- ГеоИнжиниринг
advertisement
1 аналитический научно-технический журнал № (21) весна 2014 «Грязная» технология С. 14 в номере: Одногазовый союз Мониторинг опасных геологических процессов на линейных объектах Новый класс геологических структур — подгорные прогибы Экспресс-метод оценки ингибиторов глин Количественная интерпретация геомеханической устойчивости пород при бурении скважин c. 24 с. 50 с. 60 c. 78 c. 92 Положение на соискание Премии журна ла «ГеоИнжиниринг» «За научные и технические разработки в области ТЭК» для молодых специалистов (до 35 лет) В целях поощрения молодых специалистов журнал «ГеоИнжиниринг» присуждает премию «За научные и технические разработки в области ТЭК». Премия присуждается за отдельные научно-технические работы, а также за серии научно-технических работ по единой тематике. Условия участия: 1. На соискание премии могут быть представлены работы или серии работ единой тематики, ра- нее нигде не публиковавшиеся, отдельных авторов или группы авторов (не более пяти человек). 2. Право выдвижения кандидатов на соискание премии предоставляется: а) научным и проектным учреждениям, высшим учебным заведениям, а также отдельным лицам; б) инженерно-техническим обществам; конструкторским бюро. в) научно-техническим советам министерств, ведомств, промышленных предприятий. 3. Условия подачи документов. Организации или отдельные лица, выдвинувшие кандидата на соискание премии, обязаны представить в адрес редакции журнала с пометкой «На соискание премии журнала «ГеоИнжиниринг» «За научные и технические разработки в области ТЭК»: а) мотивированное представление, включающее научно-техническую характеристику работы, ее значение для развития науки и техники в области ТЭК; б) научно-техническую работу в печатном варианте (серию работ), материалы научно-технического открытия или изобретения — в одном печатном экземпляре и в электронном виде; в) сведения об авторе (перечень основных научно-технических работ, открытий, изобретений, место работы и занимаемая должность, домашний адрес, номера служебного и домашнего телефонов); г) справку руководителя организации, в которой работают авторы, что представляемая на конкурс работа ранее не была удостоена какой-либо премии. 4. Подведение итогов. По следующим номинациям: 1. Инженерные изыскания 2. Проектирование 3. Транспорт 4. Переработка 5. Эксплуатация 6. Экология 7. Энергоэффективность По результатам конкурса молодым ученым, удостоенным премий, предоставляется: а) право при печатании работ в любых изданиях отмечать в заголовке «Удостоена премии журнала «ГеоИнжиниринг» «За научные и технические разработки в области ТЭК» 2014 год». б) разместить краткие аннотации о работах и сами работы в журнале «ГеоИнжиниринг» и на сайте журнала. в) денежная премия и диплом журнала. Результаты конк у рс а буду т подводитьс я комиссией в сос таве: Председатель комиссии: Шауро А. Н., кандидат технических наук, генеральный директор ЗАО «НИПИ «ИнжГео» Члены комиссии: Берлин М. А., доктор технических наук, профессор, академик Украинской академиии наук технологической кибернетики, ученый секретарь ЗАО «НИПИ «ИнжГео», Джемалинский В. К., кандидат технических наук, главный специалист ЗАО «НИПИ «ИнжГео» Кошелев В. Н., доктор технических наук, директор Научно-исследовательского инженерного центра ЗАО «НПО Ресурс» — ЗАО «Сервисный центр — буровые технологии». С татьи и за явки на у час тие в конк у рсе принимаютс я до 1 ок тября + 7 (861) 279-23-06 + 7 (861) 279-81-59 e-mail: geoinj@bk.ru e-mail: Dzhemalinskiy.VK@injgeo.ru Содержание Главный редактор Джемалинский Владимир Константинович Заместитель главного редактора Вячеслав Гущин Дизайн и верстка Галина Артюхина Фото Тарасова Ю. В. Корректор Сабина Бабаева Допечатная подготовка Препресс-бюро TwinPix 6 Редколлегия «Геоинжиниринг» Председатель редакционного совета Берлин Марк Абрамович, доктор технических наук, профессор, ученый секретарь, ЗАО «НИПИ «ИнжГео», Краснодар Редакционный совет Шауро Андрей Николаевич, кандидат технических наук, генеральный директор ЗАО «ИнжГео» Овсюченко Николай Иванович, кандидат геолого-минералогических наук, начальник тематической партии ЗАО «НИПИ «ИнжГео» Джемалинский Владимир Константинович, кандидат технических наук, главный специалист ЗАО «НИПИ «ИнжГео» Кошелев Владимир Николаевич, доктор технических наук, научный сотрудник, директор НИИЦ ЗАО «Ресурс Комплект», Краснодар Каневец Георгий Евдокимович, доктор технических наук, профессор, академик, президент академии технологической кибернетики Украинской ССР (с 1992 г. Украины), Харьков, с 1991 г. по н. вр.; президент Международной академии наук, технологий и инжиниринга с 1993 г. по н. вр.; профессор на- ционального технического университета ХПИ (стратегическое управление, теплотехнологии) с 2001 г. Певнев Анатолий Кузьмич, доктор технических наук, профессор РАЕН, Институт физики Земли РАН, Москва Кошелев Алексей Тимофеевич, доктор технических наук, профессор, Кубанский государственный технологический университет, кафедра Нефтегазового дела имени профессора Г.Т. Вартумяна, Краснодар; член экспертного совета ВАК по проблемам нефти и газа, Краснодар Гуленко Владимир Иванович, доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный университет», завкафедрой геофизических методов поиска и разведки направления «инженерная и морская геофизика», Краснодар №1 (21) 2014 Цена свободная Свидетельство о регистрации ПИ № ФС77-24555 от 31 мая 2006 года. Выдано Федеральной службой по надзору за соблюдением законодательства в сфере массовых коммуникаций и охране культурного наследия. 2 Крымов Э. И. ж урна лист «Грязная» технология 24 Кравченко Г. В. ж у р н а л и с т-а н а л и т и к Одногазовый союз 36 Бирг Г. 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 НАА « И н в ес т к аф е » Зимние хроники: итоги и перспективы Персона 42 Алиев С. Т. Екатерина Дяченко: нет ничего дороже времени 46 Издатель Тираж: 5500 экз. 14 Попков Василий Иванович, доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик РАЕН, ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный университет», декан геологического факультета, Краснодар ЗАО «НИПИ «ИНЖГЕО» Юридический адрес: 350038, г. Краснодар, ул. Головатого, 585 тел.: + 7 (861) 279-23-06, 279-81-59 e-mail: Dzhemalinskiy.VK@injgeo.ru Факты. События. Комментарии Аналитика Имаев Валерий Сулейманович, доктор геолого-минералогических наук, профессор, Институт земной коры, Иркутск Учредитель ООО «МАГАЛА» Адрес издателя и редакции Краснодар, проезд Репина, 42, оф. 76 тел. 8 988 954 07 08 e-mail: geoinj@bk.ru; 1.inna.magala@gmail.com Новости Артем Пиликин: руководство компании стремится создать хорошие условия труда Инженерные изыскания Печать: Типография «Омега-принт» 344082, г. Ростов-на-Дону, ул. М. Горького, 3 Тел. (863) 244-44-42 Заказ № 475 от 3.03.2014 г. Любое воспроизведение материалов или их фрагментов возможно только с письменного разрешения редакции. Точка зрения авторов может не совпадать с мнением редакции. Электронную версию журнала и анонсы следующего номера можно посмотреть на сайте: www.geoengineering.su 50 Баборыкин М. Ю. руководитель группы мониторинга и геоинформационных систем ООО «Геопроектстрой» e-mail: baborykin.my@injgeo.ru Мониторинг опасных геологических процессов на линейных объектах Разработка нефтегазовых месторождений 60 Мойса Ю. Н. к. х. н., д и р е к т о р ООО « Н а у ч н о-п р о и з в о дс т в е н н о е Исмагилов Р. А. о б ъ е д и н е н и е « Х и м б у р н е фт ь » к. г-м. н., с. н. с. Инс тит у та геологии Уфимского e-m a i l: H BN2005@Ya n d e x.ru научного центра РАН; уч. секр. научного совета по Экспресс-метод оценки ингибиторов глин геологии нефти и га за Отде ления наук о Земле и природных рес урсов Ак а демии наук РБ e-mail: rustem_ismagilov@bk.ru Фархутдинов А. М. 84 Бондаренко В. А. з а м н ач а л ь н и к а с л у ж б ы п о у п ра в л е н и ю Аспирант Парижской горной школы, Башкирский н е фт е га з о в ы м и ко н т ра к та м и гос уд арс твенный университет С П « В ь е т со в п е т р о » e-m a i l: b o n d a r e n ko.h q @v i e t s o v.co m.v n Фархутдинов И. М. к. г-м. н., ассис тент к афедры геологии и Савенок О. В. геоморфологии, Башкирский гос уд арс твенный к. т. н., д о ц е н т к а ф е д р ы н е фт е га з о в о г о д е л а университет и м е н и п р о ф е ссо ра Г. Т. В а р т у м я н а , К у бГТУ e-m a i l: o l g a s av e n o k@m a i l.ru Новый класс геологических структур — подгорные прогибы Разработка статистической модели деформационно-пространственной нестабильности и разрушения песчанистых пород с целью снижения пескопроявлений Материалы и оборудование 68 Карелин А. Н. к. т. н., профессор Российской ак а демии ес тес твознания, С анкт-Петербургский гос уд арс твенный морской технический университет 88 к. т. н., э кс-з а в л а б И н с т и т у та п р о б л е м e-mail: c a sc ade@atnet.ru н е фт и и га з а СО РАН Интенсификация теплообмена в промышленных энергетических установках 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 Диагностика 72 Стручков А. Н. 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 e-m a i l: ya n s e m e n o v@m a i l.ru Семенов Я. С. доцент к афедры машиноведения Яку тского Федоров С. П. гос университета, Технологический инс тит у т к. т. н., с. н. с., И н с т и т у т п р о б л е м н е фт и и га з а СО РАН Северо-Вос точного федера льного университета Федоров Ю. Ю. e-mail: yansemenov@mail.ru к. т. н., с. н. с., И н с т и т у т п р о б л е м н е фт и и га з а СО РАН Соловьева А. Я. Модель разрушения и охрупчивания материалов нефтегазовой промышленности с тарший препод авате ль к афедры маркетинга АГИИК Модель разрушения и охрупчивания материалов нефтегазовой промышленности Ч. 2. Обоснование механизма разрушения и охрупчивания материала стальных трубопроводов 92 Филиппов Е. Ф. к. т. н., п р о ф е ссо р РАЕ, А к а д е м и я ИМСИТ e-m a i l: f i l i p p o v e f@ya n d e x.ru 78 Иванов Д. Ю. Двойников М. В. главный геолог, ООО « Научно-производс твенное д . т. н., п р о ф е ссо р К Б НГС Т ю м ГНГУ объединение « Химбурнефть » e-m a i l: d v o i n i k72@ m a i l .ru e-mail: HBN2005@Yandex.ru Мойса Н. Ю. к. т. н., замес тите ль директора по бурению, Мойса Ю. Н. к. х. н., д и р е к т о р ООО « Н П О « Х и м б у р н е ф т ь » e-m a i l: h b n2005@ya n d e x.ru ООО « Научно-производс твенное объединение « Химбурнефть » Бугаев К. А. e-mail: HBN2005@Yandex.ru н ач а л ь н и к о тд е л а « РИТЭК » e-m a i l: k b u g a e v@ r i t e k.ru Яковенко В. И. нача льник технического отде ла, ООО « Научнопроизводс твенное объединение « Химбурнефть » e-mail: HBN2005@Yandex.ru 4 Количественная интерпретация геомеханической устойчивости пород при бурении скважин lenta-ua.net Новости Специалисты французского Института устойчивого развития и международных отношений считают, что разработка сланцевых месторождений неприемлема для стран ЕС. По мнению ученых, к рубежу 2030—35 гг. за счет сланцев Европа сможет обеспечивать лишь от 3 до 10 % своих потребностей в газе. Это не решит энергетических проблем, зато наверняка нанесет серьезный ущерб экологии. Ведь, как известно, фрекинг, который используют американцы, приводит к самым серьезным последствиям: от загрязнения грунтовых вод до землетрясений. «В ряде стран Европы существует политический запрет добычи сланцевых углеводородов, — комментирует руководитель программы по экологической политике нефтегазового сектора WWF Алексей Книжников. — Причины не только экологические, но и социальные, потому что плотность населения и заинтересованность в сохранении природных ландшафтов в Европе намного выше, чем в США». Помимо экономических и экологических вопросов, перед европейцами также стоит проблема транспортировки сланцевого газа. Посредством ж/д это осуществить достаточно сложно: обычные цистерны не отвечают требованиям безопасности, а специальные емкости пока в стадии разработки. Спрос на нефть растет Согласно последнему отчету Международного энергетического агентства, общемировое потребление нефти в 2014 году вырастет на 1,4 %, достигнув рекордного значения в 92,6 млн баррелей в сутки. Обновленная оценка превышает предыдущую на 120 тыс. баррелей и базируется на том факте, что запасы нефти в странах с развитой экономикой в IV квартале 2013 года упали до минимального уровня с начала нулевых из-за активного спроса. «Рынок нефти очень далек от перенасыщения, пришлось активно использовать запасы, для того чтобы удовлетворить неожиданно высокий спрос, — говорится в отчете. — Сильный спрос в США, вероятно, частично отражает структурный ответ на хорошее предложение внутри страны на фоне роста добычи сланцевой нефти, что снижает затраты для промышленных отраслей». По мнению экспертов МЭА, во второй половине года спрос на нефть может побить исторические рекорды. Чтобы «остудить» рынок, МЭА призвало ОПЕК не снижать нефтедобычу. Более того, функционеры агентства убеждены, что объемы добываемой нефти следует увеличить. 6 www.majalla.com Разработка сланцев — не для ЕС № 1 (21) 2014 7 galaxycentrum.com Новости Выступая на конференции в рамках Международной нефтяной недели в Лондоне, глава одного из крупнейших мировых нефтетрейдеров «Vitol SA» Ян Тейлор, заявил, что Brent в качестве международного эталона нефти становится менее эффективным. В настоящее время цены на нефть Brent используются в качестве рыночного индикатора как перерабатывающими предприятиями, так и хедж-фондами и являются ориентиром для рынков фьючерсов, опционов и других деривативов. Между тем объемы добычи по североморским сортам нефти, которые входят в Brent (Brent, Forties, Oseberg, Ekofisk), существенно снизились в последние годы. Это ставит под сомнение адекватность Brent как ключевого индикатора нефтяного рынка, с учетом потенциальных ценовых колебаний в случае падения добычи. Поэтому Тейлор предложил расширить корзину Brent, включив в нее африканские, казахстанские, алжирские, российские и даже американские сорта. С руководителем «Vitol SA» солидарны и другие эксперты. Как заявил директор по глобальным рынкам и рыночной информации «Platts» Хорхе Монтепек, агентству, оценивающему стоимость физических поставок нефти Brent, в скором времени придется выйти за пределы региона, если объемы добычи нефти в Северном море не увеличатся. Добыча нефти и газа в России возрастет В наступившем 2014 году объем добываемой в России нефти вырастет на 0,3 %, а газа — на 4,8 % и составит 525 млн т и 700 млрд м3 соответственно, — сообщил замминистра энергетики Кирилл Молодцов. «Мы можем и больше нарастить по газу, но возникает вопрос с хранением, транспортировкой и потреблением», — добавил он. По словам Молодцова, объем инвестиций, необходимый для развития нефтегазовой отрасли России, в ближайшие три — пять лет оценивается в 2—3 трлн рублей. В то же время в Минэнерго не исключают применения к нефтяной отрасли модели установления НДПИ. «Мы мониторим ситуацию по НДПИ на газ. Возможно, этот подход будет принят для нефтяной отрасли», — сказал Молодцов. По официальным данным, летом прошлого года в России добывалось в среднем 10,5 млн баррелей нефти в сутки, то есть в стране был установлен 25-летний рекорд по добыче черного золота. 8 gazprom.ru Время менять эталон novostienergetiki.ru Новости Впервые за шесть лет правительство США позволило своим компаниям экспортировать сырую нефть в Европу. Министерство торговли в прошлом году выписало две лицензии на поставки нефти в Великобританию и еще две — в Италию. Кроме того, еще один запрос на право вывозить нефть за рубеж подан в январе. Пунктом назначения продукции является Германия. Общая стоимость всех поставок составила около $7 млрд. Свободный экспорт нефти из США был запрещен в 1975 году. С тех пор каждая поставка должна была получать особое одобрение в правительстве. Исключения делались для поставок в Канаду и реэкспорта иностранных углеводородов. Американская Торговая палата, крупнейшее объединение бизнесменов страны, призвала государство полностью снять запрет на экспорт. Другие лоббисты также неоднократно просили правительство снять запрет. Цены в Северной Америке снижаются, и нефтедобытчики рассчитывают на возможность экспорта в Европу, где нефть стоит дороже. Сечин поделился планами Глава «Роснефти» Игорь Сечин не исключает, что компания рассмотрит возможность строительства еще одного завода по производству сжиженного природного газа, если обнаружит на шельфе достаточные для этого запасы голубого топлива. «Если на шельфе у нас будут достаточные объемы газа, позволяющие говорить о СПГ, то мы будем это делать, но речь идет только о шельфе», — сказал он, отвечая на вопрос о возможности строительства еще одного завода. Сечин отметил, что компания продолжает работу над своей газовой стратегией, которая будет рассчитана минимум на 30 лет. При этом он подчеркнул, что «Роснефть» нельзя считать конкурентом «Газпрому». Он также добавил, что монетизировать свои газовые запасы «Роснефть» намерена и за счет газохимических проектов. В настоящее время «Роснефть» и «ExxonMobil» реализуют проект строительства завода СПГ на Сахалине. Его строительство планируется начать в первой половине 2015 года. Ввод в эксплуатацию может состояться в 2018 году. Суммарная оценка инвестиций в проект, включая инфраструктуру, составляет $15 млрд. 10 agregator.pro Американская нефть рвется в Европу chernoezoloto.com Новости Французская корпорация «Total» взяла на себя обязательство воздерживаться от проведения разведывательных работ и разработки месторождений нефти и газа на территориях природных объектов Всемирного наследия. Официальное письмо, подтверждающее это решение, стало ответом на неоднократные обращения, которые Комитет Всемирного наследия направлял нефтяным компаниям, имеющим концессии на разведку месторождений на территории национального парка Вирунга в Демократической Республике Конго. Подобные обещания также уже дали компания «Shell» и Международный совет по горнодобывающей промышленности и металлургии. В настоящее время Список Всемирного наследия насчитывает 981 объект в 160 странах. Из них 222 были включены в перечень благодаря их особой природной ценности (192 природных и 30 смешанных природных и культурных объектов). ЮНЕСКО намерена продолжить диалог с ведущими нефте-, газо- и горнодобывающими компаниями в целях обеспечения сохранности объектов Всемирного наследия. Нарушители заплатят Повысить ставки экологических платежей предложило Министерство природных ресурсов и экологии РФ. По мнению авторов проекта, возможное повышение нагрузки на промышленные предприятия заставит их переходить на экологически чистые технологии. «Сегодня ставки по экологическим платежам минимальные, они практически не индексировались с 2004 года, — пояснил глава ведомства Сергей Донской. — Для того чтобы бизнесу стало выгодным проводить мероприятия, направленные на снижение выбросов, сбросов, переработки и использования отходов, плата должна быть сопоставима с этими затратами. Поэтому экологические платежи должны быть существенно выше, чем сейчас». Министр выразил убежденность в том, что таким образом развивается механизм возмещения природоохранных инвестиций в счет платы за негативное воздействие. «Этим механизмом уже сейчас могут пользоваться предприятия коммунального водоотведения и недропользователи, сокращающие выбросы попутного нефтяного газа», — отметил Донской. 12 rbc.ru Нефтяники и всемирное наследие drillingcontractor.org Аналитика «ГРЯЗНАЯ» ТЕХНОЛОГИЯ 14 «Грязная» технология С момента с тар та « с л анцевой лихора дки » в СШ А америк анские добытчики с де ла ли б ольшой ш а г впере д. Бы ли усовершенс т вова ны т е х нолог ии б у рени я, ра зра б ота но новое оборудова ние, специ а лис ты пол у чи ли ценный опыт. Е динс твенн а я об л ас ть, в которой поток инноваций бы л не с толь заме тен, это сфера охраны не др и окру ж ающей природной сре ды. И ес ли в с амих Сое диненных Штата х этот фактор у же вряд ли на что - нибудь повлияет, в Европе, где тра диционно сильна позиция « зе леного » лобби, не дос таточна я эколог ичнос ть процесс а может на долго отсрочить нача ло активной ра зработки с ланцевых мес торож дений*. Крымов Э. И. ж урна лист Н есмотря на более чем успешный** опыт североамериканцев в области добычи углеводородов из сланцев, европейцы не спешат следовать примеру заокеанских газодобытчиков. Острый приступ эйфории от забрезжившей перспективы самообеспечения Западной Европы голубым топливом прошел. И многие функционеры Евросоюза, еще два-три года назад разглагольствовавшие о «новой энергетической эре» и независимости от поставок газа извне (прежде всего, конечно, из России), сегодня предпочитают помалкивать. На это существуют объективные причины. Первая из них — низкие кондиции сланцевого газа. Недаром в характеристиках газа из того или иного сланцевого месторождения используется расплывчатый термин «преимущественно метановый». За этим словосочетанием может скрываться практически негорючая смесь, содержащая 51 % метана и 49 % азота (для ясности стоит привести уже ставший эталонным пример: газ, добываемый «Газпромом» на месторождении Медвежье, содержит 98 % метана). В этом плане особенно показателен пример Польши — страны, наиболее активно принявшейся за разработку сланцев. «Лидером изучения сланцев в Европе являлась Польша, — рассказывает Валерий Ненахов, директор инженерноинновационного центра «Геолгазконсалт». — В первом квартале 2010 года там была запущена мощная программа: польское руководство заявило о выделении значительных средств***, объявили о начале бурения, говорили о совместных проектах с «ExxonMobil», «ConocoPhillips», «Chevron»… Потом наступило затишье, и до четвертого квартала 2011 года никто ничего не слышал о результатах этого проекта. Нас это настораживало, ведь бурение скважины, даже с вышкомонтажными работами, — это два месяца. Затем министр энергетики Польши заявил, что их не удовлетворили результаты скважины Markowola-1, а это огромный Подляшский бассейн. Причем уточнения не последовало, что именно не удовлетворило. В конце концов, не дала приток скважина — пробурите вторую… Но они молчали, и все. И только позднее польские коллеги по секрету сообщили нам, что там метана — 20 %. Это вообще не природный газ Острый приступ эйфории от забрезжившей перспек тивы самообеспечения Запа дной Европы голубым топливом прошел. На это существуют объективные причины. в обычном понимании, как горючее полезное ископаемое». Учитывая высокий уровень затрат на бурение сланцев в Европе (по оценке газеты «TheMiamiHerald», стоимость каждой скважины в Польше приблизительно равна $15 млн. Эксперты компании «Schlumberger» называют чуть меньшую сумму — $11 млн****), число желающих играть в «польскую рулетку» заметно сократилось. Так, компания «ExxonMobil» свернула деятельность в Польше еще в 2012 году, указав, что коммерчески значимого притока газа в двух пробуренных скважинах не получено. Также не обеспечили *От редакции: данная статья отражает накал полемики по вопросу экологических последствий от применения метода ГРП и не утверждает, что приведенные автором мнения специалистов являются объективными. **Согласно высказываниям ряда экспертов, успехи американцев в области добычи нетрадиционного газа яв- ляются скорее результатом мощной пиар-кампании, нежели отражением реального положения дел. По некоторым данным, в 2013 году в США не осталось ни одной прибыльной скважины, добывающей сланцевый газ. ***Согласно официальным данным, польский банк GospodarstwaKrajowego выделил компании PGNiG, занимавшейся бурением скважины Markowola-1, кредит в €15 млн только на приобретение оборудования для добычи сланцевого газа. **** Для примера, средняя стоимость скважины в США составляет $3—4 млн. № 1 (21) 2014 15 От СССР до США Теоретическая база технологии гидроразрыва пласта была разработана в 1953 году академиком С. А. Христиановичем совместно с Ю. П. Желтовым в Институте нефти АН СССР. Первые экспериментальные разработки в области газодобычи из сланца начали проводиться компанией Mitchell Energy & Development во главе с Джорджем П. Митчеллом с 1980 года в США. Эта компания в 2001 году была куплена Devonenergy за $3,5 млрд. Полигоном для испытаний технологии горизонтального бурения Джоржем Митчеллом стало месторождение BarnettShale. В этом направлении с 1989 г. работал также Том Л. Уорд и его компания Chesapeakeenergy. Для разработки эффективной технологии горизонтального бурения с гидроразрывом пласта понадобилось около 20 лет экспериментов. В настоящий момент Chesapeakeenergy разрабатывает месторождения в BarnettShale, FayettevilleShale, MarcellusShale, HaynesvilleShale. достаточного притока скважины, пробуренные компаниями «3Legs Resources» и «BNK Petroleum». Не пошли дела и у канадской «TalismanEnergy», объявившей о намерении продать свои польские лицензии. Несмотря на то что правительство Польши по-прежнему не теряет надежды обрести свое газовое Эльдорадо, негативный опыт поляков, которых многие считали фаворитами в европейской сланцевой гонке, охладил пыл представителей других государств. В условиях экономического спада мало кто готов тратить большие деньги, рискуя в итоге получить газ, который не горит. Сворачивая деятельность в Польше, глава «ExxonMobil» Рекс Тиррельсон заявил, что «в Европе нужны новые технологии. Те, что хорошо работают в США, в Европе работают плохо». В действительности он несколько покривил душой: американским компаниям, скорее, не хватает в Европе уникальных, где-то даже «тепличных» условий, которые имелись дома. «В США компании, занимающиеся разработкой сланцев, получили всестороннюю господдержку, — объясняет Валерий Ненахов. — Американцы потратили на геологоразведку десятки миллиардов долларов. И это все было сделано за счет государства, то есть эти деньги не легли 16 на себестоимость добычи газа. К примеру, компания бурит сто скважин для себя, а они все сухие. Государство говорит: «ничего страшного, мы риски возьмем на себя. Вы получили геолого-физическую информацию — отдайте ее нам. А мы оплатим стоимость бурения этих скважин». Это очень льготный режим — американские компании, по существу, ничем особо не рискуют. Также государство гарантирует добытчикам значительные кредиты в банках под низкий процент. Еще они освободили так называемые нетрадиционные источники от большинства налогов. И это не все. Есть еще одна особенность сланцевого газа, которой нет в Европе. Сланцевый газ — это газ для местного потребления, его нельзя закачать в трубу. Принципиально, конечно, можно, но это невыгодно — он станет «золотым». В цене, которую платит за газ потребитель, стоимость газа на устье — примерно 20 %. Оставшиеся 80 % — это транспортировка и газораспределение. А у сланцевого газа себестоимость сама по себе высокая. Добавьте 80 %, и он станет неконкурентным. Так вот, в США еще до появления сланцевого газа существовал развитый рынок: 30 % американского рынка — это местное газопотребление, чего нет в Европе и в России». Помимо коммерческих рисков и высокой стоимости бурения, а также недостаточной изученности местных сланцевых месторождений, добычу нетрадиционного газа в Европе затрудняет и высокая по сравнению с Соединенными Штатами Америки плотность населения. Это мешает газодобытчикам еще даже на этапе разведки. Как в сердцах обронил глава компании «TalismanEnergy» в Польше, «для того чтобы оценить запасы сланцевого газа в стране, нужны десятки, если не сотни скважин, расположенных в паре километров друг от друга, а не несколько штук, как сейчас». Как известно, эффективная добыча сланцевого газа требует бурения большого количества скважин. Это обусловлено тем, что сланцевые скважины имеют гораздо меньший срок эксплуатации и низкий коэффициент извлечения. «Дебиты скважин при добыче сланцевого газа на начальном этапе могут достигать 500 000 кубометров в сутки, — комментирует Владимир Высоцкий, заместитель генерального директора по нефти и газу ОАО «ВНИИЗАРУБЕЖГЕОЛОГИЯ». — При этом они быстро падают: в течение года на 70 %, затем медленно снижаются до 15 % и стабилизируются на уровне порядка 9 % от начальных дебитов. Таким образом, рабочие дебиты при добыче сланцевого газа составляют 50 000 кубометров в сутки, что в десятки раз ниже средних дебитов на традиционных газовых месторождениях». Другими словами, для того чтобы просто удерживать уровень добычи на одном уровне, требуется больше бурить. А ведь акционеры требуют прибыли… В отличие от Америки с ее обширными малонаселенными пространствами, европейские страны не могут позволить себе очень много скважин — их элементарно негде бурить. А без них эффективность добычи сланцевого газа, по крайней мере с имеющимися технологиями, невысока. Современное варварство В прошлом году во время международной прессконференции на вопрос о сланцевом газе и перспективах его извлечения в Российской Федерации Владимир Путин, среди прочего, заметил: «Добыча сланцевого газа — это очень варварский способ добычи минеральных ресурсов. И применение сегодняшних технологий — breakbulk.com Аналитика «Грязная» технология в европейских странах и даже в России, с ее огромными пространствами, — считаю недопустимым». В данной оценке президент, как никогда, прав. Углеводороды из сланцев достаются людям весьма дорогой ценой: некоторые экологи утверждают, что причиняемый в этом случае природе ущерб равнозначен урону, который может нанести авария на АЭС. И они не так уж неправы. «Специалисты всего мира обратили внимание на экологическую опасность технологии добычи сланцевого газа, которая связана с применением фрекинга. Это слово переводят как «гидроразрыв», но фактически это гидродробление. Здесь есть принципиальная разница. Идет не только слоистый гидроразрыв, но и вертикальное дробление, — говорит главный научный сотрудник Национального института стратегических исследований при президенте Украины, доктор технических наук, эксперт в области экогеологии Евгений Яковлев. — Усилия должны быть большими — до 1500 атмосфер. Это эквивалент примерно 15 000 м водяного столба или 6000 м слоя пород. Такое воздействие не может не оказывать экологического воздействия на среду. Например, энергетический удар при гидроразрыве, даже по признаниям американских специалистов, ведет к землетрясениям. Далее подается большое количество раствора, в который входит до 500 наименований химических соединений и веществ, токсичность и устойчивость которых в условиях глубоких горизонтов еще недостаточно изучены. С этим же связан другой негативный эффект: после извлечения 80 % 20 % жидкости остается в разорванном горизонте, который может сомкнуться с тектоническими природными нарушениями и, таким образом, выйти на зоны пресных горизонтов — такие случаи уже зафиксированы. Кроме того, нельзя забывать, что для растворов используется пресная вода. Ее плотность меньше плотности глубинных соленых вод и рассолов. Легкая жидкость в тяжелой имеет тенденцию к всплытию: долговременному, медленному. В результате, пусть даже через 20—50 лет, токсичные вещества, использовавшиеся при гидроразрыве, также имеют шанс достичь зоны питьевых вод. Приведу цифры по рискам, относящиеся к одному из наиболее успешных месторождений сланцевого газа в Америке — Marcellus: 3 аварии на 1000 скважин. Казалось бы, немного. Но, если взять площадное загрязнение подземных вод, в том числе и пресных, сопровождавшее аварии, это 50 % площади всего месторождения — 100 квадратных километров». «Основная часть воды, используемой для фрекинга, возвращается. Но возвращается с чем? — задается вопросом Руслан Гаврилюк, научный сотрудник Института геологических наук Национальной академии наук Украины, эксперт Лаборатории экобезопасности НАНУ, а также Национального экологического Центра Украины. — Не только с солями, но и с различными элементами, которыми обогащается в недрах. К примеру, согласно официальным данным Академии наук, в отложениях Карпатского региона, из которых планируется добывать сланцевый газ на Украине, наблюдается аномально высокое содержание титана, ванадия, никеля, хрома, бария, урана…» Опасения Р. Гаврилюка подтвердились. Правда, негативный сценарий был реализован не на Украине, а на родине «сланцевой революции» — в США. В минувшем году в журнале «EnvironmentalScienceandTechnology» было опубликовано исследование Университета Дьюка (DukeUniversity), согласно которому на очистных сооружениях «Brine» в штате Пенсильвания, куда стекаются воды с предприятий по добыче нефти и газа, расположенных в районе сланцевого пласта Marcellus, был зафиксирован повышенный уровень радиоактивности и содержания солей. На протяжении двух лет ученые изучали сточные воды, которые сбрасывают в реку Блэклик Крик нефтяные и газовые компании. Кроме радия, эксперты обнаружили в пробах превышение уровня хлорида, сульфата и бромида, который может вступать в реакцию с хлорином и озоном, использующимся для очистки речной воды, и образовывать токсичный побочный продукт. «Благодаря работе очистных сооружений уровень радиоактивности удается значительно снизить, но вода не очищается от солей, таких как бромид», — утверждает соавтор исследования Авнер Венгош, профессор геохимии в Университете Дьюка. При этом он добавляет, что даже самые передовые технологии компании «Brine» не позволяют очистить воду от всех загрязняющих веществ. Также профессор ООО «НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ «ХИМБУРНЕФТЬ» НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЕ И СЕРВИСНЫЕ ИНЖИНИРИНГОВЫЕ РАБОТЫ Физико-химический анализ буровых растворов, технологических жидкостей, химреагентов по стандартам РФ и США; Керновые испытания качества вскрытия продуктивных пластов на УИПК-1М; Инжиниринг буровых растворов,технологических жидкостей для глушения и ремонта скважин. 