Geo 4 24 (1) by inna Magala

аналитический научно-технический журнал

№

(24)

зима-2014

Информационные технологии для проектирования магистральных трубопроводов С.

в номере:

Матрица суверенного трубоцентризма

Нефть: падение продолжается?

«Газпром нефть»: полет нормальный

Система гидродинамической очистки внутренней поверхности нефтепромысловых емкостей

Факторы геоопасности при проектировании и эксплуатации трубопроводов и их мониторинг

c. 14

c. 30

c. 38

с. 56

с. 70

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

Конта к ты д ля дополните льной информ а ции

geoinj@bk.ru, 1.inna.magala@gmail.com, Drozdetskaya.OA@gps23.ru +7 988 954-07-08, +7 918 332-90-93

www.geoengineering.su

Содержание Новости

Факты. События. Комментарии

Аналитика

14 Главный редактор Ольга Дроздецкая

Фото Юлия Тарасова

Заместитель главного редактора Вячеслав Гущин

Корректор Вилена Карякина

Дизайн и верстка Кристина Колмакова

Допечатная подготовка Станислав Колмаков

Кравченко Г. В. Ж у р н а л и с т-а н а л и т и к

Матрица суверенного турбоцентризма

Бирг Г. В. А н а л и т и к, со д и р ек то р а н а л и т ич ес ко г о отд е л а «И н в ес т к аф е»

«Роснефть» определилась со стратегией Редколлегия «Геоинжиниринг» Председатель редакционного совета Кошелев Александр Владимирович, генеральный директор ООО «Геопроектстрой» Редакционный совет Берлин Марк Абрамович, доктор технических наук, профессор, ученный секретарь, ЗАО «НИПИ „ИнжГео“», Краснодар Кошелев Владимир Николаевич, доктор технических наук, научный сотрудник, директор НИИЦ ЗАО «Ресурс Комплект», Краснодар Антониади Дмитрий Георгиевич, доктор технических наук, КубГТУ, заведующий кафедрой нефтегазового дела имени профессора Г. Т. Вартумяна, Краснодар Савенок Ольга Владимировна, доктор технических наук, КубГТУ, кафедра нефтегазового дела имени профессора Г. Т. Вартумяна, Краснодар Певнев Анатолий Кузьмич, доктор технических наук, профессор РАЕН, ИФЗ РАН, Москва Имаев Валерий Сулейманович, доктор геолого-минералогических наук, профессор, Институт земной коры, Иркутск

Кошелев Алексей Тимофеевич доктор технических наук, профессор, КубГТУ, заведующий кафедрой нефтегазового дела имени профессора Г. Т. Вартумяна, член экспертного Совета ВАК по проблемам нефти и газа, Краснодар Гуленко Владимир Иванович, доктор технических наук, профессор кафедры геофизических методов поисков и разведки, ФГБОУ ВПО Кубанский государственный университет, Краснодар Попков Василий Иванович, доктор геологоминералогических наук, профессор кафедры геологии нефти и газа, ФГБОУ ВПО Кубанский государственный университет, декан геологического факультета, академик РАЕН, Краснодар Кирсанов Сергей Иванович, директор по инженерным изысканиям ООО «Геопроектстрой» Главный редактор Дроздецкая Ольга Анатольевна, кандидат политических наук, заместитель начальника отдела маркетинга ООО «Геопроектстрой»

Цена свободная Свидетельство о регистрации

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

Нефть: падение продолжается?

Бирг Г. В. А н а л и т и к, со д и р ек то р а н а л и т ич ес ко г о отд е л а «И н в ес т к аф е»

«Газпром нефть»: полет нормальный

Кошелев А. В. г ен ера л ь н ы й д и р ек то р ООО «Г П С»

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 «НИ П И „И н жГ ео“»

Чернышев Е. К. н ач а л ь н и к отд е л а и н ф о р м а ц и о н н ы х т е х н о л о г и й З АО «НИ П И „И н жГ ео“»

«НИ П И „И н жГ ео“»

Филатов Д. А.

e-mail: Drozdetskaya.OA@gps23.ru Издатель

Тираж: 5500 экз.

Ж урна лист

и н ж ен ер п ер в о й к ат ег о р и и т е х н о л о г ич ес ко г о отд е л а З АО

ЗАО «НИПИ «ИНЖГЕО» Юридический адрес: 350038, г. Краснодар, ул. Головатого, 585 тел.: + 7 (861) 279-23-06, 279-21-17

№4 (24) 2014

Крымов Э. И.

Зеленская Е. А.

Учредитель

ООО «МАГАЛА» Адрес издателя и редакции 350007, Краснодар, Идустриальная, 10 тел. 8 -988-954-07-08 e-mail: geoinj@bk.ru; 1.inna.magala@gmail.com

гл а в н ы й с п ец и а л и с т отд е л а и н ф о р м а ц и о н н ы х т е х н о л о г и й З АО «НИ П И „И н жГ ео“»

Смоляный И. А. Печать:

Типография «Омега-принт» 344082, г. Ростов-на-Дону, ул. М. Горького, 3 Тел. (863) 244-44-42 Заказ №3063 от 16.12.2014 Любое воспроизведение материалов или их фрагментов возможно только с письменного разрешения редакции. Точка зрения авторов может не совпадать с мнением редакции. Электронную версию журнала и анонсы следующего номера можно посмотреть на сайте: www.geoengineering.su

н ач а л ь н и к т е х н о л о г ич ес ко г о отд е л а З АО «НИ П И „И н жГ ео“»

Дроздецкая О. А. з а м ес т и т е л ь н ач а л ь н и к а отд е л а м а р к е т и н га ООО «Г П С»

Информационные технологии для проектирования магистральных трубопроводов

№ 2 (22) 2014

Персона Алиев С. Т.

Наталья Иванова: «Главное — грамотно организовать работу»

Виталий Жук: «Буровиками не рождаются»

Инженерные изыскания

ООО «Г е о п р о е к т с т р о й»

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

Первая региональная научно-практическая конференция «Инженерная геология Северо-Западного Кавказа и Предкавказья: современное состояние и основные задачи»

Погосян А. Г. К. Т. Н., ВЕДУЩИЙ С П ЕЦИАЛИСТ ГРУ П П Ы МОНИТОРИНГА И ГЕОИНФОРМАЦИОННЫХ СИСТЕМ ООО «ГЕО П РОЕКТСТРОЙ»

Факторы геоопасности при проектировании и эксплуатации трубопроводов и их мониторинг

Экологический мониторинг

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

Промо

Баборыкин М. Ю.

Зеленская Е. А.

Материалы и оборудование

и н ж е н е р 1 к ат е г о р и и, З АО «НИ П И „И н жГ ео“»

Ладенко А. А. к. т. н., д о ц е н т К у б ГТУ

Новоселов Б. Н. з а м е с т и т е л ь г е н е ра л ь н о г о д и р е к т о ра п о ра з в и т и ю ООО «Б е н н и н г П а у э р Э л е к т р о н и кс»

Зеленская Т. В.

Системы электропитания в сейсмостойком исполнении. Условия необходимые и достаточные

к. т. н., д о ц е н т К у б ГТУ

Система гидродинамической очистки внутренней поверхности нефтепромысловых емкостей

к. т. н., п р о ф е ссо р Р о сс и й с ко й а к а д е м и и е с т е с т в оз н а н и я, С а н к т-П е т е р б у р г с к и й

Твердохлебов И. И.

г о с уд а р с т в е н н ы й м о р с ко й т е х н ич е с к и й

к. г.-м. н., д о ц е н т К у б ГУ

университет

Твердохлебова Ю. И.

Информационно-измерительные системы учета электроэнергии — базовые принципы функционирования (ктс цт 5000)

в е д у щ и й с п е ц и а л и с т, г и д р о л о г о тд е л а э ко л о г ич е с к и х и г и д р о м е т е о р о л о г ич е с к и х и з ы с к а н и й ООО «Т е х н о п р о е к т НВТИСИ З»

Аспекты экологического контроля состояния разработки месторождений углеводородов

Разработка и обустройство месторождений

Карелин А. Н.

Диагностика

Семенов Я. С. д о ц е н т к а ф е д р ы м а ш и н о в е д е н и я Я к у т с ко г о г о с у н и в е р с и т е та , Т е х н о л о г ич е с к и й и н с т и т у т С е в е р о-В о с т о ч н о г о ф е д е ра л ь н о г о у н и в е р с и т е та

Попков В. И.

Касьянов С. Г.

д. г.-м. н., д е к а н г е о л о г ич е ко г о ф а к ул ьт е та К у б ГУ, з а в е д у ю щ и й

Завк афе дрой информационных

к а ф е д р о й р е г и о н а л ь н о й и м о р с ко й г е о л о г и и, п р о ф е ссо р

т е х н о л о г и й, ГОУ Я к у т с к и й т о р г о в о-э ко н о м ич е с к и й

а к а д е м и и РАЕН

Соловьева А. Я. Твердохлебов И. И.

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

к. г.-м. н., д о ц е н т К у б ГУ

Особенности освоения морских месторождений углеводородов и направления поисково-разведочных работ в акватории Каспийского моря

Модель разрушения и охрупчивания материалов нефтегазовой промышленности Ч. 6. Феноменологическая теория механизма разрушения

blogs.voanews.com

Новости

Цены на нефть постепенно вырастут и стабилизируются на более низком уровне, чем тот, на котором они находились до падения, — считают главный экономист МВФ Оливье Бланшар и руководитель группы сырьевых товаров исследовательского департамента фонда Рабах Арезки. К этому выводу они пришли, анализируя фьючерсные рынки. Оба специалиста полагают, что удешевление нефти в целом благотворно отражается на мировой экономике. По их оценкам, оно даст в 2015

году прибавку в 0,3–0,7 % к мировому ВВП. О скором восстановлении нефтяных рынков заявил и министр энергетики Саудовской Аравии Али Аль-Наими. «Я уверен, что нефтяные рынки восстановятся и цены на нефть вырастут», — с уверенностью заявил он, выступая на форуме по энергетике в Абу-Даби. По словам министра, в числе причин снижения цен на черное золото можно назвать «недостаточное взаимодействие между странами — производителями нефти, не входящими в ОПЕК, недостаток информации и корыстные мотивы спекулянтов».

США против ВР Власти США через суд потребовали от нефтяной компании ВР выплатить 18 млрд долларов за разлив нефти в Мексиканском заливе в 2010 году. В ходатайстве отмечается, что действия ВР привели к крупнейшему в истории страны разливу нефти на шельфе, и поэтому компания должна понести максимальное наказание, предусмотренное американским законодательством. Кроме того, власти США просят суд оштрафовать на 1 млрд долларов американскую компанию Anadarko, которой принадлежала 25%-ная доля в проекте бурения аварийной скважины Macondo. Процесс начнется в январе 2015 года в Новом Орлеане, штат Луизиана. Дело рассмотрит судья Карл Барбье, который в сентябре уже вел дело против ВР и постановил, что британская нефтяная компания на 67 % несет вину за инцидент в Мексиканском заливе. Оставшиеся 30 % ответственности судья возложил на швейцарскую компанию Transocean, которой принадлежала буровая платформа Deepwater Horizon, и 3 % — на американскую Halliburton. Новый суд определит размеры штрафов, которые заплатят виновники аварии. При этом ВР уже выплатила различные компенсации на сумму порядка 28 млрд долларов. 6

legal-planet.org

Нефтяные котировки вырастут

www.japantimes.co.jp

Новости

Американский концерн Chevron объявил о приостановке проектов по добыче нефти в Арктике на неопределенное время. В качестве одной из главных причин руководители компании назвали «повышенную экономическую неопределенность в нефтяной индустрии». Chevron обладает двумя лицензиями на разработку месторождений в море Бофорта: участок EL 481 на 100 % принадлежит Chevron, еще один планировалось разрабатывать совместно с норвежской

Statoil (с долями в 60 % у Chevron и 40 % у Statoil). По мнению аналитиков, отказ от разработки этих участков стал очередным сигналом того, что нефтяные компании вынуждены резко сокращать затраты и пересматривать прежние планы из-за обвального снижения цен на нефть. В частности, о планах по существенному снижению капитальных затрат в 2015 году уже объявили такие компании, как ConocoPhillips, Husky Energy, Marathon Oil, Whitecap Resources и другие. Эксперты Goldman Sachs считают, что для восстановления рентабельности при нынешнем уровне цен компаниям необходимо сократить капитальные расходы на 30 %.

Английские нефтяники бьют тревогу Робин Аллан, глава компании Premier Oil и председатель ассоциации независимых компаний в сфере нефтеразведки Brindex, заявил недавно, что при таких ценах на нефть почти невозможно получать доходы. Также он добавил, что речь идет о масштабном кризисе. «Отрасль близка к коллапсу. Новых инвестиций не будет, все сокращают расходы, людей в большинстве компаний увольняют. Бюджеты на 2015 год также сокращаются всеми», — приводит его слова ВВС. «При снижении цен на нефть ниже 60 долларов за баррель нет почти ни одного нового рентабельного проекта по добыче нефти в Северном море», — подчеркнул Аллан. Добыча нефти и газа в британском секторе Северного моря снижается с 1999 года, хотя темпы этого снижения замедлились в 2013 году, когда был отмечен наивысший уровень капиталовложений за всю историю. На долю Британии приходится около 1 % мировой добычи нефти за год. И, по мнению британских нефтяников, скоро не будет и этого. 8

nws.su

Chevron уходит из Арктики

news.mail.ru

Новости

Немецкий химический концерн BASF и «Газпром» не будут обмениваться активами, сообщается в прессрелизе на сайте компании из Людвигсхафена. «Мы сожалеем о том, что обмен активами не будет завершен. Мы продолжим сотрудничество с „Газпромом“, начатое более 20 лет назад в рамках существующих совместных предприятий», — приводит пресс-релиз слова Курта Бока, председателя совета директоров концерна. Стороны продолжат операции по торговле природным газом через совместное предприятие, которым в про-

порции 50/50 владеют «Газпром» и принадлежащее BASF предприятие Wintershall. По проекту соглашения об обмене активами, BASF должен был получить дополнительные блоки так называемой Ахимовской формации на Уренгойском месторождении газа. В обмен Wintershall, с которым «Газпром» в свое время создал компанию «Ахимгаз», должен был передать российскому партнеру свои хранилища и бизнес по торговле газом в Европе. «Газпром» мог также получить 50%-ную долю в компании Wintershall Noordzee B.V., ведущей добычу нефти и газа в южной части Северного моря. Объем операций должен был составить 12 млрд евро, а прибыль перед налогообложением — 650 млн евро.

Украина может отбирать транзитный газ Министр энергетики РФ А. Новак признал наличие возможных рисков несанкционированного отбора Украиной газа, предназначенного для транзита в Европу. Об этом глава Минэнерго заявил в интервью каналу Россия 24. А. Новак напомнил, что Украина планировала закупить у России 4 млрд м3 газа, однако на данный момент оплатила и заказала в ноябре-декабре 2014 г. всего 1 млрд м3. А это негативно скажется на прохождении газотранспортной системой Украины осенне-зимнего отопительного периода. К настоящему моменту, как отметил А. Новак, Украина уже выкачала 3 млрд м3 г аза из ПХГ. Но даже хранилища были наполнены не в полной мере. Напомним, что 16 декабря 2014 года глава украинского Минфина Н. Яресько заявила, что страна намерена соблюдать взятые на себя ранее обязательства по покупке газа у РФ. По словам чиновницы, второй платеж за газ поступит на счет «Газпрома» до конца 2014 года. 10

www.gazeta.tatneft.ru

BASF и «Газпром» отменили обмен активами

В конце декабря 2014 года министр энергетики Бахрейна А. Аль-Хуссейн Мирза сообщил прессе о том, что представители его страны и РФ провели переговоры по вопросу поставок сжиженного природного газа из России в Бахрейн. По словам министра, российская сторона проявила сильную заинтересованность в этом деле. Однако сейчас предстоит оценить объемы газа, которые необходимы Бахрейну. Это не первое подобное заявление со стороны официальных лиц Бахрейна: о возможности продажи российского газа в ближневосточное королевство говорилось еще в феврале 2011 года. Тогда министр нефти и газа Бахрейна рассказал, что «Газпром» будет поставлять сжиженный природный газ в Бахрейн для последующей транспортировки в Пакистан, Индию и другие страны. В тот момент эксперты из разных стран утверждали, что в Бахрейне планируется создать крупнейший центр биржевой торговли газом. Учитывая тот факт, что падение цен на нефть обострило непростую финансовую ситуацию в Бахрейне, сейчас этот проект может воплотиться в жизнь.

Россия может снизить добычу нефти Вице-премьер А. Дворкович объявил о том, что правительство РФ не исключает возможности снижения добычи нефти на 5 % в течение ближайших трех-четырех лет. По словам Дворковича, это произойдет не ради поддержания цен на черное золото, а из-за общей ситуации на рынке. Хотя вице-премьер отметил, что обрисовал пессимистичный сценарий, тем не менее, похоже, он весьма реалистичен. Это подтверждает заявление того же Дворковича о том, что все партнеры Российской Федерации были предупреждены, что в своих расчетах в отношении спроса и предложения нужно учитывать возможное снижение добычи. Еще А. Дворкович сообщил, что Россия ведет переговоры с ОПЕК по снижению добычи странами организации. Вице-премьер отметил, что текущий уровень нефтяных котировок вызван не фундаментальными факторами — этим можно было бы объяснить уровень цен в 80–85 долларов за баррель. По мнению вицепремьера, нынешние цены вызваны спекулятивными операциями на рынке нефтяных фьючерсов. Вместе с этим Дворкович не исключил и политические причины.

www.km.ru

Российский газ для Бахрейна

breakingenergy.com

Новости

kliker.info

Аналитика

МАТРИЦА СУВЕРЕННОГО ТРУБОЦЕНТРИЗМА Всемирный ба нк у х удши л прог ноз экономического ра звития России в 2015 году. Обновленный сценарий предполагает сокращение ВВП на 0,7 %, тогд а к ак в пре дыдущем док ла де говорилось всего лишь о нулевом рос те при сре дней цене нефти 78 долларов за барре ль. ВБ не е динс твенна я на днациона льна я организация, котора я прог нозиру е т рецессию в РФ. Специ а лис ты Fitch R aitings связыва ют сни ж ение у ровня ВВП до 1,5 % с высокой неопре де леннос тью на мировом рынке у глеводородов, дешевеющей нефтью и ме ж ду народными с анкциями. В экономической войне против России, объявленной Запа дом в ответ на присое динение Крыма, не бьют пушки, не г ибну т люди. Но к а ж дый новый виток финансово -те хнолог ических ог ра ничений ме тит в экспор тный потенци а л нефтега зовой индус трии — главный ис точник формирования бюд жета с траны, чью конк урентоспособнос ть в глоба льном мире обеспечивает тру ба. В этом смыс ле вопрос о том, насколько успешны попытки переф орм атировать окру ж а ющий н ас мир н а принцип а х тру боценризм а, ос тае тс я открытым, считают ана литики.

pravdaurfo.ru

Матрица суверенного трубоцентризма

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

Потери целевого назначения По сведениям ведущего эксперта Союза нефтепромышленников РФ Рустама Танкаева, в настоящее время более 25 % оборудования, используемого отечественными компаниями для повышения недроотдачи, импортируется из стран Евросоюза и США. В этой связи решение о применении санкций в отношении российского ТЭК, предусматривающее запрет на поставки техники и доступ к технологиям глубоководного бурения, добычи сланцевой нефти и освоения арктического шельфа, уже в ближайшее время приведет к падению уровня производства в отрасли, прогнозирует бизнес-эксперт. Текущая статистика Минэнерго свидетельствует о наличии предпосылок для этого. Так, например, добыча нефти за 11 месяцев выросла на 0,5 % до 480,9 млн т при сокращении экспорта на 4,6 % до 204,6 млн т. На этом фоне «Роснефть» в ноябре объявила о снижении суточного уровня производства на 25 000 баррелей, объяснив это стремлением оптимизировать издержки в связи с резким падением цен на мировом рынке углеводородов. Однако, если обратиться к данным Центрального диспетчерского управления ТЭК, размещенным на сайте министерства, то обнаружится, что, например, в июле, когда цена нефти составляла 105–108 долларов за баррель, ее добыча по сравнению с июнем упала на 1,5 %, а тенденция к снижению производства наметилась еще в январе. В целом динамика российской добычи остается положительной, хотя в годовом исчислении рост замедлился с январских 1,1 % до 0,5 % в ноябре, отмечает аналитик «Сбербанка КИБ» Валерий Нестеров. Это результат продолжающегося сокращения объемов извлечения сырья на старых месторождениях, которое происходит при более чем 20%-ном падении эксплуатационного бурения у «Сургутнефтегаза», «Роснефти» и ряда других компаний. Совокупная добыча «Роснефти» по-прежнему составляет около 3,7 млн барр/сут. Однако дифференцированные показатели по структурным подразделениям, за исключением «РН Холдинга», в сравнении с прошлым годом снижаются четвертый месяц подряд. Отбор нефти «Юганскнефтегазом» сократился на 2,2 %, что стало своего рода антирекордом, говорит Нестеров. Несколько лучше, на его взгляд, обстоят дела у «Лукойла». За истекший период совокупная добыча на 1,4 % превысила прошлогодний уровень, но держится она в плюсе с трудом. В основном за счет расширения ресурсной базы путем приобретения небольшой компании «Самара-Нафта» с хорошим портфелем лицензионных проектов и повышения темпов эксплуатационного бурения на новых участках. Приблизительно такая же ситуация в «Сургутнефтегазе». Стабильно держать производственную планку компании удается за счет ввода в строй и наращивания разработки месторождений в Республике Саха (рост 7 %), что позволяет компенсировать потери в ХантыМансийском АО (на 1,0 % в годовом выражении). Таким образом, нынешняя модель недропользования, строя-

Россия снижает добычу

В 2013 году Россия заняла второе место по добыче нефти в мире с долей 12,9 % после Саудовской Аравии, на которую приходится 13,1 %. Ближайший конкурент, который быстро догоняет Россию по объемам добычи данного ресурса, — это США. Американская нефть в прошлом году составляла 10,8 % от всех объемов добытой нефти в мире. При этом прирост в добыче у Штатов был наивысшим среди всех стран. В 2013 году американские производители улучшили свои результаты на 13,5 % по сравнению с 2012 годом. Россия же за аналогичный период нарастила добычу нефти всего на 1,3 %, следует из статистического обзора мировой энергетики BP. Доходы России от экспорта нефти в 2013 году снизились на 4 %, до 173,7 млрд долларов с 180,9 млрд долларов годом ранее, следует из данных Федеральной таможенной службы.

щаяся на принципах экстенсивного развития, пока позволяет сохранять в отрасли производственный баланс с небольшими отклонениями в ту или иную сторону. Однако санкции делают будущее отечественной «нефтянки» менее определенным, утверждают аналитики «Сбербанка КИБ». «Запрет на финансирование проектов и закупку оборудования — серьезная проблема, — говорит Рустам Танкаев. — Более всего она ударит по энергетическим проектам в Арктике. При продлении режима ограничений для России возникает опасность оказаться в аутсайдерах конкурентной борьбы за освоение ледового континента по причине стопроцентной зависимости от высоких западных технологий. И тут есть два варианта развития событий. Пересмотр сроков реализации в сторону их увеличения с упором на импортозамещение или привлечение новых партнеров». Другое дело, что влияние дискриминационных мер на общее состояние отрасли пока не столь очевидно. По словам Танкаева, наличие подушки безопасности в виде запасов сырья обычных геологических характеристик позволяет минимизировать риски, но уже в следующем году ситуация начнет стремительно ухудшаться. Недаром аналитики Fitch Raitings подчеркивает в своем докладе, что введение санкций может существенно осложнить поддержание темпов добычи в Западной Сибири, где быстро растет число браунфилдов (месторождений со степенью выработанности более 75 %). Это требует № 4 (24) 2014

Зависимость от иностранных технологий может серьезно ударить по отечественным лидерам нефтедобычи

Ограничение доступа к западным технологиям «может негативно сказаться на способности российских компаний успешно осваивать зрелые месторождения, фактически уменьшая экономически рентабельный срок их эксплуатации, что неизбежно приведет к сокращению добычи», подытоживают эксперты Fitch Raitings применения методов повышения отдачи пластов (EOR), близких к технологиям извлечения сланцевой нефти, импорт которых подлежит запрету. В этой связи, отмечают авторы доклада, многое будет зависеть от того, сколько западносибирских месторождений попадет под определение сланцевых. Ведь соразмерно сокращению запасов необходимость применения EOR возрастает. В прошлом году «Газпром нефть», например, использовала метод горизонтального бурения на 43 % всех своих скважин, многозонного гидроразрыва пласта — на 57 %, тогда как в 2011 году эти показатели не превышали 4 %. А к 2018 году, согласно прогнозу, потребность в EOR увеличится вдвое. Ограничение доступа к западным технологиям «может негативно сказаться на способности российских компаний успешно осваивать зрелые месторождения, фактически уменьшая экономически рентабельный срок их эксплуатации, что неизбежно приведет к сокращению добычи», подытоживают эксперты Fitch Raitings. Опыт работы с нетрадиционными месторождениями у отечественных отраслевиков достаточно ограничен. Как правило, они черпают его в совместных с иностранцами предприятиях (СП). Вот и на сей раз российские нефтяники полагали, что эта форма сотрудничества откроет для них окно возможностей для получения новейших технологий и оборудования. Не случайно СП с участием таких грандов мировой нефтедобычи и сервиса, как ExxonMobil, Royal Dutch, Shell, PB, Chevron, Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes, зарекомендовали себя в качестве активных 16

сторонников сокращения срока применения запретов, тем самым подавая пример зарубежным коллегам, заинтересованным в развитии своего бизнеса в России. Недавно норвежская North Atlantic Driling Ltd. (NADL) заключила с «Роснефтью» долгосрочное соглашение по бурению на арктическом шельфе. Вопреки санкциям. Правда, Норвегия не является членом ЕС, но месяц назад она заявила о присоединении к европейскому эмбарго против России. Однако экономические интересы NADL возобладали над политической солидарностью. Впрочем, есть прецеденты и обратного свойства. Так, Halliburton известила «Газпром бурение» о «приостановке отношений». Причиной стало то обстоятельство, что «дочка» газового монополиста на 100 % принадлежит Аркадию Ротенбергу, попавшему в американский черный список. И, будем откровенны, если правительства западных стран потребуют от бизнеса неукоснительного соблюдения режима санкций, бизнес скрепя сердце возьмет под козырек. Пример тому — срыв ранее одобренной сделки между «Роснефтью» и Morgan Stanley по продаже нефтетрейдингового бизнеса этого американского банка, о чем не так давно сообщили крупнейшие деловые издания мира.

Цугцванг бизнес-развода Это еще один чувствительный удар по компании, во главе которой стоит Игорь Сечин, бизнесмен из «ближнего круга» российского президента. Чуть раньше партнеры «Роснефти» из ExxonMobil сообщили, что из-за санкций вынуждены с октября прекратить совместную разработку арктического шельфа. Тем не менее американский нефтегигант получил от своих властей отсрочку для того, чтобы свернуть деятельность с соблюдением соответствующих норм технической и экологической безопасности. Примечательно, однако, что параллельно с решением вопроса об отсрочке в деловой прессе Штатов появились сообщения о том, что «русские разведали в водах Карского моря новое крупное месторождение, запасы которого сопоставимы с запасами Саудовской Аравии и могут составлять 2,7 млрд баррелей нефти. Но для работ по его освоению они нуждаются в западных технологиях». Три года назад «Роснефть» подписала соглашение с ExxonMobil, предполагающее совместное освоение недр в арктических морях: Баренцевом, Карском, Чукотском и Лаптевых. Санкции ударили по обеим сторонам сделки. Американская компания, согласно данным, обнародованным сенатом США, потратила в первой половине этого года 6 млн долларов на продвижение своих интересов, в том числе для вывода из-под санкций ряда проектов. Еще 170 000 долларов было выплачено во втором квартале 2014 года четырем фирмам, которые должны были лоббировать интересы ExxonMobil, пострадавшие в результате эмбарго, сообщает Reuters. Как отмечает издание Quartz, американский бизнес надеется на то, что к весеннему сезону бурения отношения между Россией и Западом, подобно арктическим льдам, немного оттают и совместные работы можно будет возобновить. «ExxonMobil и „Роснефть“ похожи на супругов со стажем, которым невыгоден развод, — пишет

rusvesna.su

Аналитика

Матрица суверенного трубоцентризма

ужесточения санкций суммарная добыча нефти в России может снизиться на 5–10 %, или на 26–52 млн тонн в год, полагает исполнительный директор кластера энергоэффективных технологий фонда «Сколково» Николай Грачев. А в целом Россия потеряет от эмбарго около 1 трлн рублей в текущем году и около 3,5 трлн рублей в 2015-м. Потери для самой Европы от введения секторальных запретов в Брюсселе оценивают примерно в 40 млрд евро (0,3 % ВВП ЕС) в этом году и 50 млрд евро (0,4 % ВВП ЕС) в следующем, сообщает брюссельский интернет-ресурс EUobserver со ссылкой на неназванных чиновников аппарата ЕС. «Антироссийские санкции играют роль серьезного предупреждения. Они призваны показать, что незаконная аннексия территории Крыма и умышленная дестабилизация соседнего суверенного государства неприемлемы в Европе XXI века», — заявил при вступлении в должность новый председатель ЕС Жан-Клод Юнкер, напомнив, что эти меры введены на год, но могут быть пересмотрены как в сторону сокращения сроков, так и продления их. В зависимости от развития ситуации. А Reuters сообщает, что две трети предпринимателей, опрошенных по обе стороны Атлантики, считают эмбарго вредным и выступают за его скорейшую отмену. Однако, как показывает практика, ввести запреты легче, чем отменить. Тем более что реальных предпосылок для свертывания режима ограничений, по мнению экспертов за рубежом, нет: достигнутые договоренности не соблюдаются, есть лишь дипломатические ухищрения. Судя по публикациям мировой прессы, внешнеполитическую часть послания президента РФ Федеральному собранию истеблишмент Запада воспринял как попытку переложить на Евросоюз и США ответственность за события в Украине, внести между ними раскол. Московский корреспондент The Washington Post услышал

путь.рф

Quartz. — В результате сделки в 2011 году „Роснефть“ получила долю запасов черного золота, добываемого американцами на Аляске, в Мексиканском заливе и т. д. Чем бы ни была вызвана необходимость супругов расстаться, они не хотят разводиться и делить нажитое имущество». В обстоятельствах, которые не способствуют развитию российско-американского сотрудничества в энергетической сфере, бизнес США стремится привлечь союзников даже за пределами собственной страны, активно использовать их публичный потенциал для смягчения режима ограничений. Как сообщила русская служба ВВС, недавно известный профессор-эколог Майкл Брэдшоу, выступая в британской палате лордов, предупредил, что «Роснефть», столкнувшись с дружным отказом западных компаний предоставить свои технологии, может попытаться самостоятельно приступить к добыче нефти в Карском море и таким образом нанести катастрофический ущерб хрупкой природе Арктики, играющей на планете климатообразующую роль. С другой стороны, как утверждает гуру «зеленых», излишне жесткая позиция президента Барака Обамы и его европейских союзников толкают Россию в объятия Китая. Однако энергетическая сделка с Поднебесной вряд ли поможет в освоении ледового континента. «Роснефти» не под силу вести шельфовые разработки в одиночку, а доказательств того, что китайские фирмы обладают необходимыми технологиями, нет. «Китайцы могут предложить финансы и рынок, но вовсе не ноухау», — подчеркнул Брэдшоу. В отличие от политиков бизнес гораздо острее реагирует на упущенные выгоды, просчитывая риски наперед. Но политики поставили бизнес в ситуацию цугцванга, и теперь недавним партнерам приходится вести учет своих убытков. Так, например, в случае дальнейшего

№ 4 (24) 2014

Аналитика в риторике Владимира Путина эхо холодной войны, а позицию кремлевских стратегов в отношении самопровозглашенных республик сравнил с «поведением поджигателя, который в глазах общественного мнения хочет выглядеть миротворцем». Уж на что канцлер Германии Ангела Меркель политик максимально взвешенный и осторожный, из европейских лидеров больше других приложившая сил для урегулирования украинского конфликта, однако, она высказалась в несвойственно резкой манере, предупредив, что экономическое давление на Россию будет осуществляться до тех пор, пока Москва не откажется от поддержки сепаратистов вооружением. Буквально на следующий день после оглашения послания ЕС расширил пакет персональных санкций и заодно уточнил формулировки, касающиеся секторальных ограничений, тем самым лишив российский нефтяной бизнес надежд использовать размытость критериев для обхода технологического эмбарго. При этом, правда, газовая отрасль осталась не затронута ни одной из форм запретов. Понятно. В противном случае Европа рисковала бы столкнуться с дефицитом российских энергоресурсов, которые на треть обеспечивают ее нужды в них. «Придется спасаться газом, раз нефть оказалась в опале», — иронизирует Рустам Танкаев. Одна беда, стоимость голубого топлива, привязанная к нефтяным котировкам, вслед за ними стремится вниз, а на европейском газовом направлении возникла большая засада.

