Уразаевым А. и Дибровой А. под руководством к. т. н. Бякова А. Ю. были проведены комплексные геофизические исследования на территории Свято-Михайловского монастыря [1]. Наиболее информативными оказались георадарные исследования, некоторые результаты которых и приведены в настоящей работе. Конечной целью проведенных геофизических работ являлся поиск подземных сооружений, которые, по преданию, располагаются на территории Свято-Михайловского монастыря. Один из этажей этих сооружений, возможно, находится на относительно небольшой глубине: это подземные ходы, которые в прошлом соединяли различные постройки монастыря. На данном этапе георадарные наблюдения носили рекогносцировочный, опытно-методический характер. Перед работами были поставлены следующие задачи: 1. Определить глубину исследований в грунтах, распространенных на поисковой площади, оценить возможности георадара с различными типами антенн. 2. Выяснить, каким образом выражены в волновом поле поисковые объекты, объекты с известным местоположением, и наметить методику и аппаратные средства для дальнейших детальных работ. На рис. 1. приведено положение линий георадарных наблюдений первого этапа исследований относительно сооружений существующей застройки на площади ис-

Георадарные исследования на территории Свято-Михайловского монастыря

следований. Привязка на местности местоположения точек измерения производилась с использованием GPSприемника.

Сравнение наблюдений различными антеннами Вдоль одного и того же профиля на местности были проведены работы с антенными блоками АБ400 и АБ150 георадара ОКО 2. На рис. 2. приведены записи и проведена идентификация объектов, вызывающих аномалии волнового поля. Одни и те же объекты соединены линиями. Из рисунка видно, что запись антенной АБ400 имеет более высокое разрешение, в то же время запись с антенным блоком АБ150 обладает большей глубинной исследований. На записи с антенным блоком АБ150 выделяется объект на глубине 4,5 м, максимальная глубина исследований, достигнутая с антенным блоком АБ400, составила 2—3 м, что говорит о возможности поиска объектов на большей глубине с использованием антенного блока АБ150. Методика наблюдений при детальных работах рекомендуется следующая: в первую очередь проводятся работы с антенным блоком АБ150, обрабатываются, затем на выделенных объектах с глубиной залегания меньше 3 м проводятся работы с антенным блоком АБ400. Из анализа полученных данных следует, что на данной территории можно обнаружить объекты на глубине до 4—5 м.

Идентификация аномалий волнового поля Из объектов, находящихся под поверхностью земли с известным положением, — трубы водоводов и контуры разрушенных зданий. На рис. 3 иллюстрируется отображение водовода в волновом поле. Это гиперболическая ось дифрагированной волны от объекта на глубине 1 м.

рисунок 2.

GPR RESEARCH ON THE TERRITORY OF ST. MICHAEL'S MONASTERY

Urazaev A. N. PhD student geophysics «Kuban State University» e-mail: anurazaev@gmail.com

GPR survey conducted in the St. Michael Monastery in search of buried underground tunnels that connect the buildings destroyed. Select the path foundations of destroyed buildings, old communication. Scheduled alleged location of the underground passage. Tested different types of antennas for the task. Keywords: GPR, diffracted waves, archeology, buried foundations, underground tunnels.

Аномалий волнового поля подобного типа встречается довольно много, для их классификации и определения природы необходимо использовать дополнительные критерии. В случае с водоводом это то, что в плане аномалии должны выстроиться в длинную линию при детальных работах. Запись в районе с известным положением разрушенных зданий приведена на рис. 4. В волновом поле фундаменты здания выражаются специфической картиной с множеством осей синфазности до глубины 1,5—2 м. При детальных исследованиях выделенные объекты типа «фундамент» должны выстроиться в контуры с относительно протяженными

Сравнение наблюдений с антеннами АБ150 и АБ400 (нижняя запись) вдоль профилей 24 и 0012

№ 4 (20) 2013

Инженерные изыскания

рисунок 3.

Для дальнейшей застройки территории, возможно, следует уточнить местоположение кабелей. Из предыдущего опыта работ известно, что кабели отображаются характерной реверберационной записью или звоном. На исследуемой территории такие объекты зарегистрированы. Что касается поиска объектов типа «подземный ход», то при анализе зарегистрированных аномалий следует пользоваться общими соображениями: - подземный ход не может находиться на глубине меньшей, чем один метр, так как в этой части находится почвенный рыхлый слой, либо кора выветривания, т. е. очень слабые породы. В этом случае свод подземного хода без соответствующего крепления неизбежно бы обвалился; - аномалии этого типа в плане должны выстраиваться в длинные линии. При анализе материалов исследований по этим признакам можно наметить участки детализации. Основное требование на этапе детализации — использование инструментальной привязки наблюдений. Без этого условия невозможно вернуться на небольшие в плане объекты, предположительно 1—2 м, и выяснить их линейность. На рис. 2 аномалию на глубине 4,5 метра можно отнести по первому признаку к аномалии типа «подземный ход» и при последующих детальных работах, если выполнится второй признак, пробурить скважину, и если будет провал инструмента, осмотреть этот интервал с помощью видеокамеры. Более подробно результаты работ описаны в отчете [2].

Вид водовода в волновом поле

прямолинейными участками, что и будет дополнительным признаком достоверности обнаружения местоположения фундамента ранее существовавшего здания. Возможно, эта информация будет представлять интерес для восстановления и реставрации сооружений. На записях георадара хорошо выражены насыпные грунты. На рис. 5 иллюстрируется волновое поле в районе распространения насыпного грунта и возможность картирования его подошвы.

рисунок 4.

Вид аномалии типа «фундамент» в волновом поле

рисунок 5.

Список использованных источников и литературы 1. Монах Прокопий (Леонов). История Свято-Михайло-Афонской Закубанской общежительной пустыни. Ростов-на-Дону, ЗАО «Книга», 2011. 2. Отчет «Геофизические исследования на территории Ново-Афонского (Свято-Михайловского) мужского монастыря». Бяков А. Ю., Диброва А. И., Уразаев А. Н. Краснодар, 2012. 33 с.

Отображение насыпного грунта в волновом поле георадара

№ 4 (20) 2013

Инженерные изыскания

О МЕХАНИЗМЕ РАЗУПРОЧНЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ПРИ ЗНАКОПЕРЕМЕННОМ ИЗМЕНЕНИИ ТЕМПЕРАТУРЫ Ранее проведенные работы по эксперимента льному опреде лению и компьютерному моде лированию дроб ления и упрочнению сводов горных выработок пок а за ли си льну ю зависимос ть прочнос ти горных пород от порис тос ти. Знакопеременные температ у рные наг ру ж ения, по всей вероятнос ти, одновременно укрепляют при одном цик ле и уве личивают повре ж деннос ть горных пород при многократном. Рассматрива я пору, к ак протяну т ую трещину, моде лируем ее г еометрию и напря ж ения на вершине. Г еоме трия вершины трещины и напря ж ения в ней, по пре д лож енной зависимос ти ме ж атомных взаимодейс твий, являются температ урно -зависимыми величинами. При знакопеременных изменениях температ у ры трещина продвигае тс я из -за температ у рных напряжений, возник ающих из -за расширения ль д а в полос ти трещины. К лючевые с лова: хрупкость горных пород, напряжения и геометрия вершины трещины, знакопеременные температ урные нагру жения, ра зупрочнение горных пород ( УДК 621.88.084: 539.7:539.56:539.172:539.67:539.374).

Семенов Я. С.

Алексеев К. Н.

до ц ен т к аф е д р ы м а ш и н о в е д ен и я Я к у тс ко г о

м. н. с. л а б о рато р и и м е х а н и к и г р у н то в ИГДС СО РАН

г о с у н и в ер с и т е та, Т е х н о л о г ич ес к и й и н с т и т у т С ев ер о-В о с точ н о г о ф е д ера л ь н о г о у н и в ер с и т е та e-m a il: ya n s em en ov@m a il.ru

Соловьева А. Я. с та р ш и й п р еп о д а в ат е л ь к аф е д р ы м а р к е т и н га АГИИК e-m a il: ya n s em en ov@m a il.ru

Введение Горные породы, содержащие высокий процент кремния, обладают высокой хрупкостью, и это проявляется уже при незначительных отрицательных температурах (критических температурах Ткр). Проведенные исследования [1—5] показывают, что в области Ткр претерпевают изменения почти все механические и 74

физические характеристики материала, в том числе и для хрупких горных пород. Как ранее показано [3—4], знакопеременные температурные нагружения (циклы) производят разупрочнение горных пород. Одним из механизмов разупрочнения горных пород может быть рост трещин (пор). Поэтому важно знать напряжения и геометрию вершины трещины в области критической температуры хрупкости Ткр.