350063, Россия, Краснодар, ул.Кубанская Набережная, 7, оф.502, (861) 268-54-57, 268-48-81 е-mail: hbn2005@yandex.ru, www.himburneft.ru ПРОИЗВОДСТВО И ПОСТАВКА ЭКОЛОГИЧЕСКИ БЕЗОПАСНЫХ ХИМРЕАГЕНТОВ ДЛЯ БУРЕНИЯ И РЕМОНТА СКВАЖИН Смазочные добавки - ПАВ для буровых растворов, жидкостей освоения и ремонта скважин на основе растительного сырья марок ФК-2000, ФК-2000 Плюс, ФК-2000 Плюс М, ФК-2000 Плюс А Ингибирующие противоприхватные лубриканты ФК-М, ФК-Н на основе эфиров жирных кислот для всех типов технологических жидкостей, депрессоры и загустители растворов на углеводородной основе (РУО, РНО). Органический ингибитор глин марки ХБН – противосальниковый реагент, интенсификатор бурения Термостойкие (до 210 °С) полимерлигнитные понизители фильтрации буровых растворов ХБН 01-03. ООО «НПО «ХИМБУРНЕФТЬ» СООТВЕТСТВУЕТ ТРЕБОВАНИЯМ ГОСТ ISO 9001-2011 № 1 (21) 2014 17 примесей, вредных для человека, таких как бензол, толуол, этилбензол и диметилбензолы. Как утверждается в фильме, в местах, где используется гидравлический разрыв пласта (ГРП), вода становится непригодна для питья, люди чаще болеют, у животных выпадает шерсть, ухудшается качество воздуха. «Земля газа» вызвала такой резонанс в обществе, что американские газодобывающие компании проспонсировали короткометражку, названную «Земля правды («TruthLand»). В новом фильме предпринималась попытка нарисовать идиллическую картину добычи нетрадиционного газа и опровергнуть выводы Фокса. Большинство зрителей восприняли «Землю правды» как неправдоподобную агитку. А теперь работа Джексона и Венгоша расставила точки над i. Победители и проигравшие Запасы реальные и не очень В 2012 году Барак Обама в обращении к нации заявил, что сланцевого газа стране хватит минимум на столетие. Вскоре администрация президента скорректировала этот прогноз, понизив цифру до 60 лет. Но многие специалисты не согласны и с такой оценкой. Например, специализирующийся на оценке скважин Артур Берман, геолог высочайшей квалификации долгое время проработавший в нефтяной корпорации Amoco, сказал: «В отличие от президента, слушающего советников, работающих на пропаганду сланцевого газа, я проводил исследования. В реальности запасов на 11—12 лет». Ему вторит профессор Блумсбургского университета Венди Ли: «Все, что находится под землей, мы называем ресурсом. А резерв — это то, что можно извлечь. Разница между ресурсом и резервом огромна. Обама говорил о ресурсе. Резерв — гораздо меньше». Венгош полагает, что подобный уровень загрязнения может быть обнаружен и в районах других очистных сооружений в районе формаций сланца Marcellus в штатах Пенсильвания, Огайо и Нью-Йорк. «Случай с радием очень опасен. Это радиоактивный компонент, который увеличивает вероятность генетических мутаций и представляет настоящий риск для здоровья людей», — прокомментировал сложившуюся ситуацию Уильям Шлезингер, президент Института исследования экосистем. Пикантность данного случая заключается в том, что исследования Венгоша и его соавтора, Роберта Б. Джексона, можно сказать, официально подтвердили заявления противников добычи сланцевого газа в США об опасности этого способа извлечения углеводородов. Один из наиболее выдающихся защитников природы режиссер и сценарист Джош Фокс даже снял документальный фильм «Земля газа» («GasLand»). В этой картине (к слову, номинированной в 2011 г. на «Оскар» в категории «Лучший документальный фильм», а также получившей множество призов, премий и дипломов, в том числе специальный приз жюри на фестивале независимого кино «Санденс») Фокс попытался выяснить, насколько безопасен фрекинг. Результаты расследования оказались обескураживающими: на основании полученных данных стало ясно, что гидравлический разрыв пласта приводит к появлению в скважинной воде множества 18 Собственно, о том, что добыча нетрадиционного газа малосовместима с заботой об экологии, можно было догадаться еще в самом начале, когда на свет появилась одиозная «лазейка «Halliburton». Именно так нарекли закон, который был принят в 2005 году под давлением самого влиятельного вице-президента в истории США по версии газеты «Washington Post» Ричарда Дика Чейни. Того самого Чейни, который с 1995 по 2000 год занимал должность главного исполнительного директора нефтесервисной компании «HalliburtonInc.». Эта же компания, в свою очередь, известна тем, что создала современную методику извлечения нетрадиционного газа, соединив технологию горизонтального бурения с технологией гидравлического разрыва пласта. Суть билля, который протолкнул Чейни, заключалась в выводе процесса гидроразрыва пласта из-под надзора Агентства охраны окружающей среды США (EPA), осуществляемого в рамках Закона о безопасности питьевой воды. Проще говоря, с 2005 года нефтегазовая промышленность США получила право бесконтрольно закачивать под землю гарантировано опасные материалы непосредственно вблизи подземных запасов питьевой воды. Появление «лазейки «Halliburton» сопровождалось множеством скандалов. Например, в 2004 году Агентством охраны окружающей среды было опубликовано исследование экологических последствий ГРП. Изучив его, один из инженеров-экологов EPA Уэстон Уилсон назвал документ научно несостоятельным. Его поддержал генеральный инспектор по охране окружающей среды Агентства Ники Тинсли. Ему удалось инициировать расследование, которое выявило подтасовки. В частности, были собраны доказательства того, что из ранних вариантов исследования EPA кто-то удалил материалы, в которых говорилось, что нерегулируемое использование фрекинга представляет угрозу для здоровья человека. Также, согласно отчету, в финальную версию документа не вошла информация о том, что «разрывающая жидкость может представлять угрозу чистоте питьевой воды еще долгое время после окончания бурения». Но под влиянием политического давления результаты расследования удалось отправить под сукно, и ГРП стал использоваться полным ходом. Во время шума вокруг аварии и разлива нефти на нефтедобывающей платформе DeepwaterHorizon в Мексиканском заливе администрация Барака Обамы chaspik.spb.ru Аналитика «Грязная» технология и Министерство энергетики сформировали консультативную комиссию по сланцевому газу якобы для проверки растущей экологической опасности из-за способов добычи сланцевого газа. Их отчет был выпущен в ноябре 2011 года. Независимые эксперты характеризуют его следующим образом: «сокрытие опасностей и выпячивание выгод от добычи газа». Комиссию возглавил бывший директор ЦРУ Джон М. Дейч. Дейч является заинтересованным лицом, так как входит в совет директоров газовой компании по производству СПГ — «CheniereEnergy». Проект «CheniereEnergy» под названием «SabinePass» является одним из двух текущих проектов в США по созданию СПГ-терминала для экспорта сланцевого газа из США на иностранные рынки. Дейч также входит в совет директоров «Citigroup», одного из наиболее активных и крупнейших банков мира, работающих в энергетике, и связанного с семьей Рокфеллеров. Он также входит в совет директоров компании «Schlumberger», которая наряду с «Halliburton» является одной из ведущих компаний, производящих химрастворы для ГРП. Вообще, шесть из семи членов комиссии были связаны с энергетической отраслью, в том числе соратник Дейча и горячий сторонник технологии ГРП Дэниел Ергин, являющийся, кроме того, членом Национального совета нефтяной промышленности. Неудивительно, что отчет комиссии назвал сланцевый газ «лучшей новостью в сфере энергетики за последние 50 лет». Вот только навряд ли с ним согласятся жители фермерских областей Пенсильвании, Техаса и других штатов, в которых широко распространен фрекинг. Из-за ГРП их водные источники стали настолько токсичны, что содержащаяся в них жидкость (это уже нельзя назвать питьевой водой) непригодна не то что для употребления, а для мытья. Недовольные жители пострадавших районов пытаются отстоять свои права на чистую воду. Но в большинстве случаев их усилия гасятся активным противодействием нефтегазовых компаний. Как утверждают американские экологи, чаще всего корпорации действуют по обкатанным схемам. В случае возникновения претензий они, прежде всего, находят «независимых» экспертов, которые выдают заключение, где говорится, что с питьевой водой все в порядке. Если пострадавшие не подают в суд, на этом все и заканчивается. Если же местные продолжают упорствовать, компании выплачивают пострадавшим компенсации. С получившими компенсацию обязательно подписывается договор о конфиденциальности, не позволяющий человеку делиться информацией о деле с прессой. Также бывали случаи, когда суд обязывал нефтегазовые компании пожизненно снабжать жителей привозной питьевой водой либо устанавливать очистное оборудование. Как показывает практика, последний вариант не всегда спасает. Например, этиленгликоль, который попадал в питьевую воду в результате ГРП, согласно результатам тестов, проходил сквозь фильтры. «Страны, собирающиеся добывать сланцевый газ, ждет то же самое, что и у нас: короткий бум, какие-то новые рабочие места, — утверждает профессор Блумсбургского университета Венди Ли. — Но, когда пузырь лопнет, останется плохая экология, разрушенная инфраструктура… Люди столкнутся с еще большими проблемами, чем были у них до сланцев». № 1 (21) 2014 19 Еврокомиссия за сланцы Европейские государства по желанию имеют право вести разведку и добывать сланцевый газ при условии соблюдения минимальных общих принципов, касающихся воздействия на окружающую среду и здоровье человека. Но эти принципы являются необязательными и, таким образом, ни к чему не обязывают. Вместо принятия единого закона, к которому призывал Европейский парламент, или даже введения юридически обязывающего регламента Еврокомиссия предпочла направить европейским странам только рекомендацию. Ассоциация ShaleGasEurope, объединяющая компании Chevron, Halliburton, Shell, Total и другие, без промедления приветствовала решение Еврокомиссии, назвав его шагом в правильном направлении. Напротив, евродепутат от партии защитников природы Мишель Ривази осудил неприемлемое отступление Еврокомиссии. Страшная украинская сказка В отличие от Соединенных Штатов, в Евросоюзе экология — одна из священных коров. И хотя американцы пытаются убедить всех в абсолютной безопасности добычи нетрадиционного газа, европейцы пока не особо рвутся в клуб адептов фрекинга. Хотя голоса в защиту этой технологии звучат на самом высоком уровне. Например, главный научный советник Евросоюза Энн Гловер дала положительное заключение по вопросу добычи сланцевого газа. «Мы не должны отказываться от разработки, — заявила она. — С моей точки зрения, данные позволяют нам двигаться вперед. При любом производстве энергии существует экологические риски, будь то ветряные или угольные электростанции». С Гловер солидарен и комиссар по вопросам энергетики Гюнтер Эттингер. «Я выступаю за производство сланцевого газа, в частности, по соображениям энергетической безопасности и перспектив снижения цены на газ, — заявил чиновник. — В Соединенных Штатах — крупнейшем производителе сланцевого газа — цена на газ в четыре раза меньше, чем в Европе». Несмотря на наличие таких высокопоставленных сторонников разработки сланцев среди брюссельской администра20 ции, страны — члены союза занимают преимущественно осторожно-выжидательную позицию. Более того, некоторые государства, присмотревшись к тому, что происходит в США, ввели моратории или вовсе запретили фрекинг на своей территории. В их число вошли Швейцария, Болгария, Чехия, западноевропейский рекордсмен по запасам сланцевого газа Франция и даже Германия с Румынией, ранее активно выступавшие за нетрадиционный газ. Впрочем, западные политики нашли вариант, потенциально способный решить их энергетические проблемы за счет сланцевого газа и одновременно сохранить здоровую экологию. А именно, они всячески поощряют разведку и разработку сланцев на Украине. Судя по всему, ее, как и Польшу, западноевропейцам не особенно жалко. Сейчас многие жители Украины, знакомые с экологическими рисками, связанными с фрекингом, стараются убедить руководство страны отказаться от добычи сланцевого газа. Еще на стадии парламентских слушаний в Верховной раде Украины выступил Валерий Яковлев, доцент кафедры инженерной экологии городов Харьковской национальной академии городского хозяйства. Он представил доклад на тему «Гидрогеологические риски при добыче газа методом гидроразрыва пласта». Ознакомив депутатов с принципами добычи сланцевого газа, он детально разобрал один из проектов, наглядно продемонстрировав его несовершенство и всю опасность технологии. Это была настолько показательная речь, что имеет смысл привести ее часть. «Что мы имеем на Беляевской скважине сейчас… — начал Яковлев, демонстрируя присутствовавшим слайды со схемами и графиками. — Тут говорилось о двуслойном пленочном экране. Мы имеем один слой экрана. Я студентов своих учу, что коэффициент фильтрации этой пленки — десять в минус второй. При напоре, который будет в среднем 1—2 метра в этом амбаре, будет очень большой расход этой жидкости. Это может привести просто к масштабному загрязнению буровым раствором даже на этапе, предшествующем выполнению ГРП. А ведь этот проект прошел экспертизу! Налицо недостаточно внимательный подход всех экспертных организаций и специалистов… Как следует из проекта бурения скважины Беляевская-400, на участке размещения амбаров для циркуляции жидкости планируется оставлять буровой шлам, содержащий углещелочной раствор, фракции нефти и т. п. Как предполагается с ним поступать? Вот эту токсичную среду — буровой шлам, загрязненный химикатами, — планируется закрыть пленкой сверху и туда нанести 0,8 метров грунта. Таким образом, этот трехметровый «блин» останется под пахотной землей (потому что это у нас всегда пахотные земли), и таких «блинов» будет десятки тысяч на Украине. Что на них можно выращивать? В этом «блине» внутри находится сульфат алюминия, который нейтрализует токсичность этого шлама — как коагулянт используется. Сам по себе алюминий очень токсичен, а его здесь 600 килограммов. И это все только касается самого бурения, тут еще нет гидроразрыва, потому что в руки нам не попадал проект по гидроразрыву <…> Для очистки этой жидкости технологий нет и быть не может. Там такой набор ингредиентов, что она подлежит депонированию где-то. Но ничего такого в проекте нет. Куда они ее будут девать?.. Я выписал некоторые компоненты, по которым нашел лимитирующие признаки вредности, ПДК: глутаральдегид, диметилформамид, полиакриламид, хлориды калия и натрия, этиленгликоль, изопропанол, карбоксиметилцеллюлоза, нефть в легких pda.top.rbc.ru Аналитика № 1 (21) 2014 21 Самый дорогой ресурс В докладе директора национальной разведки США Джеймса Клэппера, представленном на слушаниях в профильном сенатском комитете Конгресса, говорилось, что ряд стран через 10 лет испытает нехватку питьевой воды. Еще раньше в том же ключе высказывались представители британского министерства обороны, предупреждая свое правительство о том, что стране необходимо быть готовой к войнам, которые вскоре могут начаться по всей планете из-за нехватки воды. О катастрофической ситуации в сфере обеспечения питьевой водой говорилось также в докладе ООН, представленном накануне Всемирного форума по водным ресурсам во французском Марселе в марте 2012 г. По мнению экспертов, проблема нехватки питьевой воды усугубляется глобальным изменением климата, а также ростом потребности в продовольствии и средствах гигиены со стороны растущего населения Земли. фракциях и так далее. Класс опасности у них от второго до четвертого, это весьма токсичные вещества. Аргумент сторонников гидроразрыва, что химикатов в закачиваемой жидкости 1 %, просто смехотворен. Для гидроразрыва используется порядка 6000 кубометров воды (данное значение может варьироваться от 4000 до 20 000). Это двухмесячная потребность крупного села. Если сосредоточенно брать из неглубокого горизонта, мы создаем депрессию и временно обезвоживаем колодцы. Придется бурить скважины, чтобы обеспечивать население водой. И эти водозаборные скважины, пробуренные неподалеку от скважины, где будет делаться ГРП, начнут стягивать к себе все загрязняющие вещества, о которых я упоминал. Но наибольшей угрозе подвергается стратегический резерв питьевой воды. Думаю, ни один специалист компании «Shell» и мало кто из наших специалистов представляет и может оценить, что единственный ресурс незагрязненной реликтовой воды, которая не содержит техногенных ингредиентов, находится в Днепровско-Донецком артезианском бассейне. По экспертным оценкам, это порядка 300—400 кубических километров воды, которая в 25-м году будет востребована всем миром. Газ — это тактический ресурс, а вода — стратегический, она намного ценнее». 22 Неясно, вынесли ли депутаты Рады что-то полезное из лекции Валерия Яковлева. Факты дают основание предполагать, что нет. Как иначе объяснить то, что в 2010 году Украина выдала лицензии на разведку сланцевого газа для «ExxonMobil» и «Shell», провела аукцион на право разработки Юзовской (Донецкая область) и Олесской (Львовская область) газовых площадей (победителями стали «Shell» и «Chevron», соответственно). В октябре 2012 г. «Shell» начала бурение первой поисковой скважины газа уплотненных песчаников в Харьковской области. С первого дня это вызвало сопротивление местных жителей и представителей ряда украинских экологических движений. По словам харьковского эколога Олега Перегона, осознанное введение химических веществ в недра земли — кощунство. Подобная процедура сулит жителям области ряд проблем: «В химии-то и кроется первая опасность добычи сланцевого газа: попадая в водоемы, фрекинг-жидкость грозит всему живому. В ней чаще всего содержатся такие опасные вещества, как этиленгликоль (смертельная доза для человека 100—300 мл), бензол (токсичное вещество, канцероген, оказывает наркотическое воздействие на организм человека), метанол (сильный яд, 5—10 мл вызывает отравление, а 30 г — смерть человека), борная кислота (общеклеточный яд, при остром отравлении поражает мозг, слизистые оболочки и кожу, а при хроническом — кроветворные и половые клетки; особенно опасна борная кислота для развивающихся эмбрионов — даже поступление однократной нетоксической дозы в организм матери может вызвать патологические изменения плода) и т. д.». Как показывает время, самые зловещие прогнозы экологов сбываются. В 2013 году в селе Яремовка (Изюмский район Харьковской области) у здоровых родителей родилась девочка без пальцев кисти руки. Местные жители в беде обвиняют газовиков, неоднократно проводивших гидроразрывы на скважинах вблизи жилых домов. Яремовка еще несколько лет назад приобрела печальную известность как зона экологической катастрофы в связи с интенсивным поисковым бурением уплотненных песчаников и применением мероприятий по интенсификации притока углеводородов. Но и это не подвигло руководство страны (теперь уже бывшее) ввести мораторий на добычу сланцевого газа, о необходимости которого высказывались многие специалисты, включая Валерия Яковлева. Непонятно, как будет развиваться ситуация в условиях нынешнего хаоса, охватившего Украину. Но если ничего не изменится к лучшему, через 10—50 лет реальностью может стать печальная шутка, прозвучавшая на одном из российских интернет-форумов в теме, посвященной добыче нетрадиционного газа на Украине. «Наши соседи, стремясь обрести независимость от «москальских» поставок углеводородов, гробят свою природу, — написал неизвестный комментатор. — Если дело пойдет так и дальше, России придется пускать на Украину новую трубу, на этот раз с водой. И стоить эта вода будет значительно дороже нефти, газа и даже золота». Действительно, если без нефти и газа существовать можно — пускай и очень плохо, то без питьевой воды жизнь невозможна. Это соображение должно стать ключевым для лидеров всех стран, принимающих любые решения, связанные с добычей углеводородов из сланцевых месторождений. vladtime.ru Аналитика с 16 по 18 апреля 2014 года в Санкт-Петербурге состоится ежегодный геофизический научно-практический семинар ЭЛЕКТРОРАЗВЕДКА В ПОИСКОВОЙ И ИНЖЕНЕРНОЙ ГЕОЛОГИИ 2014 Памяти профессора В.А. Комарова Тел.: 8 (812) 230-98-75; 8 (812) 964-07-38; (812) 321-33-77; факс: (812) 575-54-66; e-mail: seminar.eramax@gmail.com www.geophys-seminar.com БГК BGC № 1 (21) 2014 23 gazprom.ru Аналитика 24 Одногазовый союз Одногазовый союз Д ля российской экономики мину вший 2013 год с та л х удшим за весь пос ткризисный период. Спа д инвес тиционной и потребите льской ак тивнос ти приве л к заме д лению темпов рос та до 1,5 %. На этом фоне итог и « Га зпрома » ок а за лись с у щес твенно выше ож и д а ний. Комп а ния с у ме л а восс та новить у траченн у ю долю евр опейского рынк а и теперь с у вереннос тью смотрит впере д. Хотя вря д ли ее ож и д а е т безоб л ачное б уду щее. Д ля сохранения об ъемов экспор та ру ководс тво га зового г иганта, например, п ланиру е т сни ж ение сре дних цен, что, несомненно, повлияе т на ра змеры выру чки. К этому с ле ду е т добавить антимонопольну ю тя ж бу с ЕС и с трас ти по « евромайд ану », напряму ю за девающие интересы ве ду щего отечес твенного пре дприятия. Кравченко Г. В. ж у р н а л и с т-а н а л и т и к Пунктир короткого горизонта В глобальном энергетическом хозяйстве начало года было отмечено умеренным оптимизмом. Фондовые биржи по-деловому отыгрывали новостные потоки. Несмотря на предварительные оценки (многие цифры пока попросту отсутствуют), эксперты спешили заглянуть за линию «короткого экономического горизонта» и соразмерить намерения бизнеса с потенциальными рисками. В этом смысле широкий простор аналитикам дало выступление в эфире РБК заместителя начальника департамента информационной политики «Газпрома» Сергея Куприянова, в котором он конспективно изложил видение перспектив и проблем крупнейшей госкорпорации. «В целом мы довольны итогами минувшего года, — заявил чиновник. — Вопреки негативным прогнозам компания показала очень хороший рост на европейском рынке, где она зарабатывает основные деньги. В среднем мы подняли планку на 16 %, а по ряду направлений даже на порядок выше. Великобритания, например, увеличила потребление российского газа в 1,5 раза. Италия — на две трети: с 15 до 25 млрд кубометров, Германия — на 20 %. В результате экспорт достиг 162,7 млрд кубометров, почти на 3 млрд больше намеченного», — отметил он, подчеркнув, что это не предел. По словам Куприянова, наращиванию физического объема поставок способствовало несколько факторов, главным из которых являлось существенное сокращение предложений со стороны Норвегии — второго по величине поставщика углеводородов в ЕС. Представители «Газпрома» связывают это с тем, что пик добычи газа в стране уже пройден, и теперь запасы там, как говорят буровики, приближаются к полке. Вместе с тем, согласно оценке отраслевых аналитиков, потребность европейцев в голубом топливе имеет тенденцию к росту. Хотя и незначительными темпами. «Мы не ожидаем быстрого повышения спроса, — отметил Куприянов. — Еврозона еще не оправилась от кризиса. Однако оживление деловой активности создает предпосылки для заключения дополнительных контрактов». Правда, куда весомей оказались предпосылки, созданные природой. Как шутливо заметил выпускающий редактор международного отчета PLATS Уильям Пауэлл, «господин Мороз вывел «Газпром» в дамки». И пояснил, что после суровой зимы 2012 года подземные хранилища Европы опустели настолько, что Еврозона еще не оправилась от кризиса. Однако оживление деловой ак тивности созд ает предпосылки для заключения дополнительных контрактов» возникший дефицит грозил резким ценовым скачком в период отопительного сезона. Поэтому начиная с мая прошлого года импортеры принялись интенсивно делать запасы топлива на случай аномальных холодов и тем самым обусловили выход российской госмонополии на лидирующие позиции. Другим важным обстоятельством стало выравнивание уровня контрактных и спотовых цен. По словам Пауэлла, за последние два года представители концерна провели с потребителями ряд переговоров относительно корректировки своей ценовой политики. № 1 (21) 2014 25 Аналитика «Перед нами был выбор, что ставить во главу угла: объемы и долю на рынке или все-таки выручку. К ак коммерчески ориентированная компания, акции которой котируются на бирже, «Газпром», в первую очередь, заинтересован в увеличении прибыли. Поэтому выбор был сделан в пользу выручки». Александр Медведев 26 для пересмотра формулы ценообразования, на чем настаивает Евросоюз. Более того, сложившееся равновесие, утверждает он, не ограничивая свободу выбора потребителей в пользу той или иной формы сделки, способствует повышению привлекательности долгосрочных контрактов за счет ценовой предсказуемости и гарантий бесперебойности поставок. В свою очередь это дает «Газпрому» реальный шанс довести долю присутствия на рынке ЕС до рекордных 35 %. Именно такую амбициозную цель всего три года назад ставило руководство компании. Но споткнулось на пути к ней, напомнил аналитик. Куприянов благоразумно предпочел не углубляться в тему. По понятной причине. Тяни-толкай ручного управления Не далее как прошлым летом зампредседателя правления концерна Александр Медведев объяснял акционерам «Газпрома» выгоды от сокращения объемов европейского экспорта. «Перед нами был выбор, что ставить во главу угла: объемы и долю на рынке или все-таки выручку. Как коммерчески ориентированная компания, акции которой котируются на бирже, «Газпром», в первую очередь, заинтересован в увеличении прибыли. Поэтому выбор был сделан в пользу выручки». Твердость с клиентами на переговорах по ценам ставил в заслугу и Алексей Миллер. Разумеется, руководство предприятия, чьи налоговые поступления составляют 19 % бюджета страны, действовало не по своему усмотрению. Оно выполняло волю главного акционера — государства. А в государстве у нас вертикаль и ручное управление. Поэтому, следуя указаниям высших чинов занять жесткую позицию, «Газпром» быстро уступил Норвегии первенство в торговле с Евросоюзом. Падение объемов продолжилось бы и дальше, но дружная критика со стороны экспертного сообщества, похоже, возымела действие. По свидетельству источников в администрации президента РФ, Путин решился на резкий поворот руля. «Газпром» ретроактивно снизил экспортные цены и только за первое полугодие 2013 года вернул клиентам более $4 млрд переплаты. В итоге Россия вновь стала основным поставщиком газа в Европу. Однако заявления Медведева, Миллера и других топменеджеров компании негативно отразились на капитализации «национального достояния». Как единодушно говорят эксперты, если руководство и впрямь хотело держать жесткую позицию, то, наверное, стоило это делать молча, не пугая ни миноритариев, ни общественное мнение. Зато теперь Сергею Куприянову ничего не мешает публично упирать на ценовую гибкость компании, а Александру Медведеву сетовать на ее недооцененность. На днях зампред правления заявил агентству «Oil&Capital» о целесообразности проведения bay back. «Учитывая текущее состояние «Газпрома» и его перспективы, сейчас самое время произвести обратный выкуп акций для того, чтобы потом с наибольшей эффективностью разместить их». Такой шаг, по мнению руководителя, поддержит устойчивый интерес к компании и в конечном итоге приведет к росту ее капитализации. Примечательно, что практически одновременно с этим gazprom.ru В итоге стоимость газпромовских поставок стала более конкурентной. Кроме того, как заметил эксперт, европейцам сейчас попросту негде покупать газ. Катар как основной производитель дешевого СПГ, делавшего погоду на торговых площадках ЕС, перенацелил весь товарный поток на высокодоходные направления: в Японию, Индию, Южную Корею и Китай, где премия к рынку составляет 30—35 %. Потребители Старого Света остались ни с чем. В этих обстоятельствах «Газпром» оказался эдакой палочкой-выручалочкой, в полном объеме удовлетворив все заявки. «В настоящее время российский трубный газ играет в Европе стабилизирующую роль, страхуя рынки от высокой волатильности», — говорит вице-президент агентства «Argus» Вячеслав Мищенко. Показательно, что на рубеже 2013—2014 годов цены на спотовых площадках поднялись выше $400/1000 м3, тогда как стоимость срочных газпромовских контрактов, привязанная к нефтяной корзине, составила $370. По словам Мищенко, при таком раскладе нет никаких оснований investcafe.ru gazprom.ru Одногазовый союз заявлением на сайте «Газпрома» появилось сообщение о планируемом снижении экспортной выручки и доходов от внутренних продаж. В частности, в текущем году на ретроактивные платежи заложено более $3 млрд, а в среднесрочной перспективе компанию ожидает резкий скачок затрат, связанный с переводом зарубежных поставок газа в сверхдорогой трубопровод «Южный поток». Каким образом забота о повышении