Угрозы транзитера

cont.ws

Лето в некоторых странах Западной Европы в этом году закончилось чрезвычайно рано. Кое-где, по сообщению газет, домовладельцы уже в августе начали топить. Поэтому вопрос о бесперебойности поставок российского газа по мере приближения зимних холодов приобретал все большую остроту. Время шло, но яс-

ности не прибавлялось. Переговоры Москвы и Киева с участием Брюсселя буксовали, а вероятность того, что «Газпром» выполнит свое предупреждение и в ответ на несанкционированный отбор топлива со стороны Украины перекроет задвижку транзитной трубы, росла в геометрической прогрессии. С тех пор как отечественный монополист ввел для ближайшей соседки режим предоплаты поставок энергоресурсов, госкомпания «Нафтогаз Украины» стала перекачивать по своей газотранспортной системе (ГТС) только топливо, предназначенное для европейских потребителей. Плату за ресурсы для внутренних нужд киевские власти не спешили перечислять, объясняя это разногласиями относительно размера закупочных цен и объема долгов, обусловленных невыполнением контрактных обязательств take-or-pay. А потом Киев и вовсе заявил, что отказывается покупать у России газ в расчете на реверсные поставки из Европы. Но настоящий шок вызвал принятый Верховной Радой закон «О санкциях», который предусматривал частичное или полное прекращение транзита российских энергоресурсов по территории Украины. «Похоже на санкции против ЕС, хотя Киев и Брюссель играют в одной команде», — заметил по этому поводу Руслан Танкаев. Германия тотчас отреагировала заявлением представителя своего правительства в Киеве Штефана Зайберга, высказавшего надежду, что такие меры не будут реализованы. Глава «Нафтогаза» Андрей Коболев вынужден был отыграть назад, выступив с разъяснениями, что в условиях действий антироссийских санкций транзит смогут осуществлять трейдеры, не попавшие под них. Однако у европейских потребителей уже не осталось сомнений — шансов на сохранение стабильного импорта топлива из России нет, поскольку Украина признала, что ей не хватает накопленных на зиму запасов ресурсов. Украина давно хочет решить проблему газовой зависимости от России с помощью реверса. Тут следует пояснить.

Украинская реальность

По данным Укрстата, в течение ряда лет Украина потребляла около 60 млрд кубометров газа, из которых более половины импортировала из России. Однако в связи с углублением экономического кризиса был введен жесткий режим экономии. С августа 2013 года по март 2014 года Украина потребила 38,3 млрд кубометров газа. В отопительном сезоне 2014–2015 годов предполагается совокупное снижение потребления на 21 % — до 29,9 млрд кубометров. Запасы в подземных хранилищах, на 01.08.2014 составили около 9,5 млрд кубометров. Плюс собственная добыча — порядка 13,5 млрд кубометров. Недостающие объемы, порядка 6 млрд кубометров, Киев надеется получить по реверсу через Словакию, Польшу и Венгрию.

Сейчас российское сырье, идущее по украинской ГТС, является собственностью «Газпрома», ответственность перед которым за надежность транспортировки несет Украина. Это очень сильно осложняет ей жизнь, потому что контроль за транзитом ведет «Газпром», который в свою очередь несет ответственность перед покупателями за объемы поставок товара. «Газпром» передает товар покупателям на территории их стран, перекачивая через границу свой газ из украинской ГТС. Европейцы, зачастую получающие в соответствии с правилом take-or-pay российский газ в объемах больших, чем им требуется, не прочь продавать излишки Украине. Вопрос в том, как это сделать практически. Любой газопровод, как правило, это не одна, а сразу несколько ниток труб. Одну из ниток нетрудно приспособить для поворота потока в обратном направлении. Однако «Газпром» блокирует эти попытки, как может. Он не заинтересован в появлении альтернативы его поставкам, что четко прописано в контрактах. А покупатели заинтересованы в том, чтобы возместить переплату за излишки продажей невостребованного товара. Не тащить же им для этого дополнительно трубы. Хлопотно и затратно. Самый простой способ — разрешить Киеву отбирать газ прямо из трубы на своей территории. Это называется виртуальный реверс. Формально топливо как бы возвращается из Европы на Украину, а фактически оно до Европы не доходит. Проблема заключается в том, что, согласно контракту, Украина не имеет права на отбор даже с согласия Европы. Поэтому «Нафтогаз» предложил европейским 20

компаниям покупать топливо не на выходе из ГТС, а на входе, то есть на восточной границе Украины с Россией. Тогда содержимое украинской трубы будет уже не российским, а европейским. В результате перед Киевом открываются обширные возможности для виртуального реверса, позволяющие игнорировать долги, погашение которых как раз вынудило Россию перейти на принцип предоплаты. К тому же перемещение исходной точки экспорта лишило бы «Газпром» возможности четко отслеживать движение товара, зато давало возможности Украине списывать вину за его недопоставки на Россию, считает замдиректора Фонда национальной энергетической безопасности (ФНБ) Алексей Гривач. По мнению эксперта, это большие риски. «Предложение „Нафтогаза“ влечет за собой необходимость пересмотра транзитного договора, перезаключения сотен контрактов, что потребует немало времени и сил», — говорит Гривач. Такой поворот Украине на руку, но ни «Газпром», ни ЕС не проявили ни малейшей заинтересованности в изменении статус-кво накануне отопительного сезона. В Еврокомиссии по этому поводу дипломатично заявили, что инициатива Украины требует обсуждения в трехстороннем формате: Москва, Киев и ЕС. И отложили до лучших времен. А директор Института национальной энергетики Сергей Правосудов угрозу санкциями назвал вульгарным шантажом. С его точки зрения, Киев добивается более выгодных уступок от «Газпрома». Ведь организация виртуального реверса, которая была презентована столь оригинальным способом, невозможна без согласования с российским монополистом, говорит эксперт. Суть операций сводится к тому, что РФ должна поставить в ЕС большее, чем сейчас, количество топлива, чтобы европейские страны смогли затем передать его Украине. Европа уже предлагала Киеву согласиться на условия Москвы — 380 долларов за 1000 м³. Однако Украина, которую, по словам Правосудова, за ниточку дергают США, уперлась в цену 268,5 доллара за 1000 м³. Америке невыгодны договоренности между Украиной и Россией, поскольку она присматривается к европейскому рынку с намерением продвигать туда свой СПГ, полагает аналитик.

Именная цена Но откуда взялась эта цифра — 268,5 доллара за 1000 м³? Впервые ее озвучил украинский олигарх Дмитрий Фирташ, признав, что контролируемая им компания Ostchem по этой цене закупала топливо у «Газпрома». А затем она появилась в официальных документах. Между Россией и Украиной действуют два контракта, которые истекают в 2017 году. Один — о поставках газа на Украину, где оговариваются закупочные цены. Другой — о транзите, в котором расчет тарифа ведется от цены закупок. Оба были подписаны в 2009 году. В контракте о поставках газа приводится формула ценообразования, которая складывается из договорной цены закупок с привязкой к нефтяной корзине и экспортной пошлины. Однако в 2010 году по итогам встречи в Харькове тогдашних президентов Дмитрия Медведева и Виктора Януковича было принято решение в обмен на продление размещения в Севастополе базы Черноморского военно-морского флота (ЧВМФ) снизить

www.vetka.by

Аналитика

стоимость поставок на 100 долларов за 1000 м³ за счет отмены экспортной пошлины. Позже, в декабре 2013 года, Виктор Янукович договорился уже о снижении закупочных цен до 268,5 доллара за 1000 м³. Фактически это являлось поощрением за отказ Украины от ассоциации с ЕС. Скидка предоставлялась на первый квартал сего года с возможностью дальнейшего продления, но была отменена из-за невыполнения условия о погашении имевшейся задолженности и неплатежей за текущее потребление. А после присоединения Крыма была отозвана и первая 100-долларовая скидка. Логика Кремля понятна. Раз Крым, с точки зрения российского права, стал частью России, то платить за аренду базы ЧВМФ незачем, а пошлину, наоборот, надо с Украины взимать. В итоге отмены двух скидок получилась та самая сумма в 485 долларов, по поводу которой ведется спор, является ли она рыночной. На этом факты кончаются и начинаются оценки экспертов, многие из которых пытаются понять, какова формула цены 268,5 долларов за 1000 м³. «Россия всегда манипулировала стоимостью газа, чтобы удержать Украину в сфере своего влияния, — говорит киевский эксперт, директор Института энергетических стратегий Дмитрий Марунич. — Контракт 2009 года подписывался с выкручиванием рук, после недельной остановки транзита. Такой цены нет ни для одного из европейских партнеров „Газпрома“». «Цена вполне нормальная для стран, не имеющих возможности покупать более дешевый газ из других источников. На момент подписания договора она соответствовала уровню цен в соседних государствах: Словакии, Польше, Венгрии», — парирует Алексей Гривач, замдиректора ФНЭБа. «У нас в Украине цену в

В декабре 2013 года, Виктор Янукович договорился уже о снижении закупочных цен до 268,5 доллара за 1000 м3. Скидка была отменена из-за невыполнения условия о погашении имевшейся задолженности и неплатежей 22

268,5 доллара называют „фирташевской“. Бизнес даже придумал новую единицу измерения: 1 Фи/1000 м³», — ехидничает Марунич. С именем Фирташа и компанией «РосУкрЭнерго» (РУЭ), которую на паритетной основе он учредил совместно с «Газпромом», связана одна из самых непрозрачных страниц российско-украинских газовых отношений. «Идея формирования „РосУкрЭнерго“ состояла в том, чтобы создать компанию, которая служила бы инвестиционным механизмом для увеличения транзитных возможностей поставок среднеазиатского газа на Украину и Западную Европу», — так в свое время писал в «Ведомостях» исполнительный директор РУЭ и топ-менеджер «Газпрома» Константин Чуйченко, ныне возглавляющий Контрольное управление президента РФ. Кстати, по свидетельству Марунича, именно украинские власти настояли на том, чтобы единственным обладателем права работать с «Газпромом» на эксклюзивных условиях стал Дмитрий Фирташ. А российской монополии для разграничения продаж на внутреннем рынке и транзита в Европу как раз нужен был альтернативный «Нафтогазу» партнер, пользующийся доверием в верхах. Как вспоминает Михаил Крутихин из консалтингового агентства RusEnergy, «альтернативный партнер» проворачивал через РУЭ неплохие схемы. Так, покупая топливо у «Газпрома» с беспрецедентными льготами, «РосУкрЭнерго» выгодно продавал его не только украинским потребителям, но и на Запад. Ключевым был контракт на поставку газа венгерскому трейдеру компании Emfesz, аффилированной с Фирташем. В ущерб «Газпрому» Emfesz пользовалась отсрочкой платежа до года, но при этом давала сотни миллионов долларов кипрскому оффшору Maboli, который финансировал бизнес Фирташа и его партнеров. На Фирташе — «газовом короле», как его называют на Украине — оказался завязан весь теневой оборот от транзита российских энергоресурсов в Европу, полагает директор Центра политических исследований российского Финансового университета Павел Салин. Можно только гадать, как между участниками сделок распределялись деньги, но, по глубокому убеждению аналитика, не подлежит сомнению тот факт, что олигарх, в течение многих лет сохранявший близость к власти, являлся доверенным лицом по всей российско-украинской газовой цепочке. Менялись в зависимости от обстоятельств ее бенефициары, неизменной оставалась лишь роль Фирташа. И уход с рынка РУЭ не означал персонального ухода бизнесмена. Напротив, с осени 2012 года он принялся активно наращивать свою долю в розничном сегменте торговли энергоресурсами, скупая на непрозрачных тендерах госпакеты акций облгазов Украины. Проданные бизнесмену компании получили газораспределительные сети в бесплатную аренду. А непогашенный кредит «Газпромбанка» за 5 млн кубометров топлива, приобретенных для его предприятий, лег в копилку долгов, возврата которых Россия требовала от Украины, обосновывая решение о переходе на принцип предоплаты. «Если „цена Фирташа“ была приемлема для „Газпрома“, то почему она стала неприемлема в отношении „Нафтогаза“, который добивается пересмотра контрактов 2009 года на тех же условиях», — говорит Марунич. Упертость Киева он объясняет не происками вездесущих янки,

Reuters Scanpix

Аналитика

russiancouncil.ru

Аналитика

а позицией российских властей. С одной стороны, Москва приняла политическое решение не допустить пересмотра контрактов, а с другой — имитирует максимальную готовность к компромиссу. Предложенная отмена экспортной пошлины достаточно убедительно выглядит в глазах европейцев. Хотя за просто так никто ничем не поступается. Ранее пошлины были обнулены за продление договора о базе ЧВМФ и обмен ЕС на Таможенный союз, а сейчас, по мнению эксперта, неясно, о каких политических уступках идет речь. К тому же скидка в любой момент может быть отозвана. А повод, по словам Марунича, Кремль найдет всегда. По сути, Москва предложила Украине вернуться к ситуации ноября 2013 года, которая не устраивала даже дружественного ей Виктора Януковича, запросившего дополнительных уступок. Нынешнее украинское руководство это тоже не греет. Перед началом минского саммита Таможенного союза, Украины и ЕС, проходившего в октябре, «Нафтогаз» вернул «Газпрому» 10,54 млрд долларов, которые тот перевел в качестве предоплаты за транзит в Европу. Тем самым Киев продемонстрировал, что не признает закупочную цену 485 долларов за 1000 м³, выставленную российской госмонополией украинским потребителям. Несколько часов спустя Владимир Путин сообщил участникам саммита, что этим шагом украинская сторона поставила «Газпром» в тупик. Спор о ценах, по словам российского президента, привел не только к полному прекращению поставок газа в эту страну, но теперь угрожает транзиту на европейский рынок. Причем, уверял Путин, Россия лишена возможности пойти на компромисс: «Мы не можем позволить себе этого, потому что Украина обратилась в Стокгольмский арбитраж, и любые действия с нашей стороны могут быть использованы в суде». 24

Действительно Кремлю психологически трудно пойти на уступки Украине. Хотя «Газпром» и «Нафтогаз» вполне могли бы заключить новый контракт по образу тех, что российская компания подписывает с другими клиентами в Европе, считает Крутихин. С формулой цены, отчасти привязанной к стоимости газа на спотовом рынке. В результате такого упрямства компания уничтожает свою рыночную нишу на Украине и репутацию у потребителей в Европе. В нынешнем году, по словам Крутихина, показатели ее экспорта откатились на уровень 2012 года. Российская госмонополия грозит своим европейским контрагентам урезанием поставок, если те будут продавать газ Украине, и подкрепляет угрозы действием. Так, например, словацкий импортер — компания SPP — зарегистрировала сокращение поставок на 50 %. О снижении потока объявили в Польше, Австрии, Венгрии. Впрочем, Гривач утверждает, что контрактные обязательства «Газпром» выполняет в полном объеме, а заявки сверх них в самом деле отказывается удовлетворять, потому что условия контрактов исключают реверс. Как бы то ни было, но наступающая зима и активное посредничество Еврокомиссии подвигли стороны в ожидании вердикта Стокгольмского арбитража принять промежуточное решение. «Газпром» согласился на рассрочку долгов, а «Нафтогаз» — на ранее предложенную цену 380 долларов. С 9 января поставки голубого топлива для нужд Украины начались. В предварительно оплаченном объеме. Правда, возникают опасения, что денег ненадолго хватит. Страна на грани банкротства. Премьер Арсений Яценюк, выступая в Верховной Раде, признал это и призвал соотечественников потерпеть, туже затянув пояса и укутавшись пледами. В ответ прозвучал призыв одного из депутатов перекрыть транзитную трубу в Европу, если та в ближайшее время не раскошелится на покупку газа.

lockerdome.com

Аналитика

«РОСНЕФТЬ» ОПРЕДЕЛИЛАСЬ СО СТРАТЕГИЕЙ Сове т дирек торов « Роснефти » у тверди л долгосрочну ю с тратег ию ра звития до 2030 год а. Наибольший интерес в док ументе пре дс тавляют собой п ланы ра звития компании в ус ловиях весьма с лож ной рыночной конъюнкт уры и действия с анкций, введенных в отношении российского нефтега зового сек тора.

Бирг Г. В. а н а л и т и к, со д и р ек то р а н а л и т ич ес ко г о отд е л а « И н в ес т к аф е »

сегменте разведки и добычи «Роснефть» будет фокусироваться на эффективной работе на действующих месторождениях, на масштабном запуске новых месторождений Восточной Сибири, на реализации шельфовых проектов и на разработке трудноизвлекаемых запасов на суше России. Одним из ключевых направлений работы станет также повышение добычи газа, обеспеченной рынками сбыта. Однако «Роснефть» может столкнуться со сложностями в ре-

ализации вышеупомянутых целей в сегменте апстрим в условиях ограниченного доступа к западным финансированию, технологиям, оборудованию и услугам. Снижение цен на нефть также может негативно сказаться на рентабельности целого ряда проектов компании. В этой связи среди приоритетных целей долгосрочной стратегической программы развития стоит отметить несколько интересных в настоящее время инвесторам. Так, «Роснефть» планирует развивать в России соб-

sakha.gov.ru

«Роснефть» определилась со стратегией

ственный нефтесервисный блок, а также заниматься разработкой и локализацией передовых технологий и производства оборудования и услуг для освоения новых типов запасов и повышения эффективности деятельности. В будущем это поможет компании увеличить эффективность эксплуатации не только выработанных месторождений, но и шельфовых и участков с трудноизвлекаемыми запасами. Кроме того, это снизит зависимость «Роснефти» от западных технологий, оборудования и нефтесервисных услуг. Совет директоров «Роснефти» также рассмотрел долгосрочную программу заимствований до 2020 года. В результате было принято решение о выпуске биржевых облигаций. Можно предположить, что, как и другие российские нефтегазовые компании, испытывающие проблемы с доступом к западным рынкам капитала, «Роснефть» будет прибегать к привлечению финансирования из целого ряда альтернативных источников. Помимо выпуска рублевых биржевых облигаций «Роснефти» придется прибегнуть к привлечению кредитов у крупных российских банков, а также банков из стран АТР, не присоединившихся к антироссийским санкциям. Однако и этого не будет достаточно. Госмонополия претендует также на средства ФНБ. Как стало недавно известно, чтобы получить заем из фонда, компания представила на рассмотрение правительства 12 проектов. Вероятно, что лишь часть из них в итоге получит финансирование из ФНБ. «Роснефть», скорее всего, будет продавать доли в ряде крупных проектов иностранным компаниям. В частности, вероятна продажа доли «Ванкорнефти» китайской CNPC и индийской нефтегазовой компании ONGC. Эта мера поможет с финансированием и своевременной реализацией проектов по освоению крупных месторождений Восточной Сибири. Помимо «Ванкорнефти» ONGC может быть интересно и приобретение доли в еще одном крупном активе — Юрубчено-Тохомском месторождении с доказанными и вероятными запасами нефти в размере около 130 млн т. Промышленный запуск добычи на нем был запланирован «Роснефтью» на 2017 год с выходом на полку добычи в 5 млн т нефти в год к 2019-му. Однако «Транснефть» сообщила , что может отложить на два-три года ввод нефтепроводов Заполярье — Пурпе и Куюмба — Тайшет. Последний должен был, в частности, подключить к системе магистральных нефтепроводов Юрубчено-Тохомское месторождение. В «Транснефти» это решение объяснили тем, что нефтяные компании могут пересмотреть сроки ввода осваиваемых ими месторождений из-за введения санкций в отношении российского нефтегазового сектора. Снижение инвестиционных затрат также произойдет и в связи с падением цен на нефть. Это, в свою очередь, приведет к сокращению добычи в России уже в следующем году. В свете всего вышесказанного новости о потенциальной продаже доли «Ванкорнефти» и Юрубчено-Тохомского месторождения, лицензия на которое принадлежит Восточно-Сибирской нефтегазовой компании «Роснефти», позитивны для госмонополии, так как это поможет с финансированием и своевременным освоением этих активов. Участие компаний из АТР в разработке активов также поможет обеспечить их рынком сбыта добываемого сырья.

Экспансия в Европе Сохранение низких цен на нефть делает ее переработку в Европе привлекательным каналом монетизации сырья для «Роснефти», особенно при условии снижения экспортной пошлины в рамках предстоящего налогового маневра. «Роснефть» выкупит долю Total в немецком НПЗ в городе Шведте (PCK Raffinerie GmbH). Французской компании принадлежит 16,67 % акций этого завода. Кроме нее долями предприятия владеют Shell (37,5 %), Eni (8,33 %) и Rurh Oel GmbH (37,5 %). Напомню, что в собственности «Роснефти» находится 50 % Ruhr Oel, а значит, она уже косвенно контролирует 18,75 % НПЗ. «Роснефть» приобрела половину Ruhr Oel в 2011 году. В общей сложности Ruhr Oel принадлежат доли в четырех нефтеперерабатывающих заводах в Германии. Среди них и завод в Шведте с мощностью первичной переработки 11,5 млн т в год. Это предприятие также владеет морским терминалом для приема сырой нефти в Ростоке и распределительным терминалом для нефтепродуктов близ Берлина. Суммарные мощности Ruhr Oel составляют 23,2 млн т, что соответствует 20 % всех нефтеперерабатывающих мощностей Германии. Доля «Роснефти» в этом сегменте бизнеса немецкой компании составляет 11,6 млн т в год. Ruhr Oel также владеет долями в пяти подводящих нефтепроводах и в морских терминалах на Северном, Балтийском, Средиземном

Отвод от нефтепровода ВСТО будет построен

«Роснефть» и «Транснефть» подписали соглашение, устанавливающее долгосрочный тариф в рамках совместной реализации проекта по строительству отвода от нефтепровода ВСТО до Комсомольского НПЗ «Роснефти» на Дальнем Востоке. Таким образом, нефтепровод-отвод будет строиться за счет средств долгосрочного тарифа, уплачиваемого «Роснефтью» и действующего в течение трех лет. Планируется, что для обеспечения завода сырьем «Роснефть» будет поставлять в систему магистральных нефтепроводов до 8 млн т нефти в год, что соответствует его проектной мощности. По итогам прошлого года завод переработал лишь 7,12 млн т нефти. В настоящее время на Комсомольский НПЗ «Роснефть» поставляет добытую в Западной Сибири нефть сначала нефтепроводом, а затем железнодорожным транспортом. Это обходится весьма дорого. Наличие же отвода позволит ощутимо сэкономить.

№ 4 (24) 2014

Аналитика

Ванкорское мосторождение

Начальные извлекаемые запасы одного Ванкорского месторождения на начало 2014 года составляли 500 млн т нефти и конденсата. Извлекаемые запасы Сузунского, Тагульского и Лодочного оцениваются в 395 млн т нефти и конденсата. В 2013 году «Ванкорнефть» добыла 21 млн т черного золота. Планируется, что к 2019 году добыча достигнет 25 млн т. Нефть Ванкорского кластера месторождений будет поступать в ВСТО и станет основной ресурсной базой для осуществления «Роснефтью» обязательств по поставкам по долгосрочному контракту с китайской CNPC. Экспорт будет вестись преимущественно по ответвлению от ВСТО, мощность которого планируется увеличить. Также у «Роснефти» есть возможность поставлять нефть «Ванкорнефти» по ВСТО до нефтеналивного терминала в порту Козьмино. Оттуда морем сырье может поставляться как в Индию, так и в другие страны АТР.

Государство может, не дожидаясь роста капитализации «Роснефти» и благоприятной рыночной конъюнктуры, приватизировать крупный пакет ее акций. В результате государства в УК «Роснефти» снизится с 69,5 % до 50 % 28

на крупном европейском рынке нефтепродуктов. Положительно и то, что в свете снижения цены на нефть, маржа переработки в Европе начала расти.

Приватизация «Роснефти» Государство может, не дожидаясь роста капитализации «Роснефти» и благоприятной рыночной конъюнктуры, приватизировать крупный пакет ее акций. В результате доля в УК «Роснефти» государственного «Роснефтегаза» снизится с 69,5 % до 50 %. Еще одной акцией государство владеет через Федеральное агентство по управлению госимуществом. Таким образом, контроль над компанией после приватизации останется у государства. Вторым крупнейшим акционером «Роснефти» является британская BP, которая владеет 19,75 % от УК. Срок приватизации был определен «до 2016 года». Этим летом появлялась новость, что государство может приватизировать крупный пакет акций «Роснефти» уже в 2015 году. Эти намерения буквально месяц назад подтвердил глава Минэкономразвития Антон Силуанов, заявивший, что приватизация «Роснефти» до конца будущего года все еще возможна и что в компании уже началась подготовка к этой процедуре. Тем не менее это маловероятно. Разумеется, ключевым является вопрос цены приватизации. Источник СМИ в кабмине РФ сообщал, что госпакет «Роснефти» должен быть продан не дешевле, чем стоила акция при IPO компании в 2006 году, то есть не меньше 7,55 доллара за акцию. Комментируя эту тему, президент «Роснефти» отметил, что цена акций в рамках приватизации госпакета должна составить не менее 8,12 доллара за акцию, обозначив данный уровень как цену «референтной сделки для долгосрочных инвесторов». В текущих условиях не менее важным является и вопрос обменного курса: 7,55 доллара по курсу 2006 года равнялись 203 руб. Нужно полагать, что правительство будет исходить из долларового ориентира, справедливо считая, что текущая слабость рубля возникла под влиянием целого ряда временных факторов. Есть четыре отчетливых триггера к росту акций «Роснефти»: снижение долга, реализация синергий от объединения с ТНК BP, развитие газового сегмента и подтверждение ресурсного потенциала российского шельфа. В условиях действия санкций и низких цен на нефть развитие компании по ряду перечисленных ключевых направлений как минимум замедлится из-за ограниченного доступа к технологиям, а также внешним и внутренним источникам финансирования операционной и инвестиционной деятельности. Сложно представить, что вышеупомянутые триггеры к росту будут полностью реализованы в течение ближайших полутора лет, а это может осложнить размещение акций компании на рынке среди множества портфельных и частных инвесторов. Однако, если речь пойдет о продаже относительно крупного пакета одному или нескольким стратегическим инвесторам, эта проблема станет менее острой. Судя по всему, эта доля может достаться одному или нескольким стратегическим инвесторам, среди которых наиболее вероятным претендентом была и остается китайская государственная CNPC.

www.plamcor.ru

и Адриатическом морях. Совладельцем Ruhr Oel является стратегический партнер и один из основных акционеров «Роснефти» — BP. Подразделение британской компании занимается оптовой реализацией нефтепродуктов на немецком рынке. «Роснефть» же имеет доступ к оптовой марже этого подразделения. Известно, что НПЗ в Шведте проектировался при поддержке СССР. Можно предположить, что проблем со снабжением этого и других заводов Ruhr Oel российским сырьем «Роснефти» проблем не возникнет. Также важно, что отечественная госмонополия приобрела 50 % в Ruhr Oel у PDVSA, и то, что изначально заводы Ruhr Oel должны были перерабатывать тяжелую нефть из Венесуэлы. Проблем на этом фронте также не предвидится. В 2015–2019 годах «Роснефть» будет получать по двум заключенным с PDVSA контрактам в среднем 640 тыс. т нефти и 3,3 млн т нефтепродуктов ежегодно. Размер сделки может составить порядка 250–350 млн долларов. Она поможет «Роснефти» увеличить долю

america.aljazeera.com

Аналитика

НЕФТЬ: ПАДЕНИЕ ПРОДОЛЖАЕТСЯ? С тремите льное п а дение с тоимос ти ба рре ля нефти с та ло полной неож ид аннос тью д ля большинс тва специа лис тов нефтега зового рынк а во всем мире. Это было заметно и по рас теряннос ти экспертов в первые не де ли с момента нача ла обру шения котировок, и по более поздним за яв лениям а н а ли т иков, у т верж д а вших, ч то цен а нефт и зафиксируе тс я на 70 дол лара х за барре ль и не у па де т ни ж е. Ме ж ду тем в перву ю дек а ду января нефтяные котировки проби ли психолог ический барьер в 50 долларов и ск атились до 49 долларов за барре ль нефти марки Brent. И, с уд я по всему, это еще не « дно ».

Крымов Э. И. Американский след Сегодня всех, кто так или иначе связан с добычей или реализацией нефти либо зависит от ее стоимости, волнуют два вопроса: насколько еще обесценится черное золото и как долго продлится период стагнации нефтяного рынка. Верный ответ на эти вопросы

невозможен без понимания причин происходящего. Из ряда теорий и версий наиболее правдоподобно выглядят две*. Согласно одной из них, снижение цен на нефть инспирировано администрацией Соединенных Штатов с целью нанести экономический урон России. Так, согласно статье, опубликованной в британской газете The Guardian, в сентябре 2014

* Существует еще одна заслуживающая внимания гипотеза, согласно которой цены на нефть обрушила активная накачка мирового рынка контрабандной нефтью, добытой на месторождениях, расположенных на территории, контролируемой ИГИЛ. Подробнее об этом можно почитать здесь: http://cont.ws/post/71484/

breakingenergy.com

www.gazprom.ru

Нефть: падение продолжается?

