ГеоИнжиниринг №1_осень 2010 by Newmen

Новая технология геофизических исследований криолито-зоны в инженерных изысканиях

аналитический научно-технический журнал

№

(8)

лето 2010

Опыт использования материалов дистанционного зондирования земли в оценке сейсмической опасности 40 c.

в номере:

Андрей Шауро: курс на инновации и стабильность. Интервью с генеральным директором ЗАО «НИПИ «ИнжГео»

Повышение качества проводимых мероприятий по борьбе с асфальтосмолопарафиновыми отложениями

Реконструкция ТЭЦ с монтажом парогазотурбинной установки

Криостат КР-80: высокая производительность поверки в диапазоне от –80 оС до +40 оС

Спутниковый мониторинг нефтяных загрязнений морей России: для экологов, государства, бизнеса

4 c.

12 c.

24 c.

38 c.

60 c. № 1 (8) 2010

Колонка редактора

Ольга Дроздецкая главный редактор Drozdetskaya@injgeo.ru

Уважаемые читатели журнала «ГеоИнжиниринг»! В течение нескольких лет мы размещали ваши статьи и рекламу, информировали о новых технических и научных разработках в нефтегазовом секторе. Подводя итог прошедшему периоду, отметим, что «ГеоИнжиниринг» вызвал большой интерес, о чем свидетельствуют многочисленные отзывы. Рады сообщить вам, что журнал изменил формат и стал еще лучше, современней и полезней. Начиная с этого номера вы сможете читать нас чаще: теперь «ГеоИнжиниринг» будет выходить 4 раза в год. Содержание издания станет более насыщенным новостными и аналитическими материалами. Также надеемся, что вас приятно удивит новый дизайн журнала.

Вместе с тем, привычные основы останутся неизменными. Мы готовы размещать аналитические, обзорные и научные статьи, информацию о нефтегазовых компаниях, мнения экспертов, анонсы новых книг и т. д. На страницах издания вы встретитесь с ведущими практиками нефтегазовой отрасли: руководителями и специалистами крупных предприятий, организаций; с кандидатами и докторами наук, изучающими и исследующими нефтегазовый сектор и процессы, связанные с ним. Редакция журнала «ГеоИнжиниринг» призывает вас делиться опытом, идеями, наработками. Мы открыты для всех специалистов нефтегазовой сферы. Читайте наш журнал и размещайте в нем свои статьи, рекламу, отзывы.

№ 1 (8) 2010

Новая технология геофизических исследований криолито-зоны в инженерных изысканиях

Строительство и капитальный ремонт

Содержание

Инженерные изыскания

Овсюченко Николай Иванович кандидат геолого-минералотических наук, начальник тематической партии ЗАО «НИПИ «Инжгео », г. Краснодар

Митюков Николай Витальевич

«Опыт использования материалов дистанционного зондирования земли в оценке сейсмический опасности»

д.т.н., профессор кафедры « Строительство и архитектура » НОУ ВПО «Камский институт гуманитарных и инженерных технологий», г. Ижевск

48 Главный редактор

Корректор

Ольга Дроздецкая

Виктория Слюсарь

Заместитель главного редактора

Допечатная подготовка

Вячеслав Гущин Выпускающий редактор Иван Зенюк Ответственный секретарь Сергей Жуков Дизайн и верстка Антон Кувайцев Фото Алексей Абрамчук Александр Иванов «Лори» iStockphoto Пресс-служба

От первого лица

Дементьева Ольга Владимировна

Препресс-бюро TwinPix Директор по рекламе Оксана Карпова

Ирина Кухаренко

Миронюк Сергей Григорьевич,

Клещин Сергей Михайлович,

ОАО «Чепецкий механический завод », г. Глазов

канд. геол.-минерал. наук

ООО «Питер Газ»

«Реконструкция ТЭЦ с монтажом парогазотурбинной установки»

«Опыт применения геофизических методов с целью идентификации морских геологических опасностей»

Лента новостей ТЭКа

Ольга Дроздецкая «Андрей Шауро: Курс на инновации и стабильность»

Отдел рекламы

дежурный электромонтер главного щита управления, цех 16,

Дмитрий Ефремов

Персона

Евгений Безверхов Редколлегия «Геоинжиниринг» А. Н. Шауро А. В. Кошелев

Федор Пономарев «Марк Берлин: человек долга»

Т. А. Алексеева

«Второе рождение Краснодарской теплоэлектроцентрали»