капитализации согласуется с падением прибыли, эксперты затрудняются сказать: «Это какой-то тяни-толкай». Но, судя по всему, в корпорации рассчитывают возместить потери за счет Китая. Переговоры о продаже в Поднебесную голубого топлива ведутся давно и столь скрупулезно, что грозят приобрести перманентный характер. Очередной раунд состоялся в январе, но не был завершен и по этой причине отложен до мая. Представители «Газпрома» не раскрывают подробности сделки. Куприянов лишь скупо заметил, что китайцы торгуются из-за каждого цента. Между тем, по сообщению «Financial Times», стороны приблизились к соглашению о цене на газ, который будет доставляться по «Восточному маршруту» и может достичь $468/ 1000 м3 при стоимости на границе с Китаем от $300 до $400. Скорее всего, ценовое предложение будет формироваться на базе азиатской корзины нефтепродуктов, а за основу взята стоимость нефти в Сингапуре. «Газпром» планирует продавать порядка 38 млрд м3 в год на протяжении 30 лет, уточняет издание. Ранее китайские власти заявляли о том, что не намерены платить за российский газ больше, чем за туркменский — $9 за 1 млн б. т. е. По мнению переговорщиков из Поднебесной, топливо, которое транспортируется по трубе, однозначно должно быть дешевле СПГ. В настоящее время КНР уже не столь остро нуждается в российском экспорте, как еще несколько лет назад, пишет газета. В стране построены трубопроводы по альтернативным маршрутам из Мьяньмы и центрально-азиатских регионов. Кроме того, Пекин покупает СПГ у Катара и Австралии. А в самый канун Нового года премьер Дмитрий Медведев утвердил проект соглашения с КНР о развитии комплекса «Ямал СПГ». В этой связи «Financial Times» приводит комментарий Фэн Проект «Алтай» № 1 (21) 2014 27 Юйцзюня, известного аналитика из «China Institutes of Contemporary International Relations», который заявил, что Россия опоздала с выходом на энергетический рынок Китая почти на целое десятилетие. Газпромовцы философски ответили: лучше поздно, чем никогда. По словам Куприянова, компания, которую он представляет, играет достаточно заметную роль на мировом рынке, и сотрудничество с ней имеет много преимуществ. А что до существующих разногласий, то нет таких проблем, по которым невозможно достичь компромисса, если сторонами движет взаимный интерес. Столь же решительно высказался он и по поводу антимонопольного разбирательства, дамокловым мечом висящего над «Газпромом». Гость телеэфира выразил твердую уверенность в положительном исходе дела и даже назвал предполагаемый срок — до проведения выборов в Европарламент, назначенных на май текущего года. Под антимонопольной лупой Однако январская встреча в Москве министра энергетики РФ Александра Новака с еврокомиссаром по энергетике Гюнтером Эттингером, состоявшаяся буквально через пару дней после этого эфира, заставила усомниться в обоснованности прогноза. Напомним, что в сентябре 2012 Еврокомиссия (ЕК) объявила о начале проверки российского концерна на предмет нарушения антимонопольного законодательства в странах Центральной и Восточной Европы. Брюссель заподозрил «Газпром» в действиях, препятствующих диверсификации источников поставки голубого топлива членам Евросоюза и завышении цен. Пресс-служба компании по горячим следам отозвалась Еврокомиссар по энергетике Гюнтер Эттингер 28 на это лаконичным комментарием: пусть расследуют. Позже на официальном сайте концерна появилось заявление, в котором подчеркивалось, что начало формального этапа проверки не означает признание «Газпрома» виновным в каких-либо нарушениях. В самом деле, «Газпром» работает так, как работает, не первый десяток лет. Его нынешняя структура осталась неизменной с тех пор, когда страны Восточной Европы входили в советский блок. По словам руководителя центра «Международная энергополитика» Юрия Солозобава, нелепо винить компанию за то, что в силу сложившегося положения она монопольно или почти монопольно снабжает энергоресурсами бывших союзников по Варшавскому договору. Тот факт, что Запад, мягко говоря, недолюбливает Путина и не хочет быть от него в зависимости, уже давно ни для кого не секрет. Вопрос в другом — чем был обусловлен выбор момента для возбуждения процедуры разбирательства. Эксперты связывают это не с политикой, а с изменением конъюнктуры мирового рынка. Финансовый кризис привел к снижению потребности Европы в энергоносителях, а сланцевая революция в США — к перетоку оттуда невостребованного американцами СПГ. В результате оказалось, что на спотовом рынке ЕС можно купить газ по $300—320/1000 м 3, тогда как «Газпром», что называется, зубами держится за формулу ценообразования, которая приводит к стоимости топлива порядка $400 и даже $500/1000 м3. Такое положение не могло не волновать контрагентов, говорит партнер «RusEnergy» Михаил Крутихин. По мнению Солозобова, конфликт зрел давно, хотя до поры не выходил в публичную сферу. А проведение расследования призвано было надавить на «Газпром», чтобы заставить его скорректировать цены. Это не первая атака, утверждает эксперт, но, пожалуй, наиболее результативная. Компания помаленьку стала делать уступки. Свидетельством этого могут служить прошлогоднее возмещение клиентам сумм завышения стоимости контрактов и нынешние резервы на ретроактивные платежи. Еще одним камнем преткновения является требование «Газпрома» об оплате потребителями всего объема законтрактованного газа независимо от того, нужен он им или нет. Принцип take-or-pay (бери или плати) партнеры находят кабальным. Однако концерну он жизненно необходим, считает Солозобов. Ведь предприятие должно планировать долгосрочные расходы на геологоразведку, строительство и поддержание инфраструктуры. При столь высокой нагрузке газовый гигант просто не выживет в режиме рыночных цен. С другой стороны, и комиссары Евросоюза понимают, что обойтись одним катарским газом, который сбил цены в 2012-м, ЕС не сможет. Тем более что в прошлом году Катар изменил Европе в пользу Азии. А разрыв отношений с российским поставщиком способен вызвать коллапс, подобный исчезновению Гольфстима. Партнеры зависят друг от друга, поэтому вынуждены искать компромисс. Эксперты полагают, что сложившая схема торговых отношений между «Газпромом» и ЕС будет меняться, но не радикально. По крайней мере, в ближайшее время. Принцип take-or-pay, как и система долгосрочных контрактов, сохранится. Но, очевидно, они euobserver.com Аналитика VII международная конференция НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА И ЭКСПОРТ НЕФТЕПРОДУКТОВ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ 7 – 8 апреля 2014 Минск, Беларусь Минск Традиционное место встречи ведущих игроков региона Официальная поддержка концерна Белнефтехим Возможность общения с самыми значимыми предприятиями нефтегазового комплекса Беларуси – Белнефтехим, Мозырский НПЗ, Нафтан, БНТД, БНК, Гомельтранснефть Дружба, Белорусская железная дорога 1000+ участников За годы работы – ведущие игроки отрасли, ключевые компании в регионе и их международные партнеры 50+ докладчиков Международные эксперты, представители высшего звена правительственных органов, руководители ключевых компаний Республики Беларусь 2 информативных дня Актуальная аналитика и прогнозы рынка, практическая информация, полемические дискуссии Технический визит нала ур од я п пис идка дл Ск ов чик ж info@ccapital.co.uk +44 (0) 20 8349 1999 www.ccapital.co.uk № 1 (21) 2014 29 Аналитика станут более гибкими, с большой привязкой к ценам на спотовом рынке и более коротким сроком пересмотра стоимости контрактов в зависимости от сложившейся конъюнктуры, прогнозирует Крутихин. На его взгляд, вероятно, будут сокращаться и обязательные объемы отбора газа. Начало уже положено. Турция, Германия и Италия достигли с «Газпромом» взаимоприемлемых решений. Предложено перейти на дрова Но если судить по итогам январских переговоров российского министра энергетики с его европейским коллегой, путь к компромиссу будет тернист. Признание «Газпрома» виновным в злоупотреблении домини- Е динственный вопрос, по которому уд а лось достичь прогресса, касался преференций «Газпрома» в использовании трубопровода OPAL — ответвления от «Северного потока» на территории nord-stream.com Германии. рующим положением на рынке грозит ему штрафом до 10 % годовой выручки. А это около $15 млрд. Правда, компания может заключить с Еврокомиссией мировое соглашение, позволяющее избежать санкций. В таком случае она должна принять на себя ряд обязательств по устранению антиконкурентных практик. Еще в декабре прошлого года концерн представил ЕК предложения, направленные на урегулирование антимонопольного расследования. Документ, кстати, обсуждался на встрече Александра Новака и Гюнтера Эттингера. Однако его содержание не устроило Брюссель. «Мы получили хорошие комментарии по двум из трех областей претензий, но по вопросу цен не нашли того, что нам нужно», — цитирует агентство «Reuters» комиссара ЕС по вопросам конкуренции Хоакина Альмуния. В свою очередь, Москву разочаровало отсутствие реальных подвижек в процессе урегулирования споров. Единственный вопрос, по которому удалось достичь прогресса, касался преференций «Газпрома» в использовании трубопровода OPAL — ответвления от «Северного потока» на территории Германии. Согласно европейскому законодательству «Газпром» обладает правом на эксплуатацию не более 50 % мощностей трубопровода. А концерн добивается расширения полномочий на загрузку магистрали в полном объеме. Для этого необходимо вывести транспортную Строительная площадка газопровода «Северный поток» в Германии. Конечная точка газопровода находится в Любмине недалеко от Грайфсвальда, площадь береговых сооружений составляет почти 12 га и включает в себя приемные терминалы газопроводов OPAL и NEL. Газ поступает в приемный терминал газопроводов, фильтруется и подогревается, а затем поступает на две станции учета до подачи на соединительные газопроводы. 30 № 1 (21) 2014 31 gazprom.ru Аналитика Монтаж первого газоперекачивающего агрегата на компрессорной станции «Русская» «Россия построит «Южный поток» вопреки протестам Евросоюза», — подчеркнул правительственный чиновник. Михаил Левченков добавил, что ЕК не сможет выдвинуть претензии, если работы будут завершены в оговоренные сроки. 32 артерию из-под действия Третьего энергопакета, что сопряжено с процедурами многочисленных согласований. Тем не менее, как сообщило агентство «Reuters» со ссылкой на Эттингера, положительное решение может быть принято уже в начале марта. Аналитик компании «Норд Капитал» Роман Ткачук полагает, что ЕК нет никакого резона препятствовать «Газпрому». Иначе окажется, что резервные мощности нечем будет заполнить. Поставщиков раз-два и обчелся. А российская компания снабжает топливом граждан Европы в необходимых количествах и, главное, без перебоев. Поэтому заявка «Газпрома», скорее всего, будет удовлетворена. Другое дело «Южный поток». Российские власти испытывают серьезную озабоченность призывами Евросоюза пересмотреть соглашения о реализации этого проекта. Речь идет о соглашениях с правительствами Австрии, Болгарии, Венгрии, Греции, Сербии, Словении и Хорватии, по территории которых проходит маршрут трубопровода. В частности, в Минэнерго РФ сообщили о получении депеши из ЕС с требованием привести принятые документы в соответствие с нормами Третьего энергопакета. Как пояснил агентству «Oil&Capital» замминистра энергетики Анатолий Яновский, согласно Венской конвенции межправительственные соглашения квалифицируются как акты национального законодательства государств, их заключивших, и в этом качестве подпадают под действие норм международного права. Поэтому не могут быть пересмотрены в одностороннем порядке. «Россия построит «Южный поток» вопреки протестам Евросоюза», — подчеркнул правительственный чиновник. А глава компании «Газпром-инвест» Михаил Левченков добавил, что ЕК не сможет выдвинуть претензии, если работы будут завершены в оговоренные сроки. В настоящее время строительство газовой магистрали идет полным ходом. В декабре «Газпром» установил газоперекачивающий агрегат № 1 на компрессорной станции «Русская», расположенной в Краснодарском gazprom.ru Строительная площадка компрессорной станции «Русская» VII КАСПИЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОВАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ 24 - 25 апреля 2014 Баку, Азербайджан В ЦЕНТРЕ ОБСУЖДЕНИЯ КОНФЕРЕНЦИИ: Экспортные маршруты и рынки для каспийской нефти, нефтепродуктов и газа Рынки нефти и нефтепродуктов Центрально-Азиатского региона Перспективы развития нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности Развитие газовых проектов в Каспийско-Черноморском бассейне Практические аспекты торговли энергоносителями Расширенный географический охват - Каспий, Причерноморье, Средиземноморские и Азиатские рынки Расширенная программа бизнес-встреч + СПЕЦИАЛИЗИРОВАННЫЙ СЕМИНАР «Морская логистика. Обзор портовых мощностей Каспийского и Черноморского регионов» info@ccapital.co.uk +44 (0) 20 8349 1999 www.ccapital.co.uk № 1 (21) 2014 33 gazprom.ru Аналитика Проект «Южный поток» Характерно, что ранее страны-транзитеры в большинстве своем выступали на стороне ЕК, а ряд из них и вовсе ск лонялся к а льтернативному проекту «Nabucco». крае. Всего планируется установить 14 агрегатов суммарной мощностью 448 МВт, чему, как отмечают специалисты, сегодня нет аналогов в мире. А в феврале отечественный концерн приступил к укладке труб на сербском участке, куда, по официальным данным, будет инвестировано €2 млрд. Характерно, что ранее страны-транзитеры в большинстве своем выступали на стороне ЕК, а ряд из них и вовсе склонялся к альтернативному проекту «Nabucco». Однако недавно премьер-министр Венгрии заявил, что правительственный кабинет намерен выполнить взятые на себя обязательства по строительству «Южного потока». Эксперты сомневаются, что подписанты соглашений заинтересованы в их пересмотре. Во-первых, доход от прокачки газа пополнит бюджеты. Во-вторых, взяв на себя основную часть затрат по сооружению магистрали, «Газпром» многократно повысил привлекательность проекта для его участников. По мнению Романа Ткачука из «Норд Капитала», позиция российских властей в этом вопросе настолько непоколебима, что вряд ли Еврокомиссия сумеет заставить отступить от намеченной цели. Недаром год назад Владимир Путин напомнил Брюсселю, 34 что «Газпром» — стратегически важная компания, для которой принятие ключевых решений лежит в политической плоскости, а заодно предложил Европе перейти на дрова, если ей что-то не нравится. Тем не менее Москва не упускает возможности активизировать диалог с ЕК о возможности выведения «Южного потока» из-под законодательных ограничений. Кроме того, российские власти выступили с предложением к Евросоюзу о заключении соглашения, которое регулировало бы вопросы функционирования трансграничной инфраструктуры энергетического назначения. По сообщению прессслужбы Минэнерго РФ, соответствующий проект документа уже передан в ЕС. Официальная Москва акцентирует внимание на том, что Третий энергопакет противоречит ряду соглашений между РФ и ЕС. В том числе базовому, где есть статья, фиксирующая неухудшение инвестиционных условий. А в данном случае законодательная инициатива ЕК ухудшает условия инвестирования в «Газпром». Российские власти уже заявляли о возможности обращения по этому вопросу в Стокгольмский арбитраж. Теперь они планируют до конца I квартала направить туда иск. Ранее Россия уже подала один иск к ЕС по вопросу энергокорректировок, 13 февраля прошли первые формальные консультации, сообщил сотрудник прессслужбы Минэнерго Дмитрий Михалев. Досудебное урегулирование возможно, но маловероятно. Настрой руководства — довести это дело до конца, отметил он. Что касается «Южного потока», то перспективы дела никто не берется оценивать, тем более с учетом внезапно возникшего «украинского фактора». № 1 (21) 2014 35 ЗИМНИЕ ХРОНИКИ: ИТОГИ И ПЕРСПЕКТИВЫ Чем ж и л нефт ега зовый сек тор с т ра ны в первые мес яц ы 2014 г од а? К а к от ра зи лись у краинские события на работе « Га зпрома »?.. На эти и дру г ие вопросы отвечает ана литический обзор некоторых ва ж ных событий в об лас ти ТЭК, подготовленный одним из ве ду щих специа лис тов независимого ана литического аг ентс тва « Инвес тк афе ». благодарим investcafe.ru за предоставленные материалы Аналитика Бирг Г. 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 «Газпром»: потери и приобретения Статистика по импорту газа в страны ЕС и в Украину не прибавляет оптимизма. Если в январе текущего года в страну было направлено порядка 2,5 млрд м 3 газа, то с 1 по 23 февраля «Нафтогаз» импортировал на 15 % меньше российского сырья, чем за аналогичный период прошлого года, то есть порядка 1,5 млрд м 3. В текущем году «Газпром» ожидает объем поставок российского газа в Украину на уровне 35—40 млрд м3 по сравнению с 33 млрд м 3 в 2012 году и 26 млрд 36 в 2013-м. При этом весь объем будет поставлен в рамках заключенного с «Нафтогазом» контракта, а независимым импортерам газа, таким как «Ostchem», который в прошлом году приобрел газ со скидкой, продавать сырье не планируется. Впрочем, в этом и не должно быть необходимости, учитывая, что Украина получила большую скидку. Это дает основания рассчитывать на повышение импорта российского газа, в том числе и благодаря отказу от покупок из Европы по спотовым ценам, которые могут на 40—50 % превышать текущую цену, заложенную в контракт с «Газпромом». Ранее сами представители Украины заявляли о том, что намерены импортировать лишь 30—33 млрд м3 в 2014 году, что несколько ниже ожиданий российской компании. В любом случае, учитывая существенную скидку — примерно до $270/1000 м 3, выручка «Газпрома» от продажи газа на Украину, по моим предварительным подсчетам, лишь в лучшем случае окажется на уровне 2013 года, когда было импортировано порядка 26 млрд м 3, а скорее всего, будет несколько ниже. Причина этого в том, что рост потребления российского газа на Украине будет недостаточным, чтобы компенсировать падение цены на него почти на треть. Увеличивается и собственная добыча газа в стране. Так, по итогам января текущего года, его было добыто почти на 5 % больше, чем в тот же период годом ранее. В дополнение к этому на потреблении энергоресурсов негативно скажется слабость украинской экономики, усугубленная политическим кризисом. Растут и неплатежи потребителей, что также вынуждает «Нафтогаз» сокращать импорт и использовать газ из хранилищ. В дальнейшем существенного роста поставок не приходится ждать и в связи с установившейся теплой погодой в стране. Вышеупомянутые тенденции будут влиять и на продажи газа в Европе, хотя не столь серьезно. В 2014 году стоит ожидать снижения цен на голубое топливо и для европейских потребителей. Сам «Газпром» svoboda.org отд е л а НАА « И н в ес т к аф е » pda.top.rbc.ru Зимние хроники: итоги и перспективы полагает, что средняя цена реализации в страны дальнего зарубежья снизится на 4 % — с $387 до $372 за 1000 м 3. В подтверждение этого свидетельствует сообщение о том, что Газпром и греческая DEPA договорились о снижении стоимости на 15 % с июля 2013 года приблизительно до $380—390/1000 м3, что немного выше средней цены на газ для европейских потребителей. Согласно заключенному контракту до 2016 года страна может закупать до 2,8 млрд м3 газа ежегодно, однако в связи с ее плачевным экономическим состоянием в прошлом импорт не превышал 2,5 млрд м 3. Впрочем, имеются и хорошие известия. «Газпром» обнаружил крупные запасы нефти на Южно-Киринском месторождении, входящем в проект «Сахалин-3». Они составляют 464 млн т. Помимо этого оценка запасов газа повышена до 682 млрд м 3, а конденсата — до 131 млн т. Отмечу, запасы недавно приобретенных последних крупных месторождений на суше существенно ниже. Извлекаемые запасы месторождения им. Шпильмана составляют более 90 млн т, месторождений Требса и Титова — 140 млн т, а Имилорского месторождения — 194 млн т. Запасы нефти на разрабатываемых «Газпромом» Приразломном и Долгинском месторождениях арктического шельфа также существенно ниже — 71 млн т и 235 млн т нефти соответственно. Помимо Южно-Киринского на Киринском блоке проекта «Сахалин-3» также располагаются одноименное месторождение с запасами 163 млрд м 3 газа и 19 млн т конденсата и Мынгинское с запасами 20 млрд м 3 газа и 3 млн т конденсата. Вероятно, они также содержат коммерческие запасы нефти. Возросшие запасы газа на месторождениях «Сахалин-3» позволят в полной мере обеспечить сырьем завод СПГ «Газпрома» во Владивостоке. Именно они должны стать ресурсной базой первых двух линий предприятия мощностью по 5 млн т каждая. Газ на него планируется поставлять и из иркутского и якутского центров добычи, поэтому можно предположить, что сырьем будет обеспечена и третья линия завода, а возможно, и третья линия действующего завода СПГ, входящего в «Сахалин-2». Здесь все будет зависеть от договоренностей с Китаем и Южной Кореей. ГНКАР, в текущем году после заключения нового договора по нефтепроводу планируется экспортировать порядка 1—1,5 млн т нефти. В целом ситуация с сотрудничеством ГНКАР и «Транснефти» неоднозначная. Она будет сопряжена с трудностями и в дальнейшем. Российской стороне необходимо добиться прибыльной эксплуатации трубопровода, для чего, в частности, необходимо, чтобы азербайджанские партнеры соблюдали обязательства по наполнению трубопровода. Именно поэтому «Транснефть» требовала гарантий по минимально допустимому объему транспортировки азербайджанской нефти. Возможно, этого удалось добиться в рамках последних соглашений между компаниями. Сам трубопровод находится в невыгодном положении по сравнению с тем же Баку — Тбилиси — Джейхан. Во-первых, тариф на прокачку нефти через последний в несколько раз ниже, чем у «Транснефти». Во-вторых, транспортируемая через Баку — Новороссийск азербайджанская нефть смешивается с менее качественной российской, что снижает ее стоимость. Разница в цене между AzeriLight и Urals составляет порядка $3 за баррель. Таким образом, прямой доступ азербайджанской нефти в Европу предпочтительней и выгодней для страны, а использование менее выгодного маршрута экспорта через Новороссийск может рассматриваться лишь в рамках диверсификации экспортных поставок. Хотя в конечном итоге стоимость транспортировки по нефтепроводу Баку — Тбилиси — Джейхан ($44 за тонну) близка к стоимости перекачки через Баку — Новороссийск ($16 за тонну) и потерям от смешивания сортов ($22 за тонну). Расположение порта Джейхан более выгодно, в случае если нефть необходимо везти в Средиземное море: дополнительные расходы на транспортировку составляют порядка $5 за тонну. «Траснефть» и ГНКАР: лучше меньше, да лучше «Транснефть» и азербайджанская ГНКАР подписали новый договор на транспортировку нефти по нефтепроводу Баку — Новороссийск. Наблюдавшееся снижение объемов транспортировки нефти по нефтепроводу Баку — Новороссийск было связано, в первую очередь, с высокими, по мнению ГНКАР, тарифами на перекачку сырья. Альтернативные маршруты экспорта добываемой в Азербайджане нефти — через Грузию и Турцию — более выгодны. Учитывая, что ГНКАР не выполняла условий договора, касающихся объемов транспортировки нефти, ранее было принято решение расторгнуть договор. Вместо 5 млн т в год по трубопроводу экспортировалось менее 2 млн т нефти. На 2013 год заявка составила лишь 1,6 млн т. Как указал представитель № 1 (21) 2014 37 Таким образом, «Транснефти» пришлось пойти на уступки, либо снизив требования по минимальному объему транспортировки нефти, либо уменьшив тариф на прокачку. Взамен Россия получила определенные гарантии объемов транспортировки по нефтепроводу Баку — Новороссийск и более высокое качество экспортного сорта Urals, чем если бы поставки более качественной AzeriLight прекратились бы. Также важно отметить, что ранее «Роснефть» рассматривала возможность реверсных поставок сырья по нефтепроводу в Азербайджан в объеме до 5 млн т в год, а также варианты ее дальнейшей транспортировки по трубопроводу Баку — Тбилиси — Джейхан в турецкий порт с последующей отгрузкой потребителям в Европе. Среди возможных потребителей этих объемов нефти — перерабатывающие активы «Роснефти» в Италии и Германии. Возможно, «Роснефть» также смогла бы таким образом переправлять свою нефть в рамках долгосрочных контрактов с европейскими потребителями. Логично, что «Роснефть» для поставки нефти на определенные рынки использовала бы оптимальные маршруты, роль в выборе которых, помимо стратегической цели избегать участия стран-транзитеров, также играла бы и стоимость транспортировки. Однако либо стороны не договорились, либо вышеупомянутые выгоды от нового соглашения с ГНКАР оказались более весомыми. «Башнефть»: запас карман не тянет «Башнефть» по итогам 2013 года показала существенный прирост запасов. Коэффициент замещения доказанных запасов составил 133,7 % по сравнению 38 с 123,4 % на конец 2012 года. В то же время обеспеченность запасами жидких углеводородов у «Башнефти» находится на относительно низком уровне и составляет 17,9 года. Это ниже, чем значение показателя по итогам 2012 года, когда он был равен 18,3 года. По мере того как будет расти добыча на месторождениях им. Требса и Титова, восполнение запасов будет даваться компании тяжелее, так как ее основная ресурсная база в «Башкирии» истощена. Соответственно, вовлечение в разработку дополнительных запасов нефти, а также поддержание стабильного уровня добычи на них обходится компании все дороже. «Башнефть» не раз заявляла о намерении стабилизировать добычу на зрелых месторождениях на уровне порядка 15 млн т/г и удерживать его до 2014—2016 годов. Однако я склонен думать, что применение новых технологий методов увеличения нефтеотдачи (МУН) позволит удерживать полку добычи на зрелых месторождениях выше 15 млн т намного дольше ранее намеченного срока, ориентировочно — до 2018—2019 годов. Одним из важных способов повышения эффективности при использовании ресурсной базы, помимо проведения дополнительной 3D-сейсморазведки, станет наращивание эффективности бурения. Чтобы достичь этой цели, «Башнефть» открыла центр по сопровождению бурения скважин в Уфе. В нем будет отслеживаться бурение скважин и на ключевых для компании месторождениях им. Требса и Титова. На месторож дениях продолжается разведочное бурение и анализ полу ченных при 2D - и 3D-сейсморазведке данных. При этом уже проведенная работа позволила перенести часть тамошних ресурсов в категорию извлекаемых запасов. По состоянию на конец прошлого года суммарные запасы нефти (3P) на Требса и Титова составили 11 млн т, в то время как общие условные ресурсы (3С) оценены в 87 млн т, а перспективные — в 8 млн т. Именно с разработкой этих запасов связан дальнейший рост добычи нефти компанией. В 2013 году на них было добыто порядка 300 тыс. т, в текущем планируется добыть порядка 900 тыс. т, а выход на полку добычи в 4,8 млн т запланирован до 2020 года. На мой взгляд, данный уровень предусмотрен консервативным прогнозом. Весьма позитивно и то, что, согласно опубликованной информации, по итогам аудита возможные запасы газа газоконденсатных месторождений СаратовскоБеркутовской группы, принадлежащих «Башнефти», составили 24,5 млрд м3. В планах компании наращивать добычу природного и попутного газа, а ввод в эксплуатацию четырех месторождений этой группы поможет достичь намеченной цели. Во-первых, месторождения располагаются в основном регионе деятельности компании. Во-вторых, последние тенденции на внутреннем рынке газа, такие как растущая конкуренция, попытки дальнейшей либерализации доступа независимых производителей к газопроводам и подземным хранилищам, а также поощрение региональными властями перехода на использование газомоторного топлива, позволяют рассчитывать на то, что ресурсы газа компании удастся эффективно монетизировать. ru.wikipedia.org Аналитика № 1 (21) 2014 39 «Роснефть» выходит из доли Благодаря сделке по продаже доли в СП с «Сибуром» «Роснефть» получит денежные средства, которые могут быть использованы как в текущей деятельности, так и на погашение кредитов, а также реализует выполнение ряда стратегических задач. «Роснефть» выходит из капитала СП «Юграгазпереработка» и продает «Сибуру» свои 49 % в ней. Исходя из примерной оценки справедливой стоимости активов и инфраструктуры «Юграгазпереработки» (трех ГПЗ, трех компрессорных станций и трубопроводов, ведущих от компрессорных станций до ГПЗ), компания может стоить порядка $2—4 млрд. Однако, конкретную сумму сделки пока прогнозировать сложно, так как ее стоит рассматривать в совокупности с заключением взаимовыгодных соглашений между «Роснефтью» и «Сибуром». В частности, «Роснефть» будет поставлять «Юграгазпереработке» до 10 млрд м3 ПНГ в год до 2032 года. Цена поставок ПНГ будет индексироваться в соответствии с изменением стоимости продуктов его переработки — сухого отбензиненного газа (СОГ) и широкой фракции легких углеводородов (ШЛФУ). Также в рамках договоренностей «Сибур» будет продавать «Роснефти» СОГ, произведенный на Нижневартовском и Белозерном ГПК, а СОГ, выпущенный «Няганьгазпереработка», будет оставаться у «Сибура». Текущие мощности по переработке ПНГ «Юграгазпереработки» составляют 13,4 млрд м 3, и «Сибур» в соответствии с договоренностью возьмет на себя обязательства по расширению мощностей компрессорных станций. В этой связи можно рассчитывать на долгосрочный рост поставок ПНГ «Роснефти» свыше упомянутых 10 млрд м3 и, соответственно, на увеличение объемов приобретаемого в рамках соглашений СОГ. При текущих мощностях «Юграгазпереработки» 40 «Роснефть» сможет получать до 8—9 млрд м3 СОГ. Этот продукт будет поступать в ГТС России, и «Роснефть» будет продавать его потребителям. Таким образом, «Роснефть» сможет реализовать такие стратегически важные задачи, как доведение уровня утилизации ПНГ до 95 % и увеличение доли внутреннего рынка газа. Кроме того, компания избавится от непрофильного актива, получив денежные средства для использования в текущей деятельности и дальнейшего погашения кредитов. «Сибур», в свою очередь, консолидирует профильный для себя актив и увеличивает стабильность поставок сырья для нефтехимического производства. «Сибуру» после консолидации 100 % «Юграгазпереработки» также предоставляется больший маневр для привлечения на ГПЗ попутного газа от других недропользователей в регионе. «Юграгазпереработка» не единственный «балласт», от которого стремится избавиться «Роснефть». Стало известно, что компания хочет продать долю в своем СП с американской «ConocoPhilips» — «Полярное Сияние». «Полярное Сияние» разрабатывает в НАО шесть месторождений: Ардалинское, Дюсушевское, Восточно-Колвинское, Ошкотынское, Центрально-Хорейверское и Западно-Сихорейское. На начало 2013 года доказанные запасы нефти компании (1P по классификации PRMS) составляли 1,1 млн т, доказанные и вероятные (2P) — 2,2 млн т, а доказанные, вероятные и возможные (3P) — 3,7 млн т. Таким образом, исходя из запасов 3P, «Полярное Сияние» оценено в $4,5—5,5/баррель. При подобной оценке продать актив будет весьма трудно. Добыча нефти на месторождениях «Полярного Сияния» находится в стадии снижения. Если в 2011 году компании удалось добыть 614 тыс. т сырья, то по итогам 2013-го планом предусматривалась добыча лишь около 380 тыс. т. Причем снижение показателя ускоряется: в 2011 году он упал на 12 %, в 2012-м — на 16 %, а в прошлом — более чем на 25 %. Для преодоления этой тенденции в текущем году планировалось пробурить две добывающие скважины. Оценивая «Полярное Сияние, можно провести параллели с приобретением «Сургутнефтегазом» месторождения им. Шпильмана и покупкой «Лукойлом» компании «Самара-Нафта». Оба актива были весьма привлекательны, оба расположены в регионах с очень развитой инфраструктурой. Кроме того, месторождение им. Шпильмана весьма крупное, а «СамараНафта» уже дает добычу и имеет перспективы ее нарастить. Обе компании остро нуждались в новых добычных активах в рамках борьбы со снижением добычи. Однако даже при сравнении с вышеупомянутыми сделками оценка «Полярного Сияния» выглядит завышенной. Она должна составлять порядка $3 за баррель запасов, то есть около $80 млн за 100 % в СП и, соответственно, $40 млн за долю каждого из партнеров. Сама идея того, что «Роснефть» не только приобретает активы, но и избавляется от менее эффективных и привлекательных активов, положительна. В то же время актив слишком мал, чтобы его продажа оказала значимое влияние на операционные либо финансовые результаты компании. pravdaurfo.ru Аналитика № 1 (21) 2014 41 Персона ЕКАТЕРИНА ДЯЧЕНКО: НЕТ НИЧЕГО ДОРОЖЕ ВРЕМЕНИ Нача льник отде ла г енпланов и дорог ЗАО « НИПИ « ИнжГ ео » Ек атерина Д яченко расск а зала, к ак пианино мож ет с тать причиной ра зочарования и что общего ме ж ду « Ин ж Г ео » нача ла 2000-х годов и Сое диненными Штатами Америки. 