года госсекретарь США Джон Керри якобы заключил сделку с правителем Саудовской Аравии Абдаллой. По условиям этого договора, Саудовская Аравия должна продавать нефть по цене ниже рыночной, что негативно отразится на экономике Российской Федерации и, в качестве бонуса, Ирана. Эта версия выглядит вполне реалистично, особенно если учитывать, что во второй половине ХХ века американцы уже провернули подобный трюк. Тогда это стало одной из причин, приведших к распаду СССР. Возможно, нынешнее руководство Белого дома надеется повторить былой успех, добившись аналогичных негативных последствий — на сей раз для РФ. Ну, или как минимум в результате искусственно вызванного экономического кризиса сменить президента и часть правительства России на кого-то, настроенного проамерикански и легко поддающегося контролю извне. Соглашаясь с логичностью подобных умозаключений, противники теории американского влияния на стоимость нефти утверждают, что теперешние условия, в которых находятся США, существенно отличаются от тех, что были в 80-х годах прошлого века, и что сейчас игра на понижение нефтяных котировок гораздо сильнее ударит по самим Соединенным Штатам. Как несложно догадаться, прежде всего речь идет об индустрии добычи нефти из сланцев, а также о других высокотехнологичных проектах нефтеразработки. Как заявил Говард Ньюман, руководитель инвестиционного фонда Pinebrook Road Partners, значительная часть сланцевых месторождений в США останется эффективной до тех пор, пока цена нефти не упадет ниже отметки в 80 долларов за баррель. Аналитики Morgan Stanley в своих оценках были более оптимистичны: по их мнению, критичной для американских добытчиков нетрадиционной нефти станет планка в 64 доллара за баррель — но это без учета расходов на покупку участка. Между тем это значительная часть затрат: во время пика «сланцевой лихорадки» стоимость перспективных участков доходила до 25 000 долларов за акр. Эксперты PFC Energy, подразделения IHS, полагают, что цены на нефть при нулевой рентабельности для американских компаний, ведущих добычу на сланцевых месторождениях, составляют от 40 до 100 долларов и более за баррель. А Джеймс Салливан из Alembic Global Advisors заявил, что цена нефти при нулевой рентабельности добычи на Eagle Ford составляет около 55 долларов за баррель. Боб Брэкетт, штатный аналитик Bernstein, утверждает, что главная сложность добычи нефти из сланцев — низкая рентабельность. В подтверждение своих слов он привел следующие цифры. В первый год разработки средняя сланцевая скважина приносит около 600 баррелей нефтяного эквивалента в сутки. Темп истощения скважины — около 40 % в год. Бурение каждой новой скважины обходится в 7 млн долларов. Выходит, наращивание добычи на 1000 баррелей в сутки стоит 11,7 млн долларов. Применительно к месторождению мощностью в 100 000 баррелей/сутки сумма инвестиций вырастет до 500 млн долларов, которые необходимы лишь для сохранения текущих темпов. То есть примерно

США сняли ограничения по добычи нефти в РФ

В августе-сентябре США ввели жесткие ограничения на работу американских компаний и использование американских технологий в проектах по добыче трудноизвлекаемой нефти в России: на шельфе Арктики, в глубоководных морских районах и в сланцевых формациях. Россия обладает одними из крупнейших в мире запасов сланцевой нефти, и до недавнего времени считалось, что санкции полностью отрезали этот сектор от американских технологий, оборудования и услуг. Но в минувшем ноябре власти США пошли навстречу бизнесу: без лишнего шума они уточнили сланцевые ограничения так, что теперь многие компании могут вздохнуть с облегчением. Управление по контролю над иностранными активами (OFAC) — ведомство Минфина США, ответственное за экономические санкции — 18 ноября в разделе «Часто задаваемые вопросы» разъяснило, как оно понимает «сланцевые проекты» в контексте секторальных санкций против России. OFAC указывает, что под «сланцевыми проектами» для целей санкций понимаются «проекты с потенциалом добычи нефти из коллекторов, расположенных в сланцевых образованиях». Но ограничения не распространяются на разведку и добычу через сланцевые породы, когда нефть (или газ) ищется в резервуарах или извлекается оттуда. Потенциально такое широкое понимание может затронуть значительную часть наземной добычи в России, поскольку многие буровые операции — это бурение через сланцы.

Выступая 5 января на National Public Radio, Б. Обама объявил, что снижение цен на нефть — способ давления на Россию

№ 4 (24) 2014

две трети всех вложенных в сланцевую отрасль ресурсов идет на поддержание динамики добычи, а не на ее стимулирование. Как заметил один из экспертов, «США кратно нарастили объем производства нефти за несколько лет, но потенциал роста будет исчерпан, когда у инвесторов лопнет терпение и они перестанут вкладывать масштабные средства с прицелом на долгосрочную окупаемость. Возможно, что пузырь уже лопнул. В 2013

Добыча сланцевой нефти в США, скорее всего, приостановится — до поры до времени. Но крупные нефтегазовые компании и банки это переживут

Нет худа без добра

Некоторым странам падение цен на нефть может принести существенную выгоду. Например, по мнению министра по восстановлению экономики Акиры Амари, Япония может получить экономический эффект в размере 58,3 млрд долларов за год. «Цены на нефть сейчас почти вдвое меньше, чем они были на пиковом уровне. Это значительно сократит наши расходы и, скорее всего, привнесет в экономику около 7 трлн иен», — подчеркнул Амари. По его мнению, падение цен на нефть также поможет странам с развивающимися экономиками, однако нанесет удар по странампроизводителям этого сырья, передает ТАСС. В конце прошлого года министерство по восстановлению экономики Японии прогнозировало экономический эффект от падения цен на нефть в размере 4 трлн иен, или 33,6 млрд долларов. Ведомство пересмотрело свой прогноз в связи с продолжающимся снижением стоимости черного золота. Для удовлетворения своих энергетических потребностей Японии приходится закупать около 90 % природных ресурсов из-за границы, в том числе нефть и газ. Особенно обострилась энергетическая ситуация в стране после аварии на АЭС «Фукусима-1» в 2011 году, после которой были остановлены все существующие на японской территории атомные реакторы.

году Chesapeake Energy продала 1 млн акров в Пермском нефтегазовом бассейне в Техасе консорциуму Shell и Chevron. Вместо 6 млрд долларов, на которые надеялась Chesapeake, компания получила лишь 3,3 млрд, после чего отчиталась об убытках в несколько миллиардов. А в 2014 году энергетическая компания Hess продала участок в Eagle Ford по цене 6000 долларов за акр. И это притом что полтора года назад эта земля стоила 24 000 долларов за акр». С момента снижения цен на нефть акции многих американских компаний, считающихся вдохновителями «энергетической революции», потеряли в стоимости от 25 до 50 % по сравнению с максимумами, достигнутыми в середине 2014 года, и падение продолжается. О глубоком кризисе нетрадиционной нефтедобычи в Соединенных Штатах свидетельствуют и другие факты. Например, снижение количества выданных разрешений на бурение: по данным на конец 2014 года, было выдано почти вдвое меньше разрешений, чем годом ранее. Стремительно снижается и количество буровых: на начало 2015 года их общее количество достигло 1750, в то время как еще в сентябре 2014 года их число достигало 1931! Что особенно любопытно, в число месторождений — лидеров по сокращению буровых вошел один из флагманов отрасли, уже упоминавшийся Eagle Ford. Помимо американских нефтяников, проблемы изза снижения нефтяных котировок могут затронуть банковский сектор. Как известно, одним из столпов американской «сланцевой революции» стала доступность кредитов. Начиная с 2010 года энергетические компании США привлекли 550 млрд долларов в виде облигаций и займов, которые в результате падения рынка превратились в «мусорные». А чтобы привлечь новые кредиты, нефтедобытчики должны повышать свою капитализацию, то есть продавать акции, что ведет к еще большему падению их стоимости. По мнению аналитиков, это способно привести к серьезной буре в финансовом секторе Соединенных Штатов. Еще одними пострадавшими могут стать американские металлурги, специализирующиеся на трубопрокате. Например, американская сталелитейная корпорация U.S. Steel Corporation уже объявила о приостановке одного из заводов по производству труб для нефтегазовой промышленности. В неоплачиваемый отпуск было отправлено более шести сотен сотрудников. По словам руководства компании, остановка произошла из-за падения спроса на продукцию: бурение по сланцевым проектам сокращается ежедневно. Казалось бы, и в самом деле снижение цен на нефть крайне невыгодно самим американцам и что гипотетические политические выгоды от удара по России и Ирану совершенно не окупят финансовых потерь. Соответственно, американцам было не с руки играть на понижение. Но, если посмотреть с другой стороны, окажется, что сложившаяся ситуация сулит США и ряд выгод. Прежде всего, высокотехнологичная, а следовательно, достаточно энергоемкая промышленность Северной Америки получит хороший стимул к развитию в виде дешевых и доступных энергоносителей. Дешевая нефть пойдет на пользу и американской реиндустриализации, о необходимости которой не первый год твердят многие бизнесмены и политики. Благодаря

www.sokratis.it

Аналитика

www.arabianoilandgas.com

Нефть: падение продолжается?

недорогому топливу воспрянет американская автомобильная промышленность, переживавшая спад в результате падения спроса на неэкономичные машины. Как локомотив автопром потащит за собой многие смежные отрасли, в том числе и ту же металлургию. Да, добыча сланцевой нефти в США, скорее всего, приостановится — до поры до времени. Но крупные нефтегазовые компании и банки это переживут. А по мелким и средним особо плакать никто не будет: что поделать — издержки бизнеса. Тем более что, по мнению многих экспертов, сливки со сланцевых месторождений уже сняты — и в будущем отрасль ожидала лишь затяжная агония. В таком аспекте резкая заморозка сланцевых проектов может оказаться болезненным, но не самым плохим выходом из создавшегося положения. Так что Америку ни в коем случае не следует вычеркивать из числа кандидатов в организаторы «ценовых войн».

Восточная хитрость Согласно другой версии, падение цен на нефть — дело рук членов ОПЕК. И первую скрипку в процессе играют саудиты. Благо аналогичный опыт у них уже имеется: в декабре-марте 1985–86 годов демпинг со стороны этой восточной монархии опустил цену на нефть с 31,72 до 10,42 доллара за баррель. Хотя тогда арабы действовали с подачи американцев, решавших свои геополитические задачи в борьбе с СССР, они не оказались в накладе, так как в итоге стали лидерами нефтяного рынка. Сегодня же, по мнению многих специалистов, Эр-Рияд пытается свалить не Москву или Тегеран, а своего стратегического союзника — США. Собственно, это почти открыто подтвердили министр нефти и полезных

ископаемых Саудовской Аравии Али Аль-Наими и министр энергетики ОАЭ Сухейль Аль-Мазруи. В разное время и в разных местах они почти одними и теми же словами заявили, что главной причиной падения цен на нефть стала безответственная добыча некоторыми странами, не входящими в ОПЕК, некоторые из них — новички. Это более чем прозрачный намек на американских нефтяников, постоянно наращивавших добычу нетрадиционной нефти и начавших оказывать ощутимое давление на международный рынок. Недаром во время одного из последних саммитов ОПЕК многие члены этой организации выражали опасения в связи с насыщением рынка американской нефтью. Организация пообещала «изучить» проблему ценового соперничества с новым конкурентом из-за океана, а входящая в картель Нигерия и вовсе констатировала спад спроса на свое сырье (по качеству нигерийская нефть соответствует нефти, добываемой США на месторождении Bakken). Что интересно, подобный вариант развития событий независимо друг от друга предсказывали некоторые американские бизнесмены и специалисты. В частности, крупный инвестор Джордж Роджерс, известный тесными связями со структурами, принадлежащими Соросу, еще до ноябрьского заседания ОПЕК в Вене заявил: «Если бы я был ОПЕК и Россией, я бы увеличил квоты». По мнению Роджерса, эта мера «приведет к снижению цен на нефть и банкротству некоторых американских разработчиков сланцевой нефти, многие из которых набрали огромные деньги в долг». Примерно в том же духе высказывался Эд Хирс, преподаватель экономики Университета Хьюстона, член экспертного совета при Йеле: «Если ОПЕК надеется сохранить подобие своего ценового диктата, самое время резко нарастить добычу, обрушить цены, обанкротить мелких американских конкурентов и в долго№ 4 (24) 2014

Аналитика срочной перспективе отвоевать долю на рынке». Совместно с профессором Йельского университета Полом Макэвоем Хирс подсчитал: рост глобальной добычи на 1 млн баррелей в сутки может понизить мировые цены на 10 %, на 2 млн — на 20 %. «Если ОПЕК откажется снижать квоты на добычу в свете американской угрозы, компании из Штатов рискуют собственноручно разрушить свой бизнес», — констатировал Хирс. Его слова оказались пророческими: в начале января 2015 года компания из Техаса WBH Energy, занимавшаяся добычей сланцевых нефти и газа, заявила о банкротстве. Обеспокоенные американские аналитики утверждают, что WBH Energy лишь первая ласточка и что в ближайшие месяцы количество нефтяных компаний-банкротов в Соединенных Штатах будет расти. Тем более что «заклятые друзья» американцев из Персидского залива полны решимости сделать все для сохранения своего доминирующего положения на рынке. Как заявил тот же Али АльНаими в ответ на призывы снизить уровень добычи нефти Саудовской Аравией и другими странами, входящими в ОПЕК, ради стабилизации цен на нефть, «если Саудовская Аравия снизит производство, цены пойдут вверх, и русские, бразильцы и разработчики сланцев в США заберут нашу долю рынка». Потому, по словам министра, ОПЕК не станет снижать добычу даже при падении цены до 40 долларов за баррель. Вне всякого сомнения, это приведет к значительным убыткам и потребует от стран — членов ОПЕК громадных финансовых затрат и внутриполитических потерь. Простейший пример: бюджет Венесуэлы на 2015 год планировался из расчета 110 долларов за баррель, Бахрейна — 120 долларов за баррель, Саудовской Аравии — 80–100 долларов за баррель, ОАЭ — 80 долларов за баррель, Катара и Кувейта — около 60 долларов за баррель. Тем не менее, судя по всему, ОПЕК будет удерживать добычу на уровне, делающем добычу из сланцев разорительной. Ведь в случае успеха временные убытки участников ОПЕК компенсируются многолетним выигрышем, выражающимся в безоговорочном лидерстве и возможности ценового диктата.

Не радужные перспективы Приняв во внимание основные версии причин падения нефтяных котировок, следует признать, что и в том, и в другом случае цели предполагаемых игроков не могут быть достигнуты быстро. Значит, «эпоха дешевой нефти» продлится достаточно продолжительный период времени.

Для отечественных нефтяных компаний падение цен означает лишь отказ от сверхприбылей. Даже при относительно низкой стоимости нефти традиционные нефтедобытчики остаются в плюсе 34

Конечно, есть оптимистичные прогнозы. Так, к примеру, аналитики Saxo Bank предполагают, что за счет снижения уровня добычи в первом квартале 2015 года с 30 до 28,4 млн баррелей в сутки, обусловленного вынужденным сокращением объемов производства нефти в США, России, Иране и ряде других стран, мировые цены на нефть стабилизируются. Им вторят эксперты Deutsche Bank, считающие, что нефть подорожает до 87 долларов за баррель к февралю 2015 года, при условии, что ОПЕК все-таки примет решение о сокращении добычи. В частности, немцы полагают, что к этому ОПЕК вынудят рост объема добычи выше установленной квоты, укрепление курса доллара и понижение прогнозов по экономическому росту в мире. Сходного мнения с германскими коллегами придерживаются специалисты Bank of America Merrill Lynch. По их мнению, решающее слово остается за ОПЕК. Впрочем, учитывая настрой большинства членов этой организации и тот факт, что стоимость добычи нефти в Персидском заливе составляет порядка 6–10 долларов за баррель, демпинговать ведущие члены ОПЕК могут еще довольно долго. Поэтому, в краткосрочном периоде нефть марки Brent может подешеветь до 40 долларов за баррель. Это приведет к тому, что кому-то все-таки придется сокращать добычу: либо Саудовской Аравии, либо странам, не входящим в ОПЕК. Более правдоподобно выглядит прогноз Вальтера Зиммермана из американской компании United-ICAP, в свое время предсказавшего падение цен на нефть в 2014 году. По его мнению, дальнейшие снижение котировок будет исключительно эмоциональным решением, не имеющим отношения к спросу и предложению. Он отметил, что если цены упадут ниже 39 долларов за баррель, то они дойдут и до 30 долларов за баррель. В какой-то степени еще более пессимистично выглядят выкладки специалистов иранского информационного агентства ISNA. Проанализировав поведение ОПЕК с момента создания этой организации, они нашли определенное сходство в тактике, используемой этой организацией в разные годы. По мнению аналитиков ISNA, сейчас ОПЕК повторяет свой сценарий периода 1986–2004 годов, когда цена нефти колебалась от 21 до 48 долларов за баррель. Это дает иранцам основание предполагать, что и в этот раз ОПЕК под руководством саудитов может опустить стоимость барреля нефти примерно до 20 долларов. И продлится это до того момента, пока Саудовская Аравия не восстановит монопольную власть ОПЕК. В этом случае Саудовская Аравия сможет контролировать большую часть перспективного азиатского рынка, а стоимость барреля нефти зафиксируется в промежутке от 50 до 120 долларов. В случае же проигрыша ОПЕК, по мнению иранских аналитиков, ценообразование вернется к конкурентной основе и в ближайшее десятилетие не превысит 50 долларов за баррель. Согласно прогнозу Международного энергетического агентства (МЭА) цены на нефть могут продолжить падение. «Баланс спроса и предложения указывает на то, что цены продолжат свое снижение в январемарте 2015 года. Усиливается давление на ОПЕК по вопросу сокращения добычи», — говорится в обзоре, выпущенном агентством. По оценке МЭА, потребление нефти в первом квартале 2015 года сократится на 1 % — до 92,6 млн баррелей в сутки.

12-13 марта 2015 Москва

lngrussiacongress.com

yamaloilandgas.com

georazvedkaforum.com

westsiberiaoilandgas.com

oilterminal.org

Россия: перспективы

Все будет хорошо?

Мировые цены на нефть восстановятся и к концу 2015 года составят 80–90 долларов за баррель, заявил в интервью Bloomberg известный предприниматель Марк Мобиус, председатель одного из крупнейших инвестфондов США Franklin Templeton Investments. Комментируя вопрос относительно того, кто теряет от обесценивания нефти, а кто выигрывает, Мобиус сказал: «Для многих стран, таких как Нигерия, сложилась критическая ситуация, так как продажа нефти составляет основу их валютных доходов. В целом наибольшие потери от падения цен на нефть зафиксируют государства Африки. А выиграют в основном страны Азии, за исключением Индонезии. Для таких государств, как Китай или Индия, низкие нефтяные цены являются благом». Касаясь ситуации, которая сложится на мировом нефтяном рынке после завершения нынешней фазы быстрого обесценивания цен на нефть, Мобиус подчеркнул, что многое зависит от того, каким образом будут развиваться события в США в секторе добычи сланцевой нефти. «Уже сейчас многие производители этой нефти потеряли рентабельность и не смогут воспользоваться будущим ростом нефтяных цен», — заметил он.

«Цены на нефть останутся у минимумов. Существуют вопросы относительно предложения, и ОПЕК не собирается сокращать производство, в то время как США продолжают добывать нефть», — заявил агентству Bloomberg главный инвестиционный директор Аyers Alliance Securities в Сиднее Джонатан Барратт. С ним соглашаются эксперты нефтегазового концерна Eni, полагающие, что цены на нефть останутся низкими в течение всего 2015 года. Всемирный банк 7 января опубликовал выдержки из доклада, в котором оценивается ситуация на нефтяном рынке. Главный вывод экспертов: роста цен на нефть в ближайшем будущем не предвидится. По мнению экспертов банка, 2015-й станет годом низких цен на нефть, а в 2016-м они вырастут лишь незначительно. Это обстоятельство ставит под угрозу разведку и освоение новых месторождений, включая сланцевые, а также добычу черного золота на морском шельфе. 36

Как все это отразится на нефтегазовом секторе РФ и экономике страны в целом? В докладе аналитиков Всемирного банка говорится, что снижение цен на нефть станет серьезным вызовом для стран — экспортеров нефти, и прежде всего для России, Ирана и Венесуэлы. В аналогичном прогнозе ОПЕК утверждается, что Россия будет вынуждена сократить добычу нефти. Действительно, уже в ноябре «Роснефть» объявила об уменьшении объема добычи на 25 000 баррелей в сутки. По словам Игоря Сечина, это было продиктовано повышением эффективности добычи и повышением эффективности для акционеров компании, а также условиями сбыта на рынке. Тогда же глава «Роснефти» заявил, что текущие цены на нефть не является критичными. «Мы можем передвинуть сроки реализации тех или иных капиталоемких проектов. Конечно, это отразится на общем уровне предложения нефти», — подчеркнул Сечин. Действительно, для отечественных нефтяных компаний падение цен, по большому счету, означает лишь отказ от сверхприбылей. Даже при относительно низкой стоимости нефти традиционные нефтедобытчики остаются в плюсе. Тем более что доход они получают в укрепившейся относительно рубля валюте. Основной урон от падения нефтяных котировок понесет экономика государства. Бюджет Российской Федерации создавался исходя из стоимости нефти 96 долларов за баррель. По распоряжению президента Владимира Путина, Минфин и Минэкономразвития должны были разработать новый вариант бюджета, исходя из цен 60 и 40 долларов за баррель. Также правительство РФ пытается определить масштабы сокращения расходов. В частности, президентом было поручено «обеспечить сокращение в 2015–2017 годах расходов федерального бюджета ежегодно не менее чем на 5 % в реальном выражении, за исключением расходов на национальную оборону и национальную безопасность, за счет снижения неэффективных затрат». «Россию ожидают непростые времена, — утверждает руководитель направления «Финансы и экономика» Института современного развития Никита Масленников. — В последнее время все больше трейдеров при покупке фьючерсов ставят на цену 40 долларов за баррель. Это значит, мировой рынок нефти настроился на понижение. Я не исключаю, что уже через две-три недели мы увидим цену на нефть именно в 40 долларов. Видимо, это будет пределом падения — ниже просто никто не играет. Такое падение продлится, очевидно, недолго — полторы-две недели. Потом возникнет довольно сильный отскок — возможно, до 70 долларов за баррель. Далее тренд сложится на понижение, но волатильность рынка будет аномально высокой. Если мой прогноз верен, среднегодовая цена на нефть по 2015 году должна составить около 60 долларов за баррель. Некоторые говорят о „вилке“ 55–60 долларов, другие — о 60–65. В любом случае это ниже значений, которые закладывались в бюджет РФ — 2015».

www.scanvine.com

Аналитика

www.gazprom.com

Аналитика

«ГАЗПРОМ НЕФТЬ»: ПОЛЕТ НОРМАЛЬНЫЙ « Га з п р о м н е фт ь » в о ч ер е д н о й ра з п о д т в ерд и л а с в о й с тат ус о д н о й из кр у пнейши х и быс т р орас т у щ и х нефт ега зовы х комп а ний Р о ссии. Д а же в конце минувшего год а, с тавшего не с амым уд ачным д ля мног их нефтяников, компания не снизи ла темпов ра звития.

Бирг Г. В. а н а л и т и к, со д и р ек то р а н а л и т ич ес ко г о отд е л а « И н в ес т к аф е »

а фоне компаний, несущих убытки от падения цен на черное золото, «Газпром нефть» сумела порадовать своих акционеров сообщением о том, что в конце ноября на месторождении Badra в Ираке было выполнено базовое условие для перехода на этап, позволяющий инвесторам начать компенсацию понесенных затрат: в течение 90 дней объем сдачи сырья в магистральный нефтепровод составлял не менее 15 000 баррелей в сутки.

«Газпром нефть» обладает тридцатипроцентной долей в проекте Badra и является его оператором. Запасы месторождения оцениваются в 121 млн тонн, однако поставить их на баланс в отличие от запасов курдистанских месторождений, где «Газпром нефть» работает по соглашению о разделе продукции, компании не удастся. Напомню, что в Ираке НК работают по техническим сервисным контрактам, согласно которым они сначала компенсируют инвестиции и затраты на проект, после

«Роснефть» определилась со стратегией

чего получают фиксированную компенсацию за баррель добытой нефти. Компенсация «Газпром нефти» составит 5,5 доллара за баррель. Ожидается, что добыча нефти и конденсата на Badra составит на пике к 2016 году порядка 11 млн тонн в год. Этот уровень добычи предполагается удерживать в течение семи-восьми лет. До конца текущего года планируется приступить к увеличению мощности пункта сбора нефти с 60 000 до 120 000 баррелей в сутки, то есть до 6 млн тонн в год. В этой ситуации весьма положителен тот факт, что «Газпром нефть» компенсирует инвестиции в проект, независимо от динамики цен на нефть. Учитывая, что черное золото существенно подешевело в последнее время, можно предположить, что, как и в случае с «Лукойлом», разрабатывающим Западную Курну — 2, «Газпром нефть» будет получать от иракской государственной SOMO больший объем компенсационной нефти для того, чтобы российская компания смогла вернуть понесенные затраты. Важно, что компенсация в размере 5,5 доллара за баррель также не зависит от цен на нефть на мировых рынках, что делает участие в иракском проекте своего рода хеджем от снижения цен на сырье. Во-вторых, в дальнейшем «Газпром нефть» сможет поставлять большие полученные в Ираке объемы нефти в Европу для переработки на собственных НПЗ, как это делает тот же «Лукойл». В Сербии «Газпром нефть» владеет 56,15 % компании NIS, которой в свою очередь принадлежит два НПЗ общей мощностью порядка 7 млн тонн нефти в год. Через NIS «Газпром нефть» контролирует сеть из более 330 АЗС в Сербии, а также владеет сетью АЗС из более чем 55 штук под брендом «Газпром» в Сербии, Боснии и Герцеговине, Болгарии и Румынии. В планах «Газпром нефти» значится увеличение числа АЗС под брендом «Газпром» на Балканах до 250 штук к концу 2015 года. К слову, в свете снижения цены на нефть маржа переработки в Европе начала расти. Ее индикативный размер увеличился с 6,6 доллара за тонну в первом квартале 2014 года до 10,9 доллара за тонну во втором квартале и до 29,9 доллара за тонну в третьем. Поскольку цены на нефть в четвертом квартале продолжили снижаться и будут находиться на низком уровне и дальше, можно рассчитывать, что переработка нефти в Европе останется привлекательным каналом монетизации сырья.

Нефть месторождения легкая, а газ — с низким содержанием сероводорода. В то же время месторождение имеет сложное геологическое строение, что может повысить стоимость его разработки. Логично предположить, что после начала добычи месторождение необходимо будет соединить нефтепроводом с КТК для поставки нефти на экспорт через порт Новороссийска. К тому времени, как сырье начнут добывать на Великом, пропускная мощность нефтепровода будет расширена до проектных 67 млн тонн. Добытый

В дальнейшем «Газпром нефть» сможет поставлять большие полученные в Ираке объемы нефти в Европу для переработки на собственных НПЗ, как это делает тот же «Лукойл»

gazprom-neft.ru

«Газпром нефть» созрела для Великого Не забывает компания и об отечественных месторождениях. В начале зимы Минприроды сообщило, что структура, близкая к «Газпром нефти», приобрела контрольный пакет ЗАО НГК АФБ, владеющего лицензией на освоение Тамбовского участка, расположенного в Астраханской области. Месторождение Великое было обнаружено нефтегазовой компанией АФБ в 2012 году. Тогда предварительная оценка извлекаемых запасов нефти месторождения составляла 42,3 млн тонн. В ходе проведения доразведки для подтверждения запасов и изучения месторождения геологи надеялись подтвердить оценку запасов в 140 млн тонн нефти (по категории С2) и 40 млрд куб. м газа. Однако результаты ГРР позволяют говорить о существенно больших запасах: они, судя по последним данным, достигают 300 млн тонн нефти (С2) и 90 млрд куб. м газа. № 4 (24) 2014

Запасы Долгинского месторождения, расположенного на шельфе Печорского моря, оцениваются в более чем 200 млн тонн нефтяного эквивалента. Начало добычи запланировано на 2020 год

запасы нефти превышают 70 млн тонн. Тот факт, что месторождению может быть придано федеральное значение, повышало вероятность особенного интереса к участию в его разработке государственных компаний. И «Газпром нефть», работающая в близлежащих регионах, заинтересованная в расширении ресурсной базы, еще ранее называлась в качестве одного из наиболее вероятных претендентов на участие в его разработке. Учитывая размер запасов месторождения, качество его сырья и некоторые сложности в разработке, стоимость актива можно оценить примерно в 1,5–1,7 млрд долларов.

«Газпром нефть» + PetroVietnam

газ, скорее всего, будет продаваться «Газпрому» и поставляться в ГТС России. Подобная схема сбыта добытого сырья схожа с той, которая будет применяться при разработке шельфовых месторождений Каспия «Лукойлом». Нефть с Великого газпромовская «дочка», скорее всего, будет поставлять в Сербию, где компания, как уже говорилось, владеет НПЗ и сетью АЗС. Розничные продажи топлива через АЗС на Балканах показывают двузначные темпы роста, и «Газпром нефть» намерена и далее развивать это направление. Кроме того, сравнительно недавно «Газпром нефть» приобрела румынскую Marine Bunker SA, которая работает в порту Констанца и активно развивает бункеровочный бизнес в акватории Черного моря. Согласно закону «О недрах», Великое месторождение можно причислить к «участкам недр федерального значения», так как его 40

«Газпром нефть» привлечет PetroVietnam к разработке Долгинского месторождения. «Газпром нефть» планирует оставить за собой контрольный пакет в СП, которое, вероятно, будет создано под этот проект. Руководители двух компаний подписали соглашение о начале эксклюзивных переговоров по этому вопросу. В течение полугода у вьетнамской стороны будет возможность изучить соответствующую документацию. Ранее «Газпром нефть» заявляла о том, что рассчитывает определиться с выбором партнера в 2015 году. Запасы Долгинского месторождения, расположенного на шельфе Печорского моря, оцениваются в более чем 200 млн тонн нефтяного эквивалента. Начало добычи запланировано на 2020 год, а к 2026-му планируется достичь пика добычи на уровне 4,8 млн тонн нефти в год. В условиях действия западных санкций, ограничивающих доступ российских нефтегазовых компаний к технологиям, необходимым для освоения шельфовых месторождений и долгосрочному финансированию, привлечение партнера к освоению Долгинского месторождения позитивно для «Газпром нефти». Газпромовской нефтяной «дочке» необходим финансовый партнер, который разделил бы с ней технологические риски. «Газпром нефть» также заключила соглашение о поставках нефти на вьетнамский НПЗ «Зунг Куат» (Dung Quat). Его мощность составляет 140 000 баррелей в сутки, или порядка 7 млн тонн нефти в год. В планах Вьетнама увеличить мощность завода более чем на 40 %, до 200 000 баррелей в сутки (10 млн тонн в год) к концу 2017 года, а также подготовить НПЗ к переработке, в том числе и более дешевой сернистой нефти из России, Ближнего Востока и Венесуэлы. Для того чтобы найти необходимое для этого финансирование, страна рассматривает возможность продажи 49 % НПЗ иностранному инвестору. Стоимость строительства НПЗ составила порядка 3,1 млрд долларов, в то время как необходимые инвестиции в его модернизацию и расширение мощности оцениваются примерно в 1,2 млрд долларов. Власти страны собираются дать добро на покупку доли в НПЗ той компании, которая возьмет на себя обязательства по снабжению его сырьем. Заключение долгосрочного контракта на поставку нефти само по себе позитивно, однако может заставить «Газпром нефть» приобрести долю в низкорентабельном бизнесе в условиях, когда свободный денежный поток компании под давлением.

gazprom-neft.ru

Аналитика

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ Не д авно фра за, ск а занна я в XIX веке банкиром Натаном Ротши ль дом, « К то в л а дее т инф орм а цией, тот в л а дее т мир ом » еще ос та ва л ась а кт уа льной. Сейч ас, н а мой взгля д, ее необходимо дополнить: в л а дее т миром тот, к то успевае т эт у информацию обрабатывать и де лае т это быс трее дру г их. Поэтому главными в сегодняшней гонке за информацией с тановятс я информационные технолог ии и те компании, которые наиболее успешно с у ме ли вне дрить и использовать эти информационные технолог ии. Кошелев А. В. г ен ера л ь н ы й д и р ек то р ООО « Г ео п р о ек тс т р о й »

Филатов Д. А. гл а в н ы й с п ец и а л и с т отд е л а и н ф о р м а ц и о нн ы х

Берлин М. А.