Нефтедобыча на Кубани будет прирастать шельфом

И. А. Коляда М. А. Берлин

Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

Вопросы экономики и управления

Информационные системы и технологии

ООО «РоснефтьКраснодарнефтегаз»

Учредитель ЗАО «НИПИ «ИНЖГЕО» Юридический адрес: 350038, г. Краснодар, ул. Головатого, 585

Кусов Геннадий Владимирович

Свитенко Денис Витальевич

Зверев Леонид Александрович

кандидат филологических наук, старший преподаватель

директор ООО «Консент-Менеджмент»,

д.т.н., профессор Сибирской государственной геодези-

Издатель

кафедры нефтегазового промысла КубГТУ, г. Краснодар

главный аудитор TUV International

ческой академии (СГГА ), г. Новосибирск

Certification ( Германия ),

ООО «Издательский дом «Ньюмэн» Адрес издателя и редакции: Краснодар, Красная, 113, тел. (861) 279-44-33 e-mail: info@newmen.info

эксперт по сертификации

Тираж: 2000

«Дорожная карта менеджмента»

№1 (8) лето 2010

Шостак Никита Андреевич

Цена свободная

Экология и промышленная безопасность

ности, г. Краснодар

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

«Повышение качества проводимых мероприятий по борьбе с асфальтосмолопарафиновыми отложениями, возникающими при эксплуатации скважин на месторождении Ключевое-Дыш»

Печать: Образцовая типография «Блиц-Принт» 03057, Украина, Киев, ул. Довженко, 3 Тел. (380-44) 205-57-57

Любое воспроизведение материалов или их фрагментов

Лента новостей ТЭКа

возможно только с письменного разрешения редакции. Точка зрения авторов может не совпадать с мнением редакции.

можно посмотреть на сайте: www.geoengineering.su

Материалы и оборудование

студент института нефти, газа, энергетики и безопас-

Свидетельство о регистрации

Электронную версию журнала и анонсы следующего номера

«Методика полевого контроля и приемки готовой продукции при современной технологии крупномасштабной съемки»

СМК «ГОСТ-Р », г. Краснодар

«Южный поток: ключ на старт»

60 Шевелев Юрий Валентинович

Баринов Александр Юрьевич

ведущий инженер

менеджер отдела маркетинга ИТЦ « Сканэкс », г. Москва.

СКБ ОАО НПП « Эталон», г. Омск

«Криостат КР-80: высокая производительность поверки в диапазоне от -80 °С до +40 °С»

«Спутниковый мониторинг нефтяных загрязнений морей России: для экологов, государства, бизнеса» № 1 (8) 2010

Андрей Шауро: курс на инновации и стабильность

АНДРЕЙ ШАУРО: КУРС НА ИННОВАЦИИ И СТАБИЛЬНОСТЬ

Аэросъемка особенно востребована на малоизученных территориях, по которым отсутствует надлежащий фондовый материал. В этой ситуации специалисты ЗАО «НИПИ «ИнжГео» выезжают в район работ и получают координаты контура снимаемого объекта при помощи GPS-навигатора для дальнейшего проектирования работ, а при необходимости производят закладку геодезических пунктов. Воздушное лазерное сканирование является на сегодня одним из самых эффективных и перспективных методов сбора пространственных данных для крупномасштабного топографического картирования, оказывает позитивное влияние на группу смежных прикладных дисциплин: геодезию, фотограмметрию, картографию. Применение лазерного сканирования позволяет выполнять значительно большие объемы работ в меньшие сроки по сравнению с традиционной топографической съемкой. С появлением в компании «ИнжГео» аэросъемочной системы лазерного картографирования ALTM-3100 проведение изыскательских работ не требует привлечения большого количества специалистов, материальных ресурсов и временных затрат. В начале 2008 года компанией приобретена необходимая для бурения скважин на море техника — плавкран «Черноморец 23». Морской самоходный плавкран, предназначен для производства работ по перевозке тяжеловесов и гидротехнического строительства в портах и у морских берегов и доставки к месту работы палубных грузов. Плавкран будет использован для производства буровых и опытных работ на акватории. Мы закончили ремонт плавкрана и провели ходовые испытания. Таким образом, у нас появилось собственное плавсредство для выполнения инженерных изысканий. Это позволит собственными силами выполнять инженерные изыскания в акватории Черного моря, не прибегая к аренде сторонних плавстредств, как мы это делали до того. То есть существенно улучшатся технические возможности института, и деятельность станет более прибыльной для организации.