42 Екатерина Дяченко: нет ничего дороже времени Б ес е до в а л Ф ото г раф Алиев С. Т. Тарасова Ю. В. — Расскажите, пожалуйста, о своем детстве. щать и с учебой, и с тренировками по волейболу, которым я занималась начиная с пятого класса. Любовь к этой игре прошла красной нитью через всю мою жизнь. Волейболом занимались многие в нашем классе: и девочки, и ребята. Мы регулярно выступали на различных межшкольных соревнованиях. После окончания школы я продолжила заниматься волейболом уже в институте и даже защищала честь родного факультета. А после института пришла работать в организацию, волейбол в которой был «на уровне» — у нас даже имелся штатный спортинструктор… — Я родилась в городе Чарджоу Туркменской ССР, куда мои мама и папа — инженеры-строители — попали после окончания института по распределению. Я была совсем маленькой, когда родители вернулись в Краснодар. Приблизительно в старшей группе садика я научилась читать. Тогда моей любимой книгой стал «Чудесный колодец» — сборник сказок народов Советского Союза, страницы которого были оформлены национальными орнаментами. Когда мне исполнилось шесть лет, родители решили сделать мне сюрприз и купили… пианино. Я до сих пор помню, как была разочарована этим подарком. Но родителям хотелось, чтобы дочка овладела инструментом. Поэтому сначала я занималась с преподавателем, а через год поступила в музыкальную школу. Учеба в ней давалась нелегко. Было совершенно неинтересно, но три года я выдержала. Дело в том, что девочкой я была тихой, послушной, возражать родителям не умела. — А как вы учились в общеобразовательной школе? — Я ходила в специализированную школу № 36, где со второго класса преподавали английский язык. Вот это было интересно! Сделав выбор, я оставила музыкалку и отдалась всей душой лингвистике. У нас была достаточно сложная программа обучения, но вплоть до десятого класса я была круглой отличницей. Предметы давались легко, так как у нас были замечательные учителя, а я всегда много читала. Самым нелюбимым предметом была физика. Вроде ничего сложного в ней не было, ведь математика давалась мне легко. Но в выпускном классе у меня появилась четверка по физике, и это лишило меня возможности претендовать на медаль. Больше всего мне нравился английский. В этом большая заслуга нашей замечательной и любимой учительницы — Людмилы Леонидовны Дорофеевой. Она пришла к нам в школу прямо из института, молоденькой, тоненькой, и учила нашу группу со второго по выпускной класс, тогда как в других группах учителя менялись. — Учеба оставляла время на какие-либо увлечения? — В школу я пришла тихой и не особенно общительной девочкой. Это потом мне стало легко и просто, но общественная работа все равно никогда не привлекала. Однако меня без конца выбирали на различные школьные должности. Я была и председателем совета отряда, и комсоргом, и входила в бюро комсомола, и даже была вожатой у малышей. Вся эта общественная нагрузка была для меня очень хлопотной. Старалась выполнять, чтобы никого не подвести, но радости не испытывала. Тем более что эту деятельность приходилось совме- — Давайте не будем забегать вперед и остановимся на учебе в вузе. Вы сразу определились с выбором профессии? — Не могу сказать, что о нынешней профессии мечтала с детства. Училась я ровно, а дороги тогда были открыты в любом направлении. Призвания посвятить жизнь чему-нибудь определенному не чувствовала. Родители говорили: «Посмотри на нас, профессия инженера-строителя — хорошая профессия». Я размышляла, колебалась. Может, медицинский? Или РГФ в университете? Что-то не манит… Наконец, папа, уезжая в командировку, сказал: «Приеду через неделю — чтобы подала документы». Я послушалась, но немного повыпендривалась: подала в политех, но не на промышленное и гражданское строительство, а на автодорожное. Был и плюс: по эксперименту тогда можно было сдавать не четыре экзамена, а два. В принципе нормально сдала бы и четыре, так как по всем предметам имела пятерки и хорошие знания. Спокойно набрала 9 баллов, и вот я — студентка. Учиться в институте сначала было очень сложно. И Сразу после получения диплома меня приняли в отдел генпланов и дорог НПО «Союзтермнефть», где я и проработа ла 22 год а. Нача ла, к ак и все, инженером и постепенно доросла до ведущего сама система обучения, и подача материала — все было незнакомо, непривычно. Легкость учения в школе сменилась тяжестью «гранита науки». Но, постепенно преодолевая свой консерватизм, я втянулась, и учеба стала… нет, не легкой, но появились интерес и вполне нормальная успеваемость. — Что было дальше? — Сразу после получения диплома меня приняли в отдел генпланов и дорог НПО «Союзтермнефть», где я и проработала 22 года. Начала, как и все, инженером и постепенно доросла до ведущего. № 1 (21) 2014 43 Персона — А когда вы попали в «ИнжГео» и насколько был сложен переход на новое место работы? — В 2003 году я решила поменять место работы. «ИнжГео» был привлекательной организацией, тем более что многие мои коллеги уже сюда перешли. На встрече с техническим директором мне предложили должность заведующей группой в отделе генпланов. Подумав, я простилась с «Термнефтью» — так к тому моменту назывался институт, где я работала, — и перешла сюда. Привыкнуть к новому месту было сложно. Дело в том, что «Термнефть» — старинная организация с традициями и определенным порядком проектирования. А «ИнжГео» тогда напоминал мне молодую Америку: бурное развитие, специалисты из разных институтов. У каждого свой опыт и представление о порядке проектирования, скорость, обилие заказов… Кроме того, здесь другая специализация — перекачка нефти, а я работала с добычей. Соответственно, и вся нормативная база другая. Работа завгруппой тоже была в новинку. За ведущим инженером никто не стоит. Тебе поставили задачу — делаешь. А тут за мной стояла моя группа. Нужно было осваивать не только новую нормативку, но и азы психологии. Первые полгода были самыми тяжелыми — ответственность и высокий темп работы выдержать было непросто. Но ребята у меня были хорошие, спасибо им. — Чему вас научила работа в «ИнжГео»? — Я всегда говорю: в «ИнжГео» нет ничего дороже времени. Сроки выполнения заказов очень сжатые, часто бывает, что «это нужно было сделать еще вчера». Работа здесь научила меня, прежде всего, умению четко планировать время. Кстати, это помогает и в повседневной жизни. Все дела я всегда планирую, будь то домашняя работа или отдых. Это легко, удобно и мужу нравится. — Чем вы занимаетесь в свободное от работы время? Мне очень повезло: я работала с замечательными людьми, которые научили и профессии, и мудрости жизни. Мне привили любовь к моему делу и научили новому: проек тировать генпланы Мне очень повезло: я работала с замечательными людьми, которые научили и профессии, и мудрости жизни. Там мне привили любовь к моему делу и научили новому: проектировать генпланы. Ведь по образованию я дорожник, а генпланист — редкая профессия, которой не учат ни в одном вузе. 44 — О, многим! Обожаю, когда в доме чисто и приготовлена вкусная еда. Очень люблю своих кошку и собаку. Вожусь в огороде — у меня частный дом. В прошлом году окончила школу конструкторов современной одежды и получила диплом. Люблю музыку, особенно французскую эстраду. Обожаю рыбалку. И, конечно же, много читаю. Сейчас с удовольствием читаю книги, которые не смогла или не захотела прочесть в прежние годы. Среди моих любимых авторов английские классики Голсуорси, Диккенс, Вирджиния Вульф, Даррелл, Джеймс Хэрриот. Люблю стихи. Самый лучший, чудесный, необыкновенный для меня поэт — Юрий Левитанский. — Какие качества вы цените в коллегах? — Прежде всего умение слышать собеседника. Внимательный человек и услышит правильно, и сделает хорошо. Очень приветствую инициативность и желание работать. К счастью, коллектив у нас в отделе хоть и молодой, но весьма энергичный, и все с большой ответственностью подходят к выполнению своих обязанностей, работают не за страх, а за совесть. № 1 (21) 2014 45 Персона 46 Артем Пиликин: руководство компании стремится создать хорошие условия труда АРТЕМ ПИЛИКИН: РУКОВОДСТВО КОМПАНИИ СТРЕМИТСЯ СОЗДАТЬ ХОРОШИЕ УСЛОВИЯ ТРУДА Профессиона льный пу ть заве дующего г руппой подготовки работ компании « ИнжГ ео » Ар тема Пи ликина бы л пре допре де лен с с амого нача ла. Ве дь роди лс я он в к у банском посе лке Черноморском, и ли, к ак его еще на зывают, в « посе лке нефтяников », в семье ин ж енеров, работавших в нефтега зовой отрас ли. Б ес е до в а л Ф ото г раф Алиев С. Т. Тарасова Ю. В. — Во время учебы в школе легче давались точные предметы, так что все складывалось в пользу моего инженерного будущего. В классе 7—8-м задумывался о профессии врача, мечтал стать хирургом. Но осознавал, что поступить будет тяжело, и потихоньку эту мысль оставил. Тогда же начал заниматься активными видами спорта. Больше всего привлекали секции альпинизма, туризма и спортивного ориентирования. Собственно, любовь к походам, экстремальному спорту на свежем воздухе у меня осталась на всю жизнь. Даже сейчас ежегодно принимаю участие в 7—10 стартах на краевых и общероссийских соревнованиях по спортивному ориентированию. Сейчас еще увлекся, как мы с друзьями в шутку это называем, «диким» рафтингом — речным сплавом по неподготовленным трассам командой любителей. Как-то сплавлялись в 10-градусный мороз: за два часа все попримерзали к рафтам. школы решил пойти по стопам родителей и стать инженером. Поступил в Южно-Российский государственный технический университет (ЮРГТУ) в Новочеркасске Ростовской области. Сдав вступительные экзамены, я мог пойти учится на химический, механический или горно-геологический факультеты. Но, поскольку не очень-то «дружил» с механикой, а химию недолюбливал, выбор был очевиден: поступил на горно-геологический факультет на специальность «геология и разведка месторождений полезных ископаемых». Несколько лет назад дополнительно получил образование по специализации «менеджмент» в Академии народного хозяйства при Правительстве РФ. — Во время учебы в школе не думали связать судьбу с профессиональным спортом? — Скорее не со спортом, а с армией. В старших классах появилось желание после школы завербоваться во Французский Иностранный легион. Но вовремя одумался и решил после девятого класса поступить в ракетное училище в Краснодаре. Учителя были удивлены моим решением, ведь я неплохо учился, и ничто мне не мешало окончить школу с хорошими оценками. Меня уговорили не бросать учебу в школе, и, послушав советы учителей и родителей, я получил аттестат о полном среднем образовании. Таким образом, дважды не став военным, после окончания — Во время учебы в вузе не возникало сожаления о том, что так и не стали профессиональным военным? — Нет. В перестроечное время военные специалисты зачастую не находили применения своим навыкам и уходили из армии. Я же знал, что, окончив выбранный мной вуз, смогу вернуться в Краснодарский край и без особых усилий найти работу по специальности в нефтегазовой промышленности. Поэтому учился весьма усердно. Да и педагогический коллектив ЮРГТУ был весьма строг к студентам — очень толковый университет, сейчас таких немного. В подтверждение своих слов могу привести такой факт: в нашей группе училось 27 человек, а в итоге закончили учебу в университете лишь 9 из них. Случались отчисления за неуспеваемость прямо перед самыми выпускными экзаменами на пятом курсе. № 1 (21) 2014 47 Персона Несмотря на строгость педагогов, во время учебы я находил время и для занятий спортом. В различных студенческих соревнованиях успешно выступал за университетскую команду. Мы неизменно входили в число призеров, регулярно в борьбе за золотые медали конкурировали со сборной командой из Ростовского госуниверситета. — Участие в соревнованиях что-то дало вам? — Прежде всего, понимание себя как части группы людей, объединенной одной целью. Называйте это как хотите: чувством локтя или духом товарищества, суть от этого не изменится. Умение подчинять личные интересы коллективным очень пригодилось мне в профессиональной деятельности. — Как ваша карьера развивалась после университета? — После окончания вуза в 2001 году вернулся в Краснодарский край и начал работать в компании «РосНИПИтермнефть». После собеседования мне сразу предложили должность инженера в Лаборатории нефтепромысловой геологии. Лаборатория занималась подсчетом запасов углеводородов. Как и всем молодым специалистам, мне не сразу доверили ответственную работу. Сначала занимался обработкой и систематизацией различной технической информации. В принципе с этого все начинают, поэтому у меня не было сложного и продолжительного периода адаптации к реальной трудовой деятельности. — До прихода в компанию «ИнжГео» вы сменили несколько мест работы. Какая организация дала вам больше всего в профессиональном плане? — Если во время работы в «РосНИПИтермнефти» я получил хороший опыт офисной работы и анализа технической информации с научной точки зрения, то в «Газпромгеофизике» приобрел практический опыт геолога. Как инженеру-геологу мне приходилось выезжать на разные нефтяные и газовые месторождения, находившиеся на Кубани, за пределами нашего края и даже в странах ближнего зарубежья. — Расскажите, пожалуйста, об этом подробнее. — В тот период было очень много поездок. Одна из наиболее экстремальных — в Казахстан, где мы в течение трех зимних месяцев бурили нефтяную скважину. Даже в Краснодаре тогда морозы доходили до -25 °С, а уж описать словами холод на берегу Каспия я не берусь. Слова «сильный степной зимний ветер, сдувающий с ног, -35 °С на градуснике» просто ничего не говорят. Но, пожалуй, самое запомнившееся путешествие совершил в университетские годы. На летние месяцы устроился рабочим III разряда в геолого-съемочную экспедицию в Ессентуки и совместно с тематической партией отбыл на Эльбрус. Хотел, так сказать, испытать себя на прочность. Видимо, не хватало мне острых ощущений на равнинах, вот и искал их в горах. Романтики было прямо через край. Жили мы на высоте 3000 метров и каждое утро пешком поднимались еще на 1500—2000 метров над уровнем моря. Нашей задачей было собрать лавовый материал для последующего его изучения. И три летних месяца я «бегал» вниз-вверх с рюкзаком геологических образцов, весившим 20 и более кг. С легкостью заходил на наиболее сложные перевалы вокруг всего Эльбруса… 48 — Как вы попали в «ИнжГео»? — Устроиться в «ИнжГео» удалось в 2009 году с третьей попытки: ранее я пару раз уже приходил на собеседование, но меня не приняли. Вероятно, тогда мое нефтегазовое прошлое не гарантировало руководству положительного результата в инженерных изысканиях. Но, наконец, удача мне улыбнулась и меня взяли в изыскательское подразделение в группу подготовки работ. Группа занимается инженерно-технической работой, связанной с проработкой основных правоустанавливающих документов, являющихся неотъемлемой частью договора. А именно — техническое задание, программа работ, сметная стоимость инженерных изысканий. — Во время работы в «ИнжГео» бывали столь же впечатляющие командировки, как в других организациях? — Если у меня и моих подчиненных и бывают командировки, то они точно не связаны с экстримом. Мы ездим преимущественно в Москву, где находятся офисы большинства наших заказчиков. Нам приходится достаточно часто согласовывать технические задания, программы работ и сметные расчеты предварительных или исполнительных объемов работ. Эти же материалы готовим и для подрядных организаций. Также приходится готовить разрешительную документацию на работы в охранных зонах, например проекты производства работ, затем их согласовывать в различных организациях, в том числе и в госучреждениях. Основная часть времени уходит на отработку всех деталей с большим числом сотрудников «ИнжГео»: с главными специалистами проектного и изыскательского подразделений, специалистами и руководителями других групп, отделов и партий. — Не соскучились по экстремальным командировкам? — Нет. Любая полевая работа должна хорошо оплачиваться. Человек, работающий в экстремальных условиях, вдали от дома, должен получать заработную плату раза в полтора, а то и в два раза больше своего кабинетного коллеги. Когда сам работал «в поле», знал, что мой труд и бытовые лишения будут вознаграждены достойной зарплатой. Сейчас же эта разница в оплате труда фактически нивелировалась. Может быть, именно с этим связана та текучесть кадров, которая сейчас наблюдается среди полевых работников крупных компаний. По долгосрочным экстремальным командировкам не скучаю еще и потому, что для семейного человека важно не только материально обеспечивать семью, но и принимать участие в воспитании своих детей. Я женился в 2006 году, сыну уже 7 лет, и для меня очень важно быть рядом. — Многие руководители сейчас жалуются на уровень современного высшего образования. Вас устраивает подготовка молодых специалистов? — За время работы в «ИнжГео» мне довелось принимать на работу трех выпускниц вузов. Все они продемонстрировали приличный уровень знаний. Считаю, что сегодня наши вузы выпускают вполне подготовленных молодых специалистов. Главная задача — заинтересовать их материально и достойно оплачивать их труд. Считаю, что руководство нашей компании понимает это и стремится создать хорошие условия труда перспективных молодых сотрудников, а значит, у «ИнжГео» отличные перспективы развития. № 1 (21) 2014 49 Инженерные изыскания МОНИТОРИНГ ОПАСНЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ НА ЛИНЕЙНЫХ ОБЪЕКТАХ С татья посвящ аетс я использованию дис танционных методов д ля проведения мониторинга на линейных объекта х. В работе рассматриваются к ак отде льные методы, так и совокупнос ть методов с ъемки мес тнос ти д ля мониторинга на объекта х большой протяженнос ти. Использование рассматриваемой сис темы позволяе т не только провес ти долгосрочный мониторинг оп асных г еолог ических пр оцессов, но и впис ать с я в глоба льну ю се ть мониторинга, заняв нишу инвентаризационного и долгосрочного мониторинга. Рассматрива я технические возможнос ти д анной сис темы, использова ли д анный вид мониторинга совмес тно с г еодезическим мониторингом. Общ а я моде ль динамики дос таточно че тко об ъясни ла протек ающие процессы на ск лона х. К лючевые с лова: мониторинг опасных г еолог ических процессов, воздушное ла зерное ск анирование, цифрова я моде ль ре льефа, моде ль временных изменений, ла зерный ск ан, на земное ла зерное ск анирование, г еоинформационна я сис тема, ба за д анных Баборыкин М. Ю. р у ко в о д и т е л ь г р у п п ы м о н и то р и н га и г ео и н ф о р м а ц и о н н ы х с и с т ем ООО « Г ео п р о ек тс т р о й » e-m a il: b a b o ry kin.m y@in j g eo.ru В рамках данного исследования объек том является геологическая среда, которая в дальнейшем будет взаимодействовать с антропогенными объектами. Целью данной работы было выявление на территории проектируемого трубопровода опасных геологических процессов и прогнозирование изменения геологической среды во время строительства, наблюдения за геодинамикой при помощи воздушного лазерного сканера по всему изучаемому линейному участку, который составил 70 км (инвентаризационный мониторинг), и традиционный геодезический мониторинг выделенных оползней (долгосрочный мониторинг). В связи с поставленными задачами проводились камеральные работы по дистанционному выделению опасных геологических процессов с полевой заверкой по эталонным участкам. Была смонтирована летающая лаборатория с необходимым оборудованием: воздушный лазерный сканер, вы- 50 сокоточный гиперспектрометр и фотокамера для аэрофотоснимков. Изучение линейного объекта с точки зрения опасных геологических процессов началось в 2009 г. с создания комплекта тематических карт (карта новейших тектонических структур с главнейшими активными тектоническими нарушениями М 1:2500000; структурно-геоморфологическая карта М 1:200000; карта инженерно-геологических условий М 1:200000; карта гидрогеологического районирования М 1:200000; карта инженерно-геологического районирования М 1:200000). Данный материал был представлен на Шестой общероссийской конференции изыскательских организаций в 2010 г. Дальнейшие работы лазерного сканирования, проводимого для геодезии, навели на мысль повторного использования лазерных сканов с высоким разрешением для инженерно-геологического изучения. Был предложен метод создания опережающих карт опасных геологических процессов М 1:5000 и М 1:1000, Мониторинг опасных геологических процессов на линейных объектах что значительно облегчило труд проектировщикам, а также позволило обойти в проекте трассирования участки со сложной инженерно-геологической обстановкой до начала полевых работ. Полевые исследования подтвердили информативность опережающих карт опасных геологических процессов. Подтвержденное, достаточно высокое, качество исполнения лазерной съемки позволило использовать цифровые модели рельефа для долгосрочного мониторинга опасных геологических процессов. При проведении инженерно-геодезических изысканиях на линейных объектах в первоначальном варианте получают BIN-файлы. Из них отстраивается модель рельефа (рис. 1, 2). Данная лазерная съемка выполнена с высоты 500 м над уровнем моря, что соответствует требованиям, предъявляемым к стадии «рабочая документация». На основе этой модели производится комплекс мероприятий: построение горизонталей для топографических планов и оценка местности в инженерногеологическом плане (уклоны и выделение опасных геологических процессов) (рис. 3—5). В дальнейшем используются только выделенные участки оползневых и оползнеопасных склонов в пределах коридора проектируемого трубопровода. Подготовленные материалы собираются в геоинформационной системе в готовые модели. Производится последующая съемка, по циклам в условиях, приближенных к первоначальным: время года, погодные условия, высота полета во время съемки, используемое оборудование (точно такое же или с такими техническими же параметрами). После проведения последующей съемки, которая используется для мониторинга, отстраивается модель местности, уравнивается относительно нулевой по контрольным точкам (опорным пунктам). Для минимизации погрешностей, допущенных при съемке рисунок 1. MONITORING OF HAZARDOUS GEOLOGICAL PROCESSES IN THE LINEAR FACILITIES Baborykin M. Y. Team Leader Monitoring and Geological Information Systems Geoproektstroi, LLC e-mail: baborykin.my@injgeo.ru The Article is devoted to application of remote linear facility monitoring methods. In this work both individual and aggregate land survey methods for largescale linear facilities are discussed. Application of the system under consideration allows both, performing the long-term monitoring of hazardous geological processes, and integration in the global monitoring network with a view of occupying a niche of inventory and long-term monitoring. During consideration of the system’s technical capabilities, this type of monitoring was used jointly with geodetic monitoring investigations. The general dynamics model has provided sufficiently clear explanations to the processes taking place in the slopes. Keywords: monitoring of hazardous geological processes, aerial laser scanning, digital terrain model, model of temporal variation, laser scan, surface laser scanning, Geological Information System, data base. Модель рельефа № 1 (21) 2014 51 Инженерные изыскания рисунок 2. 3D-модель рельефа рисунок 3. Рельеф исследуемой территории с шейдером уклонов последующих циклов, последующие модели уравниваются относительно нулевого цикла. Погрешность летного лазерного сканера при высоте съемки 500 м не превышает 6 см. Мелкие подвижки (миллиметры и первые сантиметры) не видны при сравнении моделей. Учитывая технические характеристики оборудования на моделях динамики рельефа, отстраиваются горизонтали изменений сечением 0,1 м. 52 Это позволяет вписаться в 6-сантиметровую погрешность, а также учесть шумы, которые появляются при съемке круто наклонных поверхностей. После проведения программного сравнения цифровых моделей рельефа и отстройки модели динамики производится анализ синтезированной модели. Положительные и отрицательные изменения в рельефе показывают, насколько изменилась местность во времени. Мониторинг опасных геологических процессов на линейных объектах рисунок 4. Выделение оползней для составления базы данных в геоинформационной системе рисунок 5. 3D-модель участков с выделенными оползнями Данная модель имеет определенную специфику: использование синтезированной модели с цифровой моделью невозможно по ряду причин. В частности, модель имеет собственные высоты; при подгрузке модели местности отображается 3D-модель либо синтезированной, либо цифровой. Для отображения динамики отстраиваются изолинии динамики, которые накладываются на цифровую модель мест- ности, отображая не только визуальную картину изменений рельефа, но и количественную оценку. К примеру, система мониторинга, использовавшаяся на объекте «Южный Поток», сочетала в себе классический геодезический мониторинг и долгосрочный мониторинг, который фактически начался задолго до полевых инструментальных наблюдений. Нулевым циклом в долгосрочном мониторинге была № 1 (21) 2014 53 Инженерные изыскания рисунок 6. Изучаемые участки в пределах трассы трубопровода рисунок 7. 3D-модель изучаемых участков рисунок 8. Динамика склоновых процессов 54 принята цифровая модель рельефа, построенная по материалам лазерного сканирования в марте 2010 г. (рис. 6, 7). Для следующего цикла произвели лазерное сканирование с максимально схожими условиями в 2012 г. Наложение моделей при визуальной обработке выявляло изменения в рельефе за двухгодичный период (рис. 8). По данным визуального сравнительного анализа невозможно произвести измерения изменений в рельефе. Оператор при обработке большого количества материала может потерять или не заметить некоторое количество изменений в рельефе, также возрастают трудозатраты. К примеру, в советские годы при проведении сравнительных анализов по аэрофотосъемке требовалось большое количество человеко-часов, дополнительное обеспечение специфическими канцелярскими принадлежностями и т. п. Сейчас, в век развитых технологий, подобный анализ происходит на персональных компьютерах, подключенных в локальную или глобальную сети, в специализированных программных продуктах. В на- Мониторинг опасных геологических процессов на линейных объектах рисунок 9. Модель динамики рельефа рисунок 10. 3D-модель динамики рельефа шем случае использование специализированного программного продукта также позволяет уйти от визуальной обработки. При помощи вычислительных мощностей аппаратных средств достаточно быстро производится сравнение цифровых моделей 2010 и 2012 гг. Итогом проведенного программного анализа цифровых моделей стала синтезированная модель изменения рельефа (рис. 9, 10). Дальнейшая обработка заключается в построении изолиний изменения рельефа. Сечение изолиний задается исходя из погрешности съемки. К примеру, эмпирическим путем выявлена фактическая погрешность с учетом шума около 10 см. Проведенный анализ сопоставления инструментальной съемки на оползневых участках и воздушного лазерного сканирования выявил расхождение моделей рельефа в пределах: от 6 см до 9 см в пространстве. Построенные изолинии изменений наносятся на цифровую модель рельефа любого цикла мониторинга (рис. 11, 12). Расширяя возможности информативности при проведении изучения инженерной геоморфологии и ин№ 1 (21) 2014 55 Инженерные изыскания рисунок 11. 3D-модель динамики оползневого склона рисунок 12. 3D-модель динамики эрозионных врезов рисунок 13. Цифровая модель рельефа с растительностью рисунок 14. 3D-модель рельефа с растительностью и модель поверхности грунтов Отработанный подход дешифрирования лазерных ск анов, к лассифик ация точек и построение цифровой моде ли ре льефа выявили р яд геологических процессов, таких как солифлюкция и оползневые процессы женерно-геологических процессов, а в дальнейшем и проведении мониторинга, в целях эксперимента для одной из крупных нефтяных компаний апробировали комплекс — летающую лабораторию. В этот комплекс вошло следующее оборудование: - воздушный лазерный сканер Leica ALS70; - камера для аэрофотосъемки Leica; - гиперспектрометр CASI 1500. 