т е х н о л о г и й ЗАО « Н ИПИ „Ин ж Г ео“»

д. т. н., п р о ф ессо р, у ч ен ы й с ек р е та р ь ЗАО « Н ИПИ „Ин ж Г ео“»

Смоляный И. А.

Чернышев Е. К.

„Ин ж Г ео“»

н ач а л ь н и к т е х н о л о г ич ес ко г о отд е л а ЗАО « Н ИПИ н ач а л ь н и к отд е л а и н ф о р м а ц и о нн ы х т е х н о л о г и й ЗАО « Н ИПИ „Ин ж Г ео“»

Дроздецкая О. А.

Зеленская Е. А.

ООО « Г ео п р о ек тс т р о й »

з а м ес т и т е л ь н ач а л ь н и к а отд е л а м а р к е т и н га и н ж ен ер п ер в о й к ат ег о р и и т е х н о л о г ич ес ко г о отд е л а ЗАО « Н ИПИ „Ин ж Г ео“»

роектирование магистральных трубопроводов — сложная и трудоемкая работа, требующая много времени, знаний и детальных расчетов. Для сокращения времени проектирования и повышения качества проектносметной документации группа специалистов ЗАО «НИПИ „ИнжГео“» и ООО «Геопроектстрой» (ООО «ГПС») решила создать систему автоматизированного проектирования (САПР) на примере автоматизации расчетов и проектирования магистральных трубопроводов с последующей выдачей задания смежным отделам. Предпосылками данной идеи и ее реализации стали огромное количество выполняемых расчетов и их особая категория сложности, поиск оптимальных решений, включающих в себя: минимизацию трудозатрат по расчетам, улучшение качества проектных работ, сокращение времени на обработку данных и выдачу заданий смежным отделам. В итоге рабочая группа в составе: Берлина М. А., доктора технических наук, профессора, ученого секретаря; Чернышева Е. К., начальника отдела информационных технологий; Филатова Д. А., главного специалиста отдела информационных 42

технологий; Смоляного И. А., начальника технологического отдела ЗАО «НИПИ „ИнжГео“» и Зеленской Е. А., инженера 1-й категории технологического отдела ЗАО «НИПИ „ИнжГео“» составила блок-схему системы проектирования магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов, которая позволяет осуществлять поиск оптимальных решений для каждого участка работы. Во-первых, рабочей группой было полностью оптимизировано проведение комплекса гидравлических расчетов при стационарном режиме перекачки нефти и нефтепродуктов. До этого комплекс гидравлических расчетов при установившемся режиме перекачки производился вручную, на что требовалось большое количество времени и трудозатрат специалистов. Сейчас все расчеты делаются автоматически: за 15 минут работы в программе можно просчитать 4,5 миллиона вариантов для проектирования сложного трубопровода с двумя и более отводами по трассе. Помимо гидравлического расчета, программа производит расчет толщины стенки трубопровода и подготовку данных для расчета нестационарных процессов, автоматизирует комплекс

Информационные технологии для проектирования магистральных трубопроводов

расчетов при переходе трубопроводом естественных и искусственных препятствий и выполняет передачу заданий смежным подразделениям. Автоматизация комплекса расчетов позволила осуществить: - получение оптимального варианта прокладки трубопровода с учетом стоимости материала трубы в кратчайшие сроки при заданных условиях; - автоматическое построение эпюр рабочего давления, предусматривающих ликвидацию самотечных участков по трассе трубопровода; - подготовку комплекса исходных данных для передачи на расчет нестационарных режимов перекачки нефти и нефтепродуктов; - комплексный расчет толщины стенки на всей протяженности трубопровода с учетом сейсмичности района его прокладки; - комплексный расчет мероприятий при пересечении трубопроводом естественных и искусственных препятствий (расчет толщины стенки защитного футляра на переходах трубопровода через а/д и ж/д дороги, расчет параметров трубопровода при протаскивании его методом ННБ и пр.). В итоге рабочая группа получает полный комплекс всех необходимых результатов расчетов трубопровода в нескольких вариантах и с конечной стоимостью продукта. Во-вторых, рабочая группа произвела анализ возможности автоматизации расчетов нестационарных процессов. До настоящего времени в компаниях не было программного обеспечения для расчетов нестационарных процессов. Выполнение таких расчетов производилось организациями на субподряде в соответствии с выданным техническим заданием. Более того, в связи с отсутствием программного обеспечения для расчета нестационарных процессов, верифицированного на реальных объектах, были случаи отказа ОАО «АК „Транснефть“» от заказа на выполнение расчетов даже при участии субподрядной организации. Рабочая группа по автоматизации проектирования трубопроводов провела анализ решений для расчета нестационарных процессов, рассмотрела верифицированные и неверифицированные, отечественные и зарубежные программные продукты. В итоге специалисты остановили свой выбор на отечественном продукте, который аттестован на соответствие методике расчетов нестационарных режимов работы магистральных трубопроводов, верифицирован на реальных объектах. Результаты ее тестирования нашими специалистами сопоставимы с результатами аналогичных расчетов, произведенных ранее в других программных комплексах. Тот факт, что модель создана отечественной компаниейразработчиком, играет немалую роль в современной геополитической ситуации. В-третьих, рабочая группа произвела анализ возможности оптимизации процесса разработки планов и профилей трубопровода. До настоящего времени с 2007 года ЗАО «НИПИ „ИнжГео“» и ООО «ГПС» для выполнения проектно-изыскательских работ по линейной части магистральных трубопроводов использовали программное обеспечение ООО «Юнисервис» (г. Львов, Украина). Было принято решение рассмотреть альтернативные программные продукты и их возможности. Анализ сторонних продуктов для автоматизации проектно-изыскательской деятельности по линейной части магистральных трубопроводов состоял из следующих этапов:

- составление перечня потребностей от отделов; - отправка перечня поставщикам, компаниям-разработчикам; - обобщение результатов, полученных от поставщиков; - составление карты покрытия потребностей. По результатам проведенного анализа лучшим было признано программное обеспечение «СПЛИТ» ЗАО «НЕОЛАНТ», включающее в себя следующие программные комплексы: 1. «СПЛИТ. ИЗЫСКАНИЯ» — предназначен для ввода изыскательских данных, необходимых для выполнения проекта. 2. «СПЛИТ. ГЕОЛОГИЯ» — предназначен для ведения базы данных результатов бурения инженерно-геологических скважин, автоматического формирования инженерно-геологического разреза и колонок скважин. 3. «СПЛИТ. ТРУБОПРОВОДЫ» — предназначен для автоматической укладки проектной линии трубопровода на профиле в заданном коридоре глубин. После проведенной презентации продукта специалистом ЗАО «НЕОЛАНТ» для представителей отделов, участвующих в проектно-изыскательских работах по линейной части магистральных трубопроводов, было принято решение о проведении тестирования программного комплекса «СПЛИТ». Тестово-эксплуатационный период «СПЛИТ» 3.76 продолжался с 16 июня по 28 июля 2014 г. В итоге было выявлено множество преимуществ программного

Созданная рабочей группой система проектирования магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов позволила автоматизировать и значительно повысить качество на всех этапах проектирования, одновременно сократив сроки работ комплекса «СПЛИТ» по сравнению с текущим программным продуктом «Трубопровод-2012». Кроме технических преимуществ отмечено то, что «СПЛИТ» стоит дешевле и является российским продуктом. В новой версии «СПЛИТ» планируется реализовать функцию автоматической прокладки трубопровода на профиле с учетом геологии, а именно усовершенствовать процесс оптимизации по стоимости при автоматической прокладке трубы, включив в него учет стоимости разработки грунта в зависимости от его типа. Созданная рабочей группой система проектирования магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов позволила значительно автоматизировать и улучшить, ускорить и повысить качество на всех этапах проектирования. В дальнейшем предполагается разработать САПР для всех основных проектных отделов и на основании этого попытаться сделать САПР для организации. В век информационных технологий необходимо постоянно совершенствовать и оптимизировать программные разработки. Именно те компании, которые будут ежесекундно отслеживать инновации, смогут быть на гребне информационной волны в любой отрасли. То, что еще двадцать лет назад делалось месяцами и вручную, сегодня решается за секунду одним лишь нажатием клавиши. И на этом прогресс не останавливается… № 4 (24) 2014

Персона

НАТАЛЬЯ ИВАНОВА: «ГЛАВНОЕ — ГРАМОТНО ОРГАНИЗОВАТЬ РАБОТУ» Ната лья Иванова, нача льник отде ла вычис лений и к амера льной обработки ооо « Г еопроектс трой » (ООО « Г ПС »), прош ла долгий и интересный профессиона льный пу ть. Приобре тенный опыт нау чи л ее ценить с амоорганизацию, инициативнос ть и у ва ж ение к чу жому труду.

Наталья Иванова: «Главное — грамотно организовать работу»

Б ес е до в а л

Ф ото г раф

Алиев С. Т.

Тарасова Ю. В.

— Наталья, вы рассказывали, что родились на Чукотке, в известном горняцком поселке Алискерово. Чем он знаменит?

была связана больше с административно-правовыми вопросами, нежели с настоящими вычислениями. Поэтому, когда в 2000 году я поступила на работу в ЗАО «НИПИ „ИнжГео“», была просто счастлива окунуться в любимую стихию.

— Тем, что на полигонах этого прииска начала работать первая в мире заполярная драга. А в 1977 году во время промывки золотоносного песка там нашли знаменитый метеорит Алискерово (железный, октаэдрит, 58,4 кг). Кстати, поселок назван в честь геолога Азиза Хаджиевича Алискерова, отдавшего много лет разведке и освоению природных богатств северо-востока страны. — Трудно было жить на Крайнем Севере?

— Я там родилась, поэтому воспринимала все как должное: суровые климатические условия, дикую природу, полярные дни и полярные ночи. Жизнь на севере привила мне любовь к зимним видам спорта. И сейчас я всегда нахожу время для поездки в горы, чтобы покататься на сноуборде. — Вы сразу решили связать свою профессиональную жизнь с геодезией?

— Чтобы не расставаться после школы с любимыми предметами — географией, геометрией и астрономией, — я поступила в Краснодарский архитектурностроительный техникум на специальность «прикладная геодезия». Честно говоря, ни разу в жизни не пожалела о сделанном выборе. — Учиться было тяжело?

— Нет. У меня с детства был повышенный интерес к географическим картам — они меня просто завораживали. Я могла разглядывать их часами, а атлас мира был моей настольной книгой. Поэтому изучать методы передачи и отображения трехмерной модели местности на плоскость было для меня поистине увлекательно. Училась я с большим удовольствием и по окончании получила красный диплом. Правда, в середине девяностых найти работу по специальности было проблематично. Поэтому профессиональные навыки я смогла применить лишь через несколько лет после окончания техникума. А высшее образование получала, совмещая учебу с трудовой деятельностью. — Чем вы занимались на своей первой работе?

— В Северском земельном комитете я в основном занималась оформлением кадастровых дел. Честно говоря, работа мне не очень нравилась, поскольку она

— Сложно было устроиться в компанию?

— Было непросто. После первого собеседования мне поставили задачу освоить компьютер. К установленному сроку я прошла платные обучающие курсы. Дата повторного собеседования была определена, но к тому времени я сломала ногу, и, чтобы попасть на встречу, пришлось снять гипс. Когда я пришла на второе собеседование, директор был очень занят и меня попросили подождать. В итоге я прождала десять часов. Когда директор вышел и увидел меня ждущей на проходной, он сказал, что так настойчиво к нему на работу еще никто не просился и что такие бойцы ему нужны. — Вы быстро освоились в новом коллективе?

— В коллективе было много новых сотрудников, ведь организация тогда расширялась. Тем не менее первое время было немного не по себе, ведь тогда в отделе камеральной обработки я была самой молодой и неопытной. Я с восхищением смотрела на старших товарищей, и мне очень хотелось им соответствовать. Освоиться в новом коллективе и понять азы новой для меня работы мне помогла Людмила Ларина. На тот момент она стала моим главным наставником — как в профессиональной сфере, так и в жизни. — Помните вашу первую командировку?

— Конечно, такое испытание боем трудно забыть. Буквально через полгода после начала работы меня отправили в командировку в поселок Песчаные Ко-

Очень важно, чтобы человек мог самостоятельно оценить свои силы и возможности и грамотно выстроить план выполнения той или иной задачи. Чаще всего это умение приходит с опытом № 4 (24) 2014

Персона выли, это под Казанью. У наших субподрядчиков, работавших там, не было электронных тахеометров, поэтому мне передавались только полевые журналы, куда были занесены все измерения приборов. Передо мной была поставлена задача обработать, проверить, уравнять и затем с помощью специальной компьютерной программы создать цифровую модель местности. Проблема заключалась в том, что я тогда не особо разбиралась в этой программе, знала только азы. На месте же спросить было не у кого, ведь все мои учителя и наставники оставались в Краснодаре. Поэтому, когда мне сообщили о командировке, я была шокирована возложенной на меня ответственностью. На мое возражение, что я могу не справиться, начальник нашего отдела просто сказала: «Вы со всем справитесь и разберетесь. А та информация, которую вы извлечете самостоятельно, запомнится на всю жизнь». Она оказалась права. Я справилась, и эта командировка научила меня очень многому и значительно повысила мой профессиональный уровень и уровень моей самооценки как специалиста. — А в дальнейшем в ходе работы много специальных компьютерных программ приходилось осваивать?

— Да. Более того, в 2004–2005 годах удалось принять участие в создании одной из программ, входящих в программный комплекс «Трубопровод». В то время для построения продольных профилей нам приходилось использовать несколько программ. Сложность состояла еще и в том, что процесс редактирования был практически невозможным: чтобы внести изменения, требовалось много ручной работы, что в свою очередь увеличивало время на обработку данных. Мне предложили поучаствовать в процессе автоматизации камеральных работ и подумать над тем, как можно максимально ускорить процедуру построения профилей. Я начала плотно общаться со специалистами, работавшими над программой, и в процессе совместной работы стали появлялись новые идеи, что можно автоматизировать. С каждым разом программа совершенствовалась. Тестируя новые версии, я радовалась полученным результатам и ждала, когда же мы сможем внедрить это в производство. Было решено испытать наше детище на объекте Нефтепроводная система «Восточная Сибирь — Тихий океан» (ВСТО). И хотя у руководства были сомнения по поводу использования новой необкатанной технологии в большом проекте, я была уверена в ней. В результате мы не ошиблись и сэкономили время на автоматическом построении профилей и создании ведомостей. Сейчас мы используем большое количество компьютерных программ, которые позволяют нам ускорить процесс обработки, расчетов и повысить качество камеральных работ. Вообще, в век прогрессивных технологий мы не позволяем себе стоять на месте: постоянно осваиваем что-то новое. Например, в настоящий момент углубленно изучаем и внедряем технологию лазерного сканирования для создания топографических планов. Если раньше мы выполняли только их построение по готовым исходным материалам, то сейчас осуществляем весь цикл работ: от воздушного лазерного сканирования с обработкой данных (уравнивание, трансформирование и классификация массива лазерных точек, полученных 46

при сканировании местности, создание ортофотопланов и растровых моделей) до конечного результата. — Вы можете в нескольких словах описать суть вашей работы?

— Если предельно упростить, то мы занимаемся обработкой данных, полученных в процессе полевых измерений методом инструментальной съемки либо методом лазерного сканирования. По этим данным мы создаем топографические планы, на которые наносится геологическая, гидрологическая информация, информация о землепользователях. По линейным объектам выполняем трассирование.

— Расскажите, пожалуйста, об этом немного подробнее.

— Камеральное трассирование — это прокладывание линейных объектов на топографическом материале. Это могут быть газопроводы, нефтепроводы, линии электропередач, кабели, автодороги. Все они прокладываются в зависимости от заданных характеристик, с учетом определенных норм и СНиПов. Мы выбираем положение трассы, исходя из рельефа местности, наличия естественных и искусственных препятствий: нужно учитывать многие факторы, чтобы избежать удорожания проекта. Впоследствии по трассе строится продольный профиль, на который наносятся геологические, геофизические и гидрологические данные. Составляются ведомости землепользователей, угодий и лесорасчистки, пересекаемых естественных и искусственных препятствий, создаются необходимые приложения. Результат нашей работы — технические отчеты по инженерным изысканиям, формирующиеся в соответствии с нормативными документами и требованиями заказчика. Подготовленные нами документы впоследствии ложатся в основу разработки проекта строительства самого объекта. — Назовите, пожалуйста, самые значимые объекты, в создании которых вы принимали участие.

— Трубопроводная система «Восточная Сибирь — Тихий океан» (ВСТО), «Балтийская трубопроводная система» (БТС), магистральный газопровод «Сахалин — Хабаровск — Владивосток», магистральный газопровод «Южный поток». Каждый раз, когда название одного из этих объектов мелькает в новостях, я испытываю чувство гордости за то, что на этих трубопроводах есть километры, которые я лично трассировала и принимала участие в подготовке материалов, необходимых для воплощения этих масштабных проектов. — Какой объект стал для вас наиболее сложным и интересным?

— Наверно, это работа по расширению трубопроводной системы «Восточная Сибирь — Тихий океан». В 2006 году я стала руководителем группы камеральной обработки ООО «ГПС», и для меня было очень важно, чтобы и я как руководитель, и мои подчиненные справились с такой сложной задачей. Ведь работа шла очень напряженная: нам приходилось задерживаться допоздна, иногда даже до утра. Как обычно бывает во время работы на таких крупномасштабных проектах, нас постоянно поджимали сроки, да и разница во времени с нашими субподряд-

Персона

Когда директор вышел и увидел меня ждущей на проходной, он сказал, что так настойчиво к нему на работу еще никто не просился и что такие бойцы ему нужны

чиками тоже создавала дополнительные препятствия в работе. Эту проверку боем прошли все мои воспитанники. Сегодня это закаленные «бойцы», за чье профессиональное будущее я совершенно спокойна. — Вам трудно дался переход от исполнителя к руководителю?

— Когда мне предложили возглавить группу, я без колебаний согласилась. И дело было не в материальной заинтересованности: для меня это был очередной рубеж, который было очень интересно преодолеть. Хотелось организовать работу так, чтобы с минимальными усилиями прийти к максимальному результату. Хотелось создать слаженную команду, вырастить грамотных специалистов. Поэтому я охотно делилась знаниями и опытом с молодыми специалистами и всячески старалась помогать им развиваться в профессиональном плане. — Что самое сложное в работе руководителя?

— Сейчас у меня в подчинении двадцать человек, и мне приходится рассчитывать не только свои силы, но и учитывать возможности своих людей. Главное для меня сейчас — грамотно организовать работу, правильно расставить приоритеты и, в случае необходимости, вовремя их подкорректировать. Ведь конечная цель — эффективное выполнение задачи: в срок и без ущерба качеству. — Какие качества вы больше всего цените в подчиненных?

— Профессионализм, ответственность и организованность. Это очень важно, чтобы человек мог самостоятельно оценить свои силы и возможности и грамотно выстроить план выполнения той или иной задачи. Чаще всего это умение приходит с опытом. Как руководитель я высоко ценю стремление людей развиваться, а еще — умение работать в команде. Мне нравится уважительное отношение подчиненных к труду сотрудников смежных отделов. — Как вы оцениваете уровень знаний молодых специалистов, приходящих работать в компанию?

— У меня работают несколько молодых специалистов, и их уровнем знаний, подходом к решению поставленных задач и самоотдачей в работе я вполне довольна. На мой взгляд, всегда есть студенты, которые хотят учиться и становятся в результате хорошими специалистами. — Хотели бы вы, чтобы дети пошли по вашим стопам и стали инженерами?

— Хороший вопрос. Дело в том, что это уже случилось: моя старшая дочь оканчивает учебу в Краснодарском архитектурно-строительном техникуме по специальности «прикладная геодезия». — Вы как-то повлияли на ее выбор?

— Нет. Учитывая то, что шестеро членов нашей семьи работают по этой специальности, она имела полное представление о профессии и принимала решение совершенно самостоятельно. — Что бы вы могли пожелать начинающим специалистам?

— Стремиться познавать новое и не останавливаться на достигнутом! 48

Персона

Виталий Жук: «Буровиками не рождаются»

ВИТАЛИЙ ЖУК: «БУРОВИКАМИ НЕ РОЖДАЮТСЯ» У нивер с а лы шир окого пр о фи ля — та к мож но ох а ра к теризовать ра б отников у ч ас тк а бу ровых работ компании ООО « Г еопроек тс трой ». К ак расск а за л нача льник этого подра зде ления Вита лий Жук, окончив у чебу на автомоби льно -дорож ном фак ультете Ку бГТ У, он и не пре дполага л, что ему дове де тс я принимать у час тие в с амых г ромких с тройк а х нашей с траны.

Б ес е до в а л

Ф ото г раф

Алиев С. Т.

Тарасова Ю. В.

— До прихода в компанию ООО «Геопроектстрой» (ООО «ГПС») я больше десяти лет проработал в автобусном парке Краснодара, где прошел путь от инженера до начальника эксплуатации. Затем некоторое время трудился в муниципалитете. В ООО «ГПС» пришел в 2010 году. К специфике работы привык достаточно быстро: транспорт есть транспорт — что пассажирский, что грузовой, что специальный. Принципы организации работы примерно одинаковы. А если чего-то не понимал, то без всякого стеснения спрашивал у более опытных сотрудников. На мой взгляд, если ты чего-то не знаешь или не понимаешь — лучше честно в этом признаться и учиться, изучать вопрос самому и спрашивать у опытных людей, даже если это твои подчиненные. К слову, с коллективом мне однозначно повезло. Ведь буровиками не рождаются, а становятся. Становятся в процессе тяжелой физической работы в экстремальных климатических условиях. Здесь всегда надо быть честным и верным: и в отношениях с товарищами, и в том, что касается работы. От того, как ты ее выполнил, порой зависит не только конечный результат всего проекта, но и безопасность коллег. В таких сложных условиях не каждый может работать. Так что, если ты продержался хотя бы год, можешь смело называть себя буровиком.

остановить? Тогда я увидел сильный снегопад и на себе почувствовал силу сибирских морозов — свое боевое крещение запомнил навсегда.

— Помните свою первую командировку в ООО «ГПС»?

— С какими сложностями вы сталкиваетесь в своей работе?

— Такое забыть сложно! Дело было в декабре 2010 года. Нас отправили в уральский город Алапаевск — принимать два буровых станка. Когда мы вылетали из Краснодара, термометр показывал +19. Когда же приземлились в аэропорту Екатеринбурга, за бортом было –35! Наши теплые вещи остались в багаже. Но разве это могло нас

— В чем заключается ваша работа?

— Мы находимся у истоков полевых работ любого проекта: наше подразделение идет следом за топографами-первопроходцами. Главное для нас — грамотно, качественно и в срок пробурить скважины и извлечь монолит для дальнейшего его изучения в лабораторных условиях. Это даст возможность получить представление о геологическом строении местности, физико-геологических явлениях, прочности грунтов, составе и характере подземных вод и т. п. Эти сведения позволяют сделать правильную оценку условий строительства сооружения. Стандартные глубины нашего бурения — 15–25 метров. Правда, были в моей практике случаи, когда мы бурили и значительно глубже. К примеру, однажды пришлось пробурить скважину глубиной 100 метров, так как проект предусматривал крупномасштабную выемку грунта. Это означало, что когда начнется строительство, уже не будет этой «лишней» сотни метров породы, поэтому устойчивость фундамента сооружения необходимо было рассчитывать исходя из этого факта.

— Сложности в нашей работе мы решаем сразу, невыполнимые задачи — сначала обдумав. А так в процессе бурения очень важно не задеть случайно кабель или водопровод, или не наткнуться на взрывоопасный «подарок» времен Великой Отечественной. Это, кстати,

№ 4 (24) 2014

Персона особенно актуально для нашего Краснодарского края и для тех мест, где шли бои. Здесь абсолютно обычным считается, когда перед нашей техникой на место бурения выезжают саперы и извлекают различные снаряды и мины. Однажды во время бурения нашли ядро времен Крымской войны 1853–1856 гг.

которую также приходится решать. Ведь когда мы приходим на работу, то там, на Дальнем Востоке, ребята уже домой собираются. В этом случае проблема решается за счет бессонных ночей и дежурств у телефона.

— Да, адреналина у вас хватает...

— В свое время понравился маленький город Железногорск в Курской области. Хотел бы приехать туда снова и спокойно, без суеты насладиться спокойной и неторопливой атмосферой. Люди там живут совсем в другом ритме. Также нравится Екатеринбург. Город чем-то похож на Краснодар, но зато тамошняя зима на зиму похожа — со снегом и морозами.

— Условия, конечно, суровые, ведь, случается, работаем в сложных климатических условиях вдали от цивилизации. Особую сложность там представляют периодически возникающие внештатные ситуации. И если какие-то из них можно спрогнозировать и заранее подготовиться, то некоторые всегда неожиданность. И часто на многие вопросы приходится находить ответ самому и в самые сжатые сроки, ведь время не ждет. Кстати время — это еще один элемент, делающий нашу работу сложнее. Чем дальше находится объект, тем больше разница часовых поясов. Скажем, мы здесь, в Краснодаре, нашли решение возникшей на объекте технической проблемы, но оперативно ознакомить заказчика с этой информацией — непростая задача,

— Есть место, где вы побывали в рабочей командировке, но хотели бы вернуться туда снова?

— Каким одним словом можно выразить суть вашей работы?

— Наверное, это слово «универсал». Помимо того, что мы профессиональные бурильщики, каждый из нас еще и немного геолог. Попадая на местность, исходя из рельефа, растительности и многих других факторов, мы можем приблизительно представить, с какими породами столкнемся на глубине. В соответствии с этим подбираем и те инструменты, которые помогут нам быстрее и качественнее извлечь монолит. Можно даже стихами: Буровик — это тоже геолог, Только техника у него мощней. Ему также простор очень дорог И романтики нету родней.

Для того чтобы пробурить скважину, необходимо на чемто добраться до места бурения, а это порой бывают абсолютно непроходимые и глухие места. В случае поломки машины помощи там можно ждать сутками — а у нас график, которого нужно придерживаться. Единственный выход — самостоятельно чинить и автотранспорт, и буровое оборудование. Так что мы еще и механики, умеющие экстренно ремонтировать разнообразную технику. Иногда приходится быть еще и немного инженерами. Порой это приводит к весьма неожиданным последствиям. Например, к различным усовершенствованиям или даже изобретениям. Недавно мы даже создали принципиально новую буровую установку, а также периодически разрабатываем буровой инструмент. — Насколько установка уникальна? В России есть аналоги?

Иногда приходится быть еще и немного инженерами. Порой это приводит к весьма неожиданным последствиям. Например, к различным усовершенствованиям или даже изобретениям 52

— Изделие получило рабочее название «Скарабей». В нашей стране аналогов точно нет. В Европе, может, есть пара похожих агрегатов, но они дороже нашего в несколько раз, да и по техническим характеристикам уступают. Как пришла идея создать такую машину? Многолетний опыт буровых работ в горной и заболоченной местности, ограниченные возможности подъезда к скважинам (крутые склоны, залесенная местность и т. д.) стали основанием для создания самоходной гусеничной легкой буровой установки с характеристиками мощных трассовых станков, таких как УРБ-2А2, УРБ-2М. Бурить порой приходится в настолько труднопроходимых местах, что туда даже не всякий вездеход доберется. С коллегой по работе — Михаилом Литвиновым — мы задумались над тем, какая гусеничная техника отвечает этим требованиям. Прошерстили рынок и не смогли найти нужное нам транспортное средство. Так пришло решение

Виталий Жук: «буровиками не рождаются»

спроектировать самим. Нашли людей, мастерящих вездеходы для охотников. Связались с ними, поинтересовались, могут ли они разработать шасси под наши технические требования. Ответ пришел положительный. Примерно так же дело обстояло и с буровой установкой. Ни один завод в России не выпускает буровые станки с требовавшимися нам техническими характеристиками. Поэтому мы разработали собственный проект с уникальными техническими решениями. Руководство нашей компании детально изучило вопрос и дало зеленый свет. В настоящий момент основная инженерная и конструкторская работа уже позади. «Скарабей» по техническим характеристикам шасси и бурового станка превосходит имеющиеся аналоги в России. За счет высокой устойчивости на склонах и из-за низко расположенного центра тяжести самоходная установка способна преодолевать крутые углы подъема и бокового крена, оснащена широкими гусеницами оказывающими давление на грунт всего 0,35 кг/см кв., что позволяет преодолевать заболоченные участки. За счет небольших габаритов и массы (220 х 340 см, вес около 4,5 тонны в зависимости от комплектации) транспортировка изделия может осуществляться с применением автомобиля КамАЗ, а также аналогичных шасси. Все технические характеристики изделия позволят в короткие сроки и с минимальными затратами отрабатывать участки в труднодоступной местности. Проектная глубина скважины — 20 метров. Впереди полномасштабные полевые испытания нашего детища. Уверен, его ждет

хорошее будущее и признание в среде наших коллегбурильщиков России и стран Европы. — Если бы вам предоставили возможность прорекламировать вашу профессию, что бы вы сказали?

— Ребята, идите в буровики! Буровик — профессия настоящих мужчин. Буровик — звучит сурово, но гордо! Ведь судьба буровика — это не только мозоли и нервное напряжение в часы работы, но и настоящая мужская дружба и взаимовыручка. Здесь вы сможете испытать себя на прочность, развиться физически и духовно, закалить характер и стать Человеком. Узнать много нового, своими глазами увидеть много интересных, порой не тронутых цивилизацией красивейших мест нашей великой России. Да и платят у нас весьма прилично. — А лично вы бывали в каких-то интересных местах?

— Один из последних объектов, на котором мы работали, находится на острове Врангеля. Там мы участвовали в строительстве одной из самых северных в нашей стране пограничных застав. А из значимых объектов последних лет, помимо газо- и нефтепроводов, мы принимали участие и в строительстве уникального моста на острове Русский, и в возведении олимпийских объектов в Сочи. Когда потом видишь по телевизору то, что было построено в том числе и твоими усилиями, ощущаешь большую гордость за профессию, за своих товарищей и коллег и за то дело, которое мы делаем вместе!

№ 4 (24) 2014

Промо

ПЕРВАЯ РЕГИОНАЛЬНАЯ НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ «ИНЖЕНЕРНАЯ ГЕОЛОГИЯ СЕВЕРО-ЗАПАДНОГО КАВКАЗА И ПРЕДКАВКАЗЬЯ: СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ» В конце мину вшего ок тября в Г е ленд ж ике сос тоя лась перва я рег иона льна я нау чно практическ а я конференция « Инженерна я г еолог ия Северо -Запа дного К авк а за и Пре дк а вк а зья: современное сос тояние и основные за д ачи ». Мер оприя тие с та ло мес том общения порядк а сотни участников из ра зличных городов юга России, а так же Москвы, С анкт-Петербурга, Крыма.