ЗАО «НИПИ «ИнжГео» основано в 1996 году в Краснодаре. В следующем году институту исполняется 15 лет. За эти годы небольшое предприятие превратилось в комплексный проектный институт, в котором работают 1300 человек. Основные виды деятельности института: инженерные изыскания, проектирование объектов добычи, транспорта, хранения нефти и газа, а также объектов производственного и жилищно-гражданского назначения, техническая экспертиза проектов, авторский надзор за строительством. На сегодняшний день филиальная сеть ЗАО «НИПИ «ИнжГео» представлена в Москве, Владивостоке. Вместе с тем дочерние предприятия института активно развивают смежные сферы и направления деятельности: проектирование автомобильных дорог всех категорий, землеустроительные работы для объектов любой сложности, техническое обеспечение изыскательских работ автотранспортом, проведение буровых работ на объектах. О текущей работе, а также планах и перспективах института рассказывает генеральный директор ЗАО «НИПИ «ИнжГео» Андрей Шауро.

Беседовала

Ольга Дроздецкая

ндрей Николаевич, мы встречаемся с вами в очередной раз, чтобы поговорить о деятельности института и, возможно, оценить динамику его развития. Расскажите, каково положение ЗАО «НИПИ «ИнжГео» в настоящий момент? — Дела обстоят хорошо: работа есть и она выполняется. Более того, можно наблюдать положительную динамику в развитии института. На сегодняшний день уже сформирован пакет заказов на 2010 год в полном объеме, превышающем показатели предыдущего года. — Если оценить качественно 2009 год, то каким он был для института, и каким видится вам год нынешний? Каковы тенденции развития института, в чем они выражаются? — Прошедший 2009 год был довольно тяжелым для нашего института, как, впрочем, и для всех 5

Фото

Александр Иванов

остальных предприятий. В 2010 году мы видим постепенное восстановление объемов работ, продолжая сотрудничать со своими традиционными заказчиками и осуществляя поиск новых объектов. — Какие основные задачи должны быть решены предприятием в этом и следующем году, какие прогнозы развития вы можете дать? — Наши задачи на этот год состоят в том, чтобы, во-первых, сохранить численность и повысить квалификацию работников института как основного актива; во-вторых, развивать и внедрять новые технологии в деятельности института, среди которых специализированное программное обеспечение, аэрофотосъемка, лазерное сканирование, 3D-проектирование; в-третьих, завершить ремонт плавкрана «Черноморец-23», который позволит институту проводить буровые работы на акватории Черного моря с собственного плавсредства.

— Известно, что у института появились новые заказчики и новые объекты. Вы можете их назвать? Да, мы сейчас заключили договор с «НК «Роснефть» на проведение инженерных изысканий и уже подписали договор на проведение проектных работ по трубопроводу-отводу от ВСТО до Комсомольского НПЗ. Данная работа включает в себя 329 км линейной части трубопровода, 4 площадных объекта, и она полностью соответствует сложившемуся исторически профессиональному профилю института. В основном круг наших заказчиков сохраняется. — Над какими объектами сейчас работает институт? У нашего института достаточно приличный пакет заказов. В настоящее время мы работаем по четырем направлениям. Это, во-первых, объекты транспорта нефти: нефтепровод-отвод «Восточная Сибирь — Тихий океан — Комсомольский НПЗ»; нефтепродуктопровод «Комсомольский НПЗ — порт Де-Кастри», который является достаточно сложным объектом, и мы выполняем для него инженерные изыскания.

А. Н. Шауро

От первого лица

Наши задачи на этот год состоят в том, чтобы, во-первых, сохранить численность и повысить квалификацию работников института как основного актива

Во-вторых, газовые объекты: магистральный газопровод «Сахалин-Хабаровск-Владивосток», где выполняем комплекс инженерно-изыскательских работ. Кроме того, «НИПИ «ИнжГео» выиграл открытый конкурс на проведение инженерных изысканий и проектных работ по проекту «Газификация сел, поселков и центральной части Адлерского района в части газопроводов низкого давления». Заказчиком выступило Государственное учреждение Краснодарского края «Агентство по управлению объектами топливноэнергетического комплекса». Это достаточно большой и интересный объем работ для нашего института. В-третьих, морские порты: институт продолжает выполнять работы по объектам «Восточная Сибирь — Тихий океан -2», в том числе расширение СпецМорНефтеПорта «Козьмино» и «Расширение КТК», № 1 (8) 2010

Морской самоходный плавкран «Черноморец 23»

От первого лица

плавкран предназначен для производства работ по перевозке тяжеловесов и гидротехнического строительства в портах и у морских берегов