О механизме разупрочнения горных пород при знакопеременном изменении температуры

Моделирование механизма разупрочнения горных пород SUBSURFACE ROCK SOFTENING PROCESS WITH ALTERNATING TEMPERATURES

Горная порода состоит из различных химических соединений кремния, которые при критических температурах Ткр образуют направленные химические связи, повышающие хрупкость. Вместе с тем горная порода содержит значительное число трещин (пор). Тогда для описания трещины зададим следующую модель. Изотропная, однородная, линейно упругая пластина из горных пород в плоскости (х,у) содержит линейную трещину со свободными берегами длины 2L с центром вдоль оси х. Вершина трещины подвержена однородному растяжению σyy = σ0 при y = ±∞ из-за расширения частиц льда, наполняющих полость трещины. Решая задачу для граничных условий, можем определить начальное раскрытие трещины ν(x,0) и напряжение σyy(x,0) вдоль оси трещины. В работе [1] для определения этих функций предложены модифицированные граничные условия, связанные с дискретностью разрыва связи. Для этого к двум областям в вершине трещины добавляется буферная область, в которой задаются граничные условия, исключающие несоответствие между континуальным и атомным описанием вершины трещины. Эта область включает промежуток между последней разорванной и первой неразорванной атомными связями. Граничное условие в этой области задается в виде

Earlier activities to experimentally determine and PC modeling crushing and consolidating mine opening folds displayed strong dependence of subsurface rock strength on porosity. Alternative loading temperatures, most probably, simultaneously consolidate with one cycle and increase rock deterioration with multiple cycles. Considering pore as extended crack we simulate its geometry and top stress. Geometry of crack top and its stress as suggested interrelation of atom interactions are temperature influenced values. With alternating temperatures the crack is developing due to temperature stresses, occurring with expansion of ice in crack cavity.

ν(x,0) = b(c 2 – x 2 ) q где b — интерполяционный параметр, с = l + a, — межатомное расстояние, q — параметр, связанный с силовыми постоянными изгибающих связей. Тогда во всех трех областях ν(x,0) и σyy(x,0) становятся параметрическими функциями от q:

Keywords: subsurface rock brittleness, stresses and geometry of crack top, alternating temperature loads, subsurface rock softening.

(1) 1 3 l2 – x2 2 2 q σ o (l 2 – x 2 )1/2 1– F(1, 2 q; 2 ; с 2 – x 2 ) +b(c – x ) , | x| < l;

[

ν(x,0) =

[

b(c 2 – x 2 ) q

,l ≤ | x| < c;

,| x| ≥ c;

и (2) σ y y (x , 0) +1= σ0

x F(1, 1 ; q + 1 ; 2 2 (x 2 – l 2 ) 1/ 2 x(x 2 – l 2 ) 1/ 2 F(1, 3 – q; 3 ; 2 2 c 2 – l2

c 2 – l2 ) , | x | > c x 2 – l2

где σ 0 = σ 0 ( λ +2μ) / 2 μ (λ + μ) , λ и μ — коэффициенты Ламе, Г(х) и F(α, β, γ, Z), соответственно, Гаммафункция и гипергеометрическая функция Гаусса. Так как q связано с силовыми постоянными, зададим ее как функцию от температуры. По аналогии с работой [5] запишем ее в виде (3)

q( Т ) = q 0 [1 + arcc tg ( Т-Т в х п )],

x 2 – l2 ) , l < | x | ≤ c c 2 – l2

где № 4 (20) 2013

Инженерные изыскания

рисунок 1.

Начальное раскрытие вершины трещины (Т = Т – Тхр: 1 – Т = - 8; 2 – Т = - 2; 3 – Т = 0; 4 – Т = 6).

рисунок 2.

P (x) = σyy

V(x,0)

0.15

0.10 3

2 1

0.00 0.5

рисунок 3.

1.0

1.5

(x–1)/1•103

Зависимость начального раскрытия вершины трещины от температуры: 1 – х = 0.995; 2 – х = 0.999; 3 – х = 1.000; 4 – х = 1.005.

1.0005

х/1

Зависимость напряжений в вершине трещины от температуры: 1 – х = 1.0020; 2 – х = 1.0015; 3 – х = 1.0010; 4 – х = 1.0005.

σyy кг/мм2 3

0.15 3

0.10 4

2 1 Tкр

T, K

q 0 — значение q при Т=Ткр , А и В — подгоночные параметры. Подставляя функцию q (T) в формулы (1) и (2), получаем зависимость ν (x,0) и σyy(x,0) от температуры (рис. 1, 2). Из рис. 1 видно, что с изменением температуры геометрия вершины трещины сильно изменяется. На графиках имеется точка перегиба, совпадающая с началом буферной области. Чем больше ν(х,0) по величине, тем он более чувствителен к температуре. Но при удалении от вершины трещины разности ν(х,0) при понижении температуры имеют почти одинаковую величину. На кривой имеется особая точка, при которой начальное раскрытие не зависит от температуры. По 76

0.9995

рисунок 4.

V(x,0)

0.00

4 2

0.05

Напряжение на вершине трещины (Т = Т – Тхр, 1 – Т = - 8; 2 – Т = - 2; 3 – Т = 0; 4 – Т = 6).

3 4 2 1

Tкр

T, K

обе стороны от этой точки Зависимости ν(х,0) от температуры имеют обратный вид. На рис. 2 при температурах ниже Ткр при х=С наблюдается локальный пик. А при повышении температуры этот пик перераспределяется по буферной области и в середине области имеется размытый максимум. Этим подтверждается то, что при понижении температуры в вершине трещины появляется большая концентрация напряжения. Чтобы посмотреть, как ν(х,0) и σyy(x,0) функционально зависят от температуры, построим соответствующие графики (рис. 3, 4). Как видно из рис. 3, для всех значений х зависимость ν(х,0) от температуры имеет вид квазиступенчатой

№ 4 (20) 2013

Инженерные изыскания

рисунок 5.

Модели межатомной связи (а, б) и распределение остаточных микронапряжений (в, г).

рисунок 6.

Скорость распространения трещины при различном напряженном состоянии (от количества льда) (1, 2, 3, 4 — номера вариантов расчета в соответствии с рис. 5).

в середине этой области зависимость напряжения от температуры прямо противоположная. При повышении температуры напряжение скачкообразно повышается. Таким образом, при повышении температуры в первой неразорванной связи наблюдается скачкообразное повышение напряжения, то есть температурная зависимость аналогична зависимости заданной формулой (3). А в буферной области зависимость противоположная. Та же картина наблюдается и для раскрытия трещины. В вершине трещины зависимость аналогична зависимости вида (3), а вдали от вершины — обратная. Все вышеприведенное говорит о том, что функции ν(х,0) и σyy(x,0), характеризирующие трещину в начальный момент времени, сильно зависят от температуры. Теперь можно, задавая в начальный момент времени ν(х,0) и σyy(x,0), рассчитать распространение трещины при различных по отношению к Ткр температурах. Такая попытка была сделана для одномерной модели трещины согласно модели, приведенной в работе [2]. Полубесконечные цепочки, составленные из атомов, сцепленных друг с другом изгибающимися пружинами, соединены начиная с атома n парами растяжимых пружин. Для того чтобы удовлетворить скачкообразному характеру изменения силовых постоянных, каждая связь задается парой пружин, отличающихся жесткостями и дальнодействием. Подключение обеих пружин соответствует усилению силовой постоянной, а отключение короткодействующей пружины — ослаблению межатомной связи. Для каждой пружины была выбрана прощелкивающая связь. Положение атомов рассчитывалось по формуле (4)

u i j = λ i (n)σ i + nf

4 3 2 t

функции. При переходе через Ткр сторону высоких температур раскрытие трещины как в вершине, так и вдали от нее скачкообразно увеличивается. Различие составляют только абсолютные величины приращения. В области вершины трещины эти приращения различаются достаточно сильно, чтобы говорить о значительном изменении геометрии вершины трещины. А в областях, отстоящих от вершины, эти приращения мало различаются, то есть в средней части трещины с изменением температуры геометрия сильно не изменяется, а изменяется только начальное раскрытие. Вдали от вершины трещины (рис. 4) σyy(x,0) меняется почти монотонно, хотя имеется некоторая ступенчатость в ее поведении. На первой границе буферной области σyy(x,0) напряжения при переходе через Твхп в сторону низких температур скачкообразно увеличиваются и достигают своего максимального значения, тогда как 78

где u ιj — смещение ι- го атома в напряжении оси у в j-й элемент времени, λ ι (n) — податливость решетки с трещиной длины 2l=2nα, η — коэффициент, связывающий силу взаимодействия ι-й пары атомов со смещением. Податливость решетки определяется следующим образом:

λ ι (n) = ν

x i ,0 Q0

где n = l/α, хι = α • l. Поле остаточных микронапряжений (напряжения III рода по Давиденкову), в котором распространяется трещина, можно задать несколькими способами в зависимости от температуры. В данной работе мы выбрали четыре способа задания поля остаточных микронапряжений (рис. 5). В первом случае задаем температуру выше Ткр, когда взаимодействие пары атомов определяется одной силовой постоянной при отсутствии остаточных микро-

напряжений. Остаточные микронапряжения во втором случае также отсутствуют, однако задается температура ниже Ткр, когда парное взаимодействие определяется суммой двух постоянных. В третьем и в четвертом случаях трещина задается при температурах около Ткр при различных распределениях остаточных микронапряжений. Это распределение задается следующим образом. В областях растяжения парное взаимодействие определяется только одной силовой постоянной, а в областях сжатия — суммой двух. В начальный момент времени ν(х,0) и σyy(x,0) вычислялись по формулам (1) и (2). Во время вычислений после разрыва связи производился перерасчет податливости решетки. На рис. 6 представлены относительные значения скоростей распространения трещины во всех четырех вариантах вычислений. В первом случае трещина распространяется динамически, не встречая на своем пути барьеров. Во втором случае из-за возникновения больших концентраций напряжений в вершине трещины и усиления парного взаимодействия для каждого значения длины трещины имеются положения устойчивости трещины. Третий и четвертый случаи различаются только интервалами между положениями устойчивости, задаваемыми распределением микронапряжений.