56 Летающая лаборатория позволила выявить геологические процессы с меньшими временными затратами. Отработанный подход дешифрирования лазерных сканов, классификация точек и построение цифровой модели рельефа (рис. 13, 14) выявили ряд геологических процессов, таких как солифлюкция и оползневые процессы. Отдешефрированные границы солифлюкции протягиваются вдоль эрозионного вреза постоянного водотока, также видны оползни по правому борту реки (рис. 15). Дешифрирование аэрофотоснимка, подгруженного к цифровой модели рельефа, не только детализировало геологические процессы, но и в некоторых случаях позволило качественнее выделить области протекания того или иного процесса. К примеру, на рис. 16 зона солифлюкционных процессов оказалась больше по площади, чем при дешифрировании только цифровой модели. В дальнейшем при проведении мониторинга опасных геологических процессов видна Мониторинг опасных геологических процессов на линейных объектах не только тенденция изменения, но и объясняется причина, так протекание геологического процесса выявлено и занесено в реестр геоинформационной системы. Во многих случаях синтезированные модели, отображая динамику рельефа, не объясняют причины изменений. Повышение информативности для определения на ранних стадиях мониторинга призвана обеспечить гиперспектральная съемка. Данный вид съемки достаточно быстро позволяет оператору выделить зоны с какими-либо геологическими процессами по интенсивности отражений или поглощений некоторых зон спектра естественного электромагнитного излучения (солнечный свет). При определенных сочетаниях каналов спектрозональной съемки или обработке в выбранном диапазоне гиперспектральной съемки дешифрируются незаметные и малозаметные глазу индикаторы (рис. 17). В итоге после комплексного подхода выходной материал имеет геоинформационную базу данных, реестр с опасными геологическими процессами и материал для нулевого цикла. Последующие циклы мониторинга добавляются в базу данных геоинформационной системы, упрощая доступ к информации. Рассмотренная система мониторинга имеет как преимущества, так и недостатки. Преимущества: - возможность мониторинга объектов большой площади и протяженности; - уменьшение временных затрат при проведении съемки; - увеличение информативности. Недостатки: - высокая погрешность, около 6—9 см при высоте съемки 500 м (подходит для долгосрочного мониторинга); - погодные условия. Следует отметить, что мониторинг дистанционными методами, проводимый на линейном объекте «Южный поток», показал свою ценность: обработанные материалы выявили как активные зоны, так и потенциально опасные зоны в пределах трассы проектируемого трубопровода. Сопоставление данных дистанционных методов с сетью деформационных знаков инструментальных наблюдений выявило некоторые расхождения в точности описанных методик, показав преимущество лазерного сканирования по сравнению с классическим геодезическим наблюдением, заключающееся в большей информативности полученного материала, несмотря на большую погрешность относительно геодезического метода (первые см —лазерное сканирование, первые мм — инструментальный геодезический метод). Появилась необходимость в повышении точности при информативности лазерного сканера. Таким решением стало наземное лазерное сканирование. Опыт первого применения наземного лазерного сканера в 2006 г. головным офисом ЗАО «НИПИ «ИнжГео» показал, что информативность и точность можно повысить путем наземной лазерной съемки с контролем геодезической съемки, по разряженной сети, деформационных знаков. Современные наземные лазерные сканеры позволяют проводить съемку и обработку данных значительно быстрее, чем рисунок 15. Дешифрирование рисунок 16. Дешифрирование подгруженного аэрофотоснимка с цифровой моделью рельефа рисунок 17. Обработка спектрозонального снимка предшествующие. Также проведенные опыты при разных погодных условиях выявили ряд особенностей сканирования местности. К примеру, точность положения точек в пространстве при съемке до 100 м составляет в пределах 2 мм, далее происходит резкий скачок в точности до 5—6 мм. По мере увеличения рабочего расстояния растет погрешность № 1 (21) 2014 57 Инженерные изыскания рисунок 18. Концептуальная схема проведения съемки для мониторинга склонов Переработка и оценка полученных данных Совмещение облаков точек сканирования рисунок 19. Анализ цифровых моделей рельефа наземной лазерной съемки рисунок 21. Профили лазерных сканов. Нулевой этап выделен синим цветом, последующий — красным Выделение визирных целей и привязка облака точек Моделирование участка местности Выполнение съемки Рекогносцировка объекта Сопоставление моделей рисунок 20. 3D-модель оползневого тела с нанесением информации анализа Сравниваются 3D поверхности, выделяются зоны положительных и отрицательных изменений поверхности рельефа, по которым выстраивается кластерный анализ Повышение информативности на оползневых и оползнеоп а сны х ск лон а х вы яви ло ра не е незаметные изменения в рельефе. Подтвердилась а к т ив н о с т ь о п о л з не й, р а не е с чи та в ши х с я временно стабилизированными позиционирования точки в пространстве. Описанные выше данные, полученные эмпирическим путем, подтверждены опытами: работа «Экспериментальная оценка точности измерений лазерного сканера LeicaScanStation C10» представлена Сибирской государственной геодезической академией (г. Новосибирск) на Международной пользовательской 58 конференции по лазерному сканированию в марте 2013 г. Исходя из наработанного опыта и проведенных сторонними научными институтами опытов было решено включить в систему мониторинга наземное лазерное сканирование (рис. 18). Повышение информативности на оползневых и оползнеопасных склонах выявило ранее незаметные изменения в рельефе. Подтвердилась активность оползней, ранее считавшихся временно стабилизированными. В некоторых случаях деформационные знаки фиксировали неравномерные смещения по склонам. Лазерное сканирование, повышая информативность, привнесло свою долю в качество мониторинга, выявив локальное образование осовов (рис. 19). Сопоставление проведенных анализов цифровых моделей и инструментальных наблюдений наряду с инженерной изученностью склонов выявило ряд Мониторинг опасных геологических процессов на линейных объектах рисунок 22. Структура геоинформационной системы для мониторинга • Данные с воздушного лазерного сканера • Данные с наземного лазерного сканера Предварительная обработка • Геометрические поправки • Обработка облаков точек Ввод данных Дигитализация • Ввод данных • Обновление • Редактирование • • • • Статистика Дешифрование Полевые изменения Информация с карт Ввод данных с клавиатуры • Проверка достоверности • Агрегирование Базы данных Растровая Анализ данных • Пространственное моделирование • Статистика • Классификация • Картографическое моделировае • Обработка изображений • Мониторинг факторов изменений в рельефе (рис. 20). Несмотря на то что, по расчетам, многие склоны являются устойчивыми (коэффициент устойчивости от 1,3 до 2,1), видны проявления подвижек грунтов: серповидные молодые деревья и микро бугристо-западинный рельеф, при этом почвенно-растительный слой не деформирован. Анализ данных показал, что при съемке в межсезонье заметны положиельные и отрицательные изменения в рельефе — первые сантиметры. При съемке в сухой сезон видна усадка грунтов (рис. 21). Создаваемое напряжение при переувлажнении в грунтах активирует дифлюкционные процессы и криповое течение. Эти зачастую главенствующие факторы создают микро бугристо-западинный рельеф и деформацию стволов растущих молодых деревьев, не нарушая почвенно-растительного слоя. Все полученные данные при проведении мониторинга заносятся, как упоминалось ранее, в геоинформационную систему. Данная процедура, во-первых, Векторная Ввод данных • Дисплей • Устройство печати • Устройство записи на цифровые носители • Графопостроители Таблицы Импорт-экспорт данных • Система обработки • Геоинформационные системы • Системы Управления Баз Данных • Настольные издательские системы • Внешние модели упрощает работу с данными, во-вторых, формирует базу данных архивов. Учитывая, что для многих типов пространственных операций конечным результатом является представление данных в виде карты или графика, существует необходимость структурирования полученной входной информации. А карта — это очень эффективный и информативный способ хранения, представления и передачи графической (имеющей пространственную привязку) информации. ГИС предоставляет новые инструменты визуализации самих карт, а также отчеты, трехмерные изображения, графики и таблицы, фотографии и другие виды информации, занесенные в базы данных (рис. 22). В заключение следует отметить, что, по сути, проведение мониторинга не ограничивается только лишь съемкой, анализом и интерпретацией данных. Это достаточно большой комплекс мероприятий, в который входит множество методов и узконаправленных решений. № 1 (21) 2014 59 Разработка нефтегазовых месторождений НОВЫЙ КЛАСС ГЕОЛОГИЧЕСКИХ СТРУКТУР — ПОДГОРНЫЕ ПРОГИБЫ Ана лиз г еолого -г еофизических материа лов и д анных бурения сква жин свиде те льс тву е т о продол ж ении Пре ду ра льского краевого прог иба к вос ток у под а л лох тонными соору ж ениями горного У ра ла на 20—60 км и б олее. Во с точное под а л лох тонное пр одол ж ение Пре ду ра ль ског о прог иба а вторы н а зва ли « Подгорный прог иб », который пре дс та вляе т большой интерес к ак новый перспек тивный об ъек т д ля поисково - ра зве дочных работ на нефть и га з. К лючевые с лова: подна двигова я нефть,га з,перспективы,а ллох тон, автох тон, шарьяж ( УДК 551.24) Исмагилов Р. А. Фархутдинов И. М. к. г-м. н., с. н. с., И н с т и т у т г ео л о г ии Уф и м с ко г о к. г-м. н. н а у к, асс и с т ен т к аф е д р ы г ео л о г ии н а у ч н о г о ц ен т ра РАН; у ч.с ек р. н а у ч н о г о со в е та п о и г ео м о р ф о л о г ии, Б а ш к и р с к и й г о с уд а р с т в ен н ы й г ео л о г ии н ефт и и га з а Отд е л ен и я н а у к о З ем л е и у н и в ер с и т е т п р и р о д н ы х р ес у р со в А к а д ем ии н а у к Р Б e-m a il: rus t em_is m ag ilov@b k.ru Фархутдинов А. М. Ас п и ра н т П а р и жс ко й г о р н о й ш ко л ы, Б а ш к и р с к и й г о с уд а р с т в ен н ы й у н и в ер с и т е т П ередовой прогиб (предгорный, краевой, foredeep) — глубокий прогиб земной коры, образующийся на границе платформы и горноскладчатой области в орогенный этап ее развития. К нему часто приурочены месторождения солей, нефти, газа, каменных углей. Примеров передовых прогибов в мировой геологии достаточно много: Предуральский, Предкарпатский, Предкавказский, Предаппалачский, Предгималайский и другие [9]. Предуральский передовой прогиб представляет собой линейную зону погружения земной коры, прослеживающуюся перед фронтом складчатого Урала более чем на 2500 км (рис. 1). Ширина прогиба изменчива, местами она достигает 50—80 км и более (бассейны рек Урала, Юрюзани, Сылвы и Печоры), а на отдельных участках резко сужается и даже полностью исчезает (район хр. Каратау) [7—9, 2]. Прогиб сформировался в позднекаменноугольнораннепермское время, прогнувшись под весом надвигавшихся с востока уральских орогенных масс на окраину Восточно-Европейской платформы [6]. Западная граница Предуральского прогиба прослеживается в субмеридиональном направлении вдоль полосы развития нижнепермских рифов барьерного типа. Восточная скрыта под аллохтоном складчатого 60 Урала. Вдоль простирания прогиба выделяется ряд поперечных впадин, отличающихся между собой как современной структурой, так и особенностями своего развития. Подсолевые отложения нарушены региональными надвигами субмеридионального простирания, осложненными линейными антиклинальными складками, группирующимися в узкие зоны, протяженностью в десятки и сотни километров. Многие складки содержат промышленные скопления углеводородов. Юрюзано-Сылвенская депрессия (далее по тексту ЮСД) расположена в центральной части Предуральского прогиба. Протяженность депрессии с юга на север составляет около 400 км, ее ширина, согласно общепринятым геологическим границам, варьирует от 50 до 80 км. ЮСД на юге граничит с Каратауским аллохтоном, на западе — с Уфимским плато, на востоке — с надвигово-складчатым Уралом, с севера ограничивается Полюдовым кряжем [7]. В пределах ЮСД, как во всем Предуральском прогибе, распространены региональные надвиги, осложненные фронтальными антиклинальными складками, в которых обнаружены промышленные скопления углеводородов. В пределах Башкортостана нефтегазовые и газовые месторождения открыты в трещиноватых Новый класс геологических структур — подгорные прогибы рисунок 1. Обзорная карта-схема расположения исследуемой области New grade of geological structures — Sub-mountain down-fold Ismagilov R. А. Cand. Sc. (Geology and Mineralogy), Senior Researcher, Institution of Russian Academy of Sciences, Institute of Geology of Ufimian Scientific Centre (IRAS IG USC RAS); Academic Secretary of Research Council for Petroleum Geology, Earth Sciences and Natural Resources Division, Academy of Sciences, Republic of Bashkortostan e-mail: rustem_ismagilov@bk.ru Farkhutdinov I. М. Cand. Sc. (Geology and Mineralogy), Assistant Professor, Geology and Geomorphology, Bashkir State University Farkhutdinov А. М. Post-graduate student, Ecole des Mines de Paris, Bashkir State University The analysis of geology and geophysics evidence and well drilling records suggests that Pre-Ural fore-deep is extended eastward under allochtonous folds of the Ural mountains for 20-60 km and longer. Eastern sub-allochtonous extension of Pre-Ural fore-deep was designated by the authors as a «sub-mountain down-fold», which is of the utmost interest as new and как новый prospective target for oil and gas exploration Keywords: sub-thrust zone oil, gas, prospects, allochton, autochthon, overthrust sheet ( УДК 551.24). известняках верхнего и среднего карбона (Метелинское, Кызылбаевское, Алегазовское, Устьикинское, Муслюмовское, Яныбаевское, Апутовское) [2, 3] (риc. 2). Поверхность архейско-раннепротерозойского кристаллического фундамента в южной части ЮСД, по данным геофизики, погружается к востоку от 8 км (в районе Тастубского рифа) до 12,5 км на Урале. Палеозойские и докембрийские породы ЮСД погружаются на восток и юг, в целом согласуясь со структурой кристаллического фундамента. С запада на восток начиная со среднего карбона до нижней перми включительно здесь происходит смена формаций: рифовая — депрессионная — флишевая. Рифовая формация расположена в области перехода платформенных отложений в депрессионные, в виде цепочки следующих друг за другом массивов, сосредоточенных в узкой зоне шириной 3—5 км. Формация представлена известняками серыми и светло-серыми, массивными, неравномерно зернистыми, с многочисленными инкрустационными образованиями, с обильными банками брахиопод, гастропод, гониатитов, мшанок, кораллов, водорослей, фораминифер. Среди известняков отмечаются участки повышенной доломитизации, окремнения, встречаются зоны кавернозности. Для данной формации характерна сильная изменчивость по мощности, максимум которой достигает 800 м. По миграции на запад барьерных рифов, фиксирующих внешний край прогиба, устанавливается возрастание ширины ЮСД в геологическом времени [8]. В позднекаменноугольный период граница прогиба с платформой проходила по меридиану Выдрзиского рифа (рис. 3), в ассельском веке она отодвинулась на 7—10 км к западу, в сакмарское время — еще на 15—20 км, а в артинское на 20—30 км. Общее расстояние миграции западной границы прогиба в течение только ранней перми составило 50—60 км. Таким образом, перемещаясь с востока на запад, рифовые массивы ЮСД последовательно располагаются в отложениях более молодых стратиграфических подразделений. Интересно, что барьерные рифы являются маркерами тех объектов-структур, выделенных Ю. М. Пущаровским № 1 (21) 2014 61 Разработка нефтегазовых месторождений рисунок 2 .Структурная схема юга Юрюзано-Сылвенской депрессии. Составил И. М. Фархутдинов по матери- алам Ю. В. Казанцева, геологической съемки, бурения и сейсмопрофилирования Условные обозначения: римскими цифрами на обзорной карте обозначены структуры: I — Русская плита; II — Предуральский прогиб: IIa — Бельская впадина, IIб — Юрюзано-Сылвенская депрессия; IIIa — Башкирский мегантиклинорий; IIIб — Уфимский амфитеатр. 1 — а — границы структур первого порядка; б — восточная граница распространения нижнепермских отложений; 2 — надвиги (Тс — Тастубский, Мт — Метелинский, Мв — Метелинский Встречный, Ал — Алегазовский, Ян — Яныбаевский, Яв — Яныбаевский Встречный, М — Муслюмовский, ТЕ — Таймеевско-Емашинский, Мч — Мечетлинский, Мс — Месягутовский, Юк — Юкаликулевский, Арт — Артинский, Кн — Казанский, ВК — Верхнекигинский, АпВ — Апутовский Верхний, Кс — Кисеикский, Сс — Сосновский, Кр — Карантауский, Абд — Абдрезяковский, Сул — Сулеинский, Ч — Чулковский, Тар — Тараташский, БС — Бакало-Саткинский, Еф — Ефремовский, Б — Багрушский); 3 — надвиги нижнего яруса структур (АпГ — Апутовский Глубинный, Ид — Идрисовский); 4 — сдвиги (Юр — Юрюзанский, Ай — Айский, НК — Нижнекигинский, Ел - Ельгильдинский); 5 — месторождения углеводородов; 6 — поднятия, перспективные для поисков углеводородов; 7 — предполагаемые поднятия; 8 — рифовые массивы; 9 — геологический профиль Тастуба — Тараташ (см. рис. 4); 10 — скважина, ее номер и название разведочной площади (Тст — Тастубская, Кз — Кызылбаевская, Мсл — Муслюмовская, Ян — Яныбаевская, Д — Дуванская, Мс — Месягутовская, Лз — Леузинская, Юк — Юкаликулевская, Лк - Лаклинская, Ап — Апутовская, Лк - Лаклинская); 11 — аллохтонные выходы архейского кристаллического фундамента (тараташский комплекс); 12 — Уфимско-Айская зона подаллохтонных отложений ЮСД платформенного типа; 13 — предполагаемое продолжение Уфимско-Айской зоны. под названием резонансных, образование которых «индуцировано процессами, протекающими в смежных геосинклинальных (орогенных. — Авт.) областях» [10]. Действительно, миграция барьерных рифов происходит в полном согласии с направлением и скоростью движения уральских аллохтонов. А если это так, то по миграции барьерного рифа можно судить, в какое 62 геологическое время и на какое расстояние произошло шарьирование орогенно-складчатой области в сторону платформы. Это является чрезвычайно важным для понимания тектоники и реконструкции геологической истории. С миграцией с востока на запад барьерных рифов согласуется и перемещение границы терригенных фаций, Новый класс геологических структур — подгорные прогибы рисунок 3 .Тектоно-фациальный профиль Юрюзано-Сылвенской впадины на широте г. Кунгура, показывающий миграцию рифовых массивов с востока на запад и омоложение их возраста от позднего карбона (C3) до артинского яруса нижней перми (P1a) (Казанцев и др., 1999, с небольшими изменениями). Направление смещения западной границы Юрюзано-Сылвенской депрессии Тулумбасовский риф Кордонский риф Выдрзинский риф Условные обозначения: 1 — 5 — фации: 1 — платформенная, 2 — депрессионная, 3 — флиш, 4 — сульфатная, 5 — рифовая; 6 — надвиги; 7 — скважины. откладывавшихся вдоль западного подножия Уральских гор. В конце среднего карбона она проходила от с. Ст. Утки, западнее с. Бисерти, в начале позднего карбона сместилась на 30 км западнее, в сакмарский век эта граница совпадала с восточным краем Уфимского плато, т. е. сдвинулась еще на 30—40 км к западу. Таким образом общая величина смещения границы терригенных фаций составила 60—70 км [8]. Вышеупомянутые факты миграции границы терригенных отложений ЮСД являются также «резонансными» явлениями, индуцированными постепенным надвиганием складчатого Урала на восточный край платформы, скрывающийся под уральскими аллохтонами и флишем. Депрессионная формация сложена глинистыми известняками, доломитами, мергелями, аргиллитами и алевролитами с редкими прослоями органогенных известняков. Мощности не выдержаны как по простиранию, так и вкрест него. Общая мощность депрессионных осадков в основном не превышает 300 м и постепенно возрастает к востоку в сторону складчатого Урала. Флишевая формация представлена ритмитами из гравелитов, песчаников, алевролитов со слоями и линзами известняков, часто переполненными органическими остатками. Общая мощность отложений достигает нескольких сотен метров и резко увеличивается к востоку в сторону орогена. Перечисленные формации средне-верхнекаменноугольных и нижнепермских отложений характеризуются четко выраженной закономерностью размещения. Они прослеживаются в виде полос уральского простирания, сменяясь последовательно с запада на восток от платформенных формаций к депрессионным и далее к флишу. Современная западная граница ЮСД, как и всего Предуральского прогиба, прослеживается в субмеридиональном направлении вдоль полосы развития вышеупомянутых нижнепермских рифов барьерного типа. Восточная граница ЮСД с Уфимским амфитеатром не настолько четкая, как западная, с Уфимским плато. Ее принято проводить условно по самым восточным выходам на поверхность нижнепермских отложений. Существовавшие ранее представления о блоковом строении Урала не допускали возможности продолжения платформенных отложений ЮСД под складчатыми структурами Уфимского амфитеатра и Башкирского мегантиклинория, которые считались автохтонными. В последние годы благодаря бурению глубоких скважин и геофизическим исследованиям появились доказательства того, что автохтонные осадки ЮСД прослеживаются на восток под аллохтонами Урала на десятки километров (рис. 4). Бурением ряда скважин здесь под докембрийскими породами были вскрыты палеозойские платформенные отложения. Одной из крупных дислокаций северной части Башкирского мегантиклинория является Тараташская аллохтонная структура, образованная породами архей-раннепротерозойского возраста. Она располагается в междуречье Большой Арши, Сурояма и верхнего течения р. Уфы, прослеживаясь на расстоянии 45 км к юго-западу от широтного течения последней. Максимальная ширина ее выхода, составляющая около 20 км, приурочена к центральной части структуры. Глубоко метаморфизованные архей-раннепротерозойские гнейсы с небольшими телами гранитов, габбро и габбро-диабазов слагают центральную часть Тараташского массива, по краям несогласно перекрытого образованиями айской свиты бурзянской серии нижнего рифея. На западном крыле Татарашского аллохтона была пройдена скважина 281 (см. рис. 2, 4). Сверху до глубины 593,4 м скважина вскрыла полосчатые № 1 (21) 2014 63 Разработка нефтегазовых месторождений рисунок 4 .Геологический профиль Тастуба — Тараташ. Составил И. М. Фархутдинов с использованием материалов геологической съемки, бурения, сейсморазведки, а также данных М. А. Камалетдинова, Ю. В. Казанцева, Т. С. Ардашевой Условные обозначения к рис. 4: 1 — пермь; 2 — верхний карбон; 3 — средний карбон; 4 — нижний карбон; 5 — карбон нерасчлененный; 6 — верхний девон; 7 — средний девон; 8 — нижний девон; 9 — девон нерасчлененный; 10 — силур; 11 — ордовик; 12 — 13 — свиты верхнего рифея: 12 — миньярская, 13 — зильмердакская; 14 — верхний рифей на востоке, верхний рифей и венд на западе; 15 — зигальгинская свита среднего рифея; 16 — средний рифей; 17 — 18 — свиты нижнего рифея: 17 — саткинская, 18 — айская; 19 — нижний рифей; 20 — архейский кристаллический фундамент; 21 — рифовый массив; 22 — стратиграфические границы; 23 — надвиги (Мч — Мечетлинский; Мс — Месягутовский; Юк — Юкаликулевский; Кс — Кисеикский; СС — Сосновский; Ид — Идрисовский); 23 — скважины: пробуренные (а), рекомендуемые (б). мигматиты тараташского комплекса архея-раннего протерозоя, под которыми вошла в известняки, содержащие кораллы франского яруса верхнего девона. Слоистость последних ориентирована под углами 60—70°. В них повсеместно наблюдаются следы тектонического дробления, породы местами приобретают вид брекчий с беспорядочно спаянными крупными и мелкими обломками. В целом весь интервал (593,4— 892,9 м) вскрытых карбонатных пород, очевидно, представляет собой мощную тектоническую зону, в которой оказались сгруженными мелкие обломки и крупные глыбы девонских отложений, захваченных во время надвигания Тараташского аллохтона. Поверхность смещения падает на восток под углом 7°. Южнее Кусинским отрядом Челябинской геологической экспедиции (руководитель Ф. А. Пискунов) был пробурен ряд скважин в зоне сочленения Башкирского мегантиклинория с ЮСД, также подтвердивший наличие палеозойских платформенных автохтонных отложений под уральским аллохтоном. Так, в районе Кукшикской группы бокситовых месторождений скважины 19 и 20 под отложениями миньярской свиты верхнего рифея вскрыли фаменские извест64 няки верхнего девона. Скважина 29, заложенная на левом берегу р. Салиаз, у западной окраины д. Ново-Сюрюкаево, под доломитами миньярской свиты в интервале 120—310 м дважды вскрыла живетсконижнефранские известняки (рис. 5). Некоторыми скважинами на Кукшикском участке зафиксировано двух- и трехкратное повторение разреза эйфельских, живетских и франских отложений, при этом их фациальный состав и мощность различаются. Вышеперечисленные данные показывают, что палеозойские платформенные отложения ЮСД прослеживаются на восток под докембрийскими аллохтонными образованиями Уфимского амфитеатра и Башкирского мегантиклинория на 50 км и более, свидетельствуя, что ширина ЮСД составляет не 50—80 км, как считалось ранее, а не менее 100—140 км. Это позволило нам выделить новую УфимскоАйскую зону подаллохтонных платформенных отложений, перспективных на поиски залежей нефти и газа [11]. Ширина названной зоны составляет 50—60 км и более (см. рис. 2, 4). К югу от Каратауского аллохтона Предуральский прогиб представлен Бельской впадиной, Шихано- Новый класс геологических структур — подгорные прогибы рисунок 5 .Геологический разрез в бассейне р. Салиаз. Составил И. М. Фархутдинов с учетом данных Ф. А. Пи- скунова Условные обозначения: 1 — известняки нижнего карбона; 2 — известняки верхнего девона; 3 — песчаники верхнего девона; 4 — известняки среднего девона; 5 — 8 — свиты верхнего рифея: 5 — миньярская доломиты, 6 — инзерская, песчаники и алевролиты 7 — катавская, известняки 8 — зильмердакская, песчаники; 9 — стратиграфические границы; 10 — надвиги установленные бурением и предполагаемые; 11 — надвиги: Ч — Чулковский, С - Сулеинский Ишимбайской седловиной и Мраковской депрессией. Последняя на востоке граничит с Зилаирским синклинорием западного склона Южного Урала, представленным серией крупных шарьяжных пластин, надвинутых друг на друга с востока. С востока на запад здесь выделяются Мурадымовская, Суюшевская и Суреньская тектонические пластины [4]. Скважина № 18, пробуренная на р. Б. Ик, вскрыла под рифогенными известняками нижнего девона Мурадымовского аллохтона отложения среднего, нижнего карбона и верхнего девона, представленные флишем (С 2) и слоистыми известняками платформенного типа (С1 -D 3), резко отличающимися от одновозрастных аллохтонных образований, показав тем самым, что платформенные формации нижнего карбона и девона прослеживаются под шарьяжами Зилаирского синклинория к востоку не менее чем на 20 км. В автохтоне выделяется Нурская антиклинальная складка [1]. Свод ее, судя по данным сейсморазведки МОГТ, располагается северо-восточнее скважины № 18. Высота структуры не менее 1000 м. Ширина размаха крыльев в настоящем пересечении около 4 км. К западу от Нурской структуры под аллохтонами Зилаирского синклинория выявлен еще ряд антиклинальных складок, по морфологии и литологическому составу слагающих их пород близких к нефтегазоносным структурам Предуральского прогиба. Самая западная из них, Скважина № 11, пробуренная на р. Асташ, вскрыла под Мурадымовским аллохтоном две надвинутые друг на друга антиклинали Асташтамакскую и Восточно-Асташтамакскую Майковская, непосредственно примыкает с востока к Саратовскому газоконденсатному месторождению Предуральского прогиба [1]. Южнее, в разрезе по р. Асташ стиль тектоники поднадвига сохраняется (рис. 6). Скважина № 11, пробуренная на р. Асташ, вскрыла под Мурадымовским аллохтоном две надвинутые друг на друга антиклинали Асташтамакскую и Восточно-Асташтамакскую, сложенные платформенными фациями карбона и девона. Складки эти занимают положение, соответствующее зоне Нурской структуры в разрезе на р. Б. Ик и Асташской — в разрезе на р. Малая Сурень. К западу от Асташтамакской антиклинали следуют поднадвиговые дислокации, по морфологии аналогичные таковым Предуральского передового прогиба. Непосредственно с запада к ним примыкает Беркутовское газоконденсатное месторождение. Самой южной скважиной, пробуренной на западном крыле Зилаирского синклинория, является скважина № 1 (21) 2014 65 Разработка нефтегазовых месторождений рисунок 6 .Геологический разрез «Асташ» зоны сочленения Зилаирского синклинория Южного Урала с Пред- уральским прогибом. Составил Р. А. Исмагилов Условные обозначения: 1 — 3 — нижняя пермь (1 — кунгурский ярус: гипсы, прослои доломитов; 2 — сакмарский и артинский ярусы нерасчлененные: песчаники, аргиллиты, алевролиты, прослои известняков; 3 — ассельский ярус: известняки, мергели, прослои аргиллитов и песчаников); 4 — верхний карбон: аргиллиты, мергели, доломиты; 5 — средний карбон: известняки, доломиты; 6 — 8 — нижний карбон (6 — визейский ярус: известняки, доломиты; 7 — визейский ярус, тульский горизонт: известняки глинистые, аргиллиты; 8 — турнейский ярус: глинистые известняки); 9 — 10 — верхний девон (9 — фаменский ярус: известняки серые, слоистые; 10 — франский ярус: темно-серые, слоистые известняки); 11 — 18 — аллохтон: 11 — нижняя пермь, ассельский ярус: известняки с прослоями аргиллитов; 12 — средний и верхний карбон нерасчлененные: аргиллиты, песчаники, прослои известняков; 13 — средний карбон, башкирский рус, бухарчинская свита: темно-серые известняки; 14 — 16 — нижний карбон (14 — визейский ярус, иткуловская свита: мергели, аргиллиты, прослои песчаников, силицитов и известняков; 15 — верхняя часть турнейского яруса, куруильская свита: кремнистые известняки и глинистые сланцы; 16 — нижняя часть турнейского яруса, мазитовская свита: мягкие, слюдистые аргиллиты, прослои песчаников, реже известняков); 17 — 18 — верхний девон (17 — фаменский ярус, ямашлинская свита: окремнелые аргиллиты и стекловидные силициты, прослои известняков; 18 — фаменский ярус, зилаирская свита: граувакковые песчаники, алевролиты, аргиллиты); 19 — геологические границы; 20 — разрывные нарушения; 21 — залежь газа; 22 — скважины № 1, заложенная в сводовой части Богдановской антиклинали, на р. Чумаза, в 42 км южнее скважины № 11 Асташской площади. На глубине 1850 м, под глинисто-карбонатными отложениями нижнего карбона Мурадымовской аллохтонной пластины, она вскрыла известняки среднего и нижнего карбона автохтона. Судя по углам падения слоев в керне (25—30°), известняки слагают западное крыло антиклинальной складки, названной Богдановской глубинной. Структуры поднадвига Зилаирского синклинория, как видим, характеризуются сходным строением с нефтегазоносными антиклинальными складками Предуральского прогиба. И те, и другие имеют субмеридиональное простирание и приурочены к фронтальным частям региональных надвигов преимущественно восточного падения. Различие заключается лишь в том, что антиклинали поднадвиговой зоны располагаются плотно одна к другой, а складки в Предуральском прогибе отделяются относительно широкими полосами горизонтального залегания пластов. 