в части разработки проектной документации по Резервуарному парку на Морском терминале. Мы разрабатываем большой проект, состоящий из четырех пусковых комплексов — «Комплекс наливных грузов в Морском торговом порту «Усть-Луга», в частности, проектируются верхние строения причалов № 4, 5 и технологические трубопроводы от нефтебазы «Усть-Луга», а также оборудование для погрузки нефти Балтийской трубопроводной системы. Заказчиком данного объекта является компания «РоснефтьБункер». В-четвертых, транспортные объекты: «Реконструкция автомагистрали М-4 «Дон» — от Москвы до Воронежа, Ростова-на-Дону, Краснодара до Новороссийска»; комплексное развитие Новороссийского транспортного узла, данный проект включает разработку строительства автомобильных дорог и 7

путепроводов на территории самого Новороссийска. Перечисленные объекты достаточно масштабны — это говорит о том, что работы по ним будут выполняться не только в этом году, но и в последующем. Недавно компания завершила работы и получила положительное заключение Главгосэкспертизы по объекту «Магистральный нефтепровод «ТихорецкТуапсе-2», участок Тихорецк-Заречье». — Планирует ли институт в своих работах выходить за пределы Российской Федерации? — Институт имеет опыт работы в зарубежных странах. Мы участвовали в таких проектах, как Магистральный газопровод «Ахангаран — Пунган» в Узбекистане и Головная нефтеперекачивающая станция «Кумколь» (I очередь) в Казахстане. Институт принимал участие в нескольких тендерах на проектирование объектов на Ближнем Востоке, в странах бывшего СССР, Восточной Европе. — И в заключении: в следующем году компании исполняется 15 лет, это определенный рубеж в жизни института. Будет ли компания широко отмечать этот юбилей? — Да, мы планируем отметить данное событие и хотим видеть на этом мероприятии своих коллег и партнеров. Надеюсь, что этот юбилейный год станет очередным трамплином для нашего дальнейшего развития. № 1 (8) 2010

Персона

Марк Берлин: человек долга

МАРК БЕРЛИН: ЧЕЛОВЕК ДОЛГА Есть на свете особенные люди, глядя на которых удивляешься: «Как они все успевают?». Кажется, что жизнь их вмещает в себя столько всего, что хватит на несколько обычных представителей рода человеческого. Доктор технических наук, профессор Марк Берлин — как раз из этой породы особенных людей. В свои 85 Марк Абрамович выглядит минимум на пятнадцать лет младше и продолжает работать над главным делом своей жизни — разработкой и совершенствованием технологий и оборудования для нефте- и газоперерабатывающей промышленности. Накануне юбилея с профессором, членом одной зарубежной и одной международной Академий наук, ученым секретарем ЗАО «НИПИ «ИнжГео» встретился корреспондент журнала «ГеоИнжиниринг».

Беседовал

Фото

Неслучайная встреча

уж много ценного продукта пропадает, не перерабатывается. К слову, этот институт стал первым не только в Советском Союзе, но и в мире. К тому моменту Марк Берлин уже был известен как опытный и инициативный работник, хороший организатор, внесший большой вклад в строительство и пуск крупного и, по тем временам, современного завода с каталитическими процессами и производством масел — Ново-Уфимского, а также крупнейшего в мире по объемам производства Омского нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). Достаточно сказать, что только на Омском НПЗ он руководил пуском двухсот с лишним технологических установок. При этом он был главным механиком действующего завода, в состав которого входили сначала десятки, а затем и сотни сложнейших, крупных технологических установок, которые 8 месяцев в году работали при минусовых температурах. Берлин ответил Гореченкову, что нефтезаводы строил, запускал и эксплуатировал, а научно-исследовательских и проектных институтов создавать не приходилось. Гореченкова этот факт не смутил. — Уверен, ты сможешь, — ободрил он Берлина. — Первого октября я буду в Краснодаре, так что заканчивай все дела в Омске и приезжай.