Заключение Таким образом, поведение трещины, подобно трещине с нелинейностью взаимодействия в вершине, обусловлено

химическим усилением связи при различных положениях вершины трещины (ниже — выше Ткр). То есть при знакопеременных изменениях температуры происходит нагружение вершины трещины расклинивающим напряжением из-за расширения льда в области высокой хрупкости горной породы, что ведет к росту трещины и разрушению. А циклы знакопеременных изменений температуры последовательно увеличивают трещину, разрушая горную породу.

Список использованных источников и литературы 1. N. Ari. Continum interpolation of strelds in brittle fracture // Theoretical and applied fracture mechanics. 1989. V.11. №3. Р.225. 2. Fuller E.R., Thomson R. // Fracture mechanics of ceramics / V.4. P.507. 3. Курилко А. С. Исследование прочности пород после воздействия циклов замораживания — оттаивания // А. С. Курилко, В. И. Попов. ГИАБ, 2004, № 9, с. 132—134. 4. Попов В. И., Алексеев К. Н. К разработке технологий по классификации пористости горных пород // Геоинжиниринг, 2013, №… в печати, с. 5. Семенов Я. С., Касьянов С. Г. Влияние напряженного состояния на вязкохрупкое разрушение. Гармоническое приближение // Технология и свойства материалов техники Севера. Якутск: Издательство ЯНЦ СО АН СССР, 1990, с. 25.

Квалифицированная первичная переработка нефтяного и природного углеводородного газа Авторы: Берлин М. А., Гореченков В. Г., Капралов В. П. В книге освещены теоретические основы процессов переработки нефтяных и природных углеводородных газов; основные технологические процессы переработки; их технологические схемы, оборудование и аппаратурное оформление; расчеты процессов, оборудования и аппаратов; сырьевая база газопереработки; направления развития. Книга предназначена для инженеров-эксплуатационников и проектировщиков ГПЗ, может быть полезна студентам старших курсов химических и нефтяных вузов при курсовом и дипломном проектировании. Запросы направлять на имя Берлина Марка Абрамовича по адресу 350038, г. Краснодар, ул. Головатого, 585, ЗАО «НИПИ «ИнжГео» Тел.: + 7 (861) 279-23-40, 279-23-09 E-mail: berlin.ma@injgeo.ru

№ 4 (20) 2013

Добыча нефти и газа

КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ПОВЫШЕНИЮ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В пос ле днее время добыва ющие комп а нии с толкн улись с необходимо с т ью с у щ ес т венног о у ве личени я з ат рат н а под д ерж а ние у р овн я добычи у глеводор одсодерж а щег о сырья н а пре ж нем у р овне. С эт им с вяз а н а необход имо с т ь в новы х, б олее э ф фек т ивны х т е х нолог и я х сох ра н ен и я и в о сс та н о в л ен и я п р о и з в о д и т е л ь н о с т и до б ы в а ю щ и х сква ж ин. Современные ус ловия добычи, такие к ак высок а я обводненнос ть, сни ж ение дебитов, удорож ание с тоимос ти с танд ар тных работ и м атери а лов, треб у ют использова ния новых, зач ас т у ю у ник а льных проду к тов, позволяющих добитьс я максима льной технико -экономической эф фек тивнос ти. К лючевые с лова: к апита льный ремонт сква ж ин, повышение нефтеотд ачи п лас тов, кис лотна я обработк а, глу шение сква жин, комплексный ПАВ ( УДК 66).

Ефимов О. Д.

Леушин И. Л.

к. т. н., г ен ера л ь н ы й д и р ек то р ООО « С и н ер г и я

д и р ек то р п о ра з в и т и ю ООО « Х и м п р о м »

т е х н о л о г и й»

e-m a il: i.l eus hin@him p ro m-g ro u p.ru

e-m a il: sin_t ec h@m a il.ru

оддержание (стабилизация, увеличение) ранее достигнутых дебитов реализуется путем: - снижения негативного воздействия на продуктивный пласт технологических жидкостей; - использования современных методов интенсификации притока. Технология капитального ремонта добывающих скважин предусматривает их обязательное глушение. В условиях аномально-низкого пластового давления (АНПД), а также при наличии поглощающих горизонтов необходимо применять защитные блокирующие составы для временного снижения проницаемости ПЗП, предотвращающие контакт продуктивного пласта с технологической жидкостью и исключающие ее поглощение. Нами разработан блокирующий состав на углеводородной основе Unisolt-M. Для приготовления состава в качестве основы используется газовый конденсат или нефть месторождения, на котором осуществляется использование состава. Состав представляет собой высоковязкую структурированную жидкость неэмульсионной природы, обладающую псевдопластичными свойствами, а углеводородная природа обусловливает

минимальное негативное воздействие на продуктивность скважин. Ввиду высоких структурных свойств предложена оригинальная двухэтапная технология постановки блокирующей пачки. При наличии в продуктивном пласте зон с трещиноватой проводимостью в состав дополнительно вводится кислоторастворимый чешуйчатый карбонатный кольматант «Карбокол». Для удаления кольматанта и ускорения выхода скважины на режим в процессе освоения требуется провести стандартную соляно-кислотную обработку с применением комплекса добавок на основе поверхностно-активных веществ. Указанный состав можно использовать для консервации скважин. В настоящее время состав доработан под условия Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ). Планируются его опытно-промышленные испытания. Для приготовления тяжелых технологических жидкостей нами предложен солевой состав «Титан», успешно применяемый на ОНГКМ на протяжении нескольких лет. Состав марки А (max ρ — 1,6 г/см3) применяется

Комплексный подход к повышению производительности нефтяных и газовых скважин

для вскрытия продуктивной залежи Филипповского горизонта. Состав отличают высокая технологичность приготовления и хранения, простота регулирования плотности рассола, что очень важно для исполнителя работ по капитальному ремонту скважин. Современные технологии кислотного воздействия на призабойную зону скважин предусматривают обязательное использование модификаторов смачиваемости и регуляторов реологии. В качестве таковых нами предложено использовать ряд поверхностно-активных веществ. Несмотря на большой ассортимент существующих ПАВ, далеко не все из них способны удовлетворить геолого-технологическим требованиям. Одна из причин тому — узкая функциональная направленность однокомпонентных ПАВ. Однако за счет оптимального подбора состава, структуры и соотношения ПАВ в системе можно добиться синергетического эффекта их действия, что позволяет решить сложные, порою противоречивые технологические задачи. На ОНГКМ хорошо зарекомендовал себя комплексный реагент «Биксол», представляющий собой систему на основе катионных и неионогенных синтетических ПАВ. Данный реагент используется при мицеллярной спиртопенокислотной обработке скважин. Использование реагента позволило существенно повысить качество приготовляемых растворов даже при недостаточном перемешивании в промысловых условиях благодаря совместному действию ПАВ, дополняющих друг друга при формировании мицелл. Комплексное ПАВ «Биксол» имеет температуру замерзания не выше –25 °С, что существенно облегчает его использование в холодное время года. В качестве альтернативы кислотным растворам, загущенным с помощью различных полимеров, нами предложено использовать составы на основе вязкоупругого ПАВ Stream-S. Данный гелирующий агент предназначен для применения в самоотклоняющихся кислотных составах. Такой состав многократно увеличивает вязкость в ходе реакции с карбонатной породой пласта. Образующийся в результате гель создает эффективное локальное отклонение новых порций кислотного состава к ранее необработанным низкопроницаемым участкам. В результате достигается равномерная стимуляция всего продуктивного интервала пласта. После полной нейтрализации кислоты и снижения ее активности устойчивость и вязкость вязкоупругого геля значительно снижается, вследствие чего происходит восстановление проницаемости ранее

Таблица 1. Физико-химические

Comprehensive approach to increasing the productivity of oil and gas wells

Efimov O. D. Candidate of technical sciences, Director general, OOO «Sinenergy of technologies» e-mail: sin_tech@mail.ru Leushin I. L. Director on development, OOO «Chimprom» i.leushin@himprom-group.ru

In recent years, extracting companies are faced with the need to significantly increase the cost of maintaining the level of hydrocarbon-containing materials for the use on same level. Modern mining conditions require the use of new and often unique products designed to achieve maximum efficiency. The article presents a practical experience in the application of an integrated approach in the development of reagents and technologies for workover. Keywords: workover, enhanced oil recovery, acid treatment, well killing, integrated of surfactants (УДК 66)

блокированных зон. Технология предназначена для повышения продуктивности добывающих скважин, эксплуатирующих пласты с неоднородным карбонатным коллектором и температурами от 20 до 45 С°. Как показала практика, недостаточно просто производить и поставлять хороший продукт, поскольку конечный результат зависит и еще и от правильности выбора и применения реагентов. Конечный исполнитель зачастую не осведомлен о нюансах и основных аспектах применения поставляемой химии. Поэтому мы считаем важным организовать сопровождение поставляемой продукции на каждом этапе начиная от заявки, заканчивая внедрением и применением ее непосредственно на скважине.