66 Исследования показали тождественность и фильтрационно-емкостных характеристик палеозойских пород рассматриваемых смежных регионов. Коллекторы здесь представлены преимущественно плотными, трещиноватыми известняками и доломитами, уплотненность и тип пустотности которых причинно связаны с варисцийским тектогенезом, проявившимся здесь в конце палеозоя. Пористость карбонатных пород, как в месторождениях Предуральского прогиба, так и в поднадвиговой зоне Зилаирского синклинория изменяется в пределах от 1 до 7 % [1]. Поднадвиговая зона структур, прослеживающаяся вдоль западной границы Зилаирского синклинория, по существу является подаллохтонным (подгорным) продолжением Предуральского прогиба к востоку. Ширина этой зоны, получившей название Сакмаро-Икской [1], не менее 20 км, а протяженность с юга на север — более 150 км (рис. 7). Учитывая, что в непосредственной близости к западу от нее, в Предуральском прогибе, открыты богатые скопления газа и нефти в породах аналогичного состава и тектонического строения, следует считать, что эта зона Новый класс геологических структур — подгорные прогибы является одной из первоочередных для поисково-разведочных работ на углеводороды на Южном Урале. Приведенные выше данные свидетельствуют, что автохтонные формации палеозоя Предуральского краевого прогиба на границе с Уралом не воздымаются вверх и размываются, а прослеживаются в форме пологой моноклинали на восток под уральскими аллохтонами на 20 км (Сакмаро-Икская зона), 60 км (Уфимско-Айская зона). Эти факты позволяют нам выделить новый класс геологических структур: подгорные (подаллохтонные) прогибы. Уральский подгорный прогиб устанавливается на всем протяжении складчатой области от Южного до Полярного Урала. Севернее рассмотренных нами структур подгорный прогиб развит на Тимаизском и Кожимском аллохтонах, в Лемвинской и Верхнекарской покровных зонах и на других участках. Как известно, передовые прогибы во всем мире содержат крупные скопления углеводородного сырья. Только в недрах Месопотамского прогиба разведанные запасы нефти составляют 60 млрд т. Согласно теории шарьяжей [4, 5], все горно-складчатые сооружения Земли, подобно Уралу, надвинуты на смежные платформы с образованием передовых прогибов, которые прослеживаются на десятки километров под аллохтонами горно-складчатых областей, представляя новые перспективные зоны для поисков скоплений углеводородов. рисунок 7. Схема тектонических структур Южного Урала и Предуралья. Составил Р. А. Исмагилов Список использованных источников и литературы 1. Исмагилов Р. А. Геология и перспективы нефтегазоносности Зилаирского синклинория Южного Урала. Уфа, «Гилем», 2012, 182 с. 2. Исмагилов Р.А. К вопросу о характере регионального размещения коллекторов и нефтегазоупоров в палеозойских отложениях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции //Международная научно-практическая конференция «Высоковязкие нефти и природные битумы: проблемы и повышение эффективности разведки и разработки месторождений». Казань, сентябрь 2012. С. 191-195. 3. Казанцев Ю. В. Структурная геология Предуральского прогиба. М.: Наука, 1984. 185 с. 4. Казанцев Ю. В., Казанцева Т. Т., Загребина А. И., Газизова С. А. Структурная геология северо-востока Башкортостана. Уфа: АН РБ, Отд. наук о Земле и экологии, 1999, 131 с. 5. Камалетдинов М. А. Покровные структуры Урала. — М.: Наука, 1974. — 229 с. 6. Камалетдинов М. А., Казанцев Ю. В., Казанцева Т. Т, Постников Д. В. Шарьяжные и надвиговые структуры фундаментов платформ. М.: Наука, 1987. 184 с. 7. Камалетдинов М. А., Камалетдинов Р. А. К вопросу о механизме формирования предгорных прогибов на примере Урала / Тезисы докл. научн. сессии, посв. нефтегазоносности и металлогении Южн. Урала и Приуралья. Уфа, 1971. 8. Наливкин В. Д. Стратиграфия и тектоника Уфимского плато и Юрезано-Сылвенской депрессии / Тр. ВНИГРИ. Вп. 46. М., 1949, 206 с. 9. Наливкин В. Д. Фации и геологическая история Уфимского плато и Юрезано-Сылвенской депрессии. М.: Гостоптехиздат, 1950. — 126 с. Условные обозначения: 1 — Сакмаро-Икская зона перспективных на нефть и газ подаллохтонных складок; 2 — газоконденсатные месторождения (Саратовское, Исимовское, Беркутовское); 3 — скважины (18 — «Мурадымовская», 11 — «Асташская», 1 — «Богдановская»); 4 — линия профильного разреза «Асташ»; 5 — надвиги; 6 — границы структурных элементов. 10. Пущаровский Ю. М. Краевые прогибы, их тектоническое строение и развитие. / Труды ГИН: вып. 28, 1959, 155 с. 11. Пущаровский Ю. М. Резонансно-тектонические структуры // Геотектоника. № 1. 1969. С. 3—12. 12. Фархутдинов И. М., Фархутдинов А. М. Поднадвиговая зона Юрюзано-Сылвенской депрессии — новый перспективный объект для поисков нефти и газа // Бурение и нефть. М., апрель 2012. С. 26—29. № 1 (21) 2014 67 Материалы и оборудование ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ТЕПЛООБМЕНА В технологических аппаратах В с тат ье рассм ат рива ютс я вопр осы ин т енсифик а ции т еп ловых пр оцессов в элемен та рной ячейке пр омыш ленног о энерг е т ическог о реактора. Исс ле дования проводи лись на основе специа льно созд анной лабораторной ус тановки. К лючевые с лова: интенсифик ация, теплообмен, энергетическ а я ус тановк а ( УДК 621.039.5). 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 В гидродинамике широко исследуются и применяются закрученные или турбулентные потоки. С 90-х годов ХХ века велось активное изучение закрученных струй, например направление исследований определения оптимального метода вычисления и моделирования закрученных струй. Закрученные потоки и турбулентные течения могут возникать естественно [1, 2] или формироваться с помощью специально разработанных технических устройств и геометрии объектов [3, 4]. При исследованиях закрученных и турбулентных потоков были обнаружены различные физические явления, определяемые особенностями протекающих потоков. В работах Гольдштика М. А., Яворского Н. И. развивался обобщенный мультипольный подход для исследования закрученных затопленных струй вязкой жидкости, была определена область применимости теории пограничного слоя и уравнений Навье — Стокса. Azevedo J.L.T., Pereira J.C.F. уравнения гидродинамики решали в переменных Лагранжа. 68 Корзун А. С., Митрофанова О. В., Соколова М. С. с 1984 по 1994 г. занимались построением математических моделей закрученных течений в элементах теплообменного оборудования, снабженных спиральными завихрителями различной формы, ребрами и т. д. Дубравин Ю. А. рассмотрел описание закрученных потоков в канале в средних по сечению канала величин. Дальнейшее исследования турбулентных течений представляет практический и теоретический интерес (рис. 1). На данном рисунке представлена пространственная модель реализованная на основе теории подобия. Турбуляция или закрутка потока возможна с помощью нанесения шероховатости, выступов, канавок на наружную или внутреннюю поверхность элементов и каналов. Для отклонения от прямолинейного движения применяются дефлекторы или подобные конструктивные устройства. Изучением процессов интенсификации достаточно подробно занимаются в различных институтах Интенсификация теплообмена в промышленных энергетических установках в Российской Федерации и за рубежом. В основном эти исследования занимаются изучением вопросов зависимости интенсификации теплообмена за счет формы поверхности теплообмена. В ядерных энергетических установках толщина стенок тепловыделяющего элемента недостаточна для применения данных технологий, поэтому необходимы исследования по интенсификации теплообмена с помощью других методов. Математическое моделирование выполняется на основе уравнений неразрывности, движения энергии. Физическое моделирование — на основе теории подобия (рис. 1). Практические данные (табл. 1) получены эмпирическим путем в результате проводимых с 2002—2003 годов лабораторных исследований. В качестве теплоносителя, при определенных параметрах давления и скорости на основе гидродинамической аналогии воды и газа, используется воздух, нагнетаемый вентиляторами специально созданной лабораторной аэродинамической установки (рис. 2). Таблица 1.Результаты THE INTENSIFICATION OF HEAT EXCHANGE IN INDUSTRIAL ENERGY INSTALL ATION Karelin A. N. PhD. the sciences, professor of Russian Academy of Natural Sciences, St. Petersburg State Marine Technical University e-mail: cascade@atnet.ru In article are considered questions to intensities of the heat processes in elementary cell of the nucleus reactor. The Studies were conducted on base special created laboratory installation. Keywords: intensity, heat exchange, energy installation. проведенных исследований Торсионный поток W, Вт Δt, °C 50 Ламинарный поток G, кгс/м2 W, Вт Δt, °C 3 50 2,3 100 5,8 100 4,9 150 9,8 150 8,1 200 13,7 200 11,62 250 16,5 250 14,1 300 21,2 300 17,7 350 25,1 350 20,3 50 3,4 50 2,9 100 7,4 100 6 150 12 150 9,4 200 17,5 200 14,16 250 21,47 250 18,5 300 27,7 300 21,3 350 33,3 350 25 1 0,5 G, кгс/м2 1 0,5 № 1 (21) 2014 69 Материалы и оборудование рисунок 1. Измерение температуры на входе и выходе сборки осуществляется лабораторными термометрами и термопарами медь-константан с помощью потенциометра ПП-63 (табл. 1). Анализ проведенных исследований и полученных данных (табл. 1) подтверждает проявление эффектов интенсификации теплообмена в модели сборки лабораторной установки по увеличению перепада температур при одинаковом расходе и различном турбулентном потоке. Пространственная модель сборки исследовательской установки Ø 13,5 Список использованных источников и литературы Ø 2 ,2 1. Альбом течений жидкости и газа: Пер. с англ./ Сост. М. Ван-Дайк. — М.: Мир, 1986. 2. Фабер Т. Е. Гидроаэродинамика. — М.: Постмаркет, 2001. 3. Теория и практика закрученных потоков / Халатов А. А.: АН УССР. Ин-т технич. теплофизики. — Киев: Наукова думка, 1989. 4. Идельчик И. Е. Аэродинамика технологических аппаратов. — М.: Машиностроение, 1983. Ø 36 Ø 2,2 рисунок 2. Лабораторная аэродинамическая установка: 1 — вентилятор; 2 — напорная камера; 3 — конфузор, 4 — напорный патрубок; 5 — сопло, 6 — расходный клапан; 7 — расходомер; 8 — сужающее устройство; 9 — пневмоотборы; 10 — микроманометр МНН; 11 — пневмометрическая трубка Пито — Прантля; 12, 13 — координатники 1 2 5 11 3 к ММН 6 7 9 13 8 10 W 70 4 12 № 1 (21) 2014 71 Диагностика МОДЕЛЬ РАЗРУШЕНИЯ И ОХРУПЧИВАНИЯ МАТЕРИАЛОВ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Ч. 2. ОБОСНОВАНИЕ МЕХАНИЗМА РАЗРУШЕНИЯ И ОХРУПЧИВАНИЯ МАТЕРИАЛА СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ Н а основа нии эксперимента льных д а нных и те хнолог ий пол у чения с та льных материа лов выявляе тс я мех анизм ра зру шения и охру пчивания ме та л лических материа лов. Пок а зано, что на личие кова лентных и рас тяну тых химических связей ве дет к охрупчиванию. Вс ле дс твие этого преобла д ающим мех анизмом охру пчивания с тру к т у ры ме та л ла являе тс я Виг неровск а я крис та л лизация. К лючевые с лова: х ла дноломкос ть с та льных трубопроводов, мех анизм охрупчивания, кова лентизация, вигнеровск а я крис та ллизация, направленные химические связи ( УДК 621.791: 539.172) Семенов Я. С. Соловьева А. Я. до ц ен т к аф е д р ы м а ш и н о в е д ен и я Я к у тс ко г о с та р ш и й п р еп о д а в ат е л ь к аф е д р ы м а р к е т и н га АГИИК г о с у н и в ер с и т е та, Т е х н о л о г ич ес к и й и н с т и т у т e-m a il: ya n s em en ov@m a il.ru С ев ер о-В о с точ н о г о ф е д ера л ь н о г о у н и в ер с и т е та e-m a il: ya n s em en ov@m a il.ru Введение В настоящее время имеются физико-химические гипотезы происхождения хладноломкости. К ним, прежде всего, следует отнести представление о том, что низкотемпературная хрупкость свойственна только определенным типам кристаллических решеток. В качестве примера можно назвать работы [1—38]. Но есть много примеров, противоречащих этому [39—71]. Поэтому конкретные причины хладноломкости следует искать в изменении взаимодействий атомов, составляющих кристаллическую решетку, которое и определяет ее строение и симметрию. С этой точки зрения особый интерес имеет работа о свойствах хрома Агеева, Быкова и Трапезникова [42], которые, изучая изменения свойств этого металла вблизи порога хладноломкости, нашли (методом нейтронографии), что появление хрупкости связано со спиновым упорядочением. 72 Подобное мнение сложилось и при исследовании хладноломкости и других свойств цинка [68, 69]. Авторы писали о наличии в этом случае превращений II рода, близких к спиновому упорядочению. Для оценки изменений сил связи между атомами вблизи порогов хладноломкости сотрудниками ИМет РАН им. А. А. Байкова под руководством Новикова И. И. [54—55] были проведены измерения электросопротивления, постоянной Холла, концентрации свободных электронов, термо-ЭДС. Эти параметры вблизи порога хладноломкости претерпевают значительные изменения (рис. 1). Авторы заключают, что вариации этих параметров характеризуют изменения типов химической связи между атомами матрицы и примесями вблизи критической температуры хладноломкости. С появлением более мощных методов исследований электронной структуры были проведены прецизи- Модель разрушения и охрупчивания материалов нефтегазовой промышленности Ч. 2. Обоснование механизма разрушения и охрупчивания материала стальных трубопроводов онные измерения сверхтонких взаимодействий в сталях [60—62] с помощью эффекта Мессбауэра, где было показано изменение таких параметров, как изомерный сдвиг, эффективное магнитное поле на ядре, квадрупольное расщепление. Полученные результаты показали решающее значение межатомных взаимодействий. Существенным недостатком этих работ было проведение эксперимента на сталях сложного состава, что затрудняло более точную интерпретацию полученных результатов. Однако авторы работы [56] утверждают, что при критической температуре хладноломкости происходит какой-то электронный фазовый переход (рис. 2). Чтобы исключить многозначность интерпретации мессбауэровских спектров сложного состава [56], нами проведены эксперименты на бинарных сплавах железа с «вредными» и «полезными» химическими элементами. Материалы и методика эксперимента Образцы для исследований готовились по общепринятой методике из сплавов систем Fe-Si, Fe-Ge, Fe-Ni, образующих твердые растворы замещения. Выбор Ni и Si (Ge) в качестве легирующих элементов был обусловлен тем, что их влияние на критическую температуру хладноломкости хорошо изучено. Как известно [69—70], Ni понижает, а Si повышает критическую температуру хладноломкости при легировании железа. Однако небольшое количество Si (до 0.2 %) снижает критическую температуру хладноломкости [71]. На этих бинарных сплавах железа были предварительно проведены механические испытания для определения критической температуры хладноломкости. Для получения мессбауэровских спектров был использован спектрометр электродинамического типа в режиме постоянного ускорения поглотителя. В качестве источника гамма-квантов служил 57Co в палладиевой матрице (Е=14.4 кэВ). MODEL OF DESTRUCTION AND EMBRIT TLEMENT OF OIL/ GAS SECTOR MATERIALS PART 2. JUSTIFICATION OF STEEL PIPELINE DESTRUCTION AND EMBRIT TLEMENT MECHANISM Semenov Y. S. Assistant professor , Machine building chair, Yakutskiy State University Technological institute of North-East federal department e-mail: yansemenov@mail.ru Solovieva А. Y. Senior lecturer, Marketing chair, AGIIK e-mail: yansemenov@mail.ru Basing on experimental data and procedures to fabricate steel, destruction and embrittlement mechanism is revealed. It is shown that presence of covalent and extended chemical links cause embrittlement. Therefore prevailing mechanism of steel structure embrittlemet is Vigner crystallization. Keywords: steel pipeline coldbrittleness, embrittlement mechanism, covalenting, Vigner crystallization, directed chemical bonds. рисунок 1. Поведение электросопротивления (ρ), постоянной Холла (R), концентрации свободных электронов (n), термо-ЭДС (•) вблизи порога хладноломкости Результаты и их обсуждение Мессбауэровские спектры были получены в зависимости от концентрации и температуры. По значениям вероятности эффекта Мессбауэра были вычислены среднеквадратичные отклонения атомов в узлах кристаллической решетки и силовые постоянные в зависимости от концентрации и температуры. На рис. 3 представлены зависимости относительного среднеквадратичного отклонения и относительных силовых постоянных от концентрации для сплавов систем Fe-Si и Fe-Ni. В области концентраций до 1.0 % системы Fe-Si наблюдается ярко выраженный максимум среднеквадратичного отклонения и минимум силовых постоянных кристаллической решетки. Дальнейший ход кривой с увеличением концентрации характеризуется уменьшением среднеквадратичных отклонений и усилением силовых постоянных для данной системы. Для системы Fe-Ni имеем увеличение среднеква- ρ МОм•см 70 n, 1/м3 +1 2 3 4 60 2.3 2.1 5 1.9 1.7 1.5 50 4 1.3 t'xp 40 R•10-4 см/кул 5 0 200 400 t''xp 600 t'''xp 1.1 800 3 Т, С 2 № 1 (21) 2014 73 Диагностика рисунок 2. Поведение эффективного магнитного поля на ядре 57Fe в окрестностях порога хладноломкости Нэфф 41 1 37 33 2 41 3 37 33 -190 -150 рисунок 3. -110 -70 -30 Т, С Зависимость силовых постоянных кристаллической решетки (λi/λ0) и среднеквадратичных отклонений (ui/u0) от содержания примесей < u2i > / <u20 > 1.2 22' Ni 1.1 2 1.0 1 1.00 1' λi/λ0 11' Si 2' 0.90 0.80 0 74 1 2 3 4 5 6 7 8 9 с, % дратичного отклонения и ослабления силовых постоянных решетки вплоть до 10 % содержания никеля. Область концентраций до 1.0 % Si c малой силовой постоянной соответствует области снижения критической температуры хладноломкости [69—71]. Для никеля эта область прослежена до 10 % содержания. Силовые постоянные в этой области содержания никеля малы по сравнению с «чистым» железом, а критическая температура хладноломкости продолжает снижаться [71]. Температурные зависимости среднеквадратичного отклонения атомов в узлах кристаллической решетки, относительных силовых постоянных даны на рис. 4. Среднеквадратичные отклонения и силовые постоянные по мере повышения температуры изменяются следующим образом: при достижении критической температуры хладноломкости (Ткр) среднеквадратичные отклонения резко возрастают, а силовые постоянные резко снижаются; дальнейшее повышение температуры доводит среднеквадратичные отклонения до уровня, который выше значений до Ткр, а силовая постоянная ниже значений до Ткр. Полученные результаты как концентрационной, так и температурной зависимости среднеквадратичного отклонения и силовых постоянных показывают, что хрупкому состоянию соответствуют малые среднеквадратичные отклонения и большие силовые постоянные и, наоборот, при вязком состоянии. Ослабление силовых постоянных при содержании до 1.0 % Si в концентрационной зависимости объясняется [72] большим различием атомных и весовых размеров кремния и железа. Увеличение содержания кремния настолько искажает исходную матрицу, что различие атомных размеров становится несущественным и силовые постоянные определяются новым состоянием матрицы. Силовые постоянные кристаллической решетки и среднеквадратичные отклонения атомов зависят от температуры в рамках следующей модели, которая вытекает из полученных ранее результатов по работам [42, 54—56, 60—62, 68—69] и результатов, полученных в данной работе. К ним относятся спиновые упорядочения, уменьшение числа свободных электронов ниже температуры хладноломкости, поведение постоянной Холла, падение электросопротивления, указания на электронный фазовый переход, резкие изменения силовых постоянных кристаллической решетки и среднеквадратичных отклонений. Постоянная кристаллической решетки при повышении температуры увеличивается, изменяя перекрытия электронных оболочек. Для данных элементов валентными являются p- (Si, Ge), d-, s- (Fe, Ni) электроны. Эти электроны обладают различной длиной химической связи. При температурах ниже Ткр в химических связях участвуют и электроны с более короткой длиной химической связи, т. е. осуществляются прямые p-d-связи, что всегда сопровождается спиновым упорядочением. Нагрев до температуры Ткр «обрывает» эти химические связи, осуществляя гибридизированные p-s-d-связи. Резкий «обрыв» прямой p-d-связи вызывает появление квазилокальных колебаний и больших среднеквадратичных отклонений. Дальнейшее повышение температуры Модель разрушения и охрупчивания материалов нефтегазовой промышленности Ч. 2. Обоснование механизма разрушения и охрупчивания материала стальных трубопроводов регуляризует колебания атомов, оставляя химические связи с большой длиной и «ослабленной» силовой постоянной и формируя гибридизированные p-s-d-связи. Поведение изомерного сдвига δE бинарных сплавов железа в окрестностях критической температуры хладноломкости (а), среднеквадратичные скорости (ui /u0) и силовые постоянные кристаллической решетки (λ i /λ 0) в окрестностях критической температуры хладноломкости (b) рисунок 4. Заключение Таким образом, можно заключить, что хладноломкость обусловлена резким изменением силовых постоянных кристаллической решетки при температуре Ткр., что вызвано возникновением («обрывом) химических связей с короткой длиной (p-d) при Ткр. Известно, что np-, nd-, nf- электронные оболочки образуют пространственно ориентированные химические связи и «кристаллизуются» при критической температуре хладноломкости Ткр. Т. е. можно заключить, что Ткр — температура фазового перехода второго рода порядок-беспорядок в электронной структуре, ответственной за химическую связь, иначе кристаллизация электронной структуры, ответственной за химическую связь, или Вигнеровская кристаллизация. Это подтверждается результатами, полученными многими авторами по следующим признакам [42, 54—56, 60—62, 68—69, 73—75]: - спиновые упорядочения; - уменьшение числа свободных электронов ниже температуры хладноломкости; - поведение постоянной Холла; - падение электросопротивления; - указания на электронный фазовый переход; - резкие изменения силовых постоянных кристаллической решетки и среднеквадратичных отклонений. Таким образом, чтобы повысить хладостойкость материала, необходимо легировать его элементами с заполненными np-, nd-, nf- электронными оболочками δ, E a 0,2 Si 0,4 Ge 0,6 0 2 20 40 60 80 b 2 < v / v0 > λ / λ0 30 11' Ge 1 20 T, C 22' Si 10 0 2 -10 -20 1,00 2' 1' 0,95 0,90 0 20 40 60 80 T, C рисунок 5. Fe 3d 4s 4s 3p Si 3s 4s 3d 3p 3s Fe Полностью вязкое состояние (гибридизированные химические связи) 3d Fe 3s 3s 3d Si 4s 3p 3p 4s Fe 3d Fe 3s 3s 3p 4s 3d 3p Fe Si вязкохрупкое состояние (чисто металлическая связь) Fe 3d 3d 3p Fe 3p Si Полностью хрупкое состояние (появляются прямые 3d-3p химические связи — ковалентизация) № 1 (21) 2014 75 Диагностика и большими длинами химической связи, которые «ослабляют» силовые постоянные кристаллической решетки и повышают релаксационную способность материала. Модельное представление механизма хладноломкости Согласно полученным результатам следует, что происходит фазовый переход второго рода на пороге температуры хладноломкости, аналогично положениям работ [56—59], иначе «кристаллизация» электронной структуры, ответственной за химическую связь. Данное заключение можно представить схематически следующим образом — рис. 5. Т. е. снижение температуры сближает атомы, уменьшает амплитуду тепловых колебаний, заводит электронные направленные орбитали под углы химической связи, и тогда появляются прямые 3d-3p химические связи — происходит ковалентизация, в соответствии с термической активацией по схеме А. Ф. Иоффе. Такая схема поведения валентных электронов позволяет построить формальную теорию вязкохрупкого перехода для сталей и сплавов железа. Однако такую теорию нельзя распространить на весь класс материалов. Так, например, далеко не полностью исследован механизм хладноломкости для таких материалов, как полимеры (множественность температур стеклования), композитные материалы, где основную роль на служебные свойства играют межфазные границы и границы раздела матрица — внедрение, наноматериалы. Список использованных источников и литературы 1. Давиденков Н. Н., Чучман Т. Н. Обзор современных теорий хладноломкости. Сб. «Исследование по жаропрочным сплавам», т. 2. М., Изд-во АН СССР. 1957. 2. Кузнецов В. Д. Физика твердого тела, т. 5. Томск, Полиграфиздат, 1948. 3. Griffits А. А. The phenomena of rupture and flome in solids. Philosophical Transaction of the royal Society, Ser, А, v. 221, 1920, p. 163. 4. Griffits А. А. Theory of rupture. Proceeding First International Congress of applied mtchanics. Deitt, 1924, p. 55. 5. Иоффе А. Ф., Кирпичева М. В., Левитская Н. А. Деформация и прочность кристаллов. Журнал Русского физико-химического общества, часть физическая, т. 56, 1924, № 5—6. стр. 489. 6. Витман Ф. Ф., Давиденков Н. Н. Механический анализ ударной хрупкости. «ЖТФ», т. 7, 1937, № 4, стр. 343. 7. Давиденков Н. Н. О хладноломкости стали. Труды Ленинградского политехнического института. Л., 1947, № 3, стр. 3. 8. Витман Ф. Ф., Салитра Я. ЖТФ, т. 8, 1938, № 12, стр. 1356. 9. Давиденков Н. Н., Сахаров П. М. Влияние наклепа на хрупкость стали. ЖТФ, т. 7, 1937, № 7, стр. 675. 76 10. Витман Ф. Ф. О влиянии скорости деформирования на хладноломкость стали. «ЖТФ», т. 17, 1947, вып. 1, стр. 77. 11. Давиденков Н. Н. Проблема удара в металловедении. М., Металлургиздат, 1938. 12. Давиденков Н. Н. О связи критической температуры хладноломкости со скоростью деформирования. «ЖТФ», т. 9, 1939, вып. 2, стр. 1051. 13. Шевандин Е. М. Влияние надреза на хладноломкость стали. ЖТФ, т. 17, 1947, № 3. 14. Давиденков Н. Н. Динамические испытания металлов. М., ОНТИ, 1936. 15. Кудрявцев И. В. К вопросу о повышении предела упругости стали при повышении температуры. ЖТФ, т. 7, 1937, № 3, стр. 307. 16. Вейн Г. Л„ Хандерсон Ф., Джонстоун С. Т., Лаут И. О пластичности хрома. Проблемы современной металлургии, т. 6, 1958, стр. 115. 17. Фридман Я. Б. Механические свойства металлов. М.: Металлургиздат, 1952. 18. Яковлева Э., Мочалов М. И. Искажение решетки кристалла цинка "при механическом двойниковании. ЖТФ, т. 5, 1935, № 6, 1085. 19. Гиндин И. А., Стародубов Я.Д. Низкотемпературное пластическое разрушение крупнозернистого железа. ФТТ, т, 1, 1959, № 12. 20. Гиндин И. А. О влиянии предварительного нагружения при 300°К на механические свойства технического железа при 77°К. ФММ, т. 9, 1960, № 3. 21. Гиндин И. А., Стародубов Я. Д. Скольжение по границам двойников при прямом и возвратном двойниковании железа. ФТТ, т. 2, 1960, № 6. 22. Давиденков Н. Н., Чучман Т. Н. Двойникование и хладноломкость. ЖТФ, , т. 28, 1958 № 11. 23. Давиденков Н. Н., Шевандин Е. М. О хрупкой прочности каменной соли. ЖТФ, т. 6, 1936, № 3, стр. 261. 24. Степанов А. В. О причинах преждевременного разрыва. Изв. АН СССР, отд. мат. и ест. наук, 1937, № 11, стр. 797. 25. Цобкалло С. О. Явление пластичности при хрупком разрушении мягкой стали. Изв. АН СССР, ОТН, 1951, № 7, стр. 844. 26. Коттрелл А. X. Теоретические аспекты разрушения. Атомный механизм разрушения. М., Физматиздат, 1963. 27. Рид В. Т. Дислокации в кристаллах. М., Металлургиздат, 1957. 28. Коттрелл А. X. Дислокации и пластическое течение в кристаллах. М., Металлургиздат, 1958. 29. Эшелби Д. Континуальная теория дислокации. М., Изд-во иностр. лит., 1963. 30. Мотт Н. Разрушение металлов. Проблемы современной металлургии, т. 1. М., Металлургиздат, 1957, стр. 108. 31. Петч Н. Д. Разрушение металлов. Сб. «Успехи физики металлов», 1958, т. 2, стр. 7. 32. Саррак В. И., Энтин Р. И. Изучение температурной зависимости предела текучести железа в связи с взаимодействием дислокации с атомами внедрения. «Докл. АН СССР», т. 146, 1962. № 4, стр. 810. 33. Рогельберг И. Л., Шпичинецкий Е. С. К вопросу о хрупкости никеля. «Цветные металлы», 1955, № 5. Модель разрушения и охрупчивания материалов нефтегазовой промышленности Ч. 2. Обоснование механизма разрушения и охрупчивания материала стальных трубопроводов 34. Губкин С. И., Пресняков А. А., Головин В. А. ж др. Деформируемость металлов. М., Металлургиздат, 1953. 35. Агеев Н. В., Трапезников В. А. Влияние степени чистоты на хладноломкость и другие свойства хрома. Сб. «Некоторые проблемы прочности твердого тела». М., Изд-во АН СССР, 1959. 36. Бочвар А. А. О разных механизмах пластичности в металлических сплавах. «Изв. АН СССР, ОТН», 1948, № 5. 37. Бочвар А. А., Преображенская Ю. А. Докл. АН СССР, т. 113, 1957, № 3. 38. Френкель Я. И. Введение в теорию металлов. М.: Гостехиздат,1948. 39. Джаффи Р., Меикат Д. Д., Дуглас Р. У. Рений тугоплавкие металлы платиновой группы. М., Изд-во ин. лит., 1963. 40. Пресняков А. А., Даутоза Л. И. О природе хладноломкости металлов и сплавов. «Труды Института ядерной физики АН КазССР», т. 4. М., Изд-во АН КазССР, 1961. 41. Гиндин И. А., Лазарев Б. Г., Стародубцев Я. Д., Хоткевич В. И. Низкотемпературный полиморфизм металлов. Сб. «Некоторые проблемы прочности твердого тела». М.: Изд-во АН СССР, 1939. 42. Агеев Н. В., Быков В. Н., Трапезников В. А. О хрупкости хрома. Сб. «Современные проблемы металлургии». М.: Изд-во АН СССР, 1958. 43. Пресняков А. А., Даутова Л. И. Об аномалиях цинка. «Докл, АН СССР», т. 132, 1960, № 2. 44. Пресняков А. А., Даутова Л. И., Самойлов В. А., Айтхожин Э. С. О причинах аномалий свойств и структуры цинка. Металловедение и обработка металлов давлением, вып. 2. Алма-Ата, Изд-во АН КазССР, 1963. 45. Плеханов А. Ф., Кочнев М. И. Труды Института металлургии УФАН. Свердловск, 1959, вып. 3. 46. Пресняков А. А. О природе хладноломкости. Металловедение и обработка металлов давлением, вып. 3. Алма-Ата. Изд-во АН КазССР, 1964. 47. Коган Б. С., Лазарев Б. Г., Булатов Р. Ф. диаграмме состояния водород-дейтерий. ФТТ. т. 4, 1962. 48. Самойлов В. А. Хладноломкость аморфных веществ. «Труды Института металлургии и обогащения АН ССР». Алма-Ата, Изд-во АН КазССР, 1963. 49. Кузнецов В. Д. Физика твердого тела, т. I. Томск, Изд-во «Красное знамя», 1937. 50. Кобеко П. П., Кувшинский Е. В. ЖТФ, т. 6, 1936, вып. 6. 51. Бессонов М. И. Механическое разрушение твердых полимеров. УФН, т. 83,1964, вып. 1. 52. Михаилов Г. П., Борисова Т. И. О молекулярном движении в полимерах. УФН, т. 83 1964, вып. 1. 53. Савицкий Е. М. О пластичности интерметаллических фаз. «Докл. АН СССР», т. 62, 1948, № 3. 54. Новиков И. И., Шашков Д. П. Изменение физических свойств при переходе металлических соединений из хрупкого состояния в пластичное. Докл. АН СССР. Т. 164, 1965. — № 2. — С. 307—309. 55. Новиков И. И., Ермишкин В. А. Микромеханизмы разрушения металлов. — М.: Наука, 1991. — 367с. 56. Литвинов В. С., Каракишев С. Д., Овчинников В. В. Ядерная гамма-резонансная спектроскопия сплавов. — М.: Металлургия, 1982. — 144 с. 57. Шульте Ю. А. Хладостойкие стали. — М.: Металлургия, 1970. — 224 с. 58. Гольдштейн М. И., Грачев С. В., Векслер Ю. Г. Специальные стали. — М.: Металлургия, 1985. — 408 с. 59. Брандт Н. Б., Снигирев В. Г. Ослабление силовых констант в сплавах SnCd, SnBi ФТТ. — 1975, т. 17, вып. 3. — С. 910—913. 60. Кузьмин Р. Н., Ларионов В. П., Семенов Я. С. Исследование электронных состояний некоторых бинарных сплавов около температур вязкохрупкого перехода / Препринт. — Якутск: ПОП ЯФ СО АН СССР, 1987. — 27 с. 61. Семенов Я. С., Касьянов С. Г. Влияние напряженного состояния на вязкохрупкое разрушение // Технология и свойства материалов техники Севера. — Якутск: ЯНЦ СО АН СССР, 1990. — С. 35—44. 62. Ларионов В. П., Семенов Я. С. Физические основы вязкохрупкого перехода низколегированных сталей и сплавов железа. — Новосиб-к: Наука, Сиб-е отд-е, 1991. — 171. 63. Саррак В. И., Старк Ю. С., Чавчанидзе А. Ш., Шевакин А. Ф. Локальные искажения кристаллической решетки в металлических твердых растворах // ФММ. — 1974, т. 76, № 3. — С. 616—621. 64. Саррак В. И., Суворова С. О., Грикуров Г. Н. О механизме влияния легирующих элементов на пластичность сплавов системы железо-хроммарганец со структурой аустенита // ФММ. — 1991, № 10. — С. 182—186. 65. Журков С. Н., Томашевский Э. Е. Микроскопическое изучение роста трещин при разрыве // ЖТФ. — 1957,т. 27. — С. 1248—1253. 66. Литвинов В. С., Каракишев С. Д., Овчинников В. В. Ядерная гамма-резонансная спектроскопия сплавов. — М.: Металлургия, 1982. — 144 с. 67. Mannheim P. D. Influence of force-constant change and localized modes on the Vfe57 Mossbauer system // Phys. Rev. — 1965, vol. 165, No 3. — P. 845—849. 