онференция была организована при поддержке Российского фонда фундаментальных исследований и некоммерческого партнерства «КубаньСтройИзыскания» — саморегулируемой организации в инженерных изысканиях в России, объединяющей более 150 предприятий крупного, среднего и малого бизнеса. Участниками мероприятия стали сотрудники научных, научно-производственных, образовательных, изыскательских организаций: «Союзморгео», ГНЦ ФГУГП «Южморгеология», НИПИ «ИнжГео», Института безопасности гидротехнических сооружений, ЮНЦ РАН, КубГУ, КубГТУ, КубГАУ, «Кубаньгеология» и многих других. Пленарное заседание открыл доклад «Образовательные и профессиональные стандарты в инженерных изысканиях», подготовленный председателем оргкомитета, кандидатом геолого-минералогических наук, доцентом кафедры региональной и морской геологии геологического факультета КубГУ Т. Любимовой. Далее прозвучали доклады: «О некоторых особенностях распространения экзогенных геологических процессов на территории Краснодарского края» (к. г. н., доцент Международного инновационного университета Я. Измайлов), «Типовые геофизические комплексы при инженерно-геологических изысканиях в Краснодарском крае» (д-р г.-м. н., профессор кафедры геофизических методов КубГУ В. Стогний), «Опыт мониторинга береговых процессов Азово-Черноморского побережья Российской Федерации» (к. т. н., начальник отдела ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» В. Фоменко), «Современные методы представления и анализа объемной геологической модели местности» (руководитель департамента по работе с клиентами компании «Кредо-Диалог» А. Карпов) и другие. В целях обмена опытом и живого общения были организованы пять дискуссионных секций: 1. Актуальные теоретические и практические проблемы геотехники; 2. Региональная инженерная геодинамика: теоретические основы, природные и техногенные процессы; 3. Инженерная защита территорий зданий, сооружений и объектов инфраструктуры; 4. Нормативно-правовое регулирование в сфере инженерных изысканий; 5. Общие вопросы региональной инженерной геологии. В секции 1 многочисленные вопросы были заданы по докладам доцента Кубанского государственного университета, к. т. н. Ю. Васильева, директора «ИП Ахлюстин» к. г.-м. н. О. Ахлюстина, директора «ГРИС» А. Павлова. По вопросам инженерной геодинамики (секция 2) и инженерной защиты (секция 3) наибольший интерес вызвали доклады начальника тематической партии НИПИ «ИнжГео» к. г.-м. н. Н. Овсюченко, сотрудников Кубанского государственного университета доцента, кандидата географических наук О. Крицкой, доктора географических наук, профессора Ю. Ефремова. В секции 4 были отмечены доклады Е. Волошко («КраснодарТИСИЗ»), А. Овчинникова («ЮгУниверсал «ПромГражданПроект»). Оживленная дискуссия прошла в секции 5 по выступлениям магистранта Кубанского государственного университета О. Ефременковой и аспиранта Российского государственного геологоразведочного университета им. С. Орджоникидзе А. Семенова. Участники конференции констатировали, что основные усилия необходимо направить на решение вопросов, связанных с совершенствованием законодательной и нормативно-технической базы инженерных изысканий, регулирование процессов ценообразования на изыскательские работы, восстановление фондов инженерных изысканий. Способствовать распространению на практике среди участников предпринимательской деятельности в области инженерных изысканий новых, разрабатываемых специалистами-практиками и научными работниками методов, технологий, нового оборудования в целях получения достаточного количества данных, позволяющих создавать современные технические регламенты и стандарты в области инженерных изысканий. Рекомендовать активнее внедрять в производство специализированные лицензионные программные продукты, автоматизированное оборудование и приборы, стандартизированные современные технологии, методы получения, обработки, передачи и хранения инженерно-геологической информации. Принимать активное участие в разработке новых стандартов в области инженерных изысканий для строительства в целях перевода изыскательской отрасли на современный уровень с учетом требований нашего времени. № 4 (24) 2014

Экологический мониторинг

СИСТЕМА ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ ОЧИСТКИ ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ЕМКОСТЕЙ В статье проанализирован процесс образования парафинистых, сернистых и смолистых отложений, вызывающих коррозию стенок емкостей для хранения нефти и нефтепродуктов. Предложен наиболее рациональный автоматизированный метод очистки емкостей, в котором использованы гидродинамические силы незатопленных струй, усиливающиеся пульсирующим эффектом. Описаны результаты исс ледования, установлены оптимальные условия очистки больших емкостей после хранения и транспортировки нефтепродуктов от минеральных и нефтесмолопарафиновых отложений. Представлена схема распределения отложений на внутренней поверхности емкости и процесса очистки ее гидромонитором. Предложенная технология обеспечивает высокое качество очистки, вплоть до обезжиривания и, к ак с ледствие, гарантирует уменьшение межремонтных периодов и повышение эффективности производства в целом. Ключевые с лова: коррозия, очис тк а, резервуары д ля хранения углеводородов ( УДК.622.6 (075.8)

Зеленская Е. А.

Зеленская Т. В.

и н ж ен ер 1 к ат ег о р и и, З АО « НИ П И „И н ж Гео“»

к. т. н., до ц ен т К у б ГТУ

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

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

Ладенко А. А. к. т. н., до ц ен т К у б ГТУ e-m a il:l a d-ko l a@ya .ru

пыт эксплуатации емкостей на месторождениях показывает, что в течение некоторого времени, исчисляемого от одного месяца до нескольких лет, на внутренней поверхности емкостей (резервуаров) образуются отложения веществ. В резервуарах и различных емкостях при хранении нефти и нефтепродуктов за счет образования конденсата (при дыхании резервуаров) в придонном слое

происходит элиминирование различных частиц. Образующаяся при этом состоянии на стенках емкостей суспензия содержит механические примеси, парафин, сернистые соединения, смолы и другие вещества, которые взаимодействуя с металлической поверхностью емкостей, вызывают ее коррозию. В соответствии с планово-предупредительным ремонтом производится периодическая зачистка емкости от донных остатков,

Система гидродинамической очистки внутренней поверхности нефтепромысловых емкостей

а при необходимости производства и их капитальный ремонт [1]. Наибольшее количество повреждений технологического промыслового оборудования, а именно резервуаров, сепараторов, термохимических отстойников происходит в результате коррозии, вызванной образованием солевых отложений. На основании опыта эксплуатации и многолетних наблюдений были составлены гистограммы отказов промыслового оборудования. На рис. 1 приведены гистограммы распределения по видам отказов промыслового оборудования, которые наглядно показывают их процентное соотношение, причины их происхождения. Одной из основных причин процесса возникновения коррозии является восстановление сульфатов при одновременном окислении углеводородов. Соединения ванадия, железа и натрия являются наиболее весомой причиной коррозии металлических поверхностей нефтепромысловых установок. Особенно опасна ванадиевая коррозия. Все ванадиевые соединения сосредоточены в асфальто-смолистых фракциях нефти и главным образом в асфальтеновой (рис. 2). Содержание ванадия в углеводородном сырье возрастает в следующей последовательности: парафиновые нафтеновые ароматические высокосмолистые асфальтеновые нефти. Процесс коррозии в значительной степени зависит от содержания серы в нефти (см. табл.). Отсюда увеличи-вается количественный состав продуктов коррозии при длительном хранении высокосернистой нефти. Из таблицы видна взаимосвязь между содержанием асфальто-смолистых веществ, серы и ванадия в нефти. В высокосернистой нефти больше ванадия, и поэтому восстановление сульфатов при одновременном окислении углеводородов в нефтепромысловом обо-

рисунок 1.

Гистограмма распределения по видам отказов для промыслового оборудования

SYSTEM OF HYDRODYNAMIC CLEANING OF INNER SURFACE OF OIL-FIELD TANKS

Zelenskaya E. A. category 1 engineer, CJSC “SRIDS “InjGeo” e-mail: Zelenskaya.EA@injgeo.ru Ladenko A. A. Candidate of Technical Sciences, associate professor, Kuban State Technological University e-mail: lad-kola@ya.ru Zelenskaya T. V. Candidate of Technical Sciences, associate professor, Kuban State Technological University e-mail: veterok1115@rambler.ru

The article analyzes the process of generation of paraffin, sulphur and resinous deposits, causing wallside corrosion in tanks for oil and oil products storage. It offers the more rational automated method of tank cleaning, using hydrodynamic force of free-discharging jets, strengthened by ripple effect. The author describes the results of the research, states optimum conditions for cleaning of large-scale tanks after storage and transportation of oil products from mineral and oil- resinous- paraffin deposits, introduces the allocation scheme for deposits on the inner surface of a tank and the process of its cleaning by a hydraulic monitor. The suggested technology ensures high quality of cleaning, up to degreasing, and, consequently, guarantees reduction of overhaul period and enhancement of productivity in general. Keywords: corrosion, cleaning, hydrocarbon storage tanks.

1 — отложения асфальто-смолистых веществ; 2 — отложения неорганических солей; 3 — отложения парафина; 4 — коррозионные образования; 5 — нарушение технологии производства; 6 — нарушения эксплуатации объекта; 7 — технологические дефекты оборудования; 8 — неисправности оборудования.

Одной из основных причин процесса возникновения коррозии является восстановление сульфатов при одновременном окислении углеводородов

№ 4 (24) 2014

Экологический мониторинг

Таблица 1.

Взаимосвязь между содержанием асфальто-смолистых веществ, серы и ванадия в нефти

Содержание Средняя серы в плотность нефти, % Qo20

Среднее содержание, %

Среднее содержание, мг на 100 г нефти

серы

смол

асфальтенов

парафинов

ванадия

До 0,3

0,863

0,24

5,2

1,8

Следы

0,04

0,3–0,7

0,916

0,44

9,8

2,9

1,53

0,58

0,7–2,0

0,860

1,32

6,1

3,8

18,90

3,28

2,0–3,0

0,878

2,42

8,0

1,8

30,00

7,29

Более 3,0

0,906

3,70

12,0

7,4

81,70

13,57

рудовании приводит к разрушению его поверхности быстрее. Малосмолистые и малосернистые нефти, такие как балаханская, карачухурская, бузовнинская и другие, содержат ванадия около 6-10-5 %, грозненские (2–8)10-3 %, туркменские (2–3)10-2 %. В сернистых рисунок 2.

нефтях восточных месторождений содержание ванадия значительно выше и достигает 1-10-2 %, в среднем составляет (5–6)10-3 %. Один из проблемных вопросов подготовки объектов хранения углеводородного сырья для проведения ремонтных работ сводится к своевременному и рациональному удалению загрязнений, шламов и к грамотному подходу к очистке технологического оборудования при подготовке к ремонтным работам, их утилизация. Также при решении основных задач повышения эффективности производства необходимо разрабатывать более современные мероприятия по капитальному ремонту. В настоящее время широко используется сочетание механических (скребки различной конфигурации) и тепловых (промывка резервуаров горячей нефтью или конденсатом) способов очистки емкостей и оборудования от отложений. Однако указанные способы неприемлемы или малоэффективны, используют ручной труд, несмотря на пожаровзрывоопасность при очистке промышленных резервуаров и емкостей. К тому же они энергоемкие, дорогостоящие и имеют ограниченный диапазон действия. Предлагается наиболее рациональный автоматизированный метод очистки емкостей, в котором использованы гидродинамические силы незатопленных струй, усиливающиеся пульсирующим эффектом. Метод реализован в универсальной мобильной установке,

Схема распределения отложений на внутренней поверхности емкости и процесса очистки ее гидромонитором

Система гидродинамической очистки внутренней поверхности нефтепромысловых емкостей

прошедшей стендовые и промышленные испытания [1, 2]. В предложенном методе для реализации цели используется гидромониторное роторное устройство с пульсирующим эффектом, что позволяет быстро и эффективно удалять отложения с твердой поверхности. При проектировании и усовершенствовании установки были приняты во внимание не только базовые функции очистки (такие как качество, быстродействие, надежность), но и требования, предъявляемые экологическими службами в настоящее время. В частности, это требования снизить выброс углеводородов и сократить или совсем исключить необходимость пребывания персонала внутри резервуара во время процесса очистки. При использовании данного метода очистки выброс углеводорода в атмосферу не превышает даже самых строгих немецких норм, составляющих 0,5 кг углеводорода/м² закрытой площади. Экономическая эффективность: снижены общие затраты на очистку — как прямые, так и косвенные затраты (использование дополнительного резервуара, энергии, потребность в продукции и требования безопасности) на очистку и утилизацию значительно ниже, чем при ручном методе; наиболее эффективна технология моющего оборудования и насадок, позволяющая повысить степень полной очистки внутренней поверхности резервуаров до основного металла: полная очистка крыши, стен и дна резервуара. Гидромониторное роторное устройство с пульсирующим эффектом, используемое при очистке, позволяет быстро и эффективно удалять отложения с твердой поверхности. Необходимые операции по зачистке резервуара определяются в зависимости от хранящегося в нем нефтепродукта или находящегося в нем остатка согласно требованиям нормативной документации. Слой, который адсорбирован на внутренней поверхности, как правило, состоит из силикатов, карбонатов, сульфатов, сульфидов, фосфатов. Состав этих отложений близок к составу минералов. По шкале Мооса твердость борацита [Mg6B14O26]Cl2 составляет 7; в интервале 5–6,5 твердость: датолита (CaBSiO4 (OH)), эпидама (Са2(AlFe)3[(SiO4 )3OH]), криноцоизита (Са2Al2[(SiO4)3OH]), авгита (Са(Mg,Fe,Al)[(Si,Al)O3]2), ильваита (СаFe22+Fe3+[(SiO4)2(OH)]), анортита (Сa[Al2Si2O6]), везувиана (Са3Al2[(SiO4)2(OH)4]). Удаление подобных минеральных слоев основано на разрушении прежде всего связей между отдельными минералами, поверхностью оксидной пленки. Нами установлено, что воздействие пульсирующей струи наиболее эффективно под углом 35–75º к обрабатываемой поверхности. Учитывая, что твердость отложений по шкале Мооса в интервале 5–7 (твердость чистого железа 4–5) [3], то при использовании гидроудара давление, приходящееся на мм2 поверхности, не должно превышать 1000 Дж. Снижение силы воздействия удается достичь за счет использования поверхностно-активных веществ и температуры. При очистке больших поверхностей важно быстрое удаление частиц, которые удалось отделить от поверхности, так как при падении температуры резко возрастает скорость кристаллизации. Известно, что скорость образования микрокристаллов зависит от вероятности их образования путем флуктуаций и скорости доставки молекул вещества внутри жидкости к поверхности микрокристалла [3]. Из термодинамической теории

затвердевания известно, что работа начала кристаллизации — это работа, идущая на создание раздела твердое — жидкость в результате переохлаждения жидкости. Поэтому в разработанном нами способе очистки поверхности предусмотрено устройство по сбору, разделению твердых и жидких компонентов образующейся при очистке суспензии. В результате исследований установлены оптимальные условия очистки больших емкостей после хранения и

В предложенном методе для реализации цели используется гидромониторное роторное устройство с пульсирующим эффектом, что позволяет быстро и эффективно удалять отложения с твердой поверхности транспортировки нефтепродуктов от минеральных и нефтесмолопарафиновых отложений. В соответствии с рисунком дается схема примерного распределения отложений после хранения нефтепродуктов и схема работы гидромонитора. Способ заключается в размыве отложений струей воды высокого давления с последующим удалением отложений в емкости посредством водоструйного эжектора специальной конструкции. Все оборудование (сопла для размыва отложений, эжектор, шланги) монтируется на штанге, вводимой внутрь резервуара через люк. Технология обеспечивает высокое качество очистки, вплоть до обезжиривания. Правильный выбор мероприятий по проведению подготовительных работ к капитальному ремонту, ведение ремонта, правильный выбор технологии ремонта и эксплуатации — это гарантия уменьшения межремонтных периодов и гарантия эффективности производства в целом.

Список использованных источников и литературы: 1. Ладенко А. А., Родионов В. П. Современные технологии ремонта и очистки резервуаров от отложе-ний нефтепродуктов. Учебное пособие / ГОУ ВПО «Кубан. Гос. Технол. Ун-т» Армавирский техно-логический институт. — Изд-во Куб ГТУ АМТИ.: Армавир, 2007. — 161 с. 2. Ладенко А. А., Кунина П. С. Павленко П. П. Удаление асфальтосмолопарафиновых и минеральных отложений в оборудовании резервуарных парков // Газовая промышленность, № 3/643: Изд-во «Газоил пресс», «Газовая промышленность», Москва, 2010. — 98 с. — С. 69–72. — ISSN 0016-5581. 3. Ладенко А. А. К вопросу удаления отложений на внутренней поверхности нефтепромыслового обо-рудования // Фундаментальные и прикладные проблемы современной химии. Материалы Второй международной конференции 15–17 апреля 2010 г. — Астрахань.: Изд-во Астраханский универси-тет, 2010. — 397 с. — С. 321–322. № 4 (24) 2014

Экологический мониторинг

АСПЕКТЫ ЭКОЛОГИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ Освоение скоплений углеводородов ( УВ ) может вызвать деформацию литосферы на д месторож дением. Д ля предупреж дения таких событий оборудуются геодинамические полигоны. В статье рекомендуется более дешевый гидрогеохимический контроль, позволяющий оценить пос ледовательность развития событий, и обеспечить своевременное принятие соответствующих превентивных мер. К лючевые с лова: техногенные землетрясения, экологический мониторинг, геодинамический полигон, гидрогеохимический контроль ( УДК 504.06:622)

Твердохлебов И. И.

Твердохлебова Ю. И.

к. г.-м. н., до ц ен т К у б ГУ

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

e-m a il: i v i v t v@m a il.ru

э ко л о г ич ес к и х и г и д р о м е т ео р о л о г ич ес к и х и з ы с к а н и й ООО «Т е х н о п р о ек т НВТИСИЗ » e-m a il: ro-m a s c h k a@m a il.ru

процессе разработки месторождений возникают различные ситуации, способствующие изменению экологической обстановки района работ, загрязнению окружающей среды, возникновению геодинамической напряженности литосферы. Среди них можно выделить: - проявление опасных геодинамических процессов (оползни, выходы флюидов, современные тектонические движения); - изменение инженерно-геологических свойств донных отложений под влиянием техногенных процессов; - инфильтрация подземных вод и их влияние на геологическую среду; - влияние поисково-разведочных, эксплуатационных и др. видов техногенной деятельности на состояние геологической среды. Одним из наиболее опасных процессов по масштабам воздействия на окружающую среду, являются современные

геодинамические движения, провоцирующие техногенные землетрясения. Возникновению техногенных землетрясений способствует несбалансированный подток пластовых флюидов в поровое пространство продуктивной толщи, из которой отбирают сырье. В результате снижения пластового давления и увеличивающейся нагрузки на пласт происходит уплотнение продуктивной толщи и, как следствие, проседание вышележащих пород. По материалам [1, 4] в различных нефтегазодобывающих регионах Земли зафиксированы вертикальные оседания от 1,5 до 8,7 м (таб. 1). Максимальная величина оседания достигает 12 м (Техас), скорость оседания — 75 см/год, горизонтальные сдвиги составляют 1,7 м за 8 лет. При техногенном землетрясении на поверхности разрушаются промысловые объекты, рвутся нити транспортных трубопроводов. Под землей деформируются и смещаются стволы пробуренных скважин.

Аспекты экологического контроля состояния разработки месторождений углеводородов

Характерным примером техногенных проявлений являются последствия разработки месторождения Экофикс, разрабатываемого в Северном море. Проседание морского дна над центральной частью месторождения на глубину более 7 м привело к деформациям стволов скважин и морских платформ [2]. Проседание грунта и землетрясения происходят в старых нефтедобывающих районах. Особенно сильно это проявляется на Старогрозненском месторождении, расположенном в 16 км от г. Грозного. На старых месторождениях Азербайджана — Балаханы, Сабунчи, Романы (в пригородах г. Баку) — оседание поверхности является причиной смятия и поломки обсадных труб эксплуатационных нефтяных скважин [2]. Интенсивные нефтяные разработки в Татарии вызвали в апреле 1989 г. землетрясение силой до 6 баллов (г. Менделеевск). Зафиксированы случаи обрыва стволов скважин, смятие колонн [2]. При неблагоприятном сочетании техногенных факторов и особенностей природного деформационного процесса возрастает вероятность возникновения техногенных землетрясений, значительных смещений земной поверхности, способных привести к катастрофическим аварийным ситуациям. Наиболее известными примерами подобного рода были два десятибалльных землетрясения в считавшейся слабосейсмичной области Туранской плиты (Газли, 1977, 1983), а также катастрофическое Сахалинское (Нефтегорск, 1995) землетрясение, приведшее к многочисленным человеческим жертвам. И хотя главной причиной этих землетрясений считаются естественно-тектонические процессы, роль техногенного фактора указывается и признаётся многими специалистами [7]. Расширение добычи и транспортировки углеводород-

Таблица 1. Примеры

Местоположение

APECTS OF ECOLOGICAL CONTROL OF THE STATE OF HYDROCARBON DEPOSITS DEVELOPMENT

Tverdohlebov I. I. Candidate of geological and mineralogical Sciences, associate professor, Kuban State University Tverdohlebova Y. I. chief specialist, hydrologist of the department of ecological and hydrometeorological surveys of “Technoproject NVTISIZ”, LLC

Development of hydrocarbon (HC) accumulations can cause lithosphere deformation above the deposit. For prevention of such events geodynamical testing ranges are equipped. The article recommends cheaper hydrogeochemical control, allowing to estimate the sequence of events and provide timely taking of the corresponding preventive measures. Keywords: induced earthquakes, ecological monitoring, geodynamical testing range, hydrogeochemical control

оседания поверхности земли, вызванных отбором флюидов

Максимальное оседание, м

Скорость оседания, см/год

Площадь мульды оседания, км2

Глубина продуктивной толщи, м

Геодинамические и экологические последствия

Оседания, вызванные отбором газа Тиба (Япония), Ниагата (Япония)

Дельта р. По (Италия)

Хьюстон — Галвестон (США)

5–20 50

До 30

0,9

Затоплена территория. Количество добывающих скважин сократили с 1065 до 525, проведены земляные работы по подъему территории и устройству водоотводных каналов.

730

Отбор газа 190 млн м3 в год. Территория опустилась частично ниже уровня моря, проведены земляные работы по подъему поверхности.

1800

Появились разломы поверхности с амплитудой оседания отдельных блоков до 60 см. Деформация сооружений и размыв трубопроводов с природным газом.

№ 4 (24) 2014

Экологический мониторинг

рисунок 7.

Схема выполнения постоянного сейсмического мониторинга морского месторождения с помощью донных станций

ного сырья, в т. ч. и в акваториях, при возникновении аварийных ситуаций может приводить к негативным последствиям на территориях, где эти объекты располагаются. В этой связи организация эффективного экологического мониторинга производственной деятельности предприятий ТЭК становится актуальной. Предотвращение загрязнения морской среды — одно из основных положений, относящихся к обеспечению национальных интересов в Мировом океане. Одним из принципов национальной морской политики является развитие систем мониторинга за состоянием морской природной среды и прибрежных территорий. В настоящее время экологический мониторинг для предотвращения геодинамических деформаций литосферы на крупных месторождениях суши проводится с помощью специальных полигонов, позволяющих контролировать геодинамическую активность массива вмещающих пород. С этой целью на дневной поверхности разрабатываемого месторождения располагается полигон с реперами, гипсометрическое положение которых постоянно контролируется высокоточным измерительным оборудованием, связанным со спутниковыми технологиями. Это позволяет в режиме онлайн постоянно следить за положениями уровня геодинамического полигона и вести контроль за изменениями, происходящими в литосфере в процессе разработки месторождения. Аналогичные полигоны для мониторинга геодинамического состояния вмещающих пород под дном морей и океанов оборудуются в акваториях. Поскольку контролировать гипсометрическое 62

положение поверхности дна с помощью спутниковых технологий невозможно, мониторинг за сейсмическим состоянием морского дна ведется специальными сейсмодатчиками, расположенными на морском дне и улавливающими колебания, происходящие в массиве горных пород над месторождением. Пример расположения геодинамического полигона в акватории представлен на рис. 1. Существуют и другие методы контроля экологического состояния вмещающих пород, описание которых приводятся в источниках [3, 5, 6]. Недостатком такого мониторинга, является констатация свершившегося, в то время как для специалистов наиболее приемлемой формой может служить контроль последовательного развития событий. Это позволит принять превентивные меры на той стадии развития процесса геодинамической деформации горного массива, когда степень его развития еще не достигла критических пределов. Разработка способов управления состоянием массивов горных пород, в связи с решением экологических проблем отдельных территорий, является одной из приоритетных задач экологической геологии [8]. Для мониторинга последовательного развития деформационных процессов в продуктивной толще рекомендуется использовать гидрохимический и гидродинамический метод контроля попутных вод, исследованием которых на Астраханском газоконденсатном месторождении (АГКМ) на протяжении многих лет занимается автор статьи. В окружающей природной среде гидросфере принадлежит особое место. С экологической позиции подземные воды наиболее информативны вследствие тесной взаимосвязи с другими средами, повышенной восприимчивости к любому влиянию, в том числе к техногенному, а также высокой подвижности. Следовательно, идентифицируя попутные воды (их состав, тип, количество), извлекаемые с продукцией скважин, имея гидрогеохимическую информацию о пластовых водах, соприкасающихся и насыщающих залежь, можно контролировать изменения, происходящие в продуктивной толще. Такая информация позволяет следить за экологическим состоянием продуктивной толщи, вернее за изменениями, происходящими в ней, такими как «загрязнение», «истощение» и «усадка» пласта, с целью своевременного определения момента, когда эксплуатируемый объект постепенно превращается в мину замедленного действия и требует принятия соответствующих мер. Загрязнение залежи возникает при внедрении в продуктивный пласт подошвенных вод в значительных объемах. Например, при существующих термобарических условиях пластовой системы АГКМ в 1 м3 пластовой воды, подстилающей продуктивную газоконденсатную залежь, растворено до 22 м3 сероводорода, а в 1 м3 пластового газа залежи содержится лишь 0,2 м3 сероводорода. Т. е. концентрация сероводорода в пластовой воде почти в 100 раз превышает аналогичную в пластовом газе. В случае поступления в продуктивную толщу значительных объемов пластовой воды и разницы пластовых давлений произойдет интенсивная дегазация сероводорода, концентрация которого резко превысит существующую. Загрязнение продуктивной толщи подошвенными водами с высокими концентрациями SO2, в сотни раз превышающими существующую,

Аспекты экологического контроля состояния разработки месторождений углеводородов

повлияет не только на технологическое оборудование, рассчитанное для меньших объемов содержания в сырье, но и на экологическое состояние окружающей среды. В этих условиях важная роль отводится разработке геоэкологических норм отдельных компонентов пластовой воды с целью предотвращения разрушения подземного оборудования скважин. На базе разработанных нормативов можно вести эффективный гидрохимический мониторинг экологического состояния подземного оборудования и продуктивной толщи не только на АГКМ, но и на других месторождениях, в составе которых содержатся высокие концентрации сероводорода. В настоящее время объемы пластовых вод, поступающих к забоям скважин, контролируются дебитами извлекаемой продукции. Однако лимитируемые объемы подошвенной воды не позволяют скомпенсировать заполнение освободившегося порового пространства матрицы пласта, что может привести к истощению залежи. Истощение залежи — интенсивный отбор сырья без скомпенсированного подтока флюида (подошвенных вод). Такая ситуация возникает на месторождениях на которых отсутствуют пластовые воды или на которых отмечается слабопроницаемый коллектор, имеющий плохую гидродинамическую связь с подстилающими подошвенными водами. На АГКМ отмечается затрудненная гидродинамическая связь залежи с подошвенными водами. При интенсивной эксплуатации и снижении пластового давления возможно возрастание сжимающих усилий на матрицу породы. Внутренние воды, насыщающие низкопоровые, низкопроницаемые коллекторы, «отжимаются» в высокопористые продуктивные части коллектора, по которым идет фильтрация газа. Масштабы, обусловленные «отжатием» внутренних вод, можно оценить расчетом. На АГКМ резервуар представлен карбонатными породами максимальной толщиной 250 м. Известняки с пористостью более 6 % отнесены к коллекторам, вмещающим залежь. Остальная часть с пористостью до 6 % — к неколлекторам, количество их в среднем по разрезу составляет 30 %. Согласно «Проекту разработки» одна скважина дренирует изолированный элемент объема продуктивного резервуара диаметром 1 км и средней толщиной 185 м. Около 30 % этого объема (2,6∙106 м3) приходится на долю неколлекторов и пропластков, насыщенных внутренними водами. Расчеты показывают, что объем «отжатой» воды из неколлекторов при падении давления на 10 МПа составит 1,10∙106 м3 [10]. В процессе разработки АГКМ падение давления на 10 МПа произошло на участке площадью 83,5∙106 м2. 30-процентный объем неколлекторов этого участка составит 69,5∙106 м3, а количество внутренней воды, «отжатой» из такого объема — 25,5∙106 м3 [10]. При затрудненной гидродинамической связи залежи с подошвенными водами, компенсационный подток взамен отобранного сырья будет происходить в основном за счет внутренних вод. Такая эксплуатация месторождения приведет к истощению залежи, а при определенных обстоятельствах — к изменению толщины или «усадке» продуктивного коллектора, возникновению техногенных напряжений и перестроечных процессов в вышезалегающем массиве горных пород. «Усадка» залежи ведет к возникновению чрезвычайных и даже катастрофических событий: землетрясений, оползней, активизации разломов, деформации (просадок) земной и донной поверхности и др. с вытекающими отсюда последствиями. Является заключительной стадией истощения залежи. Проявляется увеличением выносимых механических примесей в составе добываемого сырья.

Особенно в скважинах, приуроченных к зонам с развитием кавернообразования, повышенной трещиноватости и т. п. участкам, которые первыми начинают испытывать влияние нагрузки вышележащих пород в силу своей более слабой устойчивости и сниженной величины противодавления. Классическим примером разрушения залежи является месторождение Уилмингтон (Калифорния, США). Высокий уровень добычи нефти без восполнения пустотного пространства пластовой водой вызвал проседание грунта над сводом месторождения. Явление сопровождалось землетрясениями. Было зафиксировано пять довольно сильных землетрясений. Разрушались пристани, трубопроводы, городские строения, шоссейные дороги, мосты, нефтяные скважины. Как отмечалось, гидродинамический и гидрохимический мониторинг экологического состояния продуктивной толщи можно осуществлять методами, основанными на контроле изменения состава и объема попутных вод при их взаимодействии с окружающей средой и вмещающими породами. Методологии контроля попутных вод, их идентификация с использованием гидродинамического и гидрогеохимического контроля, подробно изложенные в монографии [9], позволяют своевременно обнаружить изменения, происходящие в продуктивной толще и с достаточной долей уверенности определить момент, при котором дальнейшее продолжение применяющихся процессов разработки может привести к катастрофическим последствиям и необходимо принятие соответствующих превентивных мер.