свойства блокирующего состава Unisolt-M

Параметр

Значение

Плотность, г/см3

0,77—1,20

Динамическое напряжение сдвига, дПа

От 120

Термостабильность, °С

До 85

Фильтрация (проницаемость образца 10 Дарси, Δ 20 МПа, Т=30°С), мл

№ 4 (20) 2013

Материалы и оборудование

СИСТЕМЫ ГЕОТЕХНИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА. ВОПРОСЫ И РЕШЕНИЯ В с татье рассмотрены варианты организации измерения температ у ры кру пных об ъек тов и, как час тный с лу чай, температ урного мониторинга г ру нтов. Оценено влияние ра зличных фак торов на выбор варианта орга низа ции температ у рного мониторинга и пре д лож ены ва ри а нты решения за д ач температ у рного мониторинга с использованием приборов, производимых ОАО « НПП « Эта лон ». К лючевые с лова: температ урный мониторинг, геотехнический мониторинг, термокоса, контроллер цифровых д атчиков температ уры, логгер ( УДК: 621.317.799).

Флорин В. А. В е д у щ и й и н ж ен ер С К Б ОАО « Н П П « Эта л о н » e-m a il: f g u p@o m s k e ta lo n.ru

настоящее время существует ряд задач, для успешного решения которых требуется измерение температуры крупных объектов. Это такие задачи, как безопасность функционирования объектов на территориях многолетнемерзлых грунтов, безопасность функционирования гидросооружений, безопасность хранения зерна в зернохранилищах и т. п. Освоение нефтегазодобывающими предприятиями Восточной Сибири повышает актуальность задачи обеспечения безопасности функционирования объектов на территориях многолетнемерзлых грунтов. Деградация мерзлых пород приводит к резким изменениям состояния оснований и фундаментов, поскольку прочностные и деформационные свойства грунтов напрямую зависят от температуры. К числу опасных трансформаций криогенных грунтов относится образование термокарста, термоэрозия, растепление, заболачивание. Для контроля состояния грунтов проводят геотехнический мониторинг, в состав которого входят наблюдения за температурным и гидрогеологическим состоянием грунтов. Целью данной статьи является рассмотрение возможных вариантов организации геотехнического мониторинга и выбор оборудования для их осуществления. Стоит отметить, что варианты организации геотехнического мониторинга справедливы и для организации измерения температуры других крупных объектов.

Доступность объекта измерения, длительность измерения, периодичность измерения, периодичность анализа результатов измерений, затраты на поддержание в рабочем состоянии — основные факторы, влияющие на выбор варианта организации геотехнического мониторинга. Дост упность объекта измерений. Под доступностью в данном случае подразумеваются затраты на доставку приборов к объекту измерения. Очевидно, что в случае удаленного расположения термометрических скважин доступность будет низкая. Примерами низкой доступности объектов измерения являются термометрические скважины на протяженных нефте- и газопроводах, скважины вдоль полотна железной дороги, удаленные участки добычи и т. п. Длительность измерения — время, необходимое для подготовки объекта и проведения измерения. В длительность измерения обязательно входит время, необходимое для стабилизации тепловых процессов внутри термометрической скважины после монтажа термокосы (время выдержки). Для одиночных скважин, как правило, время монтажа термокосы меньше времени выдержки. Периодичность измерения — временной интервал между измерениями. Принципиально на выбор варианта организации мониторинга влияет необходимость проведения измерения через короткие промежутки времени по сравнению со

Системы геотехнического мониторинга. Вопросы и решения

временем доставки исполнителя к объекту измерения. В случае, когда время доставки больше или сопоставимо с периодичностью измерений, рекомендуется использовать логгеры (измерители с функцией регистрации результатов измерений), а в случае ответственных объектов — автоматизированные системы. Периодичность анализа результатов измерений — промежуток времени, в течение которого обобщаются результаты измерений и составляются отчеты. Как правило, данный параметр определяется регламентами. Так, например, варианты решения по организации геотехнического мониторинга для периодичности анализа один раз в месяц или один раз в два года при периодичности измерений один раз в месяц в обоих случаях будут разными. Затраты на поддержание в рабочем состоянии — затраты на поверку средств измерения, ремонт и замену отказавших приборов. С увеличением парка приборов затраты на поддержание в рабочем состоянии растут пропорционально величине парка. Рассмотрим варианты организации измерения с учетом основных влияющих факторов. Самый простой вариант — «одна термокоса + один портативный прибор» («МЦДТ*1+ПКЦД»). Пример такой системы изображен на рис. 1. При таком варианте организации измерения термокоса перед каждым измерением монтируется в скважину, выдерживается до начала измерения и демонтирует-

рисунок 1.

GEOMONITORING SYSTEMS. ISSUES AND SOLUTIONS

Florin V. A. Lead engineer, SKB ОАО NPP «Etalon» e-mail: fgup@omsketalon.ru

The article addresses alternatives to measure temperature of large facilities and specifically, ground temperature monitoring. Influence of various factors on selection of temperature monitoring alternative is evaluated to suggest alternatives to resolve temperature monitoring tasks using instruments manufactured by ОАОNPP «Etalon». Keywords: temperature monitoring, geo-engineering monitoring, thermistor chain, digital temperature transmitters, logger.

ся по окончании измерения. Результаты измерений фиксируются в памяти прибора и обрабатываются на ПК при помощи программы, входящей в комплект

Вариант «МЦДТ*1+ПКЦД»

3 2

1, 3 — групповые объекты; 2 — ПК (ПО «Viper»); 4 — МЦДТ 0922; 5 — ПКЦД 1/100; 6 — одиночный объект

№ 4 (20) 2013

Материалы и оборудование

рисунок 2.

Вариант «МЦДТ*n+ПКЦД»

1, 3 — групповые объекты; 2 — ПК (ПО «Viper»); 4 — ПКЦД 1/100; 5 — МЦДТ 0922; 6 — одиночный объект

прибора. Исполнение термокосы выбирается исходя из состояния объекта, расстояния между точками замера температуры, количества точек измерения, необходимости измерения в скважинах разной глубины и удобства работы. Состояние объекта определяет тип применяемой термокосы. Для сухих скважин (или других объектов измерения, где измерение проводится в отсутствие жидкости) рекомендуется МЦДТ 0922, в противном случае МЦДТ 1201. МЦДТ 1201 отличаются типом пылевлагозащиты, наличием устойчивости к внешнему давлению жидкости, наличием взрывозащиты и большей инерционностью.

ОАО «НПП «Эта лон» выпуск ае т МЦ ДТ различных конструк тивных исполнений. Вид конструктивного исполнения выбирае тся при зак азе термокосы Расстояние между точками замера температуры и количество датчиков выбирается исходя из поставленной задачи. ОАО «НПП «Эталон» выпускает МЦДТ различных конструктивных исполнений. Вид конструктивного исполнения выбирается при заказе термокосы. 84

Для оптимизации парка приборов и снижения затрат на обслуживание необходимо выбирать расстояние между датчиками и количество датчиков таким образом, чтобы выбранное исполнение позволяло произвести измерение максимального числа объектов. Возможность измерения температуры грунта в скважинах разной глубины обеспечивается расстоянием от первого датчика до разъема. Имея необходимый запас длины кабеля, можно производить измерения в более глубоких скважинах путем погружения измерительной части термокосы до нужной глубины. Длительность измерения при этом, соответственно, возрастет. Описанный вариант «одна термокоса + один портативный прибор» по основным факторам, влияющим на выбор варианта организации измерения, характеризуется: низкой доступностью объекта измерения (необходимо доставлять исполнителя и приборы к каждому объекту перед каждым измерением); высокой длительностью измерения (необходимо выдерживать термокосу после монтажа); высокой периодичностью измерения (перед каждым измерением необходимо доставить исполнителя и приборы к объекту, произвести монтаж и выдержку термокос); высокой периодичностью анализа результатов измерений (позволяет анализировать результаты только после окончания измерений); низкими затратами на поддержание в рабочем состоянии (малое количество приборов, подлежащих поверке). Длительность измерения для нескольких скважин, расположенных вблизи друг относительно друга, можно

Системы геотехнического мониторинга. Вопросы и решения

рисунок 3.