68. Марадудин А. А., Монтролл Э. В., Вейсс Дж. Динамическая теория кристаллической решетки в гармоническом приближении. — М.: Мир,1965. — 365 с. 69. Шульте Ю. А. Хладостойкие стали. — М.: Металлургия, 1970. — 224 с. 70. Вигли Д. А. Механические свойства материалов при низких температурах. — М.: Мир, 1974. — 373 с. 71. Гольдштейн М. И., Грачев С. В., Векслер Ю. Г. Специальные стали. — М.: Металлургия, 1985. — 408 с. 72. Брандт Н. Б., Снигирев В. Г. Ослабление силовых констант в сплавах SnCd, SnBi // ФТТ. — 1975, т. 17, вып. 3. — С. 910—913. 73. Кузьмин Р. Н., Ларионов В. П., Семенов Я. С. Исследование электронных состояний некоторых бинарных сплавов около температур вязкохрупкого перехода / Препринт. — Якутск: ПОП ЯФ СО АН СССР, 1987. — 27 с. 74. Семенов Я. С., Касьянов С. Г. Влияние напряженного состояния на вязкохрупкое разрушение // Технология и свойства материалов техники Севера. — Якутск: ЯНЦ СО АН СССР, 1990. — С. 35—44. 75. Ларионов В. П., Семенов Я. С. Физические основы вязкохрупкого перехода низколегированных сталей и сплавов железа. — Новосиб-к: Наука, Сиб-е отд-е, 1991. — 171 с. № 1 (21) 2014 77 Диагностика ЭКСПРЕСС-МЕТОД ОЦЕНКИ ИНГИБИТОРОВ ГЛИН На основе принципиа льного под ход а оценки инг ибиру ющих свойс тв б у р овы х рас т в ор ов ( БР ) по пок а з ат е лю у в л а ж н яющ ей спо собно с т и ( П0) за п ат ен това нног о [1, 2] и шир око применяемог о в пр омыс ловой прак тике способа [3—5] выполнены ме тодические и ме тролог ические у точнения способ а и ра зра б ота н а ме тодик а сра вни т е льной оценки инг ибирующих свойс тв [6] любых сис тем технолог ических ж идкос тей ( ТЖ ) по отношению к глинис тым минера лам. К лючевые с лова: методик а сравнительной оценки, ингибирующие свойства, скорость а дсорбции, увла жняющ а я способнос ть, ингибитор глин, ус тойчивос ть с твола сква жины ( УДК 622.244.4.062) Иванов Д. Ю. Яковенко В. И. гл а в н ы й г ео л о г, ООО « Н а у ч н о-п р о и з в о дс т в ен н о е н ач а л ь н и к т е х н ич ес ко г о отд е л а, ООО « Н а у ч н о- о б ъ е д и н ен и е « Х и м б у р н ефт ь » п р о и з в о дс т в ен н о е о б ъ е д и н ен и е « Х и м б у р н ефт ь » e-m a il: H B N2005@Ya n d e x.ru e-m a il: H B N2005@Ya n d e x.ru Мойса Н. Ю. Мойса Ю. Н. к. т. н., замес тите ль директора по бурению, к. х. н., д и р ек то р ООО « Н а у ч н о-п р о и з в о дс т в ен н о е ООО « Научно-производс твенное объединение о б ъ е д и н ен и е « Х и м б у р н ефт ь » « Химбурнефть » e-m a il: H B N2005@Ya n d e x.ru e-m a il: H B N2005@Ya n d e x.ru Ц елью научно-исследовательской работы было достижение однозначности (в численном выражении) и воспроизводимости результатов при оценке минеральных и органических ингибиторов диспергирования глин и глинистых минералов в жидкой фазе буровых растворов (БР) или технологических жидкостей (ТЖ), применяемых при бурении, первичном вскрытии продуктивных пластов, глушении и ремонте разведочных и эксплуатационных нефтегазовых скважин. Методическая и метрологическая работа по разработке методики произведена физико-химической лабораторией ООО «НПО «Химбурнефть» и предназначена для практического использования специалистами других предприятий, работающих в области разработки ингибиторов глин, ингибирующих БР и ТЖ для сохранения устойчивости открытого ствола скважины в интервалах залегания глинистых отложений и повышения качества вскрытия продуктивных пластов при бурении и ремонте скважин. В основу методики положено свойство глинистых минералов адсорбировать (поглощать, впитывать) на своей поверхности жидкую водную фазу и растворенные в ней органические и минеральные вещества. Замедление адсорбции горными породами ствола скважины жидкой фазы БР, применяемых при строительстве скважины, является одним из эффективных направлений в комплексе мероприятий по увеличению продолжительности устойчивого состояния 78 стенок скважины в первую очередь в интервале залегания глинистых минералов. Чем меньше скорость адсорбции глинистыми минералами компонентов жидкой фазы БР, тем продолжительнее устойчивость ствола скважины. Для сравнительной оценки ингибирующих по отношению к глинам свойств БР или ТЖ (далее ТЖ) используются эталонные цилиндрические образцы (столбики) массой ≈ 20 г, спрессованные из высокоактивного (с содержанием монтмориллонита не менее 80 %) бентонитового порошка, помещаемые в среду исследуемого ингибирующего раствора. В качестве исходного глинопорошка для прессования эталонных глинистых образцов применен немодифицированный бентонитовый порошок марки ПБТ-1 из глин Таганского месторождения с содержанием монтмориллонита свыше 90 %, который промышленно выпускается по ТУ 2164-001-50655195-2006. Основными измеряемыми параметрами при оценке ингибирующих свойств ТЖ являются высота открытой боковой поверхности и масса поглощенной жидкой фазы за определенный промежуток времени. (1) ∆ М=М 1 -М 0 Экспресс-метод оценки ингибиторов глин где ∆ М — масса адсорбированной образцом жидкой фазы, г; М0 , М1 — масса эталонного глинистого образца соответственно до (исходная) и после контакта его с исследуемой ТЖ в течение времени Т. Во всех экспериментах время тестирования (Т) принято равным 4 часам (14400 с) в соответствии с требованиями [1, 2]. RAPID ASSESSMENT OF CLAY INHIBITORS Ivanov D. Y. Chief Geologist e-mail: HBN2005@Yandex.ru Moysa N. Y. Cand. Sc. (Engineering), Deputy Drilling Director e-mail: HBN2005@Yandex.ru (2) V T Ж =∆ М/ T Yakovenko V. I. Head of Engineering Department e-mail: HBN2005@Yandex.ru Средняя скорость массопереноса в результате адсорбции жидкой фазы ТЖ эталонным образцом составляет: или, после перехода к объемным параметрам: Moysa Y. N. Cand. Sc. (Chemistry), Director Khimburneft, Research and Production Association e-mail: HBN2005@Yandex.ru (3) Q T Ж =∆ М/ρ •T On the bases of consistent approach to drilling mud (DM) inhibiting property assessment by moisturizing ability factor (П0) of patented [1, 2] method extensively used in the oilfield experience [3—5] the method was adjusted in both, technique and metrology, and comparative assessment procedure was developed for inhibiting properties [6] of any process fluid (PF) system with regard to argillaceous minerals (clays). где QTЖ — объемная скорость адсорбции компонентов жидкой фазы ТЖ эталонным глинистым образцом, см3/с; ρ — плотность адсорбированной жидкой фазы (фильтрата ТЖ), г/см3. Так как при проведении эксперимента взаимодействие ТЖ с эталонным глинистым образцом происходит по боковой цилиндрической поверхности образца площадью: Keywords: comparative assessment procedure, inhibiting properties, adsorption rate, moisturizing ability, clay inhibitor, wellbore stability (UDC 622.244.4.062). (4) S=π• d•h где S — площадь образца, контактирующая с ТЖ, см2; d = 2 см — диаметр эталонного глинистого образца; h — высота образца, см, средняя скорость адсорбции исследуемой ТЖ, отнесенная к единице площади эталонного глинистого образца, будет: (5) V Т Ж = Q Т Ж /S Учитывая, что по условиям экспериментов с использованием эталонных глинистых образцов ряд величин являются постоянными (π= 3,14; Т= 4 часа; d= 2 см), а также переходя к Единой международной системе единиц измерения, окончательно получим упрощенную формулу расчета абсолютной скорости адсорбции жидкой фазы ТЖ на единице поверхности эталонного глинистого образца в нанометрах в секунду (нм/с): (7) V Т Ж =110,58 •∆ М/ρ •h или после подстановки значений QТЖ и S из формул (3) и (4) в уравнение (5) получаем в развернутом виде: (6) V Т Ж =∆ М/ρ •T•π• d•h где VТЖ — абсолютная скорость адсорбции компонентов жидкой фазы ТЖ на единице поверхности эталонного глинистого образца, нм/с; ∆М — приращение массы эталонного глинистого образца, г; № 1 (21) 2014 79 Диагностика ρ — плотность адсорбированной жидкости (фильтрата ТЖ), г/см3; h — высота открытой боковой поверхности эталонного глинистого образца, см. Исходя из физической сущности параметра VТЖ, измеряемого в нанометрах в секунду (нм/с), он используется в качестве показателя ингибирующих свойств ТЖ, так как позволяет различать исследуемые ТЖ по скорости их адсорбции эталонным глинистым образцом. При этом, чем меньше полученное в эксперименте численное значение показателя VТЖ, тем выше ингибирующая способность ТЖ. Для сравнительной оценки ингибирующих свойств и составления шкалы ингибирующих свойств различных ТЖ (буровых растворов, жидкостей глушения и ремонта скважин) предлагается использовать универсальный безразмерный показатель ингибирующих свойств — относительную скорость адсорбции I ОТН. (по отношению к 3,0%-ному водному раствору KCl [6]: (8) I ОТ Н. =V Т Ж / V KC l где IОТН. — относительная скорость адсорбции, доли ед.; VТЖ — абсолютная скорость адсорбции исследуемой ТЖ, вычисляемая по формуле (7), нм/с; VKCl — абсолютная скорость адсорбции 3%-ного раствора KCl, нм/с, также вычисленная по формуле (7). Показатель IОТН. характеризует ингибирующие свойства исследуемой ТЖ в хлоркалиевом эквиваленте, то есть оценивает величину скорости адсорбции каждой ТЖ по сравнению со значением этого показателя для базового 3%-ного раствора KCl, принятого за стандартный эталон. Критерием высокой ингибирующей способности ТЖ является выполнение условий: (9) V Т Ж<V KC l или (10) I < 1,0 ОТ Н. В качестве сравнительного эталона принимается 3%ный раствор KCl в дистиллированной воде, который при оценке ингибирующих свойств ТЖ и является базовым и контрольным репером при каждом испытании. Следует подчеркнуть, что величина VKCl в общем случае не является постоянной даже для эталонного глинистого образца и может варьировать в зависимости от естественной влажности и минералогического состава исходного глинопорошка, условий и продолжительности хранения эталонных образцов, температуры окружающей среды и других факторов. В связи с этим в каждой серии экспериментов при опреде80 лении абсолютной величины VТЖ рекомендуем проводить контрольный тест — параллельно замерять величину 3%-ного хлоркалиевого эквивалента (VKCl) для получения сравнительной величины ингибирующей способности измеряемой ТЖ. Если в процессе эксперимента наблюдаются признаки разрушения (осыпания) эталонного глинистого образца, помещенного в раствор, то исследуемая ТЖ не обладает ингибирующими свойствами, достаточными для проведения технологических операций в скважине в интервале залегания глинистых пластов. На рис. 1 приведены данные экспериментальных исследований средних значений (замер по 2—3-м столбикам) показателей ингибирующих свойств по величинам абсолютной скорости адсорбции жидкой фазы VKCl (нм/с) и По (см/ч) на эталонных образцах глинопорошка марки ПБТ-1 для 3%-ного водного раствора хлористого калия. Из представленных данных следует, что абсолютная скорость адсорбции VKCl жидкой фазы 3%-ного раствора хлористого калия на единице поверхности эталонного глинистого образца остается стабильной и воспроизводимой со средним значением VKCl = 29,7 нм/с, а величина показателя ингибирующей способности П0, рассчитанная по [1, 2], имеет среднее значение П0= 0,88 см/ч. Для практического применения приводим подробное описание экспресс-метода на стадиях подготовки глиноматериала, прессования эталонных образцов и проведения испытаний с приведением расчетных формул. Для изготовления 10 эталонных образцов приготовить просеянную через сито с отверстиями 0,2 мм навеску товарного глинопорошка марки ПБТ-1, равную 200 г (с массовой долей влаги не более 10,0 %), и поместить ее в эксикатор с герметичной крышкой. Увлажнение глинопорошка в эксикаторе производить водопроводной водой, взятой в количестве 40 мл, путем разбрызгивания воды по поверхности глинопорошка и тщательного перемешивая глины с водой до получения гранулярно-рассыпчатой структуры увлажненного глинопорошка. По истечении 30—40 мин. еще раз тщательно перемешать увлажненный глиноматериал. Для предупреждения потери исходной водонасыщенности накрыть эксикатор крышкой. Затем приступить к прессованию эталонных образцов — глинистых столбиков. Прессование столбиков производить в пресс-форме (рис. 2), конструкция и размеры которой приведены в РД 39-00147001-773-2004 (стр. 120—124) [2]. Приготовить навеску увлажненного глиноматериала, равную 21 г, и засыпать ее в пресс-форму, предварительно смазав внутреннюю полость цилиндра и поршень минеральным маслом. Поместить пресс-форму под гидравлический пресс и подвергнуть увлажненный глиноматериал осевому сжатию усилием 12,56 кн в течение 5 мин. Для получения требуемого усилия сжатия глиноматериала необходимо создать под поршнем гидравлического пресса давление, определяемое по формуле: (11) P= F 0,785 • D 2 МПа где Р — давление под поршнем гидравлического пресса, МПа; F – требуемое усилие осевого сжатия глиноматериала, кн; Экспресс-метод оценки ингибиторов глин рисунок 1.Стабильность показателей ингибирующих свойств по абсолютной скорости адсорбции жидкой фазы VKCl (нм/с) и По (см/ч) для 3%-ного водного раствора хлористого калия на эталонных образцах глинопорошка марки ПБТ-1 Стабильность показателей VKCl и П 0 4,0 Абсолютная скорость адсорбции VKCl, нм/с*10 -1, показатель увлажняющей способности П 0, см/ч П0, см/ч V, нм/с*10-1 3,5 3,09 3,10 3,05 3,12 2,95 2,89 2,90 2,97 3,0 2,93 2,94 2,88 3,02 2,86 2,81 2,84 2,92 2,96 2,97 3,10 3,12 3,01 2,88 2,93 2,5 2,0 1,5 1,0 0,98 1,01 1 2 1,02 0,97 0,89 0,88 0,89 4 5 6 7 0,85 0,86 8 9 0,87 0,89 0,91 0,87 0,87 0,87 0,88 0,90 0,90 10 11 12 13 14 15 16 17 18 0,96 0,96 0,89 0,88 0,89 0,5 0,0 3 19 20 21 22 23 Номер опыта D – диаметр поршня гидравлического пресса, м. Время набора давления 30-40 с. Если диаметр поршня гидравлического пресса равен 40 мм (D = 0,04 м), а требуемое усилие сжатия глиноматериала в пресс-форме F = 12,56 кн, то необходимая величина давления под поршнем гидравлического пресса составляет: (12) P= рисунок 2. Пресс ПГР-3м. 1 — столик пресса; 2 — прессформа; 3 — силовой винт; 4 — стержень пресс-формы; 5 — дожимное устройство; 6 — манометр 12,56 = 10 МПа 0,785 • 0,0 016 По истечении 5 мин. выдержки прессования извлечь глинистый столбик из пресс-формы и поместить образец в герметичную упаковку. Аналогично произвести прессование следующих образцов. По окончании изготовления всей партии образцов поочередно запарафинить торцы каждого столбика, опуская их в расплавленный парафин на глубину 1,5—2,0 мм. Герметично упаковать образцы, оставляя минимально возможное количество воздуха для предупреждения потери исходного влагосодержания образцов. При соблюдении правил консервации образцов последние пригодны для использования до 20 суток после даты их изготовления в экспериментах по оценке ингибирующих свойств ТЖ. Порядок проведения эксперимента по оценке ингибирующих свойств ТЖ состоит в следующем: подготовить 10 прозрачных стаканчиков (по 150—200 мл) и 10 эталонных глинистых столбиков. Измерить высоту h, свободную от парафина, и исходную массу М0 с точностью до 0,01 г каждого столбика. Последовательно поместить в стаканчики эталонные глинистые № 1 (21) 2014 81 Диагностика рисунок 3.Зависимость показателей VТЖ и П0 от концентрации минерального ингибитора KCl, органического ингибитора глин марки ХБН и синергетической композиции 0,5 % KCl + (2,5—10,0 %) ХБН в воде Зависимость показателей Vтж и П 0 от состава ТЖ 20 ХБН (П 0) ХБН (V) KCl +ХБН (П 0) KCl (П 0) 10 % KCl 10 % ХБН 0,5 % KCl + 10 % ХБН 2 7,5 % KCl 5 % KCl 0,5 % KCl + 5 % ХБН 3 % KCl 4 2,5 % KCl 6 1,5 % KCl 1 % KCl 8 0,5 % KCl + 2,5 % ХБН 0,5 % KCl 12 0,5 % KCl + 7,5 % ХБН 7,5 % ХБН 14 10 KCl (V) 5 % ХБН 16 Vтж, нм/с*10 -1; П 0, см/ч KCl +ХБН (V) 2,5 % ХБН 18 0 Состав ТЖ рисунок 4.Зависимость относительного ингибирующего показателя IОТН от концентрации KCl, органического ингибитора глин марки ХБН и синергетической композиции 0,5 % KCl + (2,5—10,0 %) ХБН в воде Зависимость ингибирующего показателя I отн от состава ТЖ 7 ХБН KCl 10 % ХБН 0,5 % KCl + 10,0 % ХБН 10,0 % KCl 0,5 % KCl + 7,5 % ХБН 7,5 % KCl 5,0 % KCl 0,5 % KCl + 5,0 % ХБН 1 3,0 % KCl 7,5 % ХБН 5 % ХБН 2,5 % ХБН 2,5 % KCl 2 1,5 % KCl 3 1,0 % KCl 4 KCl +ХБН 0,5 % KCl + 2,5 % ХБН 5 0,5 % KCl Относительная скорость адсорбции IОТН (по 3 % KCl) 6 0 Состав ТЖ столбики. Каждый помещенный в стаканчик столбик залить исследуемой ТЖ так, чтобы образец был полностью покрыт ею. В первые 2—3 стаканчика залить по 100 мл реперного (контрольного) 3%-ного водного раствора KCl. В остальные 7—8 стаканчиков — по 100 мл исследуемой ТЖ. Начать отсчет времени взаимодействия глинистых образцов с исследуемой ТЖ. Эксперименты проводить при комнатной температуре от +18 до +22 оС. 82 По истечении 4 часов (14400 с) выдержки образцов в среде исследуемых ТЖ столбики извлечь из среды, удалить промоканием с их поверхности капли жидкости фильтровальной бумагой и определить конечную массу М1 каждого из них с точностью до 0,01 г. При испытаниях буровых растворов или других ТЖ, содержащих твердую фазу, минеральные и органические компоненты, отобрать их фильтрат и любым из известных способов определить плотность ρ (г/см3) фильтрата. Экспресс-метод оценки ингибиторов глин Далее произвести расчет абсолютной скорости адсорбции жидкой фазы ТЖ на единице поверхности эталонного глинистого образца VТЖ и абсолютной скорости адсорбции на единице поверхности эталонного глинистого образца базового 3%-ного водного раствора KCl (хлоркалиевого эквивалента) VKCl в нм/с по формуле (7). Затем вычислить величину относительного показателя ингибирующих свойств исследуемой ТЖ в хлоркалиевом эквиваленте по формуле (8). При низкой ингибирующей способности ТЖ или при недостаточной концентрации ингибитора в растворе происходит постепенное разрушение (осыпание) боковой поверхности глинистых столбиков, при котором эксперимент по определению ингибирующих свойств ТЖ прекращается вследствие нарушения геометрической формы эталонного столбика и потери исходной (М0) массы образца. Параллельно можно рассчитать величину П0 (см/час) по формуле, приведенной в [2]. При этом величина показателя увлажняющей способности П0 будет равна текущей скорости увлажнения Vt, так как коэффициент коллоидальности используемого глинопорошка марки ПБТ-1 равен 0,85, и расчетная формула примет вид: П о = Vt = (М 1 – М 0 ) К1 100 / М 0 Т, см/ч где М0, М1 — масса эталонного глинистого образца, соответственно, исходная и после контакта его с исследуемой ТЖ в течение времени Т, равного 4 часам, а К1 = 1 см. На рисунках 3, 4 приведены данные экспериментальных исследований ингибирующей способности по показателям VТЖ(нм/с), П0 (см/ч) и IОТН водных растворов минерального ингибитора — хлористого калия (ГОСТ 4568-95 ОАО «Уралкалий») с концентрациями от 0,5 до 10,0 %, органического ингибитора марки ХБН (ТУ 2458-001-49472578-2004 ООО «НПО «Химбурнефть») и их композиции: органо-минерального сочетания 0,5 % KCl и 5,0 % ХБН. Из рис. 3 видно, что с увеличением концентрации KCl от 0,5 до 3,0 % в составе ТЖ улучшается в 1,7—2,2 раза ингибирующая способность по показателям VТЖ и П0 технологических жидкостей, далее с увеличением концентрации KCl от 3,0 до 10,0 % значения указанных ингибирующих показателей изменяются незначительно на 25—30 % после воздействия на них ТЖ. Таким образом, полученными данными показано, что максимальная эффективность применения хлористого калия для ингибирования глинистых минералов достигается при концентрациях до 3,0 %. Установлено, что органический ингибитор глинистых минералов марки ХБН в диапазоне концентраций от 2,5 до 10,0 % водных растворов ТЖ снижает показатели П0 от 5,56 см/ч до 3,45 см/ч и VТЖ от 18,12х10-1 нм/с до 11,02х10-1 нм/с соответственно в среднем до 38 %. Однако при сочетании ХБН и хлористого калия в органо-минеральных растворах ТЖ различного соотношения получен и многократно подтвержден положительный синергетический эффект максимального ингибирования глин, который наиболее предпочтителен при концентрациях 0,5—1,0 % KCl в сочетании 3,0—5,0 % органического ингибитора ХБН (см. диаграммы на рис. 3, 4). По результатам данных испытаний можно сделать вывод, что для целей ингибирования глин оптимальной является концентрация KCl до 3,0 %, а дальнейшего повышения ингибирующих свойств можно достигнуть другими органическими добавками в составе ТЖ, которые, в свою очередь, улучшают фильтрационные, поверхностно-активные и реологические свойства, повышают информативность ГИС, предотвращают коррозию, износ обсадной колонны и другого подземного, устьевого оборудования скважины. Относительный показатель IОТН. ингибирующих свойств БР или ТЖ характеризует ингибирующие свойства исследуемой ТЖ в хлоркалиевом эквиваленте, то есть оценивает величину скорости адсорбции любой ТЖ по сравнению со значением этого показателя для базового 3%-ного раствора KCl, принятого за эталон, что исключает влияние посторонних факторов на результаты экспериментов в цифровом выражении. При отработке экспресс-методики нами испытаны различные глинопорошки, ингибиторы и растворы: промышленно выпускаемые глинопорошки Саригюхского месторождения (Армения, АООТ «Комбинат Иджеванский бентонит»), Вайомингского месторождения (США, «М 1 SWACO»), Динозаврового месторождения (Республика Татарстан, ООО «Баулюкс»), исследованы многочисленные минеральные, органические катионные, амфотерные, гидрофобные ингибиторы глин и их различные сочетания, изучены ингибирующие и биополимерные БР, различные ТЖ. Проведенные испытания по вышеописанной экспресс-методике показали высокую воспроизводимость и сопоставимость значений по относительному показателю ингибирующих свойств IОТН. Полученные результаты по каждому из направлений исследования будут представлены подробно в отдельных публикациях. Таким образом, в развитие известного способа оценки ингибирующих свойств по показателю увлажняющей способности П0 методически и метрологически усовершенствован и разработан экспресс-метод оценки ингибирующих свойств по показателю абсолютной скорости адсорбции жидкой фазы VТЖ и относительному показателю ингибирующих свойств IОТН. для выбора ингибиторов глин, оптимизации составов и рецептур БР, ТЖ для строительства, освоения и ремонта нефтегазовых скважин. Список использованных источников и литературы 1. Пеньков А. И., Пенжоян А. А., Кошелев В. Н. Способ оценки ингибирующих свойств буровых растворов. А. С. № 1222670 А — Бюл. № 13. — 07.04.86. 2. Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов. Приложение 8 РД 39-2-813-82. Методика контроля параметров буровых растворов — РД 39-00147001-773-2004. ОАО «НПО «Бурение», г. Краснодар, 2004. 3. Егорова Е. В., Симонянц С. Л., Будько А. В., Мнацаканов В. А., Усынин А. Ф. Применение ингибирующих химических реагентов для бурения глинистых отложений Астраханского ГКМ, ежеквартальный научно-технический журнал «Вестник Ассоциации буровых подрядчиков». — 2009, № 4. — С. 45—48. 4. Растегаев Б. А., Капитонов В. А. Ингибирование гидратации глинистых отложений. Ашировские чтения: Труды IX Международной научно-практической конференции, 26—29 августа 2012. — Туапсе. — Самара: Самарский государственный технический университет, 2012. — Т. II. — С. 5—12. 5. Кошелев В. Н., Маслов В. В. К вопросу о высокотехнологичных буровых растворах. Аналитический научно-технический журнал «ГеоИнжиниринг». — 2013, № 1 (17). — С. 80—87. 6. Методика сравнительной оценки ингибирующих свойств технологических жидкостей — СТО 49472578 — 001 — 2013. ООО «НПО «Химбурнефть» — Краснодар, 2013. № 1 (21) 2014 83 Диагностика РАЗРАБОТКА СТАТИСТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ДЕФОРМАЦИОННОПРОСТРАНСТВЕННОЙ НЕСТАБИЛЬНОСТИ И РАЗРУШЕНИЯ ПЕСЧАНИСТЫХ ПОРОД С ЦЕЛЬЮ СНИЖЕНИЯ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ В с татье ра зработана моде ль песчаник а и пок а зано, что деформационно - прос транс твенна я нес таби льнос ть песчаник а зависит от таких параметров, к ак пористость, соотношение песчаных частиц и глинистой компоненты, вла ж нос ти и дру г их параме тров. При выходе у к а занных параме тров за опре де ленные пре де лы буде т име ть мес то повышение вероятнос ти ра зру шения г ру нта. К лючевые с лова: пескопроявления, эксплуатация сква жин, факторы пескопроявлений, способы борьбы с пескопроявлением, деформационно-прос транс твенна я нес табильнос ть песчаников, физическ а я моде ль песчаник а ( УДК 622.245.6) Бондаренко В. А. Савенок О. В. з а м н ач а л ь н и к а с л у ж б ы п о у п ра в л ен и ю к. т. н., до ц ен т к аф е д р ы н ефт ега з о в о г о д е л а и м ен и н ефт ега з о вы м и ко н т ра к та м и СП « Вь е тсо в п е т р о » п р о ф ессо ра Г. Т. В а р т у м я н а, К у б ГТУ e-m a il: b o n da r en ko.h q@v ie t s ov.co m.v n e-m a il: o lg a s av en o k@m a il.ru А нализ опыта борьбы с пескопроявлениями при эксплуатации нефтяных, газовых и водозаборных скважин в Татарии, Башкирии, Западной Сибири, акваториях Северного моря и других регионах мира показывает, что все эти методы борьбы можно квалифицировать на механические, химические, физико-химические и комбинированные. Большое количество применяемых методов подтверждает, что разработать унифицированные методы для всех месторождений невозможно. Различие геолого-физических свойств продуктивных пластов многих месторождений, режимы эксплуатации скважин, эксплуатационное оборудование и другие факторы требуют постановки специальных исследований для выбора наиболее эффективных методов борьбы с пескопроявлениями. 84 Постановка и решение задач снижения пескопроявлений для месторождений Краснодарского края представляют большой интерес как с научной, так и с практической точки зрения в связи с завершающим этапом их разработки. Относительно причин пескопроявлений существуют разные точки зрения [1—3]. Так, в [2] приводятся такие причины и факторы пескопроявлений, как: - слабосцементированный коллектор; - вязкость пластового флюида; - скорость движения частиц флюида в пласте; - депрессия; - напряжения в призабойной зоне пласта; - загрязненность призабойной зоны пласта. В [3] предложена классификация причин разрушения коллектора и выноса песка с разделением на три группы: Разработка статистической модели деформационно-пространственной нестабильности и разрушения песчанистых пород с целью снижения пескопроявлений 1) геологические (особенности залегания пластаколлектора, литология); 2) технологические (условия вскрытия пластов и эксплуатации скважин); 3) технические (конструкция забоя). Последствия выноса песка приводят: - к снижению дебита из-за образования песчаных пробок; - к разрушению обсадных колонн и фильтров (в результате уплотнения пород, проседания земной поверхности, абразивного износа и эрозии); - к затратам на ликвидацию аварий и очистку добытого продукта от песка и его утилизацию. На рис. 1 представлены методы борьбы с пескопроявлением [1]. Механические методы являются наиболее простыми и доступными, поэтому получили наибольшее распространение. К ним относится оборудование нефтяных скважин противопесочными фильтрами различной конструкции. Химические методы основаны на искусственном закреплении горных пород различными вяжущими веществами в основном полимерного типа. Работы в этом направлении в нашей стране были начаты еще в 1948 году на Бакинских промыслах, но наибольшее развитие они получили в Краснодарском крае. DEVELOPMENT TO STATISTICAL MODEL DEFORMATIONSPATIAL INSTABILIT Y AND DESTRUCTIONS SANDY SORTS FOR THE REASON REDUCTIONS OF SAND SHOWINGS Bondarenko V. А. Deputy Head Oil and Gas Contract Service Vietsovpetro, Joint Venture e-mail: bondarenko.hq@vietsov.com.vn Savenok O. V. Candidate of technical sciences, associate professor, FGBOU VPO «Kuban state technologic university» e-mail: olgasavenok@mail.ru In article is designed model of the sandstone and is shown that deformation-spatial instability of the sandstone depends on such parameter as porosity, correlation of the sandy particles and clayey components, moisture and other parameter. When leaving specified parameter for determined limits will exist increasing to probability of the de-struction of the soil. Keywords: sand showings, usage of the bore holes, factors of sand showings, ways of the fight with sand showings, deformation-spatial instability sandstone, physical model of the sandstone. Механические методы являются наиболее простыми и доступными, поэтому получили наибольшее распространение рисунок 1. Способы борьбы с пескопроявлением в добывающих скважинах Способы борьбы с пескопроявлением Мероприятия, снижающие вынос песка Мероприятия, предотвращающие вынос песка Технологические способы Ограничение депрессии при эксплуатации скважин Химические способы (хим. реагенты) Снижение обводненности продукции скважин Профилактические способы Очистка призабойной зоны Промывка зумпфа скважины Контроль за КВЧ в технологических жидкостях Физико-химические способы (коксование) Механические способы Контроль за количеством взвешенных частиц (КВЧ) в процессе эксплуатации № 1 (21) 2014 85 Диагностика рисунок 2. Физическая модель водонасыщенного песчаника минеральные частицы глинистая связка поровая вода рисунок 3.Схема одометра: 1 — режущее кольцо; 2 — пористая пластинка; 3 — база прибора; 4 — корпус; 5 — прижимное кольцо; 6 — направляющее кольцо; 7 — фигурный штамп 8 7 6 4 1 5 3 2 На определенном этапе формирования дефекты приобретают такой масштаб и характер, что разрушение породы становится высоковероятным 86 К физико-химическим относятся методы закрепления коллекторов путем коксования нефти в призабойной зоне в результате ее полимеризации. В [4] прослежена взаимосвязь между осложнениями эксплуатации скважин, вызванными пескопроявлениями, и методами борьбы с указанными осложнениями. В [5] приводятся основные шаги по выбору типа заканчивания: 1) правильный отбор керна и представительный анализ на гранулометрию; 2) выбор типа оборудования и его характеристик; 3) оценка продуктивности скважины; 4) оценка влияния оборудования заканчивания на продуктивность и работу скважины; 5) оценка рисков; 6) расчет экономической эффективности применения оборудования. Показано, что вынос песка зависит от породы, стратегии разработки и свойств пластового флюида. Принцип создания статистической модели деформационно-пространственной нестабильности и разрушения песчанистых пород состоит в подходе к описанию породы-грунта как системы несовершенств (дефектов). Дефекты могут иметь разную природу и качество, а также степень влияния на деформационно-пространственную нестабильность и характер разрушения породы. На определенном этапе формирования дефекты приобретают такой масштаб и характер, что разрушение породы становится высоковероятным. Дефекты зарождаются на микроуровне, на котором порода может быть изучена на основе методов грунтоведения [7—9]. Физическая модель песчаника представлена на рис. 2. Компонентный состав и параметры песчаника по физической модели: - песчаник состоит из трех компонентов: это минеральные частицы, поровая вода и глинистая связка; - компонентные параметры песчаника — объемная и массовая доли минеральных частиц, глинистой фазы и воды по отношению к массе грунта; - параметры песчаника как дисперсной структуры — плотность и пористость песчаника, плотность твердой и жидкой фаз грунта; - параметры песчаника как пористой структуры — фильтрационная проницаемость и гидродинамическое сопротивление; - основной параметр минеральных частиц — размер и форма (распределение частиц по размерам может иметь несколько экстремумов); - минеральные частицы могут существовать в грунте не только в индивидуальном виде, но и в виде агрегатов; - минеральные частицы скреплены между собой глинистыми частицами, создающими физическую целостность и пространственную связность песчанику, в результате чего песчаник имеет определенный набор физико-технических свойств: прочность на сжатие, сдвиг и растяжение; характеристики хрупкости и пластичности; фрактографические параметры; - размер пор, сформированных минеральными частицами и заполненных водой. Разработка статистической модели деформационно-пространственной нестабильности и разрушения песчанистых пород с целью снижения пескопроявлений Таблица 1.