Список использованных источников и литературы: 1. Агаев Л. А. и др. К вопросу об оседании поверхности земли в пределах длительно разрабатывающих залежей нефти и газа. // В Кн. Известия вузов. Нефть и газ, 1973, № 12. — С. 3–8. 2. Гаврилов В. П. Черное золото планеты. / 2-е изд, перераб. и доп. М.: Недра, 1990. — 160 с. 3. Козлов С. А. Оценка устойчивости геологической среды на морских месторождениях углеводородов в Арктике / М:. Нефтегазовое дело, 2005. 4. Куренков О. В. Об оседании земной поверхности в связи с разработкой нефтяных и газовых месторождений // Нефтепромысловое дело, 1970. № 8. — С. 36–38. 5. Мельников Н. Н., Калашник А. И., Калашник Н. А. Техногенные геодинамические процессы при освоении нефтегазовых месторождений шельфа Баренцевого моря // М:. Вестник МГТУ, том 12, № 14, 2009 г. — С. 601–608. 6. Нестеренко Ю. Н., Днистрянский В. И., Нестеренко М. Ю., Глянцев А. В. Влияние разработки месторождений углеводородов на геодинамику и водные системы Южного Предуралья // Оренбург, Литосфера, № 4, 2010. 7. Нусипов Е. Возможности техногенных землетрясений в Каспийском регионе / РК, «Панорама», 12 июня 1998 года, № 23 (289) 8. Трофимов В. Т., Зилинг Д. Г. Экологическая геология. Учебник / М.: ЗАО «Геоинформмарк», 2002. — 415 с. 9. Твердохлебов И. И. Методологии гидрогеохимического контроля разработки и освоения месторождений углеводородного сырья со сложным составом / Астрахан. гос. техн. ун-т. Астрахань: Изд-во АГТУ, 2012. — 212 с. 10. Щугорев В. Д., Суслов В. А. и др. Определение количества «отжатой» воды из плотных коллекторов // Газовая промышленность, № 3, 2000. — С. 51–53 № 4 (24) 2014

Разработка и обустройство месторождений

ОСОБЕННОСТИ ОСВОЕНИЯ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ И НАПРАВЛЕНИЯ ПОИСКОВОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ В АКВАТОРИИ КАСПИЙСКОГО МОРЯ Истощение сырьевой базы юго-запа дного региона России предполагает поиск новых территорий по восполнению запасов углеводородов ( УВ). Одним из таких перспективных районов является шельф Северного и Среднего Каспия. В статье приводятся особенности освоения морских месторож дений, рекомендуются направления поисков за лежей нефтегазонакопления в неантиклина льных ловушках. К лючевые с лова: сырьева я б а за, особеннос т и освоения мор ских мес тор ож дений, н а пра в ления поисков за ле ж ей ( УДК 553.982.23 )

Попков В. И.

Твердохлебов И. И.

д. г.-м. н., г ео л о г ич ес ко г о фа к ул ьт е та

к. г.-м. н., до ц ен т К у б ГУ

К у б ГУ, п р о ф ессо р а к а д ем ии РАЕН

e-m a il: i v i v t v@m a il.ru

e-m a il: g eo s ku bs u@m a il.ru

ачало XXI века характеризуется интенсивным освоением ресурсов УВ в пределах континентальных шельфов. Объектом широкомасштабного поиска морских запасов УВ сырья стала акватория Северного и Среднего Каспия как одна из высокоперспективных в отношении нефтегазоносности шельфовых зон. Серьезное изучение северной части Каспийского моря ведется с прошлого столетия. К подробным геолого-геофизическим исследованиям в 1995 году приступила НК «Лукойл». По результатам проведенных работ открыты пять месторождений нефти и газа: им. Филановского (Ракушечное), им. Корчагина (Широтное), Сарматское, Хвалынское, 170-км. Открытые скопления УВ традиционно приурочены к пластовым сводовым ловушкам. Ведутся работы по выявлению залежей УВ в меловых и юрских отложениях Лаганского поднятия,

предусматривается проведение сейсморазведочных работ на структуре Меловой, расположенной в пределах ВолгоКаспийского канала. Расширение поисковых работ также направлено на поиски наиболее значимых пластовых сводовых месторождений содержащих значительные запасы УВ сырья. Таким образом, продолжается тенденция выявления наиболее значимых пластово-сводовых ловушек, содержащих значительные запасы УВ, а поиски залежей, связанных с нетрадиционными ловушками, остаются без внимания. С учетом специфики освоения морских месторождений в работе рекомендуется иной подход к освоению нефтегазовых площадей на континентальном шельфе. Опыт освоения УВ ресурсов регионов происходит в несколько этапов: на первом этапе производится общегеоло-

гическое изучение: региональные геолого-геофизические исследования, локализация наиболее перспективных объектов для детального изучения и подготовки к глубокому бурению, — по результатам которого на начальном этапе открываются первые месторождения региона. На втором этапе по результатам изучения общих закономерностей геологического строения и размещения залежей нефти открываются и подготавливаются к разработке наиболее значимые месторождения, содержащие основные запасы региона. Этот этап характеризуется наиболее высокой эффективностью геологоразведочных работ (ГРР) и бурным развитием добычи в регионе, которая практически с нуля выходит на максимальный уровень. Подготовка новых запасов намного превышает уровень добычи нефти. После этого наступает третий этап резкого снижения эффективности ГРР из-за отсутствия крупных открытий и необходимости переориентации на поиски мелких месторождений в традиционных объектах нефтеразведки. Эффективность ГРР резко падает. Уровень воспроизводства запасов снижается до единицы и ниже. Основной прирост запасов обеспечивается за счет доразведки основных выявленных месторождений, а также переоценки их запасов. Роль новых открытий в приросте запасов составляет не более 25–30 %. Когда эта доля становится существенно ниже приведенной величины (менее 15 %), а возможности доразведки и переоценки запасов также значительно уменьшаются, наступает поздняя, четвертая стадия ГРР. По времени наиболее длительными (десятки и до сотни лет) являются первый и четвертый этапы ГРР [7]. Освоение нефтегазоносных регионов на суше (Северный Кавказ, Восточное Предкавказье, Днепровско-Донецкая впадина и др.) [2, 5, 6], где большинство месторождений находятся на заключительной стадии разработки, подтверждает вышесказанное и показывает, что для этих регионов характерна сравнительно высокая разведанность площадей и выработка значительных по размерам антиклинальных поднятий, к которым приурочены основные запасы нефти и газа. Снижение уровня добычи по региону создает проблемы, связанные с недозагруженностью магистральных и внутрипромысловых нефте- и газопроводов, компрессорных станций, трудностями в газоснабжении промышленных предприятий и т. д., что отрицательно сказывается на экономических показателях. Однако эксплуатация ранее открытых месторождений на суше не прекращается, продолжается выработка оставшихся запасов и ведутся поиски новых залежей УВ, в основном в сложнопостроенных ловушках неантиклинального типа. Такая тактика освоения нефтегазовых месторождений неприемлема для залежей континентального шельфа. Здесь требуется иной подход. Особенности освоения нефтегазовых месторождений на море значительно отличаются от разработки «сухопутных» месторождений УВ. Длительность разработки морских месторождений лимитирована сроками службы гидротехнических сооружений, которые находятся в очень жестких природных условиях, и составляет 25–30 лет. С учетом вышеизложенного и непрерывности цикла разработки залежей УВ разработчики вынуждены расширять зоны своей деятельности. Осваивая новые площади акватории, специалисты размещают на них дорогостоя-

FEATURES MINING OF SEA HYDROCARBON FIELDS AND DIRECTIONS PROSPECTING WORK IN THE CASPIAN SEA WATER AREA

Popkov V. I. Doctor of geological and mineralogical Sciences, Dean of Faculty of Geology, Kuban State University, professor of Russian Academy of Natural Sciences e-mail: geoskubsu@mail.ru Tverdohlebov I. I. Candidate of geological and mineralogical Sciences, associate professor, Kuban State University e-mail: ivivtv@mail.ru

The exhaustion of source of raw materials South-Western region Russians presupposes search of new territories for filling up sources of hydrocarbon. One of such available areas Northern and Middl of the Caspian. The article presents characteristic features mining marine fields, recommends directions prospecting deposit of oil-and-gas accumulation in non-anticline traps. Keywords: a source of raw materials, features mining marine fields, directions prospecting deposit

щие гидротехнические сооружения. В качестве примера можно привести месторождение Нефтяные Камни, расположенное в Южном Каспии. Площадь его практически полностью покрыта металлическими эстакадами на сваях,

рисунок 1

Эстакады на месторождении Нефтяные Камни, уходящие в море

№ 4 (24) 2014

Разработка и обустройство месторождений

рисунок 2

Расположение гидротехнических объектов на месторождениях российского сектора Северного Каспия

рисунок 3

Клиноморфные ловушки: (цифры в кружках — индексы КССК): 1 — акчагыльский, 2 — понтический, 3 — мэотический, 4 — сарматский, 5 — караган-чокракский, 6 — майкопский

Кг

БХ Т

XII

Кo

КC

КCo

1.0 1

1.5

3 5

2.0 2.5

То,С

уходящими в море (рис. 1). Крупные гидротехнические сооружения размещаются и на территории Северного Каспия для разработки месторождений им. Корчагина и Филановского (рис. 2). В устье Волги создается мощ66

ная база по сборке новых гидротехнических объектов для освоения открытых структур. Для рационального освоения морских месторождений следует избрать такую тактику, которая бы позволяла еще на стадии поисково-разведочных работ проводить полноценный поиск и разведку всех имеющихся в исследуемом районе залежей, в том числе и связанных со сложнопостроенными ловушками. К этому же призывает положение закона РФ «О недрах», в частности ст. 23: «необходимо обеспечение полного и комплексного геологического изучения недр». Систематическое увеличение в портфеле нефтяных компаний на ранней стадии освоения числа перспективных структур, подготовленных к разработке, в том числе и связанных с нетрадиционными ловушками, позволит компаниям оперировать выявленными запасами, выбирая наиболее передовые технологии и оборудование, очередность их освоения, а также экономически оправданное размещение дорогостоящих гидротехнических сооружений. С целью выявления скоплений нефти и газа, связанных с нетрадиционными ловушками, в статье рассмотрены зоны развития и положение таких объектов в акватории Северного и Среднего Каспия. Методики их поисков — задача сложная, которая решается на основе новейших технологий с учетом проблем в геологоразведочных работах на нефть и газ. Путями решения этой проблемы являются изучение палеогеографии и палеогеоморфологии региона в период накопления основного нефте-

газоносного комплекса, а также применение модификаций геофизических методов, позволяющих решать такие сложные задачи. Рекомендуемые направления ранее выявленных объектов, связанных со сложнопостроенными ловушками, позволят специалистам сэкономить значительные финансовые ресурсы и сократить время поисковых работ. Комплексный анализ геолого-геофизических исследований акватории Северного и Среднего Каспия [3, 6, 9] свидетельствует, что в его пределах имеются благоприятные условия для формирования залежей УВ в ловушках неантиклинального типа в зонах интенсивного выклинивания мезокайнозойских отложений. Многократные трансгрессивно-регрессивные фазы развития кайнозойского периода обусловили возможность образования клиноформ (рис. 3), присущих дельтовым участкам и палеорусловым ловушкам. Имеются косвенные признаки рифовых тел, развитых в юрских и меловых отложениях. По данным проведенных на суше и в акватории исследований представляется возможным выделить зоны различных типов нетрадиционных ловушек. На приведенной схеме (рис. 4) показаны зоны выклинивания пермотриасовых и среднеплиоценовых отложений, участки резкого сокращения мезозойских пород и т. д., палеорусло Волги, зоны косослоистых фаций, клиноформ и рифов. Наибольший интерес с точки зрения обнаружения скоплений представляют литолого-стратиграфические, клиноформные, рифовые и палеорусловые типы ловушек.

рисунок 4

Литолого-стратиграфические ловушки. В нефтегазоносном отношении подобные ловушки могут иметь место на северовосточном борту Северо-Апшеронского прогиба и западном склоне Карабогазского свода. На указанных участках отмечается резкое сокращение (а в ряде случаев полное выклинивание) триасовых, юрских, меловых, палеоген-миоценовых и плиоценовых отложений. На отдельных участках сейсмических разрезов заметно выклинивание верхнемеловых отложений, местами размытых, перекрытых горизонтально залегающими породами палеогена. При этом наклонно залегающие слои на сейсмических профилях четко выражены и хорошо прослеживаются до зоны размыва, а перекрывающие их горизонты слабо выражены. Протяженность этих участков литолого-стратиграфических ловушек более 100 км, ширина 10–30 км. Глубины положения ловушек неантиклинального типа на северо-восточном борту Северо-Апшеронского прогиба достигают 3–7 км. Клиноформный тип ловушек. Ловушки подобного типа предполагаются на территории Дагестана, область их распространения связывается с зонами развития линзовидных тел в глинистой толще Майкопа и среднего миоцена. Зона развития клиноформных ловушек располагается в восточной части Ногайской моноклинали. Их формирование связывается с Кочубеевским конусом выноса. По выраженности в осадочном чехле указанная зона отнесена к категории погребенных, глубина их залегания 3–4 км. В пределах Терско-Сулакской впадины Предгорного Дагестана Б. А. Соколовым установлено

Средний Каспий. Схема развития нетрадиционных ловушек

№ 4 (24) 2014

Разработка и обустройство месторождений

рисунок 5

Врез палеорусла Волги, заполненный среднеплиоценовыми отложениями Сейсмологический профиль № 836205 2 Q

CГ-1

N12 2000 N22

CГ-1

месторождения связанные с рифовыми ловушками, открыты на северном и восточном побережье Северного Каспия [1, 4, 8]. В пределах шельфа, примыкающего на севере к Апшеронскому полуострову, выделена зона возможного развития рифов мезозойского возраста [3]. В их пользу свидетельствует своеобразный грядовый рельеф меловых структур (Цюрупа, Камни Два Брата и др.), формирование которого можно объяснить изменениями в надрифовых отложениях в результате процессов выщелачивания хемогенных пород и последующего проседания. О наличии рифогенных фаций в районе Апшеронского архипелага говорят данные сейсмостратиграфических исследований. Краткий обзор наличия и распространения в акватории Северного и Среднего Каспия нетрадиционных ловушек позволит специалистам обратить внимание на описанные объекты и уже сейчас направить дальнейшие работы на выявление залежей связанных с таким типом ловушек.

Список использованных источников и литературы:

Обзор наличия и распространения в акватории Северного и Среднего Каспия нетрадиционных ловушек позволит специалистам обратить внимание на описанные объекты клиноформное строение низов чокракского горизонта (свиты «В» и «Г»); мощность литологического комплекса среднемиоценовых отложений, в котором имеют место клиноформы, достигает 358–400 м на северном борту Сулакской впадины, а на ее погружении — 600–700 м [6]. Вдоль зоны предгорий Кавказа выделяется вторая зона выклинивания среднемиоценовых отложений, разбитых системой надвигов, смятых в складки. С такими ловушками в этой зоне связаны залежи месторождений Избербаш, Инчхе-море, Каякент, Ачи-Су, Махачкала и Тернаир. Палеорусловые типы ловушек. В акватории Северного и Среднего Каспия были протрассированы палеорусловые зоны [9, 10]. Анализ сейсмических разрезов с применением сейсмостратиграфии позволил выделить в Среднем Каспии глубокие врезы (рис. 5), образованные руслами палео-Волги и палео-Терека на уровне меловых, палеогеновых и олигоценовых отложений. Палеорусловая зона ловушек простирается на большие расстояния на платформенной части Северного и Среднего Каспия. В отложениях палеогена и мела врезы хорошо фиксируются границей размыва и параллельно расположенными отражающими границами. Характер динамически хорошо выраженных отряжающих границ, заполняющих врезы слоев, указывает на преимущественный песчанистый состав пород. Ширина палеорусла достигает 10–25 км и простирается с севера на юг на расстояние более 240 км. Мощность палеорусловых отложений местами достигает нескольких сот метров. В наиболее погруженной части палеоруслового вреза мощность составляет 500–700 м, а на отдельных участках — 1000–1200 м. Возраст осадков, заполняющих палеоврез, среднеплиоценовый. Рифовые ловушки. В Северном Каспии выявлено гигантское месторождение УВ Кашаган, приуроченное к ловушкам рифового типа. Аналогичные 68

1. Архипов А. А., Исмагилов Д. Ф., Попков В. И., Терехов А. А. Биогермные постройки тенгизского типа на акватории Северного Каспия // Разработка нефтегазовых месторождений. — М.: ВНИИОЭНГ, вып. 2, 1992. — С. 37 2. Вершовский В. Г., Евик В. Н., Бочкарев А. В. Резервы восполнения сырьевой базы старых нефтегазодобывающих районов Северного Кавказа // Сборник научных трудов «Строительство газовых и газоконденсатных скважин». — М.: ВНИИГАЗ, 1993. — С. 77–83. 3. Ермаков В. И., Мурадян В. М., Ледовская Г. И. Рациональные направления поисково-разведочных работ на нефть и газ в акватории Среднего Каспия / М.: ВНИИГАЗ, 1996. — 51 с. 4. Исмагилов Д. Ф., Козлов В. Н., Попков В. И., Терехов А. А. Особенности строения и перспективы нефтегазоносности подсолевых отложений Северного Каспия. Основные направления геологоразведочных работ в Поволжско-Прикаспийском регионе на 2002 год и последующие годы // Саратов, 2002. — С. 50–53. 5. Козак Г. П., Кучерук Е. В., Лазарук Я. Г. Перспективы поисков неантиклинальных ловушек нефти и газа в нижнекаменноугольных отложениях северо-запада Днепровско-Донецкой впадины / Геология нефти и газа, № 2, 1982. 6. Кунин Н. Я., Косова С. С., Блохина Г. Ю. Новые типы ловушек в сарматских отложениях Восточного Предкавказья / Геология нефти и газа, № 8, 1989. 7. Муслимов Р. Х., Ананьев В. В., Смелков В. М. и др. Методы прогноза, поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений / Казань: изд-во КГУ, 2007. — 320 с. 8. Попков В. И., Жданок В. И., Исмагилов Д. Ф., Марышева Е. И. Результаты детальной сейсморазведки МОГТ в юго-восточной части Северного Каспия // Разработка нефтегазовых месторождений. — М.: ВНИИОЭНГ, вып. 2, 1991. — С. 15–21. 9. Попков В. И. Тектоника, история формирования и перспективы нефтегазоносности платформенных отложений Среднего Каспия // Материалы ХХХ научно-технической конференции. — Ставрополь: СевКавГТУ, 2000. — С. 34–39. 10. Халилов Н. Ю., Твердохлебов И. И., Твердохлебова Л. Л. Методы поисков скопления флюидов на малых глубинах и в неантиклинальных ловушках на акватории Каспийского моря // Всесоюзная научная конференция «Методика поисков стратиграфических и литологических залежей нефти и газа», Баку, 1983.

Инженерные изыскания

ФАКТОРЫ ГЕООПАСНОСТИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ И ИХ МОНИТОРИНГ В с тат ь е расс м от р ены т ипы г ео оп ас ны х яв лений и и х в оз д ейс т вие на линейные природно -технические сис темы, нефте- и га зотру бопроводы. Приве дены примеры комп лексного решения за д ач лок а льного г еод ин а мичес ког о мони тор инга г ео оп ас ны х пр оц ессов и яв лений на линейных об ъек та х в ус ловиях юга России (« Юж ный поток »). К лючевые с лова: факторы геоопасности; линейные объекты; трубопроводы; опасные геологические процессы; опасные природные процессы; геодинамический мониторинг; геотехнический мониторинг; ра зработк а сетей мониторинга; воздушное ла зерное ск анирование ( УДК 551.3:551.4)

Баборыкин М. Ю.

Жидиляева Е. В.

р у ко в о д и т е л ь г р у п п ы м о н и то р и н га и

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

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

м о н и то р и н га и г ео и н ф о р м а ц и о н н ы х с и с т ем

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

ООО « Г ео п р о ек тс т р о й »

Погосян А. Г. к. т. н., в е д у щ и й с п ец и а л и с т г р у п п ы м о н и то р и н га и г ео и н ф о р м а ц и о н н ы х с и с т ем ООО « Г ео п р о ек тс т р о й »

Введение В настоящее время в России реализуются масштабные проекты строительства линейных природно-технических систем (ПТС) — трубопроводов и газопроводов («Южный поток», «Сила Сибири» и т. д.) — в сложных географических условиях с интенсивным развитием экзогенных опасных природных процессов (ОПП), приводящих к различным геоопасным явлениям, негативно воздействующим на линейные объекты и всю техническую инфраструктуру осваиваемых месторождений и транспортировки добытых полезных ископаемых. В частности, в условиях севера природные экосистемы проявляют низкую устойчивость к техногенному воздействию, в связи с этим проблема мониторинга и предсказания ОПП при реализации масштабных проектов строительства линейных сооружений в Сибири приобретает особое значение. Мировой опыт показывает что 70

затраты на предотвращение последствий негативного воздействия опасных природных процессов в 15 раз больше, чем затраты на мероприятия, обеспечивающие прогнозирование и готовность к геоопасным явлениям [1]. Особенно уязвимыми к воздействию экзогенных ОПП являются линейные сооружения в силу их значительной протяженности, пересечения разных климатических и природных зон с разными инженерно-геологическими условиями. Воздействие геоопасных явлений на линейные природно-технические системы, такие как нефте- и газопроводы, могут привести к чрезвычайно серьезным экологическим последствиям (разрывы труб в наземных внутрипромысловых и магистральных трубопроводах и др.). На территории Российской Федерации к 1997 г. эксплуатировалось 350 тыс. км внутри промысловых трубопроводов, на которых ежегодно отмечалось свыше 50 тыс. случаев прорывов и нарушений [2]. Очевидна необходимость создания условий надежной эксплуа-

Факторы геоопасности при проектировании и эксплуатации трубопроводов и их мониторинг

тации линейных трубопроводов в условиях развития геоопасных явлений — повышения их геобезопасности. Опыт борьбы с различными негативными воздействиями геоопасных явлений на линейные сооружения показал, что эксплуатационная надежность в сложных природных условиях определяется не только проведением защитных мероприятий и ремонтных работ. Обязательным условием повышения геобезопасности является создание системы эффективного мониторинга как основы управления линейных природно-технических систем. Таким образом, рациональная технико-методическая организация работ по геодинамическому и геотехническому мониторингу линейных ПТС является актуальной задачей.

Геоопасные явления на линейных трубопроводах Согласно нормативной документации (действующей и обязательной для применения в целях выполнения требований технического регламента), опасные геологические процессы (геоопасные явления), оказывающие отрицательное воздействие на линейные сооружения и народнохозяйственные объекты, связаны с такими компонентами геоопасности, как оползни, обвалы, карст, селевые потоки, снежные лавины и др. [3, 4, 5]. Происходящие в верхних горизонтах земной коры геологические процессы отличаются многообразием форм, обладают специфическими механизмами и закономерностями развития и пользуются широким распространением на территории Российской Федерации. Выделение геологической формы движения материи в виде экзогенных геологических процессов необходимо для инженерно-хозяйственного освоения территории. При системном подходе следует учитывать, что все геологические процессы подчиняются определенным, свойственным только им закономерностям развития, которые основаны на общих законах развития неорганической материи. Проявление геологических процессов неразрывно связано с определенным материальным носителем — горными породами, в которых они развиваются. Также необходимо учитывать, что сами горные породы возникают благодаря определенным геологическим процессам, которые в свою очередь подвергаются вновь протекающим процессам [6]. Благодаря этому утверждению появляется возможность применения системного подхода при изучении среды. Системный подход заключается в возможности разделения площади исследования на сегменты, характеризующиеся развитием определенного типа геоопасных явлений, и группирования опасных геологических процессов (ОГП) по качественно значимым признакам в зависимости от доминирующего влияния тех или иных опасных природных процессов. Возможность группированного учета особенностей распределения геологических условий на протяжении всей территории и сегментирование территории по этому признаку позволят выработать оптимизированную программу исследований выявленных объектов, отвечающих критериям минимизации производственных затрат. Для успешного выявления геоопасных явлений необходимо систематизировать типы геоопасных явлений, установить и описать признаки, предшествующие

Factors of geo hazard during engineering design and operation of pipelines and monitoring of them

Baborykin M. Y. Head of the group for monitoring and geographic information systems of “Geoprojectstroy”, LLC, Krasnodar, e-mail: baborykin.my@injgeo.ru Zhidilyaeva E. V. Chief specialist of the group for monitoring and geographic information systems of “Geoprojectstroy”, LLC, Magister of geology, Krasnodar. Pogosyan A. G. Chief specialist of the group for monitoring and geographic information systems of “Geoprojectstroy”, LLC, Candidate of Technical Sciences, Krasnodar.

The article analyzes the types of geological hazard and their impact on linear naturaltechnical systems of oil and gas pipelines. It provides examples of complex solution of the tasks of local geodynamical monitoring of geo hazards on linear facilities under the conditions of Southern Russia (South Stream). Keywords:factors of geo hazard, linear facilities, pipelines, geological hazard, natural hazard, geodynamical monitoring, geotechnical monitoring, development of monitoring networks, aerial laser scanning.

Происходящие в верхних горизонтах земной коры геологические процессы отличаются многообразием форм, обладают специфическими механизмами и закономерностями развития и пользуются широким распространением на территории РФ опасному явлению, и спрогнозировать возможные последствия их воздействия на конкретные объекты мониторинга. В то же время при составлении перечня геоопасных явлений, обусловленных экзогенными ОПП, и определении количественных критериев их оценки важно учитывать особенности региональных условий [7]. Необходимо провести типизацию условий прокладки трасс линейных объектов с учетом оценки влияния всех возможных факторов геоопасности и № 4 (24) 2014

Инженерные изыскания дифференцировать их по степени влияния на те или иные элементы линейного сооружения. Прокладка линейных трубопроводов на пересеченной местности сопряжена с подрезками и потерей устойчивости склонов, нарушением естественных природных условий (изменение теплового режима и водного режима грунтов, активизация экзогенных процессов и т. д.). Материал в области земельного отвода также оказывает влияние на окружающую обстановку при прокладке земельного отвода через некоторые природные процессы (такие как перемещение масс и эрозия). При этом различные геоопасные явления могут воздействовать как независимо, так и в совокупности, и, находясь на расстоянии друг от друга, также могут усиливать друг друга с точки зрения воздействия на три главных элемента трубопроводов: труба, траншея, засыпка траншеи (присыпка, подсыпка). В зарубежной литературе уже накоплен значительный опыт в исследовании факторов геоопасности и всего многообразия типов геоопасных явлений, воздействующих на линейные трубопроводы, и проведена их систематизация по характеру их проявления, по степени воздействия и признакам их выделения. Ниже приведены факторы геоопасности, потенциальные эффекты и элементы линейного сооружения, подверженные негативному воздействию. Различные геоопасные явления поделены на группы по типу фактора геоопасности. Массоперенос: - глубокий оползень: глубокие вращательные или сложные разрывы продольно или поперечно ориентированных склонов — быстрая нагрузка и деформация трубопровода, обнажение трубопровода или погружение на глубину, разрушение земельного отвода и засыпки траншеи, уязвимость трубопровода зависит от направления нагрузки; - крип: постепенное перемещение вниз по склону почвенного слоя в пределах мерзлых или немерзлых склонов — постепенная нагрузка и деформация трубопровода (продольная или латеральная), смещение техногенного грунта (засыпки траншеи), нарушение целостности траншеи (земельного отвода); - криповый разрыв: внезапный разрыв протаявших многолетнемерзлых склонов как следствие постепенного смещения масс вниз по склону — постепенная нагрузка и деформация трубопровода, ведущая к быстрому погружению и к деформации (продольной или латеральной); - солифлюкция (отделение оттаявшего слоя): неустойчивые пологие склоны, вызывающие перемещение вниз по склону оттаявшего слоя почвы над многолетнемерзлыми породами — уменьшение покрывающего слоя и обнажение трубопровода, возможны продольные или латеральные погружения по склону вместе с оттаявшим слоем; - обвал или каменная лавина: перемещение вниз по склону как отдельных блоков, так и разрушенных масс горных пород — внезапная вертикальная нагрузка на трубопровод и увеличение глубины местоположения (захоронения), возможны повреждения траншеи и обнажения трубопровода; - обломочный поток (каменные реки): перемещение вниз по склону увлажненных обломков — внезапная вертикальная нагрузка трубопровода и увеличение 72

глубины захоронения трубы (прокладки), возможны повреждения траншеи и обнажения трубопровода; - снежная лавина: перемещение вниз по склону снега, льда и обломков горных пород — внезапная вертикальная нагрузка на трубопровод и увеличение глубины захоронения (прокладки), возможны повреждения траншеи и обнажения трубопровода. Сейсмичность: - сбросовое смещение (поперечный сброс): смещение вдоль существующего сдвига — сдвиговая деформация, нагрузка на трубопровод в зоне влияния сдвига; - динамическое разжижение: внезапная потеря прочности и/или перемещение почвы, подвергшейся динамическому воздействию — латеральное раздвижение грунта в зоне траншеи, подъем трубы (плавучесть) или оседание трубы, вызывающее деформацию изгиба и/или обнажение; - динамические колебания грунта: колебания грунта как следствие сейсмической нагрузки — динамическая нагрузка трубы. Гидротехническое воздействие: - вертикальный размыв: вертикальная водная эрозия материала выше трубы через существующие каналы — отделение покрытия трубы или обнажение трубы; - канал (русло) миграции: миграция канала (боковой размыв) в пойме (или при плоскостном смыве), вызывающая почвенную эрозию над трубопроводом выше глубины захоронения трубы — уменьшение покрытия или обнажение трубы, возможные открытые участки, ведущие к деформации трубы под действием попадаемых крупных обломков; - плавучесть (подъем трубы): небольшая масса почвы (грунта) и поднимающийся уровень грунтовых вод нарушают устойчивость трубопровода, что обуславливает подъем трубы — потенциальное обнажение трубы, изгиб вследствие подъемного смещения части трубы при наличии незатронутого участка трубы; - речной дренаж: прорезание (образование глубоких выемок), вызывающее быстрый дренаж воды и соответствующую эрозию вдоль пути дренажа, пересекающей траншею — потенциальное обнажение трубы и/или открытые участки, деформации трубы под действием попадаемых обломков крупных обломков; - затопление прибрежных районов и паводки: изменения уровня моря в низко залегающих прибрежных участках или уровня воды во внутренних водоемах — обводнение (затопление) траншеи, воздействие плавучести на трубу, возможна эрозия вследствие воздействия волн. Эрозия: - эрозия засыпки: водный перенос засыпки траншеи и связанная с этим потеря устойчивости трубы — изгиб трубы/обнажение, обусловленное подъемным перемещением трубы, ухудшение условий за счет потери прочности и усталости материала трубы; - эрозия земельного отвода: водный перенос частиц почвы (грунта) вдоль земельного отвода — потеря почвенного покрова на земельном отводе, возможно заиление (отложение наносов); - подповерхностная (приповерхностная, подпочвенная) эрозия: водная транспортировка подповерхностного материала потоками грунтовых вод — потеря опоры под трубой, возможно развитие пустот, возможно заиление (отложение наносов).