Вариант «МЦДТ*n+ЛЦД*n»

3 4

1 — групповой объект; 2 — ПК; 3 — МЦДТ 0922; 4 — ЛЦД 1/100

уменьшить за счет увеличения количества применяемых термокос (затрат на поддержание в рабочем состоянии). В то время как выдерживается одна термокоса, монтируется следующая. Следующий по сложности вариант организации измерения — «много термокос + один портативный прибор» («МЦДТ*n+ПКЦД»). Пример подобной системы показан на рис. 2. При таком варианте организации измерения термокосы монтируются в скважины стационарно и демонтируются только по окончании мониторинга или по окончании межповерочного интервала. Результаты измерений фиксируются в памяти прибора и обрабатываются на ПК при помощи программы, входящей в комплект прибора. Конструктивное исполнение термокос выбирается под конкретный объект. Длительность измерения при этом варианте значительно сокращается за счет отсутствия необходимости монтажа, выдержки термокос после монтажа и демонтажа. Затраты на поддержание в рабочем состоянии при этом растут пропорционально количеству объектов измерения. При достаточно большом количестве термокос и небольшом по сравнению с длительностью поверки периодом измерений возникает необходимость организации обменного фонда. Описанный вариант «много термокос + один портативный прибор» по основным факторам, влияющим на выбор варианта организации измерения, характеризуется: низкой доступностью объекта измерения (необходимо доставлять исполнителя и прибор к каждому объекту перед каждым измерением); низкой длительностью измерения (достаточно только подключить портативный прибор); высокой периодичностью измерения (для проведения из-

мерения необходимо доставить исполнителя и прибор к объекту); высокой периодичностью анализа результатов измерений (позволяет анализировать результаты только после окончания измерений); средними затратами на поддержание в рабочем состоянии (больше, чем вариант «одна коса + один прибор», но меньше остальных). Следующий по сложности вариант организации измерения — «много термокос + много логгеров» («МЦДТ*n+ЛЦД*n»). Пример подобной системы показан на рис. 3. При таком варианте организации измерения термокосы монтируются вместе с логгерами в скважины стационарно и демонтируются по окончании мониторинга или по окончании межповерочного интервала. Результаты измерений фиксируются логгером на карту

Термокосы монтируются в сква жины стационарно и демонтируются только по окончании мониторинга или по окончании межповерочного интервала памяти типа micro SD и обрабатываются на ПК при помощи программы, входящей в комплект прибора. Конструктивное исполнение термокос выбирается под конкретный объект. Доступность объекта измерения в этом случае значительно растет за счет постоянного подключения № 4 (20) 2013

Материалы и оборудование

рисунок 4.

Вариант СТМ 1

1 — ПК (ПО «Viper»); 2 — блок питания; 3 — кабель питания; 4 — кабель USB; 5 — устройство распределительное; 6 — кабель UNITRON; 7 — СКЦД 6/200; 8 — МЦДТ 0922

логгера к термокосе. Длительность измерения при этом остается малой. Затраты на поддержание в рабочем состоянии растут за счет увеличения количества приборов, применяемых для считывания и хранения результатов измерений. Необходимость организации обменного фонда относится уже не только к термокосам, но и к логгерам. Описанный вариант «много термокос + много логгеров» по основным факторам, влияющим на выбор варианта организации измерения, характеризуется: высокой доступностью объекта измерения (логгер подключен постоянно); низкой длительностью измерения

Затраты на поддержание в рабочем состоянии растут за счет увеличения количества приборов, пр име н яе м ы х д л я с чи т ыв ани я и х р ане ни я результатов измерений (практически только время опроса термокосы); низкой периодичностью измерения (прибор подключен к термокосе на весь период мониторинга), высокой периодичностью анализа результатов измерений (позволяет анализировать результаты только после окончания всех измерений), высокими затратами на поддержание в 86

рабочем состоянии (больше, чем все рассмотренные ранее варианты). Несмотря на очевидные преимущества данного варианта организации, периодичность анализа является высокой также из-за необходимости считывания результатов измерений с карт памяти логгеров. Удаленность объектов мониторинга будет неизменно увеличивать возможную периодичность анализа результатов. Для решения этой проблемы специалистами ОАО «НПП «Эталон» разрабатывается исполнение логгера со встроенным радиомодемом. Применение радиоканала 433 МГц и модемов мощностью менее 10 мВт позволит использовать такие логгеры без лицензирования. Портативный и стационарный приборы, в свою очередь, позволят производить считывание результатов измерения без демонтажа логгеров. Одним из примеров применения такого набора беспроводных приборов может быть считывание результатов измерений стационарным коммуникатором РМ 433, установленным на передвижном объекте, с логгеров ЛЦД 1/100 РМ 433, смонтированных на скважинах вдоль полотна железной дороги. Следующий по сложности вариант организации измерения — «система температурного мониторинга» (СТМ). Пример подобной системы показан на рис. 4. При таком варианте организации измерения термокосы монтируются стационарно и подключаются к стационарным контроллерам. К одному контроллеру может быть подключено от 1 до 6 термокос общим

Системы геотехнического мониторинга. Вопросы и решения

Таблица 1.

Периодичность анализа результатов

Доступность объекта измерения

Длительность измерения

Затраты на поддержание в рабочем состоянии

Периодичность измерения

Варианты организации измерения

высокая

низкая

высокая

min

высокая

МЦДТ*1+ПКЦД

высокая

низкая

низкие

высокая

МЦДТ*n+ПКЦД

высокая

min

высокие

min

МЦДТ*n+ЛЦД*n

низкая

высокая

min

max

min

СТМ

числом датчиков до 200 (в случае СКЦД 6/200) или одна термокоса общим числом датчиков до 100 (в случае СКЦД 1/100). Контроллеры связаны между собой кабелем UNITRON, обеспечивающим электропитание и линию связи RS 485. Наличие постоянного электропитания и режима подогрева позволяет эксплуатировать СКЦД при температурах от -60 0С. Устройство распределительное преобразует интерфейс RS 485 в USB. Результаты измерений передаются на ПК в режиме реального времени и обрабатываются при помощи программы, входящей в комплект системы. Конструктивное исполнение термокос выбирается под конкретный объект. Допускается подключение в систему и даже к одному СКЦД 6/200 термокос типа МЦДТ 0922 и МЦДТ 1201 в произвольном порядке. Доступность объекта измерения в этом случае минимальна (термокосы постоянно подключены к системе). Длительность измерения также низкая (определяется скоростью обмена), а затраты на поддержание в рабочем состоянии максимальны вследствие увеличения количества приборов. Необходимость организации обменного фонда относится уже ко всем приборам. Описанный вариант «Система температурного мониторинга» по основным факторам, влияющим на выбор варианта организации измерения, характеризуется: высокой доступностью объекта измерения (термокосы включены в систему постоянно); низкой длительностью измерения (практически только время опроса термокосы); низкой периодичностью измерения (практически только время опроса термокосы), низкой периодичностью анализа результатов измерений (режим реального времени), высокими затратами на поддержание в рабочем состоянии (больше, чем все рассмотренные ранее варианты). Применение коммуникатора РМ 433 и логгеров со встроенным радиомодемом позволит соединить в систему термокосы, подключенные к логгерам с радиомодемом, что позволит объединить удаленные термокосы и термокосы, смонтированные в труднодоступных местах. Существенное влияние на затраты на поддержание в рабочем состоянии с увеличением парка приборов

начинает оказывать длительность поверки приборов. Организацией и оснащением поверочных лабораторий на местах можно сократить длительность поверки. ОАО «НПП «Эталон», являясь производителем метрологического оборудования для поверки средств измерения температуры, выпускает оборудование, необходимое для поверки вышеуказанных приборов. Подводя итог, сведем информацию по основным факторам, влияющим на выбор варианта организации измерения по каждому из предложенных вариантов, в таблицу 1. Оценивая влияние основных факторов, можно подобрать наиболее эффективный вариант организации. Например, осуществляя выбор варианта по столбцам табл. 1 слева направо. В случае, когда решения найти не удалось, необходимо сгруппировать объекты по степени влияния основных факторов и искать решение для каждой группы в отдельности. В заключение хочется акцентировать внимание на том, что проведение температурного мониторинга — не только техническая, но и организационная задача. Невозможно оптимальное проведение измерения без принятия организационных решений. Так, например, решение о необходимости обменного фонда приборов и его величине для каждого типа

Хоче тся акцентировать внимание на том, что прове д ение т е мперат у рного мони торинга — не только техническая, но и организационная задача приборов или решение о необходимости организации поверочной лаборатории — организационные задачи, без решения которых невозможно оптимизировать затраты на проведение измерений и поддержание парка измерительной техники в рабочем состоянии. № 4 (20) 2013

Материалы и оборудование

МНОГОУРОВНЕВАЯ СИСТЕМА УЧЕТА И КОНТРОЛЯ ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ: СТРУКТУРА И ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ Рассм ат рив а е тс я з а п ат ен тов а нн а я сис т ем а кон т р ол я и у че та энергорес у р сов (« АСКУЭ — « Звез дочк а ») пр омыш ленного пре дприя т ия при оптимизации количес тва использу емого оборудования, точек у че та, б ыс т р од ейс т ви я с ис т емы, минимиз а ц ии экс п л уата ц ионны х и пр оизводс твенных затрат. Особеннос тью сис темы яв ляе тс я пос троение с тру к т у ры у чё та и контроля — « завод- город ». К лючевые с лова: сис тема, оптимизация, быс тродейс твие, эффективнос ть ( УДК 621).