Федор Пономарев

Вот уже сорок третий год Марк Берлин живет и работает в Краснодаре, где, как говорит, оказался совершенно случайно. — В конце августа 1967 года мы с женой приехали из Омска, где я работал главным механиком крупнейшего в мире нефтеперерабатывающего завода, в Москву, в отпуск, — вспоминает Берлин. – Как все порядочные советские люди, решили зайти в ГУМ. Выходим оттуда — рядом с нами останавливается черная «Волга», в которой сидит Гавриил Иванович Гореченков, член коллегии и руководитель главного управления по переработке нефтяных и природных газов Министерства газовой промышленности. До этого, во время хрущевских экспериментов, когда создавались Совнархозы, три года работал в Омске заместителем председателя местного Совнархоза. — Берлин? — спрашивает он. — Да, — отвечаю. — Говорят, ты диссертацию защитил, работая на заводе. Вот ты мне и нужен. Если есть пять минут, тут во дворе наш главк, давай заедем, поговорим. В итоге разговор затянулся на час и за это время Гореченков рассказал Берлину, что в Краснодаре создается институт переработки газа — слишком 9

Александр Иванов

В Краснодаре Марк Берлин возглавил комплексный отдел по переработке газа донецкого института «ЮжНИИгипрогаз» с целью через четыре года создать на Кубани полноценный Всесоюзный научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа. Одновременно он был назначен заместителем директора института «ЮжНИИгипрогаз» по науке. И через три с половиной года, в мае 1971 вышло в свет постановление Комитета по науке и технике Совмина СССР о создании на базе Краснодарского филиала института «ЮжНИИгипрогаз» Всесоюзного научно-исследовательского и проектного института по переработке нефтяных и природных газов («ВНИПИгазпереработка»), который активно участвовал в проектировании и освоении газоперерабатывающих заводов, построенных на нефтяных промыслах Западной Сибири. Под руководством Марка Берлина институт самостоятельно создал проекты 9 крупных газоперерабатывающих заводов, а 12 реконструировал. Кроме того, «ВНИПИгазпереработка» разработала совместно с американскими коллегами проекты по переработке нефтяного газа в Западной Сибири еще на 10 млрд кубометров газа в год. Все спроектированные институтом заводы работали на центробежных компрессорах, чего раньше не было, а использование газа было доведено с 55 до 85 %. «ВНИПИгазпереработка» Марка Берлина разработала немало новшеств для советской газовой промышленности, которые позволили увеличить переработку нефтяного газа. К примеру, в результате совместной работы с Невским заводом в Ленинграде для газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) был создан компрессор, по мощности в два раза превышающий предшественников. Особая гордость Марка Берлина — системы автоматизации проектных работ. Сначала на базе украинского компьютера «Промiнь», армянского «Наири», белорусского «Минск-32» и новейшего по тем временам ЕС1050. Именно на базе этой электронно-вычислительной машины под руководством Берлина была создана комплексная система оптимизации газоперерабатывающих заводов в процессе проектирования. Институтом были разработаны новая, более эффективная начинка ректификационных колонн, новые конструкции сепарационного оборудования, которые использовались в проектах всех новых и реконструированных заводов. Именно «ВНИПИгазпереработка» разработала и внедрила низкотемпературные процессы переработки газа: низкотемпературную абсорбцию, низкотемпературную конденсацию и ректификацию и вывела советскую газопереработку по технологии на мировой уровень. Практические результаты трудов Марка Берлина легли в основу докторской диссертации — в 1983 году он защитил работу по теме «Комплексная оптимизация газоперерабатывающих заводов».

Просчет американцев Сотрудничество с американцами складывалось для Берлина непросто. Сначала заокеанские инженеры

М. А. Берлин

Газовая революция

В итоге американцам передали, что советские специалисты сомневаются в предложенной схеме и через две недели они предложили новую, теперь уже с детандером (газовой турбиной, в которой газ за счет расширения охлаждался до -90).

предложили советскому министерству проект газоперерабатывающего завода по схеме низкотемпературной конденсации с пропановым холодильным циклом с температурой –40 °С. — Я сказал, что такую схему применять нельзя, — вспоминает Марк Абрамович. — В таком случае отбор будет максимум 55 %. — А американцы гарантируют 85 %. Что вы, лучше них знаете газопереработку? – вспылил в ответ заместитель министра. — Если окажусь неправ, то уйду из директоров, стану обычным заведующим лабораторией. В итоге американцам передали, что советские специалисты сомневаются в предложенной схеме № 1 (8) 2010

Персона

Марк Берлин: человек долга

Ферромагнитные новинки Помимо проектирования газоперерабатывающих заводов, Марк Берлин занимался другими научными разработками. Например, созданием магнитных жидкостей и применением их в нефтяной и газовой промышленности. Институт создал полупромышленную установку, которая загрязненную углеводородами воду могла практически довести до состояния питьевой. — У нас есть несколько разработок на основе ферромагнитных жидкостей, — делится научными достижениями Берлин. — Во-первых, система очистки нефтяных амбаров: если цена нашей новинки 7 млн рублей, то аналогичная по производительности зарубежная система стоит столько же, только долларов.