Факторы геоопасности при проектировании и эксплуатации трубопроводов и их мониторинг

Геохимическое воздействие: - дренаж химически активных вод: воздействие на трубу химически активными водами — окисление; - карстовые провалы: оседание грунта вследствие развития карстовых воронок (провалы активного карста или палеокарста) ниже трубы — возможность обнажения трубы и появления открытых участков в зависимости от размеров и глубины провалов; - засоленность почвы / подстилающих пород: воздействие на трубу солеными грунтовыми водами — окисление. Замораживание немерзлых грунтов: - морозное вспучивание (вокруг трубы): подъем трубы в области развития мерзлых поднятий в немерзлых участках — деформация трубы, вызванная противодействием изгибу/поднятию в области замороженной почвы; - морозное вспучивание (засыпки траншеи): вспучивание поверхности выше засыпки вследствие заморозки грунта — нарушение поверхности дренажа вдоль траншеи вследствие вспучивания засыпки; - проявление мерзлых утолщений (пересеченной местности): уменьшение водопроницаемости почвы вследствие замерзания — нарушение поверхности дренажа снизу и сверху трубопровода, возможно увеличение порового давления и образование наледи на боковых склонах с разгрузкой грунтовых вод; - проявление мерзлых утолщений (водных пересечений): уменьшение водопроницаемости почвы и вздымание грунта вследствие замерзания, сужение водных путей — нарушение русла и условий обитания рыб или миграции рыб; - ледяное внедрение: поднятие грунта вследствие увеличенного давления под замерзшим слоем в условиях нарушения подповерхностного дренажа на секущих склонах — увеличение порового давления и возможная эрозия, связанная с высвобождением удерживаемой воды или таянием ледяного нароста трубопровода; - растрескивание ледяного клина: внезапное пространственное растрескивание ледяного клина в условиях промерзшего грунта — образование пространственного ограниченного напряжения смещения/растяжения в трубе и связанные с этим сдвиговые напряжения вблизи растрескивания ледяного клина. Таяние многолетнемерзлых грунтов: - оседание (трубы): дифференцированное (разноглубинное) оседание трубы вследствие таяния многолетнемерзлых пород — деформация трубы вследствие изгибов в области разноглубинной осадки; - таяние (оседание) засыпки траншеи: потеря покрытия трубы и прочности грунта вследствие таяния основания — появление условий для эрозии в погруженной части засыпки траншеи, обнажение трубы и/или смещение трубы; - таяние (оседание) земельного отвода: оседание вдоль траншеи вследствие таяния многолетнемерзлых пород — нарушение поверхности дренажа через траншею вследствие оседания грунта; - таяние ледяного расширения у подножия склонов: быстрое таяние льда на склонах — образование порового давления и потеря прочности почвы и, как следствие, возникновение термальной эрозии, возможны формирования пустот ниже трубы, способствующий фактор для склоновых смещений; - термокарст: таяние массива льда или ледяного клина, вызывающее проседания поверхности — нарушение

поверхности дренажа через траншею вследствие проседания, также возможно проявление плавучести. Специфические почвы (грунты, образования): - вдавливание валунами / крупной галькой: взаимодействие трубы с валунами/галькой и более мелкими обломками пород в нижней части засыпки траншеи — точечная нагрузка / вмятины трубы; - статическое разжижение: провалы в лессовых образованиях грунта вследствие поверхностной нагрузки или эффектов грунтовых вод — нарушение траншеи, возникновение условий для обнажения трубы; - податливые и элювиальные грунты: возмущение податливых или элювиальных грунтов в процессе прокладки трубопровода или других конструктивных решений — быстрая потеря прочности грунта, вызывающая текучесть или неустойчивость грунта в пределах траншеи, что может привести к деформациям трубы вследствие латеральной нагрузки, повышения глубины или потери опоры. Вулканическая активность: - пеплопады: аккумуляция пепла — изменение глубины прокладки трубы в результате увеличенной нагрузки на трубу, препятствия доступа к трубопроводу; - грязевые потоки (на склоне грязевого вулкана): грязевые потоки, включающие в себя пирокластический материал и воду — изменение глубины прокладки трубы в результате увеличенной или уменьшенной нагрузки на трубу, препятствия доступа к трубопроводу; - пирокластический поток: перенос и аккумуляция пирокластического материала — изменение глубины прокладки трубы в результате увеличенной или уменьшенной нагрузки на трубу, возможно обнажение трубы, препятствия доступа к трубопроводу. Представленный выше перечень геоопасных факторов не претендует на какую-либо классификацию, и сформирован по типу фактора воздействия на основе практического мирового опыта исследований [8] для понимания механизма негативного воздействия на линейную инфраструктуру трубопроводов. Таким образом, учитывая все многообразие факторов и геоопасных явлений, воздействующих на линейные объекты (трубопроводы), требуется эффективный комплекс режимных наблюдений как основа локального геодинамического и геотехнического мониторинга. Следует обратить внимание на то, что перечень геологических процессов, способных негативно влиять на трубопроводы, несколько больше представленных в своде правил, действующих при производстве инженерных изысканий на территории Российской Федерации [9], при выявлении (изучении) геоопасных явлений и разработке сетей мониторинга необходимо учитывать и факторы, не вошедшие в нормативную документацию.

Мониторинг геоопасных явлений Общая структура мониторинга геологической среды вдоль трассы линейных сооружений включает в себя подсистемы регионального, локального и детального уровней. В систему мониторинга трассы трубопровода детального уровня входят режимные наблюдения, включающие обследование состояния трубопровода и анализ развития различных инженерно-геологических № 4 (24) 2014

Инженерные изыскания процессов вдоль трубопровода [2, 10]. Обследования трубопровода и измерения проводятся раз в 0,5 и 2 года, что позволяет получить объективную картину изменений параметров природно-технической системы [2]. Главной целью мониторинга является прогноз развития системы и принятия на его основе рекомендаций и решений по управлению рассматриваемой системы [2]. Вместе с тем достижение главной цели мониторинга невозможно без эффективной организации наблюдений в процессе мониторинга. Необходимо применение эффективных методик и технических средств наблюдений, обеспечивающих сбор информации для последующего анализа и оценки состояния системы, установления тенденции развития соответствующей системы как основы принятия управленческих решений [10]. К методам и средствам наблюдения в системе мониторинга предъявляются достаточно высокие требования, их проведение должно основываться на рациональной технико-методической базе и научном обосновании, а также отвечать принципам рациональной пространственно-временной организации процесса мониторинга [11]. Эффективная технико-методическая база режимных наблюдений в системе геодинамического мониторинга должна обеспечивать: - получение качественных и количественных характеристик системы и оценку изменений их во времени; - установление закономерностей развития процессов и явлений и выявление причин, их обуславливающих; - предупреждение опасных и катастрофических проявлений процессов; - составление прогноза развития процессов и опасных явлений; - обоснование необходимых мероприятий по охране геологической среды, обеспечению устойчивости сооружений, управлению геологическими процессами и явлениями. Мониторинг геоопасных явлений в сложных географических условиях при строительстве и эксплуатации линейных трубопроводов носит комплексный характер. Оценка и прогноз геоопасных явлений и факторов, их обуславливающих, требует изучения всей сложившейся обстановки инженерно-геологических условий, вызванных воздействием природных и техногенных факторов. Наиболее распространенные сочетания опасных природных процессов, требующие комплексных решений: склоновые — вместе с процессами на берегах морей и водохранилищ, абразионными и эрозионными — на реках; эрозионно-селевые в долинах горных и предгорных областей — совместно с оползневыми; карстовые и суффозионные; просадочные в лессах и пепловых образованиях; снежные и снежно-каменные лавины. [3, 4]. Все типы геоопасных явлений, приведенные выше и обусловленные экзогенными ОГП, а также воздействием техносферы на природную среду, находят свое отражение в морфометрическом строении и в морфодинамике рельефа. В связи с этим в качестве основных режимных наблюдений геодинамического и геотехнического мониторинга составляют как наземные наблюдения сооружений, вписанных в геоэкологическую среду, так и дистанционные наблюдения за морфологией и морфодинамикой рельефа — как основы выявления, оценки и прогноза геоопасных явлений [12, 13]. Очевидно, важным обстоятельством является подбор наиболее оптимального 74

комплекса технических средств и методов наблюдений с учетом особенностей объекта исследований (размеров площади, протяженности), а также показателей их надежности и экономичности. В качестве технической базы и методов наблюдений за морфодинамикой и сооружениями используются методы и приборы как дистанционных наблюдений, так и классических наземных геодезических измерений, а в случае необходимости привлекается специализированное оборудование для геотехнических наблюдений. При этом геоопасные процессы являются трехмерными пространственно-временными объектами, успешное их выявление и оценка их динамики во времени возможны только на базе методов высокоточных трехмерных пространственно-временных наблюдений, позволяющих строить трехмерные пространственно-временные геомодели и определять малейшие признаки в динамике модели, предшествующие развитию геоопасного явления. В настоящее время при решении задач геодинамического мониторинга на основе анализа и интерпретации результатов комплекса классических наземных высокоточных геодезических измерений определяются плановые и вертикальные смещения, а с использованием измерений, разнесенных по времени, строится динамическая модель геопространства. Однако такой подход позволяет получать величины смещения лишь в точках установки реперов, что недостаточно для достоверного построения площадного покрытия и пространственновременного представления процессов, а также требует большого количества времени для картографирования и режимных наблюдений в процессе мониторинга. Для повышения эффективности решения задач классической наземной геодезии в настоящее время все шире применяется технология воздушного и наземного лазерного сканирования. Одними из основных преимуществ лазерного сканирования (ЛС) в сравнении с классическими наземными наблюдениями являются скорость и полнота полученной информации, возможность построения трехмерных пространственно-временных цифровых моделей рельефа из облака точек режимных измерений. Преимущества и возможности применения технологии воздушного лазерного сканирования, в частности при выделении оползневых форм на линейных объектах, были представлены 10 июня в докладе «Дешифрирование опасных геологических процессов для повышения качества на линейных объектах» на конференции «Инженерные изыскания на линейных объектах» (г. Москва) [14]. На рисунке 1 представлена оптимизированная логическая схема комплекса инженерно-геологических изысканий и геодинамического мониторинга, включающая применение дистанционных наблюдений ЛС. Следует обратить внимание — результаты дешифрирования данных ЛС используются на всех этапах комплекса изысканий, что позволяет опережающе решать отдельные задачи на разных этапах изысканий и тем самым повышать качество и эффективность всего комплекса инженерно-геологических изысканий. Ниже приведены примеры, иллюстрирующие преимущества применения ЛС при дешифрировании геоопасных объектов. При выполнении работ системами воздушного лазерного сканирования формируется системное восприятие совокупности объектов и всегда существует

Факторы геоопасности при проектировании и эксплуатации трубопроводов и их мониторинг

рисунок 1.

Оптимизированная логическая схема комплекса инженерно-геологических изысканий

№ 4 (24) 2014

Инженерные изыскания

рисунок 2.

Воздушное лазерное сканирование, проведенное в благоприятных условиях с высокой точностью:

а) вид сверху с вертикально расположенным излучателем освещения; б) высокоточная 3D-модель рельефа; в) высокоточная 3D-модель рельефа с контурами оползневых тел, 1 — бровка срыва; 2 — тело оползня; 3 — трещина растяжения; 4 — линейная эрозия.

возможность детализации для уточнения того или иного геоморфологического элемента (рис 2). Кроме того, избыточность получаемых данных позволяет использовать их для решения перспективных задач, ранее не запланированных, без дополнительного проведения съемочных работ на объекте [15]. Опыт применения воздушного ЛС при решении задач мониторинга ОГП на линейных объектах показал, что применение ЛС позволяет отчасти сократить время выполнения полевых работ и эффективно решать стандартные задачи геодезии при картографировании, а также задачи обнаружения геоопасных явлений и их 76

мониторинга. Практический опыт реализации работ по воздушному ЛС позволил сформулировать основные технико-методические требования при мониторинге ОГП на линейных объектах [14, 15, 16]. В зарубежной литературе известны также примеры успешного применения наземного лазерного сканирования при мониторинге динамики оползневого объекта в Италии [17]. Вместе с тем в условиях наблюдений на участках со сложными метрологическими свойствами объектов (сложный, сильно залесенный рельеф) (рис 3.), точность измерения ЛС недостаточна для проведения достоверных построений и оценки морфодинамики

Факторы геоопасности при проектировании и эксплуатации трубопроводов и их мониторинг

геоопасных явлений, ошибки измерения могут достигать нескольких метров. Учет факторов, ухудшающих качество съемки в реальных условиях, практически невозможен или очень сложен и требует применения математического моделирования процесса сканерной съемки конкретных объектов. В связи с чем в наиболее труднодоступных для высокоточного дистанционного измерения на сложных участках необходимо использовать другой подход, а именно классический геодезический метод [18] (либо с дополнением наземного ЛС, либо без него) с адекватной расстановкой геодезических профилей и при необходимости специализированного оборудования (инклинометры, тросовые реперы, экстензометры и др.), что ведет за собой удорожание, но позволяет получить необходимые данные для достоверных последующих прогнозных оценок на соответствующих участках. Классические геодезические измерения деформаций, базирующиеся на установке реперов в неподвижном грунте, необходимы также для привязки и верификации данных ЛС. Следует отметить, что возможность опережающего фиксирования участков проведения наземных наблюдений существенно оптимизирует процесс мониторинга, на протяженных линейных объектах снижая время и трудозатраты наблюдений, и является одним из преимуществ применения технологии воздушного ЛС в сочетании с наземными наблюдениями. Так, особое внимание при мониторинге линейных трубопроводов уделяется разработке программы наблюдений. Программа наблюдений составляется с учетом оптимизации пространственно-временных принципов мониторинга. На первом этапе (цикле) по данным первого залета ЛС реализуется районирование территории по условиям возникновения и развития геологических процессов и явлений. На основе первого этапа измерений намечаются районы детальных режимных наблюдений и геодинамического мониторинга. Выявленные на первом этапе геоопасные явления (оползни, сели, обвалы) и их ореолы четко фиксируются в пространственном положении. Производится инженерная оценка склонов по возможным результатам прямого или косвенного воздействия склоновых процессов на инженерные объекты как линейного, так и площадного (ареального) вида [19]. Далее, исходя из анализа общей инженерно-геологической обстановки района исследований и типа выявленных ОГП, принимается решение о необходимости проведения повторных циклов наблюдений для оценки динамики и интенсивности развития того или иного опасного явления, а также проведения наземных натурных наблюдений. При необходимости проводятся дополнительные наземные инженерно-геологические исследования для уточнения причин возникновения явления и оценки факторов, воздействующих на его развитие. На основе практического опыта применения технологии воздушного и наземного ЛС считается целесообразным оптимизировать проводимые мероприятия по геодинамическому и геотехническому мониторингу с позиции сокращения производственных затрат и одновременного повышения качества выполнимых исследований. С этой целью рекомендуется применение нижеприведенного рационального

комплекса наблюдений на этапах геодинамического и геотехнического мониторинга: 1. Геодинамический мониторинг включает комплекс технологий: - воздушное лазерное сканирование (ВЛС); - наземное лазерное сканирование (НЛС); - наземные геодезические профили; - наземное геотехническое оборудование; - комбинирование ВЛС и наземных геодезических профилей; - комбинирование ВЛС, НЛС и наземное геотехническое оборудование. 2. Геотехнический мониторинг включает комплекс технологий: - комбинирование ВЛС и геотехническое оборудование; - комбинирование НЛС и геотехническое оборудование; - наземные геодезические профили и геотехническое оборудование. Таким образом, на этапе геодинамического мониторинга с применением комбинированной технологии ЛС и геодезических наземных профилей (с деформационными знаками) разрабатывается рациональная программа последующего геотехнического мониторинга. При этом статические и динамические модели, построенные на этапе геодинамического мониторинга, на базе результатов выполненных режимных наблюдений ЛС будут использованы для оценки изменений динамической модели с учетом техногенного воздействия на конкретные участки исследования. Выявленные изменения в геоэкологической обстановке позволят оптимизировать организацию и состав последующих наземных наблюдений на этапе геотехнического мониторинга. Так, для оптимизации производственных затрат и времени наблюдений на этапе геотехнического мониторинга используются ранее заложенные сети геодезических профилей с целью контроля стабильности условий вне зоны строительства технических сооружений. Непосредственно в зоне технического сооружения применяются технологии наземного лазерного сканирования, контрольные геодезические марки в защитных сооружениях, глубинные тросовые реперы на ключевых участках оползневых тел, а также, при необходимости (в сложных геологических условиях описанных выше), различные комбинации вышеприведенных технологий. Конечной целью мониторинга является снижение рисков и повышение геобезопасности объектов мониторинга. Ниже приведены варианты возможных сценариев мониторинга природных опасностей, нацеленных на снижение рисков и создание условий надежной эксплуатации в условиях наиболее распространенных геоопасных явлений в пределах коридора трубопроводов и с учетом характера их воздействия на три главных элемента трубопровода (см. табл. 1). Эти варианты снижения рисков могут быть разными на каждом проекте в зависимости от категории важности объекта мониторинга и его конструктивных особенностей. Таким образом, применение рационального комплекса методов наземных и дистанционных наблюдений позволяет решать задачи по выявлению и оценке геоопасных явлений на трассах линейных объектов, № 4 (24) 2014

Инженерные изыскания

рисунок 3.

Воздушное лазерное сканирование, проведенное в неблагоприятных условиях

инженерно-геологические данные, содержание которых зависит от техники и методики выполненных наблюдений.

Список использованных источников и литературы:

а) вид сверху с вертикально расположенным излучателем освещения; б) 3D-модель рельефа; 1 — зона с плотным облаком лазерных точек (высокая точность съемки); 2 — зона с не плотным облаком лазерных точек (низкая точность съемки).

минимизируя при этом производственные затраты, и является информационной основой для дальнейших мероприятий по снижению рисков и повышению надежности эксплуатации линейных объектов.

Заключение Успешное достижение цели мониторинга — эффективное управление природно-технической системой с целью снижения рисков и обеспечения геобезопасности — напрямую зависит от качества учета инженерно-геологических условий обуславливающих все многообразие геоопасных явлений. Для достижения этой цели необходимо применение рационального технико-методического комплекса наблюдений в системе мониторинга с учетом сложности строения и свойств объектов исследования. С целью успешного решения проблемы прогноза опасных геологических явлений, обоснования проектов и осуществления защитных мероприятий необходимы обстоятельные 78

1. Осипов В. И. Природные катастрофы на рубеже ХХ века // Вестник РАН, 2001. — Т. 71. — № 4 — С. 291–302. 2. Королев В. А. Мониторинг геологических, литологических и экологических систем / М.: КДУ, 2007 г. — С. 67; 245–248. 3. СНиП 116.13330.2012. Инженерная защита территорий, зданий и сооружений от опасных геологических процессов. Основные положения. Актуальная редакция СНиП 22-022003. 4. СНиП 22-02-2003. Инженерная защита территорий, зданий и сооружений от опасных геологических процессов. Основные положения. 5. СНиП 2.06.15-85. Инженерная защита территорий от затопления. 6. Инженерная геология России // Под общей редакцией Трофимова В. Т. и Калинина Э. В. — Инженерная геодинамика территории России. — М.: КДУ, 2013 г. — Т. 2. — С. 11–14. 7. Пендин В. В. Комплексный количественный анализ информации в инженерной геологии // М.: КДУ, 2009 г. — С. 33–53. 8. Mones Rizkalla, Rodney S. Read. The assessment and management of pipeline geohazards / 2007. Rio Pipeline Conference & Exposition, Annals. 9. СП 11-105-97. Части I–V. Инженерно-геологические изыскания для строительства. 10. Иванов И. П., Тржцинский Ю. Б. Инженерная геодинамика // СПб, «Наука», 2001 г. — С. 24–28; 49–55. 11. Оползни: исследование и укрепление // Под редакцией Р. Шустера и Р. Кризека, перевод с англ. Варги А. А. и Тизделя Р. Р., под ред. Золотарева Г. С. — М.: «Мир», 1981 г. — С. 87–90. 12. СП 22.13330.2011. Основания зданий и сооружений. Актуальная редакция СНиП 2.02.01-83*. 13. СНиП 11-02-96. Инженерные изыскания для строительства. Основные положения. 14. Баборыкин М. Ю. Доклад «Дешифрирование опасных геологических процессов для повышения качества на линейных объектах» / М.: «Инженерные изыскания». — Конференция «Инженерные изыскания на линейных объектах». — 2014. 15. Баборыкин М. Ю. Мониторинг опасных геологических процессов на линейных объектах // «Инженерные изыскания», 2013. — № 10–11. — С. 44–55. 16. Баборыкин М. Ю., Жидиляева Е. В. Мониторинг оползней с использованием лазерного сканирования и геодезических наблюдений // «Инженерные изыскания», 2014. — № 3. — С. 16–24. 17. M. Barbarella, M. Fiani. Landslide monitoring using terrestrial laser scanner: Georeferencing and canopy filtering issues in a case study / 2012. International archives of the photogrammetry, remote sensing and spetial information sciences. — Volume XXXIX-B5. — P. 157–162. 18. СП 11-104-97. Инженерно-геодезические изыскания для строительства. 19. Симонов Ю. Г., Кружалин В. И. Инженерная геоморфология // М.: МГУ, 1993 г. — С. 139–144.

Факторы геоопасности при проектировании и эксплуатации трубопроводов и их мониторинг

Таблица 1.

Факторы геоопасности

Массоперенос Глубокий оползень Крип Криповый разрыв Солифлюкция Обвал или каменная лавина Обломочный поток Снежная лавина

Элементы, подверженные воздействию Засыпка Траншея траншеи (земельный АнаТруба (присыпка, лиз отвод) подсыпка) Х Х Х Х Х Х Х

Х Х Х Х O O O

V V

Варианты снижения рисков Поле- Проек- Монивая тиросъемка вание торинг V V V V

Техобслуживание

V V V V V V V

V V

V V V V

Сейсмичность Сбросовое смещение (поперечный сброс)

Динамическое разжижение

Динамические колебания грунта

V V V

V V V V

V V

Гидротехнический Вертикальный размыв Канал (русло) миграции Плавучесть (подъем трубы) Речной дренаж Затопление прибрежных районов и паводки

Х Х Х O

Х Х O Х

Эрозия засыпки Эрозия земельного отвода Подповерхностная (приповерхностная, подпочвенная) эрозия

Дренаж химически активных вод Карстовые провалы Засоленность почвы / подстилающих пород

Х Х

Эрозия

Х V

Геохимический

Замораживание немерзлых грунтов

Морозное вспучивание (вокруг трубы) Морозное вспучивание (засыпки траншеи) Проявление мерзлых утолщений (пересеченной местности) Проявление мерзлых утолщений (водных пересечений) Ледяное внедрение Растрескивание ледяного клина

Оседание (трубы) Таяние (оседание) засыпки траншеи

Х O

Таяние многолетнемерзлых грунтов

V V

Таяние (оседание) земельного отвода Таяние ледяного расширения у подножия склонов Термокарст

V V

Х O

Х Х

V V V

O Х

V V V

Специфические почвы (грунты, образования) Вдавливание валунами / крупной галькой Статическое разжижение Податливые и элювиальные грунты

Вулканическая активность

Х O Х

Пеплопады Х O O Грязевые потоки (на склоне грязевого Х Х Х вулкана) Пирокластический поток Х Х Х X — прямое воздействие на элементы трубопровода (труба, засыпка траншеи, траншея); O — опосредованное воздействие на элементы трубопровода.

№ 4 (24) 2014

Материалы и оборудование

СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОПИТАНИЯ В СЕЙСМОСТОЙКОМ ИСПОЛНЕНИИ. УСЛОВИЯ НЕОБХОДИМЫЕ И ДОСТАТОЧНЫЕ Устойчивая работа большинства технологических объектов промышленности определяется не только самими параметрами на дежного электроснабжения их систем управления и контроля, но и возможностью противостоять чрезвычайным сит уациям, к которым относятся и землетрясения. Разработка и производство сейсмостойких установок электропитания представляет собой отдельную техническую за д ачу, которую можно и ну жно решать только в комплексе со строительством объекта. Единый подход к подтверж дению сейсмической стойкости систем бесперебойного электропитания в совокупности с организационными мероприятиями позволяет гарантировать функционирование объекта как во время, так и после прохож дения расчетного землетрясения. К лючевые с лова: сейсмическ а я прочнос ть оборудования, максима льна я расчетна я интенсивнос ть зем летрясения, расчетный спектр реакции конс трукции, параметры демпфирования, сейсмос тойкое исполнение ус тановок электропитания ( УДК 624.042.7)

Новоселов Б. Н. 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 п о ра з в и т и ю ООО « Б ен н и н г П а у э р Эл ек т р о н и кс » n ovo s elov@b en nin g.ru

настоящее время следует отметить растущую потребность поставки сейсмостойкого оборудования электропитания применительно к различным объектам энергетики и связи, что, очевидно, вызвано как расширением географии строительства, так и печальным опытом с анализом последствий ряда землетрясений в стране и мире. Для выполнения подобных требований необходимо наличие соответствующей нормативной базы. Из имеющихся общепромышленных нормативных документов следует выделить, естественно, СНиП II-781 «Нормы проектирования. Строительство в сейсмических районах» и его готовящуюся новую редакцию. Общие требования в части стойкости к механическим внешним воздействиям электротехнических изделий представлены в ГОСТ 17516.1-90. Наиболее полный статистический анализ с подготовкой проектных рекомендаций был сделан еще Министерством энергетики и электрификации СССР по результатам обследования подстанций, находившихся в зоне

землетрясения 07.12.1988 в Армении. Однако в связи с развалом СССР многие полезные наработки остались в недрах архивных материалов, так и не получив дальнейшего развития. Наиболее полно данный вопрос проработан в системе атомной энергетики, где требования безопасности в части механической прочности и сейсмостойкости заставили сформировать нормативные требования как к проектированию/изготовлению, так и к приемке и испытаниям соответствующего оборудования [3, 4]. Одним из важнейших инфраструктурных объектов, который должен сохранить работоспособность при возможном землетрясении, является электрическая подстанция, в технологических нормах проектирования которой [5] желательно уделить большее внимание этому вопросу, хотя по возможности можно опираться и на материалы [6]. Во многих других отраслях промышленности и энергетики данному вопросу, к сожалению, не уделено достаточного внимания.

Системы электропитания в сейсмостойком исполнении. Условия необходимые и достаточные

В отличие от основных технических параметров электроустановок, определяющих качество их повседневной работы, сейсмостойкость изделия может потребоваться единственный раз в жизни (а то, к счастью, и никогда), однако именно этот параметр выйдет на первый план при чрезвычайной ситуации во время как землетрясения, так и другого непредвиденного механического воздействия. Особое значение сейсмическая прочность имеет для установок надежного электропитания, обеспечивающих бесперебойную работу всего комплекса защиты и управления технологического объекта. Все требования по сейсмостойкости объектов и оборудования должны базироваться на основе карт сейсмического районирования ОСР-97, имеющих группы A, B, C, D по степени вероятности возникновения землетрясений в определенный промежуток времени. Именно по ним четко видно, что районы активного развития нефте- и газодобывающей промышленности оказываются в опасных зонах (Восточная Сибирь, п-ов Камчатка, о. Сахалин). Ряд объектов уже состоявшегося олимпийского строительства и многие предприятия энергетики Северного Кавказа также находятся в непростых сейсмоопасных зонах. Требования поставки сейсмостойкого оборудования и возникают в большинстве своем применительно к данным регионам. Однако большинство отраслевых нормативных документов, касающихся энергетических объектов и их систем аварийного электропитания, ограничивается лишь общей констатацией, что их механическая прочность или сейсмическая устойчивость должны соответствовать месту географического расположения объекта [7]. А такая работа должна быть основана на комплексном подходе, когда знание и понимание физических процессов при смещениях земной коры позволяют сделать расчет возможных последствий, а грамотное проектирование и монтаж позволят избежать этих последствий. На этом работа по построению сейс-

рисунок 1.

Выпрямитель в сейсмостойком положении

ELECTRIC POWER SUPPLY SYSTEMS ON A SEISMIC DESIGN BASIS. ESSENTIAL AND SUFFICIENT CONDITIONS

Novoselov B. N. Deputy Chief Executive Officer for development, “Benning Power Electronics”, LLC novoselov@benning.ru

Steady operation of the most of industrial technological facilities is stipulated not only by the parameters of uninterruptible power supply, their management and control systems, but by the ability to withstand emergencies, including also earthquakes. Development and production of earthquake-resistant power-supply units represent a separate technical challenge, which should be met only as a part of the facility construction. Unified approach to confirmation of uninterruptible power supply systems seismic stability together with organizational measures allow to ensure functioning of the facility both during and after passing of an operating basis earthquake. Keywords: : seismic stability of equipment, maximum predicted rate of an earthquake, design base spectrum of structure response, damping parameters, seismic design basis of electric power-supply units.

мостойких систем ни в коем случае не заканчивается, так как отсутствие грамотной эксплуатации в части поддержания их механической устойчивости и должных организационно-профилактических мер могут свести на нет все первоначальные усилия. Во избежание часто встречающихся неточностей и путаницы следует пояснить, что в оценке и сравнениях силы возможных или произошедших землетрясений используются: - шкалы магнитуд (напр. ML, Ms, Mb, Mw и пр.), представляющие относительную энергетическую характеристику землетрясений. Часто упоминаемая здесь шкала магнитуд Рихтера является логарифмической, когда на ее единичное изменение приходится 32-кратное увеличение сейсмической энергии;

Сейсмостойкость изделия может потребоваться единственный раз в жизни, однако именно этот параметр выйдет на первый план при чрезвычайной ситуации № 4 (24) 2014

Материалы и оборудование

рисунок 2.

Укладка силовых кабелей

Не следует ставить задачу зданию в одиночку сопротивляться землетрясению: оно должно устоять и снизить эффект сейсмического воздействия на установленное оборудование - шкала интенсивности (Меркалли, EMS, MSK-64) дает качественную характеристику землетрясения по характеру и масштабу воздействий/разрушений. Ее ни в коем случае нельзя путать со шкалой магнитуд. В России, многих странах Европы и СНГ используется шкала MSK-64 (шкала Медведева — Шпонхойера — Карника, 1964 год) и имеет максимум в 12 баллов. Нормативы СНиП II-7-81 определяют необходимость их применения при проектировании объектов для 7–9-балльных землетрясений. Единый подход к заданию исходной сейсмологической информации требует отражать в техническом задании к поставляемому оборудованию следующие параметры: 1. Максимальная расчетная интенсивность землетрясения (МРЗ); 2. Высота установки (этажность, высота от нулевой отметки здания); 3. Спектр (расчетные спектры реакций конструкции): - ускорение горизонтальное; - ускорение вертикальное; - частота колебаний; - коэффициент демпфирования. Как мы видим, только интенсивность МРЗ характеризует район расположения объекта. Все остальные параметры связаны с характеристиками здания и смонтированного там оборудования. Именно этих параметров, которые определяются проектной организацией, зачастую и не хватает производителю в качестве полновесного технического задания. Имеющиеся доступные материалы исследований и статистический анализ дают следующую общую характеристику повреждений оборудования при землетрясениях: 82

- повреждения в результате воздействия инерционных сил (массивные элементы: радиаторы охлаждения, трансформаторы, аккумуляторные батареи и пр.); - разрушение элементов крепления и изоляторов вследствие действия резонансных нагрузок как самого устройства, так и опорных конструкций; - искажение геометрии шинопроводов при смещении оборудования (вводы, терминалы, выключатели, шинные конструкции); Данная классификация и лежит в основе комплексного подхода пакета антисейсмических мероприятий: - правильный выбор местоположения зданий/сооружений и их окружающей инфраструктуры; - сейсмоустойчивая конструкция здания; - корректный выбор и расчет оборудования, когда используется: • сейсмостойкая конструкция, как, например, показано на рис. 1; • система внешней защиты (платформа); - монтажные мероприятия (рис. 2 показывает специальные меры при укладке кабельных каналов и способы крепления); - организационные мероприятия. Первые два раздела относятся к общестроительным задачам и зачастую не всегда легко выполнимы. Не следует ставить задачу зданию в одиночку сопротивляться землетрясению, его задача — устоять и снизить эффект сейсмического воздействия на установленное там оборудование, в частности, системы электропитания. Поэтому дальнейшие усилия имеют отношения к производителю оборудования: - изготовление оборудования в специальном сейсмостойком исполнении; - сейсмостойкий сварной шкаф системы электропитания (использование стали с высоким пределом упругости); - жесткая связь конструкции установки с базовой конструкцией здания (сварное соединение с закладными); - максимальное снижение высоты шкафа установки, недопустимость использования многоярусной конструкции; - применение элементов и модулей, прошедших

рисунок 3.