Карелин А. Н. к. т. н., п р о ф ессо р Р о сс и й с ко й а к а д ем и и ес т ес т в оз н а н и я, С а н к т-П е т ер б у р г с к и й г о с уд а р с т в ен н ы й м о р с ко й т е х н ич ес к и й у н и в ер с и т е т e-m a il: c a s c a d e@at n e t.ru

азработана и запатентована автоматизированная система учета, контроля и управления энергетическими потоками крупного промышленного предприятия «АСКУЭ — «Звездочка» (рис. 1) [1]. Особенностью системы является построение структуры учёта и контроля — «завод - город». Рассмотрим метод построения многоуровневой автоматизированной системы учета и контроля энергии «АСКУЭ — «Звездочка» и направления совершенствования системы, повышения надежности на основе современных технологий (рис. 2). Техническое обеспечение «АСКУЭ — «Звездочка» (рис. 3) состоит из выбранного оборудования комплекса технических средств (КТС) «Энергия», электронных счетчиков электроэнергии и индукционных счетчиков с датчиками типа Ж7АП1, сумматоров электрической энергии и мощности «Энергия-микро», специализированных вычислительных комплексов (СВК) КТС «Энергия», линий связи (рис. 4). Программное обеспечение (ПО) включает в себя основное ПО и дополнительное ПО [2—5]. Информационное обеспечение «АСКУЭ — «Звездочка»: информация, определяющая состояние системы

учета электрической энергии, таблицы сигналов, коэффициенты трансформации трансформаторов тока и напряжения, цену импульсов, содержание массивов и нормативно-справочная информация. Организационное обеспечение включает описания функциональной, технической и организационной структур, эксплуатационные инструкции оперативного персонала. К оперативному персоналу «АСКУЭ — «Звездочка» относятся операторы-электрики, работающие с сумматорами электрической энергии и мощности «Энергия-микро-плюс», энергодиспетчеры, работающие с СВК КТС «Энергия». Снятие информации в «АСКУЭ — «Звездочка»» осуществляется с помощью электронных счетчиков электрической энергии с телеметрическим выходом типов ЦЭ6805В, ЦЭ6801, Альфа. Основные сравнительные характеристики счетчиков указаны в таблице №1. В состав АСУКЭ входят счетчики АББ ВЭИ «Метроника» типа А2R-3-0L-C25-T. Возможность применения данного оборудования обусловлена следующими факторами: - этот тип счетчика позволяет вести учет активной и реактивной энергии одновременно;

Многоуровневая система учета и контроля энергоносителей: структура и экономическая эффективность

- счетчик обеспечивает измерение энергии и мощности в 4 тарифных зонах; - счетчик обеспечивает при включении в сеть и при работе, 1 раз в сутки, автоматическое тестирование функциональных узлов электрической схемы с выдачей результатов тестирования; - счетчик обеспечивает занесение в память массива констант пользователя, определяющего реальную схему энергоснабжения завода и требования к функциям счетчика при программировании с помощью программного обеспечения «Emfplus»; - счетчик обеспечивает ведение календаря (число, месяц, год) и выработку текущего времени (секунды, минуты, часы); - счетчик обеспечивает автоматический переход с летнего времени на зимнее время и обратно; - счетчик обеспечивает автоматический переход времени вечернего максимума нагрузки энергосистемы II—III кв. на время вечернего максимума нагрузки энергосистемы IV—I кв.; - счетчик имеет два частотных выхода: канал потребления активной энергии; канал потребления реактивной энергии (для возможности подключения к КТС «Энергия»), один выход по интерфейсу RS-485 (для возможности подключения к нему

рисунок 1.

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

It is considered patented system of the checking and account power resource («ASKUE – «Asterisk») of the industrial enterprise at optimization amount underlying hardware, point of the account, system speeds, minimization working and production expenses. Keywords: system, optimization, speed, efficiency.

Система автоматизированного контроля и учета «АСКУЭ — «Звездочка»

Счетчики электроэнергии

L AYERED SYSTEM OF THE ACCOUNT AND CHECKING THE POWER SYSTEMS: STRUCTURE AND COST-PERFORMANCE

Диспетчер энергосистемы

...

Другие службы предприятия

Преобразователи

УФИ 1 2

...

IBM PC/AT

IBM PC/AT "Энергиямикро"

MODEM

Счетчики электроэнергии

MODEM

...

Счетчики электроэнергии 2

"Энергиямикро"

Другие службы предприятия

...

Диспетчер предприятия СВК на базе IBM PC/AT

Панель монтажная ................

УФИ 1 2

Диспетчер предприятия

Преобразователи

УФИ

IBM PC/AT

................

...

MODEM

IBM PC/AT

1 2

...

"Энергиямикро"

Другие службы предприятия

АТС Счетчики электроэнергии

...

Преобразователи

УФИ 1 2

...

MODEM

"Энергиямикро"

MODEM

Счетчики электроэнергии

Преобразователи 16

Другие службы предприятия IBM PC/AT

...

IBM PC/AT

MODEM 16

"Энергиямикро"

УСД

УФИ 1 2

...

MODEM

E443M2

№ 4 (20) 2013

Материалы и оборудование

рисунок 2.

«АСКУЭ — «Звездочка» с телеуправлением объектами энергетики с помощью БРТУ

ТУ 16

ТУ

БРТУ

Нижний уровень

БРТУ

АСКУЭ ТЭЦ-1 1

Сеть

Подстанция ГПП 3

Cч/ТС

16 (32)

Энергия микро+

Сеть

Энергия микро+

Фильтр ФС-4 СИМ

СИМ

ПДС

Аккумулятор 20 … 50В

СВК №1

Cч/ТС 1

16 (32)

КТС ”Энергия” Радиальная сеть КТС “Энергия”

ПДС

Монтажная плата

СВК №2

Межмашинная связь

Плата ввода 1

Верхний уровень

Плата ПДС

АСКУЭ

МОДЕМ

рисунок 3.

Структурная схема «АСКУЭ – «Звездочка»

ЭТБ ОГЭ завода

Центральный щит энергодиспетчера завода Верхний уровень АСКУЭ

Принтер

Клавиатура

СВК №1 КТС «Энергия»

СВК №2 КТС «Энергия»

Модем

АТС Модем

Нижний уровень АСКУЭ

ПДС

СИМ

Rs232

Модем

ПДС

СИМ

Rs232

«Энергия – микро плюс» №2

«Энергия – микро плюс» №1

Счетчики электроэнергии

ГПП

ТЭЦ

Многоуровневая система учета и контроля энергоносителей: структура и экономическая эффективность

адаптера АББ- 02 с последующей передачей данных через модем на ПЭВМ); - счетчик имеет оптический порт связи для передачи информации на компьютер по стыку RS-232 через кабель-преобразователь Unikom probe; - счетчик обеспечивает непрерывную работу без ограничения времени; - счетчик обеспечивает сохранность всех имеющихся в памяти данных и непрерывную работу часов при отключении питания 2—3 года в зависимости от температуры окружающей среды и автоматическое возобновление работы при восстановлении питания. Преобразователь многоканальный импульсных сигналов программируемый «Энергия-микро+» предназначен для коммерческого и технического учета, контроля и управления потреблением электрической энергии и мощности. В частности, данный преобразователь имеет интерфейс RS-232С для подключения модема и обеспечивает: - при включении в сеть, автоматическое тестирование функциональных узлов электрической схемы с выдачей результатов тестирования на индикацию; - занесение с клавиатуры в оперативную память массива констант пользователя, определяющего реальную схему электроснабжения и требования к функциям преобразователя; - ведение календаря (число, месяц, год) и выработку текущего времени (секунды, минуты, часы); - прием и накопление информации по 32 каналам от 32 счетчиков электрической энергии с телеметрическим выходом. Преобразователь обеспечивает цифровую фильтрацию импульсов поступающих от счетчиков; - алгебраическое сложение каналов информации. Число каналов входящих в группу от 1 до 32; - непрерывную работу без ограничения времени; - сохранность всех имеющихся в памяти данных и непрерывную работу часов при отключении питания и автоматическое возобновление работы при восстановлении питания. Преобразователь «Энергия-микро+» имеет 16 (32) входов с гальванической развязкой, которые используются для приема импульсов. Расширен диапазон по основному питанию с ~ (220 + 12В) до ~ (220 + 44В). Установлено резервное питание в виде внешней аккумуляторной батареи на 20...50В. В приборе теперь есть также встроенная грозозащита по цепи питания и по двухпроводным линиям связи. Функция КТС «Энергия» — телеуправление, создает на ее базе АСУ «замкнутого» типа, где управление осуществляется полностью техническими средствами. В состав комплекса технических средств в АСКУЭ включены два специализированных вычислительных комплекса СВК № 1 и СВК № 2 КТС «Энергия». СВК предназначны для приема информации о потреблении электрической энергии объектами ГМП «Звездочка» с преобразователей «Энергия-микро +», расчета параметров энергопотребления, оперативного их контроля, индикации и сигнализации, зафиксированных превышений лимитов, выдачи информации о параметрах энергопотребления в виде таблиц, графиков, ведомостей на видеомо-

рисунок 4.