Помимо проектирования газоперерабатывающих заводов, Марк Берлин занимался другими научными разработками. Например, созданием магнитных жидкостей и применением их в нефтяной и газовой промышленности.

Также мы разработали процесс, увеличивающий проходимость нефти по нефтепроводу в полтора-два раза, но он требует экспериментальной проверки в промысловых условиях. После работы в «ВНИПИгазпереработка» Марк Берлин долгое время трудился в НПО «СОЮЗТЕРМНЕФТЬ ВНИПИтермнефть». Здесь под его руководством была разработана и прошла опытную эксплуатацию система автоматизированного проек11

тирования разработки нефтяных месторождений, в том числе термическими методами. Чуть более пяти лет назад Берлин стал ученым секретарем ЗАО НИПИ «Инжгео». Здесь его талант также востребован. — Руководство тогда мне сказало, что им возраст не важен, главное — работа, — вспоминает Берлин. За это время «Инжгео» получил восемь патентов и подал заявки еще на три. Особое внимание стоит обратить на патент номер 2286195 от 5 мая 2005 года, точное название которого «Способ разделения водонефтяной эмульсии», а основные разработчики — доктора наук Марк Берлин и Юрий Грабовский. — Моя главная задача — внедрять в проектный процесс как можно больше того, что делает его более качественным и производительным, — признается Берлин. — Многие вещи, испытываемые во время научно-технического процесса и внедряемые в практику, приносят свои плоды. Да, может быть, не всегда так быстро, как мы хотим, но приносят. Ленин говорил, что в каждом вопросе нужно найти звено, потянув за которое можно вытянуть всю цепь. Я считаю, что такое звено — планирование проектных работ и контроль над поэтапным процессом разработки проекта.

О везении и героях Кажется, вся жизнь Марка Берлина связана с нефтегазоперерабатывающей промышленностью. Но работа на газоперерабатывающем заводе, защита кандидатской и докторской диссертаций, «ВНИПИгазпереработка», «Термнефть», «Инжгео» — все это было уже после Великой Отечественной войны. Войны, которая началась для восемнадцатилетнего паренька Марка Берлина осенью 1943 года с форсирования Днепра. — Я часто вспоминаю о войне, ребят, которые там погибли, и записываю эти воспоминания, — говорит Берлин, а в глазах его стоят слезы. — Публиковать их не собираюсь — только для себя. Война оставила Марку Абрамовичу множество воспоминаний: сержанту Берлину довелось не один раз ходить в разведку, собственноручно подбить фашистскую «Пантеру», стрелять из карабина по бомбардировщикам, трое суток командовать ротой, координировать огонь дивизиона «Катюш» под Львовом, хоронить товарищей и делать множество других, чуждых мирной жизни, вещей. Но чаще всего он вспоминает героизм обычных солдат и офицеров и провидение, которое не раз хранило его от смерти. — Мне во время войны очень везло, — вспоминает Берлин. — Однажды бежали вдвоем с товарищем, выбежали на пригорок, немцы открыли сильный минометный огонь. Он прыгнул в левый окоп, я — в правый, и мина попала точно к нему. Второй случай — бомбой завалило наш окоп, но меня всего лишь по шею засыпало. Я вытащил себя, откопал товарища Шурку, нашел медиков. Они сказали, что у Шурки, скорее всего, сломан позвоночник. В третий раз я вместо прихворавшего товарища пошел за едой для всего отделения к полевой

кухне, ходил и ползал часа два (овраги, где стояли кухни, сильно бомбили), а когда вернулся, увидел, что в мой окоп попала авиабомба. Три таких случая было только на Днепре. — Хочу рассказать о настоящих героях, — волнуясь, продолжает Берлин. — Мы освобождали село Рачки под Житомиром, дошли до центра села — и тут немцы открыли по нам перекрестный огонь. Мы, конечно, залегли, а в это время на «Виллисе» подъезжает командир бригады, полковник Лупов: «Ребята, землю, которую мы уже освободили, нельзя врагу обратно отдавать». Тут его немцы из пулемета и полоснули по ногам и, уже лежащему, — разрывную пулю в голову. Другой настоящий герой — старший лейтенант Деревянко. Дело было так: в Польше, на Сандомирском плацдарме, приехали на наши позиции две 120-миллиметровые пушки, которыми командовал двухметровый лейтенант, я еще запомнил, что мундир у него, словно на параде: все начищено до блеска. Лейтенант этот начал бить по немецким танкам: каждый выстрел точно в цель, причем стоит он в полный рост, а пули и осколки, словно завороженные, облетают его. И на каждый выстрел у него одна команда — «За Россию!», другой не было. Так три часа бил без промаха по немецким танкам старший лейтенант Деревянко, украинский красавец. Я не знаю, что дальше с ним случилось: комбат приказал нам оставить позиции.