Сейсмостойкие стеллажи аккумуляторных батарей

Системы электропитания в сейсмостойком исполнении. Условия необходимые и достаточные

испытания на величину фактической сейсмостойкости (или имеющих соответствующее расчетное подтверждение); - гибкие шины или использование демпферных вставок (устройства продольной и поперечной компенсации); - только гибкие связи с шинопроводами; - жесткая болтовая или сварная связь стоек/шкафов между собой; - специальные меры крепления аккумуляторных батарей, как показано на рис. 3 (вопрос сейсмостойких стеллажей уже достаточно хорошо проработан их производителями). К организационным мероприятиям относится расчет в проектно-сметной документации дополнительного аварийного комплекта запасных частей (включая требования по аварийным передвижным дизель-электрическим станциям) и его поддержание в должном качестве и количестве на протяжении всего срока эксплуатации. В перечень таких мероприятий входит также постоянное обучение персонала по программе действий в чрезвычайных ситуациях, к которым относятся, естественно, и землетрясения. Подтверждение сейсмостойкости оборудования электропитания состоит из следующих этапов: 1. Анализ основных конструктивных элементов по документации производителя (проектные и экспериментальные данные по динамическим характеристикам: собственные частоты и параметры демпфирования); 2. Для детального расчета всех геометрических, массовых и жесткостных параметров изделия необходимо построение адекватной математической модели несущей конструкции; 3. Расчеты вибрационных полей во всех наиболее важных узловых точках конструкции при указанных в ТЗ параметрах землетрясения (обобщенных спектрах реакции). Расчет максимальных перегрузок для основных узлов, входящих в состав конструкции; 4. Сравнительный анализ расчетных и допустимых значений перегрузок для встроенных узлов и приборов (значения допуска определяются либо параметрами блоков, либо по данным испытаний); 5. Полновесные испытания комплектной системы электропитания в соответствии с ГОСТ 17516.1-90 (вибростенд, ударные испытания), включая испытания системы, работающей под нагрузкой (рис. 4). Данный подход, апробированный при производстве систем надежного бесперебойного электропитания, применим и к иному, но конструктивно близкому электротехническому оборудованию — шкафам релейных защит и автоматики, телеметрии и связи. Естественно, такая сложная работа имеет смысл, если аналогичные требования распространяются на проектирование и строительство самих зданий и сооружений. Только в этом случае объект сможет выполнять свои функции как во время, так и после прохождения расчетного землетрясения. В качестве примера можно привести события совсем недавнего прошлого, когда в 2010 году произошло крупное землетрясение на острове Гаити. В результате 52 толчков магнитудой до 4,5 часть зданий операторов сотовой связи, которые были построены без учета сейсмических воздействий, была полностью разрушена. Магнитуда первого основного толчка превышала 7,0 при максимуме условных единиц шкалы Рихтера

рисунок 4.

Испытание установки на виброплатформе

рисунок 5.

Разрушенное и устоявшее здания сотового оператора

№ 4 (24) 2014

Материалы и оборудование

рисунок 6.

Пострадавшее телекоммуникационное оборудование

Выводы и предложения: - необходимость продолжения разработки как сейсмостойкого оборудования, так и антисейсмических мероприятий диктуется насущной экономической потребностью расширения географии строительства различных энергетических объектов; - специальные меры по подготовке нормативов запасных изделий и материалов должны строиться на расчетных показателях производителя оборудования; - в основе проектной проработки должно лежать комплексное использование опыта и нормативов как смежных отраслей, так и архивно-статистических материалов; - следует признать необходимость расширения и совершенствования нормативной базы и типовых проектных решений касательно строительства энергетических объектов в сейсмоопасных районах.

рисунок 7.

Системы электропитания, противостоявшие стихии

Сейсмостойкое оборудование гарантированного электропитания — это не доработанные и усиленные общепромышленные образцы, а отдельная группа изделий 9,5. Здесь, естественно, бессмысленно говорить и о сейсмостойком оборудовании. Здание управляющего информационного центра, благодаря своей расчетной прочности, выстояло, хоть и имело серьезные повреждения несущих конструкций (рис. 5). Фотография на рис. 6 запечатлела оборудование связи стандартного исполнения, которое оказалось также поврежденным и, разумеется, не функционировало, тогда как системы электропитания в сейсмостойком исполнении (рис. 7) продолжали исправно работать, что и позволило специалистам достаточно оперативно начать восстановление коммуникаций. Именно поэтому необходимо четко и ясно сознавать, что сейсмостойкое оборудование гарантированного электропитания — это не доработанные и усиленные общепромышленные образцы, а отдельная группа изделий с качественно иными подходами конструирования, производства и испытаний. С правовой точки зрения определяющую роль здесь играет Федеральный закон «О техническом регулировании», когда новая строительная продукция, разрабатываемая и передаваемая в массовое (серийное) производство, а также эксплуатируемая в особых условиях (сейсмические и динамические воздействия и т. д.), подлежит обязательной оценке и подтверждению на соответствие требованиям безопасности. 84

Список использованных источников и литературы: 1. Рас чет конс трук ций на с ейс мос тойкос ть / Бирбрайер А. Н. // СПб.: Наука. 1998. 2. Кириллов А. П. , Амбриашвилли Ю. К. / Сейсмостойкость атомных электростанций // М.: Энергоатомиздат. 1985. 3. НП-031-01. Нормы проектирования сейсмостойких атомных станций. 4. РД 25 818-87. Общие требования и методы испытаний на сейсмостойкость приборов и средств автоматизации, поставляемых на АС. 5. СО 153-34.20.122-2006. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35–750 кВ. 6. Критерии и основные технические требования к сейсмостойкости подстанций и линий электропередач, №13тм-т1, Энергосетьпроект, 1998. 7. СТО 56947007-29.120.40.093-2011. Руководство по проектированию систем оперативного постоянного тока (СОПТ) ПС ЕНЭС. Типовые проектные решения.

Материалы и оборудование

ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ — БАЗОВЫЕ ПРИНЦИПЫ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ (КТС ЦТ 5000) Рассматриваетс я информационно - измерите льна я сис тема у чета электроэнерг ии на ба зе КТС ЦТ-5000 к ак сос тавна я час ть информационно измерите льной сис темы ТЭЦ. К лючевые с лова: информационно-измерите льна я, система, энергетический учет ( УДК 681.518.3)

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

нформационно-измерительная система учета электроэнергии на базе комплекса технических средств (КТС) ЦТ-5000 разрабатывалась для: - регистрации и выработки электроэнергии энергоблоками станции; - отдачи электроэнергии потребителям; - учета расхода электроэнергии на собственные нужды; - расчета баланса электроэнергии и ТЭП. Информационно-измерительная система учета электроэнергии предназначалась для работы в автоматизированном режиме и использования для решения задач оптимального управления генераторами электростанции по напряжению и реактивной мощности. Выводимые на дисплей соответствующие предупреждающие сообщения, рекомендации и данные по электропотреблению на конкретных участках электрической сети (фидерах) формируются для принятия оперативных решений диспетчером. Функции информационно-измерительной системы учета электроэнергии: - сбор и хранение информации о показаниях счетчиков электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками комплекса технических средств ЦТ 5000 по параметрам;

- выдача информации о показаниях счетчиков электроэнергии на цифропечатающее устройство на месте установки КТС ЦТ 5000; - передача информации о показаниях счетчиков электроэнергии в ПЭВМ типа IBM PC/AT, установленную в группе учета; - расчет баланса; - расчет ТЭП (технико-экономических показателей). Использование КТС ЦТ 5000 и ПЭВМ типа IBM PC/AT позволяет проводить в автоматизированном режиме учет электроэнергии по следующим группам счетчиков: - группа счетчиков для расчета расхода электроэнергии турбинного отделения; - группа счетчиков для расчета расхода электроэнергии теплофикационной установки; - группа счетчиков для расчета расхода электроэнергии на собственные нужды котельного отделения; - группа счетчиков для расчета расхода электроэнергии водогрейных котлов; - группа счетчиков для расчета выработки активной энергии; - группа счетчиков для расчета выработки реактивной энергии; - группа счетчиков для расчета поступления энергии от энергосистемы;

Информационно-измерительные системы учета электроэнергии — базовые принципы функционирования (ктс цт 5000)

- группа счетчиков для расчета расхода электроэнергии на собственные нужды электрической станции (включая хозяйственные нужды и потребление); - группа счетчиков для расчета расхода электроэнергии на хозяйственные нужды станции; - группа счетчиков для расчета расхода электроэнергии на отпуск потребителям: СУ ТЭЦ; - группа счетчиков для расчета расхода электроэнергии на отпуск электроэнергии в сети энергосистемы. Информационно-измерительная система учета электроэнергии на базе ЦТ-5000 состоит из: 1. ПЭВМ типа IBM PC/AT; 2. Комплекса технических средств в составе: - трех устройств обработки информации УОИ ЦТ 5000; - трех информационных табло ИТ ЦТ 5000; - цифропечатающего устройства. 3. Счетчиков активной и реактивной мощности; 4. Датчиков-преобразователей УП-1, встроенных в счетчики электроэнергии; 5. Кабельных линий связи, проложенных от счетчиков электроэнергии к КТС ЦТ 5000; 6. Кабельной линии связи, проложенной от КТС ЦТ 5000 до ПЭВМ типа IBM PC/AT; 7. Программных средств, предназначенных для функционирования КТС ЦТ 5000; 8. Программных средств, предназначенных для расчетов ТЭП (баланс электроэнергии) энергоблоков на ПЭВМ типа IBM PC/AT. Структура аппаратно-программного комплекса технических средств измерительной и управляющей системы энергоучета ЦТ-5000 представлена на рис. 1. Уровень 1 — датчики, установленные на счетчиках электроэнергии в распределительных ячейках и матрично подключенные к модулю связи (СМД) через линию связи (8 ∙ 8 = 64 датчика). Суммарно обеспечение детального контроля по объекту — 64 ∙ 8 ∙ 8 = 4096 датчиков. Количество датчиков можно было увеличивать, подключая систему станций ЦТ-5000. Локальная сеть объединялась с помощью межмашинной связи (МС) посредством модуля интерфейса радиального подключения с последовательной передачей информации организации асинхронной связи (ИРПС) или интерфейса с параллельной передачей данных (ИРПР) по схеме: главная станция и подчиненные (псевдодатчики). Поступающая информация подсчитывалась с интервалами в 3 минуты через систему управления базой данных (СУБД) [1, 2]. Для обеспечения связи персонального компьютера и системы применялся последовательный интерфейс. Преимущества последовательного интерфейса состоят в том, что можно было организовать линию связи порядка 1000 м при обеспеченной скорости передачи данных в 9600 бод и выполнить необходимые требования по помехозащищенности, т. к. обычно параллельный порт использовался принтером. Особенности параллельного подключения состояли в том, что необходимо было также использовать сигнальный кабель. В рассматриваемой системе был задействован последовательный порт. Для организации связи ЭВМ с несколькими станциями были применены платы расширения на базе коммутации COM-портов (до восьми последовательных портов). Применялось устройство стандартного интерфейса ввода/вывода (COM- или LPT-порты) для сопряжения персонального компьютера со станциями ЦТ-5000

INFORMATION-MEASURING SYSTEMS OF THE ACCOUNT TO ELECTRIC POWERS — A BASE PRINCIPLES OF THE OPERATION (KTS CT 5000)

Karelin A. N. Candidate of Engineering, professor of Russian Academy of Natural History, State Marine. Technical University of St. Petersburg e-mail: cascade@atnet.ru

It Is Considered information-measuring system of the account to electric powers on the base KTS CT-5000 as component part informationmeasuring system TEC. Keywords: : information-measuring, system, energy account

рисунок 1.

Структура комплекса

Датчики (уровень 1)

ЦТ5000 #1

ЦТ5000 #2

ЦТ5000 #3

ЦТ5000 #8

ЦТ LAN (уровень 2)

Lan #1 Lan #2 Lan #3

... RC-232C MUX коммутатор

Lan #8

Ethernet/Internet (уровень 4) Принтер

ПК (уровень 3)

Сервер БД

для обеспечения связи между компьютером и станциями. Схема коммутатора COM-порта компьютера с одной из подключенных станций (рис. 2). Программа «Контроль потребления электрической мощности и энергии» обеспечивает: - оперативный контроль-прогноз активной и реактивной мощности на конец текущего получаса с расчетом параме№ 4 (24) 2014

Материалы и оборудование

К станциям ЦТ 5000

рисунок 2.

Коммутатор ЦТ-5000

Каналы даннных

MUX Коммутатор сигналов

Канал данных

Data I/O

COM-порт ПК

Выбранное направление

СТ Счетчик импульсов

Счётные импульсы Импульс сброса

RTS DTR

Выбор станции осуществляется автоматически с помощью программы «Контроль потребления электрической мощности и энергии». Параметры по весовому коэффициенту задаются ТЭЦ (табл. 1). Коэффициент датчика закладывается в ПЗУ пользователя ЦТ 5000/1 и ЦТ 5000/2.

Таблица 1.

тров электропотребления и мощностей компенсации в часы максимальных нагрузок энергосистемы, формирование списка абонентов и организацию автоматизированного дозвона с помощью модема; - контроль посуточного потребления реактивной энергии и расчет прогноза по ее потреблению на конец месяца. Обработанная информация либо поступает на дисплей ПК для оперативного контроля и мониторинга, либо заносится в базу данных о потреблении электроэнергии. Данные технические решения разрабатывались для реализации системы учета и контроля на Северодвинской ТЭЦ. Аналогичные схемные решения прорабатывались для реализации и на других крупных промышленных объектах, например, ПО «Севмашпредприятие».

Список использованных источников и литературы: 1. Комплекс технических средств информационной электроизмерительной и управляющей системы ЦТ 5000. Инструкция по эксплуатации. 3.670.088 ИЭ. 2. Комплекс технических средств информационной электроизмерительной и управляющей системы ЦТ 5000. Инструкция по монтажу, пуску, регулированию и обкатке. 3.670.088 ИМ.

Параметры энергопотребления, получаемые на выходе системы учета Система электроснабжения — наименование параметра

Текущая средняя получасовая активная (реактивная) мощность Активная (реактивная) энергия по заданной группе в темпе потребления Фактическое отклонение активной мощности от заявленной или лимита за предыдущие полчаса в часы максимума нагрузки энергосистемы

3 минуты с начала текущих суток 30 минут

Отклонение от лимита суточного потребления активной энергии за прошедшие сутки

1 сутки

Прогнозируемое значение активной получасовой мощности на конец текущего получаса в часы максимума нагрузки энергосистемы

1 сутки

Прогнозируемое отклонение от лимита или заявленной мощности на конец текущего получаса в часы максимума нагрузки энергосистемы

3 минуты

Активная (реактивная) энергия по заданной группе

в темпе потребления

Активная (реактивная) энергия с начала текущего квартала

в темпе потребления

Фактическое отклонение реактивной мощности от оптимальной в часы максимума нагрузки энергосистемы за предыдущие полчаса

30 минут

Фактическое отклонение средней реактивной мощности в часы максимума нагрузки энергосистемы от оптимального значения

30 минут

Максимальное значение активной (реактивной) мощности в часы утреннего и вечернего максимума нагрузки энергосистемы в текущий квартал

30 минут

Активная (реактивная) энергия за предыдущие сутки

24 часа

Активная (реактивная) энергия за предыдущий месяц

1 месяц

Активная (реактивная) энергия за предыдущий квартал Отклонение от месячного лимита потребления активной энергии за предыдущий месяц

Период вычисления

1 квартал 1 месяц

Отклонение от квартального лимита потребления активной энергии за предыдущий квартал

1 квартал

Максимальное значение активной (реактивной) получасовой мощности в часы утреннего и вечернего максимума нагрузки энергосистемы за предыдущий квартал

30 минут

Активная (реактивная) энергия в часы дневного и ночного минимума нагрузки энергосистемы предыдущего квартала

1 квартал

Диагностика

МОДЕЛЬ РАЗРУШЕНИЯ И ОХРУПЧИВАНИЯ МАТЕРИАЛОВ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Ч. 6. Феноменологическая теория механизма разрушения На основании эксперимента льных д анных и технолог ий полу чения композитных материа лов с троится моде ль охрупчивания. Пок а зано, что на личие кова лентных и растяну тых химических связей ведет к охрупчиванию. Преобла д ающим мех анизмом охрупчивания полимерных композитных материа лов является деструкция молекулярной структуры из-за химически активных наполнителей. Для сплавов железа — Вигнеровская криста ллизация ва лентной электронной структуры. Данная модель может способствовать разработке технологий создания х ла достойких материа лов. Модель применима как д ля полимерных, так и д ля ста льных материа лов нефтегазовой промышленности. К лючевые с лова: моде ль охру пчивания, дву х ъямный потенциа л, кова лентные и рас тяну тые химические связи ( УДК 621.791: 539.172)

Семенов Я. С.

Касьянов С. Г.

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

З а в к аф е д р о й и н ф о р м а ц и о н н ы х

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

т е х н о л о г и й, ГОУ Я к у тс к и й то р г о в о-э ко н о м ич ес к и й

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

Введение Одна из наиболее острых проблем в нефтегазовой промышленности — разрушения машин и механизмов транспорта нефти и газа, ведущие к серьезным финансовым и экологическим последствиям, особенно в арктической зоне. Здесь на материалы механизмов нефтегазовой добычи сильно влияют низкие климатические температуры, силовые воздействия ударных нагрузок и т. д. Поэтому материалы механизмов нефтегазовой добычи должны обладать высокими характеристиками хрупкой 90

механической прочности, позволяющими повысить производственно-эксплуатационную безопасность. Для создания материалов механизмов транспорта нефти и газа необходимо знать не только механизм хрупкого разрушения при воздействии вышеуказанных температур и нагрузок, но и модельное описание для успешных технологий разработки новых материалов. Известно [1–4], что хрупкое разрушение связано с возникновением направленных химических связей, когда под воздействиями низких температур или механических воздействий эти связи проявляются.

Модель разрушения и охрупчивания материалов нефтегазовой промышленности

Модель разрушения Изменение силовых постоянных и частотного спектра колебаний, связанных с поведением валентных электронов, позволяет построить формальную модель разрушения и охрупчивания материалов устройств транспорта нефти и газа. В этой модели очень важную роль играют межатомные расстояния, длины и углы химической связи. Известно, что каждая электронная орбиталь, ответственная за химическую связь, имеет определенную длину — так называемую длину связи, а также угол валентной связи. Изменения при нагреве (охлаждении и наличии остаточных напряжений) межатомного расстояния и амплитуды тепловых колебаний атомов в узлах решетки приводят к разрыву (соединению) направленных химических связей, тем самым изменяется жесткость силовых постоянных решетки. Изменение жесткости кристаллической решетки (стеклование) при охрупчивании можно рассматривать при феноменологическом подходе как двухпружинную модель. В этом случае жесткость будет представляться в виде суммы двух членов:

MODEL OF DESTRUCTION AND EMBRITTLEMENT OF MATERIALS OF OIL AND GAS INDUSTRY P. 6 Phenomenological theory of fracture mechanism

Semenov Y. S. associate professor of the machine science department, Yakutsk State University, Technological Institute of North-Eastern Federal University e-mail: yansemenov@mail.ru Kasyanov S. G. head of the information technology department, State educational institution (SEI) Yakutsk College of Economics and Trade Solovyeva A. Y. senior professor of the marketing department, Arctic state institute of art and culture

Embrittlement model is based on experimental evidence and technologies of formulation of composite materials. The article states that presence of covalent and tensile chemical bindings leads to embrittlement. Predominant mechanism of embrittlement of polymeric composite materials is destruction of molecular structure due to chemically-active fillers. Wigner crystallization of valence electronic structure is used for ferroalloys. This model can sustain development of cold-resistant materials creation technologies. The model is applicable both for polymeric and steel materials of oil-and-gas industry.

γ = γ1 + γ2 где γ1 — температурно независимая часть химической связи, γ2 = AarcctgBT — температурно зависящая часть химической связи, Т — температура, А, В — подгоночные параметры. Тогда в соответствии с экспериментальными данными процесс охрупчивания можно описать следующим уравнением: (1)

mun = −γ1un−Aun arcctgBT Данный тип уравнения описывает возникновение «квазилокальных» колебаний при температуре охрупчивания при учете длин химических связей, а также процесс перехода из вязкого состояния в хрупкое. Известно, что тепловое движение в кристалле носит характер малых колебаний около узлов решетки. Эти колебания для простоты рассмотрим на одномерной линейной цепочке, состоящей из N эквидистантных (с параметром а) атомов массы m и которая позволяет моделировать кристалл любого элемента, связанного силами центрального взаимодействия. Обозначим смещение n-го атома вдоль цепочки через un, но всегда при Тпл>>Tср выполняется условие un<<a (Tпл — температура плавления, Тср — температура среды и материала, а — постоянная решетки). Пусть α — силовая постоянная решетки, тогда потенциальную энергию цепочки V в приближении ближайших соседей можно с точностью до аддитивной постоянной представить в виде: (2)

V=∑

n 2

(un −un +1)

Keywords: embrittlement model, double-well potential, covalent and tensile chemical bindings

где V=V(u1,...,uN) и u1,...,uN — мгновенные положения атомов. В классическом пределе для определения смещения атомов un решается уравнение второго порядка, т. е.: (3)

mun =−∂V /∂un

Тогда с учетом уравнения (2) выражение (3) запишется в виде: (4)

mun= −α ( 2un− un+1− un−1)

Из условия периодичности [1] положим, что решение системы разностных уравнений (4) имеет вид: (5)

№ 4 (24) 2014

Диагностика Но возможные значения q подлежат определению из краевых условий. uq(t) — искомая функция времени. Подставим выражение (5) в уравнение (4), тогда (4) примет вид: λmin = 2π / qmax (6)

Уравнение (6) — дифференциальное уравнение гармонического осциллятора частоты. (7)

λ достигает минимума, а ωq — максимума (13)

= 2a и ωmax = 2 α / m и кривая ωq имеет касательную параллельную оси q Определим распределение частот по спектру мощности. Известно [1–2], что плотность состояний в одномерном кристалле будет определяться через выражение: . (14)

W ( q ) = Na / 2π

Между спектральной плотностью D(ω)dω на интервалах частот dω и функцией плотности состояний имеется связь в виде:

Т. к. частота является периодической функцией, то решение уравнения (6) имеет вид: (8)

uq ( t ) = Aq exp(−i ω q t )

где Aq — комплексная амплитуда колебаний, зависящая от q. Из-за соотношения (7) и периодической зависимости ωq от q можно с достаточной общностью взять значения q лишь в пределах:

(15)

D (ω ) dω = W ( q)

dq dω dω

Определим производную dq/dω, для чего используем выражение (7), и получим: (16)

q = ( 2 / a ) arcsin(ω / ωmax )

Следовательно, для данного случая: (17)

(9)

dq / dω =

π /a < q ≤ π /a и − N / 2 < k ≤ N / 2

2 (ω max −ω2)

т. е. k = N — числу степеней свободы линейной цепочки из N атомов. Оценим закон дисперсии (7) при малых волновых числах (qa << 1). Из этого следует, что синус можно заменить его аргументом, и получаем линейную зависимость для частоты:

и поэтому:

(10)

Для определений спектральной плотности численным методом воспользуемся гармоническим приближением. Разложим потенциальную энергию в ряд по степеням смещений un:

где λ — длина волны и

(19)

(11)

λ = 2π /q

VS — скорость распространения колебаний (12)

Рассмотрим асимптотику закона дисперсии при больших значениях q, где линейность не выполняется, скорость (12) зависит от q. На границах зоны q=±π/2 величина 92

λmin = 2π / qmax = 2a и ωmax = 2 α / m

(18)

D (ω ) =W (q )

dq 1 2 = N (ω max −ω 2 )−1/2 dω π

Модель разрушения и охрупчивания материалов нефтегазовой промышленности

Vo — статическая энергия кристалла в положении равновесия. Коэффициенты An’ и Ann’ — частные производные от потенциальной энергии в положении равновесия. Из (19) определим производную: (20)

рисунок 1.

∂V = An '+∑ Ann' un' +... = −Fn ∂un n'

Схема для определения потенциала взаимодействия соседних атомов в элементарной ячейке

R r

Тогда (3) можно записать в виде: (21)

mun = An '+∑ Ann' un' +...

n-1

n+1

Из-за симметрии кристалла можно положить An’=0 и Ann’=An’n Из-за малости членов высшего порядка пренебрежем ими. Тогда уравнение (20) запишется: (21а)

Подставляя выражение (23) в (24) и обозначив ρ=γr и ξ=γ(R-ro), получим: (25)

mun = −∑ Ann'un' n'

Моноатомная цепочка обычно описывается уравнением (4) с силовой постоянной α, выраженной следующим образом: (22)

Vi = 2Voe−ξ ( e−ξ ch2ρ − 2chρ )

В случае когда рассматривается взаимодействие четырех ближайших соседей, где крайние атомы находятся на расстоянии 3R, а начало координат — на половине расстояния между положениями равновесия i+1 и i+2 атомов цепочки, (24) и (25) перепишутся в следующем виде: (26)

α = −∂ 2 Φ ( r ) / ∂ r2 где Ф (r) — потенциал взаимодействия соседей, зависящий только от расстояния между ними. Рассмотрим случай, когда вся цепочка состоит из перекрывающихся трехатомных кластеров. Тогда вместо потенциала всего кристалла будем использовать потенциал системы из трех атомов. Взаимодействие между атомами будем аппроксимировать парным потенциалом Морзе: (23)

V M ( r ) = Vo[exp( −2γ [ r − ro ]) − − 2 exp(−γ [ r − ro ])]

где ro — расстояние, равное двум длинам связи p-d, d-f, f-p подобных электронных оболочек и при котором наблюдается минимум потенциала Морзе, Vo — энергия диссоциации парs атомов, γ — константа упругости химической связи. Чтобы получить потенциал системы из трех атомов, рассмотрим следующую схему (рис. 1). Пусть расстояние между крайними атомами равно 2R. Поместим начало координат в положение равновесия i-го атома. Тогда потенциал взаимодействия будет вида: (24)

(27)

Vi = Voe−ξ [ e−ξ ( e4 ρ + e−2 ρ ) − − 2(e 2 ρ + e−ρ )]

С помощью уравнений (25), (27) и (22) для системы уравнений (4) была составлена разностная схема. Для (k+1)-го временного слоя получаем разностное уравнение: (28)

( k +1) − 2unk + un( k −1) ) = 2 ( un τ (k) (k ) = γ ( un+1 − 2un( k ) + un−1)

где τ — временной интервал. На эту величину накладываются следующие граничные и начальные условия: 1. Условие закрепления краевых атомов, которые могут перемещаться со скоростями Vq1 и Vq2: (29)

u1(k )= uN( k ) = Vqkτ

№ 4 (24) 2014

Диагностика 2. Начальные смещения внутренних атомов: (30)

un(o) = f1 ( n); 2 ≤ n ≤ N − 1

где ūi — среднее значения положений i-х атомов. Затем эти значения усредняются по ансамблю внутренних атомов. А затем по усредненной выборочной автокорреляционной функции вычисляется выборочный спектр мощности: (33)

З. Начальные скорости смещений: (31)

un(1) − un(o) = f 2 ( n); 2 ≤ n ≤ N − 1 τ

Для железа параметры взяты из работы [2]. Временной -12 интервал был выбран равным 10 с. Начальные скорости смещений были выбраны порядка 0,01–0,1 м/с.

рисунок 2.

Потенциал парного взаимодействия в зависимости от расстояния между атомами (1 — в невозбужденном состоянии; 2 — растянутые химические связи из-за нагрева или приложенных усилий)

V (x)

где f — значения частоты, f(k) — корреляционное окно, Δ — интервал, определяющий полосу частот спектра. При вычислении спектра мощности по выражению (33) применялся алгоритм преобразования Фурье. Т. к. в колебаниях атомов нет явно выраженных трендов, для сглаживания применялось окно Тьюки. Результаты расчетов приведены на рис. 3, где при нагреве увеличивается расстояние между атомами на 3 % (1) и на 15 % (2) . Как следует ожидать, частота уменьшается

рисунок 3.

Распределение частот по спектру мощности: 1 — в невозбужденном состоянии; 2 — влияние нагрева (растяжения) на спектральную плотность координаты атома элементарной ячейки (см. ИК-спектр)

X G (w)

1,5

2 1,0

0,5

1 0

Изменение характера колебаний при учете колебаний внутренних атомов производилось с помощью выборочных спектральных оценок. Выборочный спектр мощности получаем после вычислений выборочной автокорреляционной функции смещений каждого атома по формуле: (32)

( j)

( j +k )

covi ( k ) = ∑ ( ui − ui )( ui j

− ui )

0,25

0,5

0,75

1,0

w = 1013, см-1

при нагреве, что указывает на ослабление силовых постоянных и их изотропность. А траектория движения внутреннего атома при переходе через критическую температуру охрупчивания будет такой, как показано на рис. 4. Процесс разрушения, как показано выше, происходит через двухъямный потенциал (рис. 5), где разность глубин одноямного и двухъямного потенциалов демонстрирует температуру энергии излучения, которая фиксируется с помощью тепловизора, а расчетный

Модель разрушения и охрупчивания материалов нефтегазовой промышленности

рисунок 4.

2·10-13c

Характер колебаний атомов вблизи порога охрупчивания и вблизи примесного атома, вызывая фоновые колебания

0.1A

h Txp

b Txp

Т, К

спектр колебаний при увеличении состава примеси создает фоновые колебания из-за химических связей на границе раздела матрицы — наноразмерная примесь. Таким образом, данная простая модель описывает экспериментальные результаты по изменениям физических параметров вблизи критической температуры охрупчивания, возникающих из-за направленных химических связей, полученных сближением атомов и молекул по причинам изменения температуры и

повышения концентрации внедренных атомов, а также из-за внутренних напряжений сжимающих (растягивающих). Что позволяет дать определение температуры охрупчивания как температуры возникновения направленных химических связей, таких как p-d, d-f, f-p — химических связей с атомами примеси, вызывающих снижение пластичности, — и это ведет к охрупчиванию. И возможно разработать технологии, регламентирующие остаточные напряжения при создании труб и их монтаже, например взрывная обработка сварных соединений при монтаже трубопровода, механотермическая обработка трубного сортамента назначенного для использования на северо-востоке России.

Список использованных источников и литературы: 1. Киттель Ч. Введение в физику твердого тела / М.: Физматгиз, 1963. 2. Адамеску Р. А., Гельд П. В., Митюшов Е. А. Анизотропия физических свойств металлов / М.: Металлургия, 1985.

№ 4 (24) 2014

ПРОДОЛЖАЕТСЯ ПОДПИСКА НА 2015 ГОД • Стоимость одного номера 800 руб. • Стоимость годовой подписки (4 номера) 2800 руб. Заявку на подписку можно отправить по электронной почте: geoinj@bk.ru 350038, Краснодар, ул. Головатого, 585, т. + 7 (861) 279-21-17, ф. + 7 (861) 275-47-59 Вы можете подписаться в каталоге «Пресса России» и каталоге стран СНГ по следующему индексу: 29223

Бланк подписки на журнал «ГеоИнжиниринг» Оформить подписку на: частное лицо

организацию

Получатель журнала: Фамилия Имя Отчество Наименование организации Адрес доставки Индекс

Регион (область, край, республика)

Город (поселок, станица) Улица (пер, пр-т, проезд) Номер дома

Корпус

Квартира

Контактные данные Мобильный телефон (обязательно) Оператор связи

МТС

Мегафон

Билайн

Смарт

Теле2

Другой пожалуйста, укажите

Рабочий телефон

(код города)

(номер телефона)

(код города)

(номер телефона)

Домашний телефон E-mail

Сайт http://

С какого номера вы хотите получать журнал с № Сумма оплаты

руб.

Кол-во экземпляров

Дата оформления подписки Подписку принял менеджер

подпись _______________ (Фамилия, имя, отчество)