Базовые приборы системы «АСКУЭ — «Звездочка»

Функция К ТС «Энергия» — те леуправление, созд а е т н а ее б а зе А С У «з а мк н у того» т ип а, гд е управление осуществляе тся полностью те хническими средствами нитор и печатающее устройство как в целом по предприятию, так и по его подразделениям (цехам) и субабонентам. Каждый СВК обеспечивает, в соответствии с данным техническим проектом, подключение следующих внешних устройств: - принтера типа «Epson FX-1050+» или «Epson FX1170»; - телефонного модема типа Hayes-совместимых модемов. Специализированный вычислительный комплекс технических средств «Энергия» предназначен для построения автоматизированных систем учета любых энергоносителей (АСКУЭ) (пар, газ, воздух, вода, тепловая и электрическая энергия и т. д.). В комплект поставки входят следующие технические и программные средства: 1) СВК на базе компьютера «Pentium» с платами симплексной и полудуплексной связи; 2) базовое программное обеспечение (БПО) «Энергия»; 3) базовое программное обеспечение «Радиальная сеть»; 4) дополнительное программное обеспечение (ДПО) «Супергенератор документов»; 5) дополнительное программное обеспечение «Поверка»; № 4 (20) 2013

Материалы и оборудование 6) дополнительное программное обеспечение «Межмашинная связь» СВК №1 с БПО «Энергия» и «Радиальная сеть» обеспечивает: - автоматический сбор информации с преобразователей, установленных в пунктах контроля (до 32 штук); - представление полученной информации в удобном для энергодиспетчера виде (ведомости, таблицы, графики прогнозов и т. д.); - обработку данных на компьютере с целью оптимизации режимов энергопотребления; - прогнозирование энергопотребления; - синхронизацию времени преобразователя с временем на компьютере. СВК № 2 с ДПО «Межмашинная связь» обеспечивает: - автоматический сбор информации с СВК № 1; - представление полученной информации в удобном для инженера ОГЭ виде (ведомости, таблицы, графики и т. д.). Площадь, необходимая для размещения СВК, не более 1,5 м 2. Плата симплексной связи предназначена для установки в системный блок СВК КТС «Энергия» и приема данных по двухпроводным линиям симплексной связи от программируемых преобразователей «Энергия-микро +». Плата имеет 16 каналов симплексной связи с гальванической развязкой. Плата полудуплексной связи является новой разработкой в системе «Евростандарт» и предназначена для установки в системный блок СВК КТС «Энергия» и приема/передачи данных по двух проводной линии полудуплексной связи от программируемых преобразователей «Энергия-микро +». Плата имеет 8 каналов полудуплексной связи с гальванической развязкой и обеспечивает подключение до 8 устройств шлейфом на один канал. Блок релейного телеуправления (БРТУ) также является новой разработкой в системе «Евростандарт»

БР Т У та к ж е яв л яе тс я новой ра зра бо т к ой в системе «Евростанд арт» и пре дназначен д ля двухступенчатого управления нагрузками по сигна лам, пост упающим от преобразовате ля «Энергия-микро+» и предназначен для двухступенчатого управления нагрузками по сигналам, поступающим от преобразователя «Энергия-микро+». Основные технические характеристики: Количество каналов учета n х 512 (n = 1,2,3,4). Количество каналов телесигнализации n х 512 (n = 1,2,3,4). Количество групп учета 256. Количество подключаемых УСД, преобразователей 64. Пределы допускаемого значения относительной погрешности комплекса при передаче данных от 92

электросчетчиков с УФИ до СВК при времени измерения не менее 5 ч в рабочих условиях применения должны быть: - при использовании полудуплексного метода передачи данных ±0,01 %; - при использовании симплексного метода передачи данных ±0,1 %. Пределы допускаемого значения относительной погрешности СВК при накоплении информации, переводе ее в единицы измеряемой физической величины и округлении в рабочих условиях применения должны быть ±0,05 %. Пределы допускаемого значения абсолютной погрешности таймера СВК при измерении текущего времени в рабочих условиях применения при отсутствии автоматической коррекции времени от радиотрансляционной сети должны быть ±10 с в сутки. Пределы допускаемого значения основной абсолютной погрешности таймера СВК при измерении текущего времени при наличии автоматической коррекции времени от радиотрансляционной сети вычисляют по формуле: (1)

ΔT = ±(0,1 + 0,02 × Δt), где ΔT — пределы допускаемого значения основной абсолютной погрешности таймера ВК при наличии автоматической коррекции времени, с; Δt — интервал времени (от 1 до 24 ч) между автоматическими коррекциями таймера СВК по сигналам точного времени, ч. Пределы допускаемого значения дополнительной абсолютной погрешности таймера СВК при измерении текущего времени при наличии автоматической коррекции времени от радиотрансляционной сети (0,004 × Δt) с на каждый 1 оС изменения температуры окружающего воздуха в пределах рабочих температур (от плюс 10 до плюс 15 о С и от плюс 25 до плюс 35 о С). Напряжение питания от сети переменного тока частотой (50±1)Гц: - УСД Е443М2(EURO) (220±44)В - остальные УСД, преобразователи (220±22)В - СВК (220±22)В Потребляемая мощность: - УСД, преобразователи, не более 40 ВА - СВК, не более 500 ВА Рабочие условия применения и показатели надежности: - температура окружающего воздуха: - УСД Е443М2 (EURO) от минус 20 до плюс 50 ºС - остальные УСД, преобразователи, УФИ от минус 10 до плюс 40 ºС - СВК от плюс 10 до плюс 35 ºС - относительная влажность воздуха: - УСД Е443М2 (EURO) 95 % при t плюс 35 ºС - остальные УСД, преобразователи, УФИ 90 % при t плюс 30 ºС - СВК 75 % при t плюс 30 ºС

Многоуровневая система учета и контроля энергоносителей: структура и экономическая эффективность

Таблица 1. Сравнительные

характеристики счетчиков

Тип счетчика:

ЦЭ6805В

ЦЭ6801

АЛЬФА

Предел допустимого значения основной погрешности:

0.5 %

1.5 %

0.5 %

Передаточное число:

5000 имп/кВт*ч

5000 имп/кВар*ч

Диапазон рабочих температур:

-40 ÷ +55

-20 ÷ +60

-40 ÷ +60

Габаритные размеры:

85*175*280

70*175*288

Масса:

не более 2 кг

Средняя наработка на отказ КТС определяется для каждой конкретной совокупности технических средств с учетом их режима использования. Средний срок службы КТС 10 лет. Габаритные размеры: - УСД Е443М2 (EURO), не более 315х282х115 мм - остальные УСД, преобразователи, УФИ — в соответствии с конструкторской документацией на них. Масса: - УСД Е443М2 (EURO), не более 6 кг - остальные УСД, преобразователи, УФИ — в соответствии с конструкторской документацией на них. Знак утверждения наносится типографским способом на титульный лист руководства по эксплуатации. Устройства формирования импульсов: Е440.01 ТУ25-7136.033-88; Ж7АП1; УФИ-2К АИЯН.431418.001ТУ; УФИ-ЭН. Устройства сбора данных: Е441 ТУ25-0420.055-85; Е441М ТУ25-7136.034-88; Е443М1; Е443М2,-01,-02 ДАКЖ.426489.005ТУ; Е443М2(EURO). Преобразователи: - «Энергия-микро; - «Энергия-микро (EURO)»; - «Энергия-микро+». Поверка КТС «Энергия+» производится в соответствии с разделом «Методика поверки», приведенным в Руководстве по эксплуатации и утвержденным руководителем ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ. Перечень оборудования для поверки: - частотомер электронно-счетный ЧЗ-63 — 1 шт. - секундомер механический СОПпр-2А-3-000 — 1 шт. - устройство формирования импульсов многоканальное (УФИМ) НЕКМ.426479.006ТУ — 1 шт. Межповерочный интервал — 2 года [3—5].

Автоматизированная система контроля, учета и управления электропотреблением, в соответствии со структурой электроснабжения ГМП «Звездочка», осуществляет: - коммерческий учет потребляемой электрической энергии и мощности ГМП «Звездочка» для финансовых расчетов с АО «Архэнерго»; - контроль потребляемой предприятием электрической энергии и мощности по подстанциям; - прогнозирование превышения лимитов мощности и электропотребления. Ввод в эксплуатацию «АСКУЭ — «Звездочка» и применение данной технологии при отсутствии УСПД обеспечили оптимизацию цикла опроса точек учета, быстродействие системы, возможности оперативного формирования баланса по предприятию и прогнозирования отклонения от часового заявленного графика с целью минимизации убытков. Применение запатентованной технологии «АСКУЭ — «Звездочка» снизило стоимость реализации проекта на 30 %.