Примерные характеристики испытанных грунтов Характеристики грунтов №№ n/n Обозначение грунта 1 Песчаник-1 1,80 ± 0,35 0,51 ± 0,12 0,39 ± 0,09 4,4 ± 0,4 2 Песчаник-2 1,88 ± 0,31 0,50 ± 0,11 0,34 ± 0,11 4,2 ± 0,4 Плотность грунта ρ, г/см3 Для экспериментальных исследований фильтрационной проницаемости и деформационно-пространственной нестабильности песчаников с учетом вариативности их характеристик может быть использован одометр (рисунок 3). Примерные характеристики песчаников приведены в таблице 1. Для исследования вариативности характеристик песчаников проведен множественный отбор кернов для набора статистических данных. Прочность песчаников обеспечивается небольшой долей глинистой компоненты, которая придает некоторую пространственную связность песчанику. В тех местах микроструктуры, где глинистая компонента отсутствует, песчаные частицы не имеют между собой связи, что и приводит к высокой хрупкости песчаника. По результатам испытаний показано, что деформационно-пространственная нестабильность песчаника зависит от таких параметров, как пористость, соотношение песчаных частиц и глинистой компоненты, влажности и других параметров. При выходе указанных параметров за определенные пределы будет иметь место повышение вероятности разрушения грунта. Выход параметров за определенные пределы может интерпретироваться как дефект. В заключение можно сделать следующие выводы: 1. Разработана модель песчаника и показано, что деформационно-пространственная нестабильность песчаника зависит от таких параметров, как пористость, соотношение песчаных частиц и глинистой компоненты, влажности и других параметров. При выходе указанных параметров за определенные пределы будет иметь место повышение вероятности разрушения грунта. 2. Создана статистическая модель песчаника и рассчитана вероятность его разрушения в зависимости от системы параметров. Список использованных источников и литературы 1. Тананыхин Д. С. Обоснование технологии крепления слабосцементированных песчаников в призабойной зоне нефтяных и газовых скважин Коэффициент пористости, е Влажность, W Содержание глины, масс. % Деформационно-пространственная нестабильность песчаника зависит от таких параметров, как пористость, соотношение песчаных частиц и глинистой компоненты и др. химическим способом. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. — Санкт-Петербург, 2013. 2. ООО «Нефтегазтехнология». Ликвидация пескопроявлений. http://ngt.belitski.ru/Ликвидация пескопроявлений.pdf 3. Аксенова Н. А. Исследование и разработка техники, технологии заканчивания скважин с неустойчивыми коллекторами. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. — Тюмень, 2004. 4. Бондаренко В. А., Климовец В. Н., Щетников В. И., Сухляев А. О., Долгов С. В., Шостак А. В. Опыт борьбы с пескопроявлениями при эксплуатации скважин Анастасиевско-Троицкого месторождения Краснодарского края / Научно-технический журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». — М.: ВНИИОЭНГ, 2013. — № 6. — С. 17—21. 5. Рекомендованные методики по выбору способа заканчивания скважин в условиях пескопроявления. Корпоративный научно-технический центр Роснефти. 6. Эммануэль д'Юто, Мэтт Гиллард, Мэтт Миллер, Алехандро Пенья, Джефф Джонсон, Марк Тернер, Олег Медведев, Том Рейн, Дин Уилберг. Гидроразрыв пласта с созданием открытых каналов: быстрый путь к добыче. Нефтегазовое обозрение. Осень 2011. 7. Трофимов В. Т., Королев В. А., Вознесенский Е. А. и др. Грунтоведение / Под ред. Трофимова В.Т. — 6-е изд., перераб. и доп. — М.: Изд-во МГУ, 2005. — 1024 с. 8. Вознесенский Е. А. Поведение грунтов при динамических нагрузках. — М., 1997. 9. Троицкая М. П. Пособие к лабораторным работам по механике грунтов. — М.: МГУ, 1961. — 306 с. № 1 (21) 2014 87 Диагностика МОДЕЛЬ РАЗРУШЕНИЯ И ОХРУПЧИВАНИЯ МАТЕРИАЛОВ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ 1а. Исследование эксплуатационной прочности полиэтиленовых труб со сварным соединением при низких климатических температурах Приводятся результаты испытаний на разрушение полиэтиленовых труб (ПЭ-89, ПЭ-100) от внутреннего «эксплуатационного» давления при различных температурах окру ж ающего воздуха. Использова лась методика сосудов, составленных из шести колец, сваренных по заводской технологии двухсторонней сваркой. Очаги зарож дения трещин леж ат вне сварного шва, что объясняется усилением сварного шва сварным ва ликом. Ниже температ уры -37 о С разрушение происходило хрупко, до -37 о С разрушение носило вязкий характер. К лючевые с лова: полимерные трубы, разрушение полимерных труб, действие « эксплуатационного » вну треннего д авления, повышение жес ткос ти полимерных труб ( УДК 621.643:678.029) Стручков А. Н. Семенов Я. С. к. т. н., э кс-з а в л а б И н с т и т у та п р о б л ем 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 н ефт и и га з а СО РАН г о с у н и в ер с и т е та, Т е х н о л о г ич ес к и й и н с т и т у т С ев ер о-В о с то ч 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 88 Федоров С. П. Федоров Ю. Ю. к. т. н., с. н. с., И н с т и т у т п р о б л ем н ефт и и га з а СО РАН к. т. н., с. н. с., И н с т и т у т п р о б л ем н ефт и и га з а СО РАН Введение Материалы и методика исследований Полимерные материалы широко используются в промышленности благодаря многим свойствам. Например, они легче, чем металлические трубы, обладают химической и коррозионной устойчивостью и т. д. [1—2]. Как известно [3—4], во многом эксплуатационная надежность и долговечность полимерных трубопроводов зависят от качества сварных соединений. Особенно когда полимерные трубы эксплуатируются в зоне вечной мерзлоты, с большой амплитудой колебания сезонных и суточных температур и возникающих при этом напряжений. Такого рода особенности эксплуатации полиэтиленовых труб в климатических условиях Северо-востока России ограничивают их широкое применение. К таким параметрам относится и эксплуатационное давление. Цель данной работы — исследование разрушения полимерных труб со сварным соединением от внутреннего «эксплуатационного» давления при низких климатических температурах. Исследовались полимерные трубы со сварными соединениями, изготовленные из полиэтиленов марки ПЭ80, ПЭ100, на прочность при изменениях внутреннего давления. Прочность труб хорошо оценивается испытаниями сосудов высокого давления. Было произведено натурное испытание сосудов высокого давления из полиэтиленов марки ПЭ80, ПЭ100. Трубы имели длину 6 м, диаметр 1420 мм и толщину стенок 15,7 мм. Двухсторонняя сварка труб из полиэтиленов марки ПЭ80, ПЭ100 произведена по заводской технологии. Внутреннее давление в сосуде создавалось за счет гидравлического давления. Для сосуда из ПЭ80 нагружение производилось ступенчато с выдержкой давления. Для сосуда из ПЭ100 — непрерывно. Испытания проводились при различных температурах окружающего воздуха. Модель разрушения и охрупчивания материалов нефтегазовой промышленности Результаты и обсуждение Результаты испытаний сосудов со сварными соединениями приведены в табл. 1 и 2. Данные в табл. 1 показывают, что внутреннее давление приводит к разрушению образцов «подобно хрупкому» при температурах Т≤ -37 ºС. Наиболее значимый результат приведен в табл. 1—2 в строках под № 4, где имеются сведения о нахождении места разрушения в трубе. Обозначение «вне шва» означает, что образование вздутия или трещины произошло вне области расположения сварного соединения из-за усиления сварного шва сварочным валиком. «Поперек» — означает, что трещина или вздутие проходит поперек сварного соединения. Сосуды сформированы стыковой сваркой из шести труб одинаковой длины. Таким образом, на каждом испытываемом сосуде имеется 5 сварных швов. Все испытанные образцы разрушались в зависимости от температуры либо вязко, либо квазихрупко. Причем начало образования разрушений было произвольным. Распространение трещины не зависело от расположения сварного шва. На фотографиях (рис. 1 а, б, в) изображены разрушенные образцы со сварными соединениями при низких температурах. На рис. 1а представлен общий вид разрушенного сосуда при нагружении внутренним давлением. Здесь можно заметить характерное локальное выпучивание тела трубы. Фрагмент распространения вздутия в зону сварного соединения показан на рис. 1б. На рис. 1в заметна область распространения вздутия при вязкопластическом разрушении поперек сварного соединения. Если обратиться к графическому отображению результатов испытаний (см. рис. 2 а, б), то заметим: во-первых, различие разрушающего и максимального давлений небольшое по сравнению с гладкими образцами (рис. 2а), причем чем ниже температура, тем больше сближение кривых увеличивается; во-вторых, рост прочности при снижении температуры у трубы ПЭ100 со сварным швом больше, чем у ПЭ80 (см. кривые 1 в рис. 2 а, б). Сравнение возникающих тангенциальных напряжений при характерных предельных значениях приведено на рис. 3, где показаны зависимости максимальных и разрушающих напряжений от температуры. Видно, что напряжения в гладких образцах без сварных швов растут линейно, тогда как у образцов со швами относительно медленный рост после температуры -25 ºС меняется на более крутой подъем. MODEL OF DISTRUCTION AND EMBRITTLEMENT OF OIL/GAS SECTOR MATERIALS 1а. Studying operational strength of weld joint PE pipes at low environment temperatures Struchkov А. N. PhD. the sciences, professor of Russian Academy of Natural Sciences, St. Petersburg State Marine Technical University e-mail: cascade@atnet.ru Semenov Y. S. Assistant professor, machine building dept, Yakutskiy state university, Technology dept of North East federal university e-mail: yansemenov@mail.ru Fedorov S. P. Candidate of technical sciences, senior research assistant, Oil and Gas Institute, Siberia branch of Russian Academy of sciences Fedorov Y. Y. Candidate of technical sciences, senior research assistant, Oil and Gas Institute, Siberia branch of Russian Academy of sciences PE pipe distruction test results (ПЭ-89, ПЭ-100) caused by inner «operational» pressure at various environment air temperatures. Used methods of vessels composed of 6 rings, manufacture 2 side welded. Crack generation points are outside of weld joint due to weld joint reinforcement by weld bead. At lower than -37 оС distruction is fragile, upto -37 оС distruction is ductile nature. Keywords: PE pipes, polymer pipe distruction, impact of «operational» inner pressure, polymer pipe stregth increase. Таблица 1.Основные низкотемпературные показатели труб из ПЭ80 со сварными соединениями (количество соединений — 5) Определяемые характеристики трубы из ПЭ80 Ø110 1. Вид разрушения Температура испытаний, оС 16 -20 -30 -37 -42 вязкий вязкий вязкий квазихруп. квазихруп. 2. Максимальное давление в трубе, МПа 5,0 ± 0,4 7,0 ± 0,5 8,0 ± 0,6 9,9 ± 0,6 10,7 ± 0,5 3. Разрушающее напряжение, МПа 23,5 ± 2,5 26,0 ± 3,5 37,5 ± 3,0 44,0 ± 6,5 45,5 ± 7,0 4. Область разрушения - вне шва - вне шва - поперек - поперек - вне шва - вне шва - поперек - поперек - вне шва - вне шва - поперек - вне шва - вне шва - вне шва - поперек 5. Размеры «вздутия», мм (х — по оси трубы, z — поперечный размер) x=85 ± 5 z=30 ± 5 x=50 ± 7 z=30 ± 6 x=80 ± 5 z=3 ± 5 отсутств. отсутств. № 1 (21) 2014 89 Диагностика Таблица 2.Основные низкотемпературные показатели труб из ПЭ100 со сварными соединениями (количество соединений — 5) Определяемые характеристики трубы из ПЭ100 Ø110 1. Вид разрушения Температура испытаний, оС 18 -29 -37 -42 вязкий вязкий квазихруп. квазихруп. 2. Максимальное давление в трубе, МПа 9,0 ± 0,43 12,0 ± 0,56 12,4 ± 0,55 13,3 ± 0,65 3. Разрушающее напряжение, МПа 32,5 ± 3,5 55,0 ± 5,5 56,0 ± 5,70 60,0 ± 8,53 4. Область разрушения - поперек - вне шва - поперек - поперек - вне шва - поперек - вне шва - поперек - вне шва - поперек - вне шва - поперек 5. Размеры «вздутия», мм (х — по оси трубы, z — поперечный размер) x=105 ± 5 z=20 ± 5 x=60 ± 7 z=20 ± 6 отсутств. отсутств. рисунок 1. а — общий вид испытанных образцов со сварными соединениями; б — область разрушения образцов локальным выпучиванием со сварными соединениями; в — характер разрушения образцов ПЭ80 поперек зоны сварного соединения при температурах -30ºС и выше из ПЭ100 а б рисунок 2. а — зависимость разрушающего напряжения (1), максимального (2) и разрушающего (3) давления от температуры испытаний труб; б — зависимость разрушающего напряжения (1), максимального (2) и разрушающего (3) давления от температуры испытаний труб из ПЭ80 со сварными соединениями; в — зависимость разрушающего напряжения (1), максимального (2) и разрушающего (3) давления от температуры испытаний труб из ПЭ100 со сварными соединениями а σраз, Р, МПа 60 50 40 1 2 в σраз, Р, МПа 50 б 40 1 Tº C 0 -50 -40 -30 -20 -10 0 10 t, C 2 3 10 0 -50 -40 -30 -20 -10 0 10 t, C Этот факт свидетельствует о заметном влиянии «колец» сварных соединений на низкотемпературный рост жесткости всей системы. 90 40 20 20 10 60 1 30 30 3 σраз, Р, МПа в 2 3 -50 -40 -30 -20 -10 0 10 t, C 20 0 На основе замеренных радиальных перемещений были оценены показатели максимальной деформации образцов в местах сварных «колец». Результаты показали (рис. 4), что Модель разрушения и охрупчивания материалов нефтегазовой промышленности уровень деформаций мал. Сравнение с гладкими образцами для труб из ПЭ80 (табл. 3.1, строка № 5) показывает, что область сварного шва при температурах ниже -30 ºС сильно теряет податливость и, очевидно, гибкость. Значения деформаций в тангенциальном направлении сильно зависят от температуры окружающей (см. рис. 5 а, б). Видно, что с понижением температуры окружающей среды жесткость полиэтиленовых труб резко увеличивается. рисунок 3. Зависимости максимальных и разрушающих напряжений от температуры испытаний полиэтиленовых труб: кривые 1, 2 и 4 — σmax; 3, 5 и 6 — σраз; кривые 1, 3 соответствуют ПЭ100 без сварных швов; 2, 4 — ПЭ100 со сварным швом; 5, 6 — ПЭ80 со сварным швом σmax, σраз, Р, МПа Заключение 70 60 1. Все испытанные образцы разрушались в зависимости от температуры либо вязко, либо квазихрупко. 2. Распространение трещины не зависело от расположения сварного шва. Этот факт свидетельствует о заметном влиянии «колец» сварных соединений на низкотемпературный рост жесткости всей системы из-за усиления сварным валиком. 3. Сравнение с гладкими образцами для труб из ПЭ80 (табл. 3.1, строка № 5) показывает, что область сварного шва при температурах ниже -30 ºС сильно теряет податливость и, очевидно, гибкость. 4. Результаты, полученные в данной работе, возможно, позволят скорректировать технологии укладки полимерных труб на Северо-востоке России, а также технологию получения труб из ПЭ80 и ПЭ100. 5 6 1 2 3 4 -50 -40 -30 -20 -10 0 10 t, C рисунок 4. 50 40 30 20 Относительные деформации сварных соединений в радиальном направлении в зависимости от их расположения на образце (n — номер сварного соединения от штуцера высокого давления, температура испытаний) Список использованных источников и литературы 0,06 1. M. Ezrin. Plastics Failure Guide — Cause and Prevention, Hanser, Munchen, 1996. 2. H Chen, R.J. Scavuzzo, T.S. Srivatsan. J. Mater. Eng. Perform., 6 — 1997. — p. 473. 3. Кайгородов Г. К., Каргин В. Ю. Влияние скорости охлаждения полиэтиленового сварного шва на его прочность // Трубопроводы и экология. — № 2. — 2001. — С. 13—14. 4. Зайцев К. И., Истратов И. Ф., Ляшенко В. Ф., Волков С. С. Исследование сварного соединения полиэтиленовых труб / Применение пластмасс в машиностроении. — М., 1972. — С. 53—57. рисунок 5. ε, % пэ80 (-37ºС) 0,04 пэ80 (-30ºС) пэ100 (-29ºС) 0,02 0 пэ100 (-44ºС) 1 2 3 4 5 n а — диаграмма деформирования полиэтиленовых труб ПЭ80 по тангенциальному направлению при температуре +7±1 ºС. Стрелками обозначены соответствующие уровни давлений внутри трубы; б — диаграмма деформирования полиэтиленовой трубы ПЭ80 по тангенциальному направлению при температуре -44 ºС. Стрелками обозначены соответствующие уровни давлений внутри трубы 5,5 МПа 3,75 МПа 25 σе, Р, МПа 60 12,5 МПа 20 15 50 40 30 10 5,5 МПа 5 0 σе, Р, МПа 0 7,3 8,7 11 11,8 ε, % 20 10 0 0 0,9 1,9 2,8 3,3 3,7 ε, % № 1 (21) 2014 91 Диагностика КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ГЕОМЕХАНИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ПОРОД ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН Пр об лем а ус тойчивос ти с тенок сква ж ины в пр оцессе ее у гл у б ления являе тс я многофак торной и до нас тоящего времени не имее т у ниверс а льного решения. Минимизация физико -химических причин набу х ания и диспергирования глинистых пород за счет применения ингибирующих буровых рас творов повышает ус тойчивос ть с тенок сква жины в интерва ла х высококол лоид а льных глинис тых пород. Однако не иск лючает геомех анических причин осыпания фрагментов пород, отде ленных трещинами и прос лойк ами пониженного сцепления от монолита горного ра зреза. В этом с лу чае необходима консолид ация таких фраг ментов с монолитом горных пород за сче т обеспечения специа льных крепящих свойс тв у бу ровых рас творов. Так у ю консолидиру ющу ю способнос ть буровых рас творов количес твенно мож но оценить по ве личине пре де льной прочнос ти на с ж атие по пре д лагаемой ме тодике. К лючевые с лова: глинис тые минера лы, анизотропия, инг ибирование, консолид ация, ( УДК - 656.63). Филиппов Е. Ф. д. т. н., п р о ф ессо р КБН Г С Т ю м Г Н Г У e-m a il: fil ip p ov ef@ya n d e x.ru e-m a il: dvo inik72@m a il.ru Мойса Ю. Н. Бугаев К. А. к. х. н., д и р ек то р ООО « НПО « Х и м б у р н ефт ь » н ач а л ь н и к отд е л а « РИТ Э К » e-m a il: h b n2005@ya n d e x.ru e-m a il: k b u g a e v@ri t ek.ru Практическая значимость консолидации пород Результаты физико-химического воздействия буровых растворов на вскрываемый разрез обуславливаются не только упорядоченной ориентировкой зерен и кристаллов глинистых минералов, но также слоистостью и трещиноватостью естественного залегания горных пород. Для наклонно-направленного бурения учет структурно-текстурных факторов особенно значим, поскольку в процессе углубления ось ствола скважины существенно меняет свою ориентацию относительно напластования горных пород. Наибольшая опасность нарушения устойчивости стенок скважины возникает в случае совпадения оси скважины с плоскостями напластования пород. При этом следует учитывать как зенитные, так и азимутальные отклонения ствола скважины относительно напластования пород. Наращивание ингиби- В проектной документации физико-механические факторы устойчивости горных пород обеспечиваются регламентированием только плотности буровых растворов. Гидратационное разупрочнение глинистых пород предотвращается регламентированием физико-химических требований к буровым растворам. Определяющим фактором в этом случае является время открытого ствола скважины. Однако практически реализовать основные принципы метрологического обеспечения технологии безаварийной проводки скважины по таким критериям не представляется возможным. 92 Двойников М. В. к. т. н., п р о ф ессо р РА Е, А к а д ем и я ИМСИТ Количественная интерпретация геомеханической устойчивости пород при бурении скважин рующих, антидиспергирующих или гидрофобизирующих свойств буровых растворов не исключает физико-механических причин осыпания фрагментов пород, отделенных прослойками пониженного сцепления от монолита горного разреза. Породы такого типа осыпаются сразу при вскрытии в виде оскольчатых фрагментов без признаков увлажнения. Простое повышение плотности бурового раствора не всегда может способствовать предотвращению осложнений такого рода. Более того, резкое увеличение плотности бурового раствора при совпадении оси скважины с ориентированными трещинами или интервалами пониженного сцепления способно вызвать скалывание или отрыв пород за счет тангенциальной составляющей эллипсоида деформационных сил. Предотвратить потерю устойчивости стенок скважины в таких случаях можно только за счет улучшения крепящих (консолидирующих) свойств буровых растворов. Формирование образцов для исследования консолидации Образцы горных пород в виде кернов или шлама, отобранного при бурении скважин, подвергают дроблению. После этого с помощью стандартных сит отсеивают узкую фракцию частиц в интервале от 1,25 до 2,00 мм. Полученные таким способом частицы любых типов горных пород фактически идентичны по линейным характеристикам. Использование данной фракции частиц также исключает их механическое агрегирование. Кроме того, объемное расположение таких частиц в ячейке прибора обеспечивает возможность просачивания между ними практически любых типов исследуемых буровых растворов. За счет этого при взятии одинаковых навесок таких частиц обеспечивается однородность структуры формируемых образцов для испытаний. Сущность методики получения образца для испытаний заключается в следующем. Прибор для формирования образцов (фото 1) раскрепляют, снимают все элементы с направляющих винтов и приемную камеру для бурового раствора (1) переворачивают штуцером вниз. Затем надевают входную сетку (2) и промежуточную рамку (3). После этого засыпают в пространство рамки навеску кернового материала (фото 2). Величина навески кернового материала устанавливается экспериментально исходя из типа исследуемой горной породы и ее насыпной плотности. Потом сверху устанавливают выходную сетку (4) и всю конструкцию стягивают крепежом по направляющим винтам (5). Далее прибор поворачивают штуцером вверх и закрепляют в лабораторном штативе над емкостью (6) для сбора выходящей технологической жидкости (бурового раствора). С целью подачи технологической жидкости на штуцер надевают насосную емкость (7) и весь прибор в собранном виде вертикально фиксируют в лабораторном штативе (фото 3). В качестве испытываемой технологической жидкости можно использовать пробы реальных буровых растворов, модельных систем промывочных жидкостей, растворов исследуемых реагентов. Технологическую жидкость с помощью насосной емкости подают в приемную камеру (1), откуда она самотеком проходит сквозь входную сетку (2) и далее, просачиваясь между частицами горной породы в промежуточной рамке (3), консолидирует (крепит) механически несвязанные частицы породы в устойчивый (монолитный) образец (8). Избыток технологической жидкости через выходную сетку (4) стекает в приемную емкость (6). QUANTITATIVE INTERPRETATION OF GEOMECHANIC STABILIT Y OF ROCKS IN WELL DRILLING ROCK STABILIT Y IN WELL DRILLING Filippov Е. F. Cand of technical sciences, professor of R AE, Academy IMSIT e-mail: filippovef@yandex.ru Moisa Y.N. Cand of chemistr y, Direc tor, ООО «NPO «Khimburnef t» e-mail: hbn2005@yandex.ru Dvoinikov М. V. D.Eng.Sc., Professor, Chair of Oil and Gas Well Drilling, Tyumen State Oil and Gas University e-mail: dvoinik72@mail.ru Bugaev К. А. Dept head, «RITEK» e-mail: kbugaev@ritek.ru Well wall stability in progress of drilling is multifactorial having none of uniform solution up till now. Minimizing physical/chemical swelling and dispersing causes for clay grounds using inhibiting drilling muds increases stability of well walls within high colloidal clay rocks, though does not exclude geomechanical causes of caving ground fragments, separated by separate cracks and interlayers of low cohesion from rock monolith. In this case consolidation of such fragments with rock monolith is required achieved by special conserving properties of drill muds. Such consolidating property of drilling muds may be assessed by limiting compression strength value using the procedure suggested. Keywords: clay minerals, anisotropy, inhibiting, consolidation (УДК - 656.63). Лабораторная практика показывает, что для формирования устойчивого (монолитного) образца достаточно пропустить через керновый материал 300—500 мл испытываемой технологической жидкости. В итоге все пространство между механически несвязанными частицами горной породы заполняется технологической жидкостью (буровым раствором). При этом консолидирующие фрагменты бурового раствора адсорбируются на поверхности горной породы за счет сил физико-химического характера. В результате такого комплексного воздействия происходит консолидация этих частичек горной породы в монолитный образец для испытаний (8). После этого отсоединяют насосную камеру, вынимают прибор из лабораторного штатива, раскрепляют и снимают с направляющих винтов (5) слитно, в виде единого № 1 (21) 2014 93 Диагностика где Р — вертикальная нагрузка, г; S — площадь основания образца, см2. Для оценки показателя консолидирующей способности бурового раствора (испытываемой технологической жидкости) принимается среднее арифметическое значение 3—5 параллельных замеров величины предельной прочности на сжатие (σсж) в идентичных условиях. Величина предельной прочности на сжатие (σсж, г/см2) зависит как от консолидирующей способности исследуемого бурового раствора, так и от структурно-текстурных и минералогических особенностей используемого для испытаний образца горной породы. Метод оценки консолидирующей способности отражает новое качество буровых растворов, поскольку формирование монолитного образца из механически несвязанных частиц осуществляют в условиях, исключающих процессы набухания, диспергирования, осмотической и капиллярной пропитки глинистых минералов. Таким образом, значение предельной прочности на сжатие (σсж, г/см2) характеризует величину прироста поверхностных (адгезионных) сил сцепления между фрагментами горной породы исключительно за счет их консолидации компонентами бурового раствора. Поэтому определяемая величина предельной прочности на сжатие (σсж, г/см2) может рассматриваться в качестве количественной интерпретации геомеханической устойчивости горных пород при бурении скважин. ФОТО 1. ФОТО 2. Принципы управления геомеханической устойчивостью пород блока, выходную сетку (4), промежуточную рамку (3) с образцом (8) и входную сетку (2). От промежуточной рамки (3) осторожно отделяют сетки (4) и (2). Далее при помощи толкателя извлекают из промежуточной рамки сформированный образец (фото 4). Полученный таким способом образец ставят вертикально на меньшее основание (S, см2) и подвергают вертикальной нагрузке на сжатие до полного разрушения (Р, г). Расчет предельной прочности на сжатие (σсж, г/см2) осуществляют по приведенной зависимости [1, С.52]: (1) 94 σсж = P S Центральной задачей метрологического обеспечения технологии бурения скважины является получение достоверной информации о значениях параметров технологических процессов и свойств буровых растворов, позволяющей своевременно обнаружить отклонение от проектных значений и принять меры по их регулированию. При этом должны обеспечиваться следующие метрологические принципы управления скважиной при бурении: - обеспечение контроля полного комплекса параметров буровых растворов; - обеспечение регламентируемой погрешности измерения параметров буровых растворов; - обеспечение регламентированной периодичности контроля параметров буровых растворов; - инженерно-технологическое обеспечение регламентированных границ регулирования параметров буровых растворов. Предотвращение и ликвидация осложнений, связанных с нарушением геомеханической устойчивости пород, осуществляется за счет использования консолидирующих типов буровых растворов. Количественная оценка свойств буровых растворов, обеспечивающих консолидацию слабосвязанных фрагментов горных пород в процессе бурения скважин, обеспечивает решение следующих задач: - метрологического контроля консолидирующей способности промывочной жидкости в процессе бурения скважины; - определения направлений развития и совершенствования систем буровых растворов; - классификации используемых систем буровых растворов по консолидирующей способности; № 1 (21) 2014 95 Диагностика ФОТО 3. ФОТО 4. - научного обоснования выбора типа бурового раствора при разработке проектной документации. Анализ имеющегося промыслового опыта показывает, что стабилизация ствола скважины в осыпающихся интервалах обеспечивается консолидирующей способностью бурового раствора по показателю предельной прочности на сжатие (σсж) на уровне 40—60 г/см2. Однако в особо сложных условиях может потребоваться повышенная консолидирующая активность бурового раствора. Для оценки эффективности конкретного консолидирующего реагента в исследуемых буровых растворах рассчитываются относительные коэффициенты консолидации (Кконс). Данный показатель характеризует кратность роста поверхностных (адгезионных) сил сцепления между фрагментами горной породы исключительно за счет консолидирующей эффективности исследуемого реагента в конкретной системе бурового раствора. Фактически в течение всего периода углубления скважины необходимо прогнозировать критерии физико-химической (гидратационной) и геомеханической (адгезионной) устойчивости пород. Раньше нами было показано, что в качестве таких критериев успешно себя зарекомендовали показатель увлажняющей способности (По, см/ч) и величина предельной прочности на сжатие (σсж, г/см2), которые в комплексе обеспечивают гидратационную (ингибирующую) и адгезионную (консолидирующую) устойчивость вскрываемых пород [2] . Формирование монолитного образца из механически несвязанных частиц по предложенной методике нами рассматривается как физическая модель отдельности фрагментов породы в горном массиве (модель произвольной трещиоватости), а получаемое значение предельной 96 прочности на сжатие (σсж, г/см2) — как количественная интерпретация прироста геомеханической устойчивости пород за счет консолидирующего эффекта бурового раствора. Целесообразно в этом аспекте рассмотреть механический эффект затирания шламом стенок скважин. Так, если рассматривать вращение бурильной колонны совместно с компоновкой нижней части, имеющей диаметр, практически равный диаметру долота, то мы получаем тот же эффект затирания, что и при бурении на обсадных трубах. Тем более что бурильная колонна в искривленных скважинах практически на всех интервалах вращается эксцентрично относительно оси скважины (перекатывается по стенкам скважины). Введение консолидирующих реагентов типа ХБН [2] или специальных консолидирующих составов [1 С. 47] непосредственно в процессе бурения будет способствовать повышению целостности стенок скважины в интервалах интенсивного набора зенитных и азимутальных отклонений за счет синергетического действия как механических, так и физико-химических факторов. Список использованных источников и литературы 1. Филиппов Е. Ф. Разведка недр бурением. LAP LAMBERT Academic Publishing 2011. — 120 c. https://www.morebooks. de/store/ru/book/Разведка-недр-бурением/isbn/978-3-84542130-8. 2. Филиппов Е. Ф., Мойса Ю. Н., Бугаев К. А. Механизмы управления устойчивостью горных пород при бурении // ГеоИнжиниринг, АНТЖ, № 2, 2013. — С. 86—90.