Поколение победителей Война закончилась — уже после победы над фашистами Марк Берлин учился в институте, строил, пускал и эксплуатировал нефтеперерабатывающие заводы, проектировал газоперерабатывающие заводы, разрабатывал новые способы переработки газа, позволяющие получить больше топлива. С одного фронта — военного, — Берлин практически сразу попал на другой — трудовой, продолжив помогать родной стране, только теперь уже в мирной жизни. Хоть работа и занимает в жизни Марка Берлина главенствующее положение, но, как и все нормальные люди, доктор наук все-таки иногда отдыхает, правда, реже многих молодых людей, не говоря уже о своих сверстниках. — Я вырос на Днепре и любил рыбачить, — признается Берлин. — Да и сейчас люблю, только не получается в последние годы. Люблю плавать и за те 42 с лишним года, что провел в Краснодаре, привык к морю. Люблю собирать грибы. В Омске катался на лыжах и коньках. У нас даже была традиция — каждый Новый год в девять вечера идти на каток, возвращаться и сразу накрывать стол, встречать гостей. Сейчас главная радость в жизни Марка Берлина, кроме любимой работы, конечно, — большая семья: два внука и три внучки, пять правнучек и два правнука. И если все наследники Марка Абрамовича получили от дедушки хотя бы часть его мудрости, работоспособности, проницательности и упорства, значит, все у нас будет хорошо!

М. А. Берлин, архивное фото

и через две недели они предложили новую, теперь уже с пропановым холодильным циклом и детандером (газовой турбиной, в которой газ за счет расширения доохлаждался до –90 °С). — Только тогда американцы поняли, что имеют дело с опытными газовиками, — рассказывает Берлин. — Наш институт просчитывал схему параллельно с американскими специалистами, и максимальное расхождение в результатах составляло всего 3 %. Только одно это решение, пролоббированное Марком Берлиным в споре с заграничными проектировщиками, принесло стране миллионы дополнительных кубометров горючего. Вообще, есть у Марка Абрамовича редкое по нынешним временам качество — умение думать в первую очередь о людях, о деле, об общей пользе, а не о себе. Не может он смотреть, как впустую сгорает нефтяной газ. — Какая-то Нигерия построила огромный завод по переработке нефтяного газа, — возмущается доктор наук. — А мы выбрасываем почти половину: в России используется 55 % нефтяного газа, а 45 % — просто горит.

Кажется, вся жизнь Марка Берлина связана с нефтегазоперерабатывающей промышленностью. Но работа на газоперерабатывающем заводе, защита кандидатской и докторской диссертаций, «ВНИПИгазпереработка», «Термнефть», «Инжгео» — все это было уже после Великой Отечественной войны.

М. А. Берлин — автор 200 с лишним научных работ, 81 изобретения, а также 7 книг, которыми и сейчас пользуются проектировщики газоперерабатывающих заводов. Награжден 3 орденами (в том числе, одним боевым) и 6 медалями (в том числе, 3 боевыми), не считая юбилейных. № 1 (8) 2010

Повышение качества проводимых мероприятий по борьбе с асфальтосмолопарафиновыми отложениями, возникающими при эксплуатации скважин на месторождении Ключевое-Дыш

Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ПРОВОДИМЫХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО БОРЬБЕ С АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ, ВОЗНИКАЮЩИМИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИИ КЛЮЧЕВОЕ-ДЫШ

Кусов Геннадий Владимирович

Шостак Никита Андреевич

кандидат филологических наук, старший

студент института Нефти, газа,

преподаватель кафедры нефтегазового промысла

энергетики и безопасности ,

Кубанского государственного технологического уни-

г. Краснодар

рисунок 1. Обзорная

схема района работ. Масштаб 1 : 500 000

верситета, г. Краснодар.