Список использованных источников и литературы 1. Карелин А. Н. Адаптивная двухуровневая система учета и контроля. Патент RU 68816 U1. Бюлл. № 33. RU 68816 U1. МПК H02P 9/30 (2006.01). 2. Карелин А. Н. Программное обеспечение КТС «Энергия» // Промышленные АСУ и контроллеры. — № 12. — 1999. 3. ГОСТ 24.601 — 86. Автоматизированные системы. Стадии создания. 4. ГОСТ 12997. Изделие ГСП. Общие технические условия. 5. НЕКМ.421451.001ТУ. Комплекс технических средств «Энергия+». Технические условия». № 4 (20) 2013

Переработка нефти и газа

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ОРГАНИЧЕСКИ МОДИФИЦИРОВАННЫХ КАТАЛИЗАТОРОВ В ПРОЦЕССЕ ОБЛАГОРАЖИВАНИЯ БЕНЗИНОВОЙ ФРАКЦИИ В нас тоящее время при ра зработке и усовершенс твовании процессов глу бокой переработки нефти необходим новый под ход к решению с ущес тву ющих экономических и эколог ических проб лем, связа нных с б ольшими энерг е тическими затрата ми и за г рязнением окру ж а ющей сре ды. Дос ти ж ения пос ле дних ле т в химии расп лавов солей, к ак прави ло, обра зованных органическими к атионами, которые принято называть ионными ж и дкос тями, мог у т час тично решить обозначенные проб лемы. В основу нас тоящей работы легло созд ание новых к ата лизаторов процесс а об лагора ж ивания д ля полу чения высокооктановых у глеводородных фракций. Пре д лагаемый способ позволяе т добитьс я зн ачите льного повышения ок та нового чис л а моторного топ лива и, к ак с ле дс твие, улу чшения его эксп луатационных х арак терис тик, при ма лых энерг е тических затрата х. К лючевые с лова: о к та н о в о е ч и с л о, а в то м о б и л ь н ы й б ен з и н, ц ео л и т н ы й к ата л и з ато р, о б л а г о ра ж и в а н и е ( УД К 665.62).

Зеленская Е. А.

Зеленская Т. В.

ас п и ра н т К у б а н с ко г о г о с уд а р с т в ен н о г о

к. т. н., до ц ен т К у б а н с ко г о г о с уд а р с т в ен н о г о

т е х н о л о г ич ес ко г о у н и в ер с и т е та, и н ж ен ер II

т е х н о л о г ич ес ко г о у н и в ер с и т е та

к ат ег о р и и З АО « НИПИ « И н ж ГЕО »

e-m a il: V e t ero k1115@r a m b l er.ru

e-m a il: Z el en s k aya EA@in j g eo.ru

данном случае определяется возможность использования солей оксазолония, обладающих свойствами ионных жидкостей, в исследуемом температурном интервале в качестве модифицирующей добавки к цеолитсодержащему катализатору при облагораживании прямогонных бензиновых фракций

[1—3]. Для подробного рассмотрения полного спектра химических превращений, протекающих на активных центрах катализатора, на первом этапе работы в качестве сырья процесса облагораживания были использованы углеводороды алканового ряда неразветвленного

строения. На рис. 1 приведен хроматографический анализ углеводородной смеси, полученной при облагораживании модельного углеводорода — н-гептана на цеолитсодержащем катализаторе, модифицированном перхлоратом оксазолония. В данном случае рис. 1 наглядно демонстрирует протекание различных химических реакций, ведущая роль среди которых, несомненно, принадлежит реакции изомеризации. Состав катализата представляет собой смесь углеводородов различных гомологических рядов с преобладанием аренов и изоалканов. Стоит отметить, что хроматографический анализ полученной смеси ароматических соединений показал преобладание в их составе толуола и ксилола в виде мето-изомера. Следующий этап проводимой работы был посвящен процессу облагораживания низкооктанового бензина на органически модифицированных цеолитных катализаторах. Исследования, проведенные в лабораторных условиях, показали наличие широкой гаммы превращений сырьевой бензиновой фракции при температурах, существенно более низких (до 200 0С), чем на аналогичных цеолитных катализаторах, модифицированных солями металлов. Согласно данным хроматографического анализа, рис. 2, в составе катализата, полученного при 150 0С, преобладают алканы изомерного строения, что объясняется протеканием реакций алкилирования и изомеризации [4—5]. По всей видимости, именно увеличение количества изомерных алканов обусловливает значительное повышение октанового числа в ходе реакции (от 52 до 59 пунктов по моторному методу), так как в продукте, являющемся компонентом моторного топлива, наблюдается низкое содержание ароматических углеводородов (5—7 %), из которых на долю бензола приходится менее 1 %. Полученные результаты можно объяснить существенным повышением количества активных центров, образованных при обработке каталитической поверхности катионами сильной органической кислоты. Вместе с тем встречный эксперимент с нанесением на исходный катализатор хлорной кислоты не привел к стабильным результатам. Время работы подобного образца не превысило 5 часов, без утраты первоначальной активности из-за быстрого образования кокса, в то время как образец с солью оксазолония продолжал сохранять свою активность в течение длительного времени [6]. Безусловно, обращает на себя внимание, что при использовании таких контактов в промышленных масштабах можно говорить о значительном снижении тепловой нагрузки на экосистемы и создании основы для нового процесса «зеленой химии». Стоит также отметить высокое качество полученного катализата, а именно значительное содержание изомерных алканов и относительно невысокое количество ароматических соединений, присутствие которых в товарном продукте ограничивается экологическими требованиями Международных стандартов. Таким образом, одним из возможных решений проблемы создания экологически чистого производства высокооктанового, качественного автомобильного топлива из продуктов первичной переработки нефтяного и газоконденсатного сырья является использование низкотемпературных расплавов солей в качестве промотирующих агентов цеолитсодержащих катализаторов.

EXPERIMENTAL INVESTIGATION OF ORGANICALLY MODIFIED CATALYSTS IN SWEETENING GASOLINE FRACTION

Zelenskaya Е. А. Post graduate, Kuban state technological university, II category engineer, CJSC «SRIDS InjGeo» e-mail: ZelenskayaEA@injgeo.ru Zelenskaya Т. V. Candidate of technical sciences, assistant professor, Kuban state technological university e-mail: Veterok1115@rambler.ru

Presently in developing and modifying deep oil refining, new approach is required to resolve existing economical and ecological problems associated with great energy consumption and environment pollution. Latest achievements in salt melting chemistry mostly formed by organic cations generally called ion liquids, could partially resolve the above problems. The work started with creating new catalysts of sweetening process to produce high octane HC fractions. The method suggested allows considerable increase of engine fuel octane number and therefore improvement of operation performance with small energy consumption. Keywords: octane number, motor gasoline, zeolite catalyst, sweetening.

рисунок 1.

ароматические; 17,353 циклические; 12,144

многоядерные; 0,136

алканы

бензол; 0,243 изооктан; 0,021

алкены изоалканы изоалкены циклические ароматические многоядерные

изоалкены; 0,503

алканы; 51,4

изоалканы; 17,65 алкены; 0,55

бензол изооктан

№ 4 (20) 2013

Переработка нефти и газа Список использованных источников и литературы

рисунок 2.

35 30

%, мас.

25 20 15 10 5

Олефины

Нафтены

Арены

Изопарафины

Парафины

1. Зеленская Е. А., Зеленская Т. В. Особенности облагораживания прямогонного бензина на органически модифицированных цеолитных катализаторах // Экспозиция Нефть Газ. 2013. № 2 (27). С. 92—94. 2. Зеленская Е. А., Зеленская Т. В. Исследование процесса облагораживания низкооктановых углеводородных фракций на органически модифицированных цеолитных катализаторах // Бурение и нефть. 2012. № 10. С. 21—22. 3. Зеленская Е. А., Зеленская Т. В. Новое направление процесса облагораживания низкооктановых углеводородных фракций // Газовая промышленность. 2013. № 06 (691). С. 94—95. 4. Зеленская Е. А., Зеленская Т. В. Управление процессом каталитического облагораживания прямогонной бензиновой фракции посредствам изменения термических параметров реакции // Экспозиция Нефть Газ. 2013. № 4 (29). С. 21—22. 5. Зеленская Е. А., Зеленская Т. В. Облагораживание низкооктановой бензиновой фракции на органически модифицированных цеолитных катализаторах — шаг на пути к снижению энергозатрат в процессе вторичной переработки нефтяного сырья // Бурение и нефть. 2013. № 9. С. 37—38. 6. Зеленская Е. А., Зеленская Т. В. Применение органически модифицированных цеолитных катализаторов в качестве контактов процесса облагораживания низкооктанового бензина — ключ к улучшению качества моторных топлив // Бурение и нефть. 2013. № 10. С. 23—24.