ассматриваемое в настоящей работе газонефтяное месторождение Дыш (рис. 1) расположено в Горяче-Ключевском районе Краснодарского края. Основные сведения о месторождении приведены таблице на рисунке 1. Обзорная схема района работ представлена на рисунке 1. В орографическом отношении район приурочен к переходной зоне от Прикубанской низменности к северному склону Кавказского хребта (хребет Пшаф) и характеризуется сильно расчлененной поверхностью. Промышленная нефтегазоносность месторождения Дыш установлена в 1954 году. Первая разведочная скважина № 55, заложенная на площади, открыла нефтяную заливообразную залежь в моноклинально залегающих отложениях майкопского возраста. Промышленная нефтегазоносность рассматриваемого района связана только с майкопскими отложениями. В стратиграфическом разрезе выделяются два продуктивных горизонта I и II, представленные 13

чередованием пород смешанного песчано-алевритоглинистого состава. Основными коллекторами горизонтов являются алевритовые песчаники, песчаные алевролиты и глинисто-песчаные алевролиты. На рисунке 2 приведен геологический профильный разрез по линии II-II. В пределах изучаемой площади Дыш коллекторы горизонта вверх по восстанию (и к бортам) выклиниваются (замещаются глинами). Линия выклинивания коллекторов слабодифференцирована и образует единый «песчаный залив». Скважины вводились в эксплуатацию фонтаном, начальные дебиты достигали 40–50 тонн/сут. Напор контурных вод, а в последующем и закачка воды предопределяли весьма продолжительный период эксплуатации скважин фонтанным способом, вплоть до настоящего времени. Следует отметить, что в ряде скважин, оборудованных ШГН, насос служит только для возбуждения скважины.

Наименование

Характеристика

Наименование месторождения

Дыш

Место расположения

Краснодарский край

Недропользователь

ОАО «НК Роснефть»

Год открытия месторождения

1954

Год ввода месторождения в разработку

1954

№ протокола утвержденных запасов

ГКЗ СССР № 1023, 1987 г.

Начальные балансовые запасы нефти, числящиеся на Государственном балансе РФ, тыс. тонн: I горизонт майкопа (категория А)

14921

в том числе по месторождению (категория А)

19694

Начальные извлекаемые запасы нефти, числящиеся на Государственном балансе РФ, тыс. тонн: I горизонт майкопа (категория А)

7906

в том числе по месторождению (категория А)

10058

Добыча нефти из отложений I горизонта майкопа, тыс. тонн

8167

№ 1 (8) 2010

Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

рисунок 2.

Геологический профильный разрез по линии II-II месторождения Дыш

В настоящее время дебиты добывающих скважин значительно снизились и составляют соответственно по нефти и жидкости для I горизонта площади Ключевая — 0,3 и 1,2 тонн/сут, для скважин площади Дыш I горизонта — 4,8 и 5,5 тонн/сут. Осложняют эксплуатацию скважин такие факторы, как обильное отложение парафина, высокое содержание в продукции газа, активность контурных вод, большая глубина скважин, сложный рельеф местности.

Мероприятия по ликвидации АСПО при эксплуатации скважин. Причины и условия возникновения АСПО. При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются асфальтопарафиновые отложения (АСПО) (рис. 3). Их накопление в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, уменьшению межремонтного периода работы скважин и эффективности работы насосных установок. АСПО представляют собой высокодисперсные суспензии кристаллов парафина, асфальтеновых и минеральных примесей в маслах и смолах. Эти суспензии в объеме имеют свойства твердых аморфных тел, которые, откладываясь в призабойной зоне пласта, на нефтепромысловом оборудовании и трубах, приводят к падению производительности системы, снижению эффективности работы насосных установок и другим отрицательным последствиям. Обеспечение планируемых объемов добычи нефти должно базироваться как на разработке и применении новых прогрессивных средств, техники и технологии, так и на совершенствовании существующих при условии учета физико-геологических особенностей разрабатываемых месторождений и свойств добываемых нефтей. Последнее обстоятельство имеет важное и принципиальное значение для нефтей, которые характеризуются неньютоновскими свойствами, обусловленными содержанием в них значительного количества асфальтосмолопарафиновых компонентов. Такие нефти обладают высокими значениями параметров, определяющих их структурно-механические свойства и отрицательно влияющих на эффективность целого ряда технологических процессов нефтедобычи. Известно, что в некоторых случаях при эксплуатации месторождений неньютоновских нефтей (как Ключевое-Дыш), коэффициент нефтеотдачи уменьшается более чем вдвое по сравнению с месторождениями ньютоновских нефтей. В процессе эксплуатации скважин на рассматриваемом месторождении при понижении температуры и давления резко уменьшается растворимость парафинов и смол, что приводит к интенсивному осаждению их на поверхностях НКТ. Эти отложения в сочетании с высокими значениями параметров, определяющих структурно-механические свойства добываемых нефтей, также создают условия резкого повышения гидравлических сопротивлений, как следствие, снижают эффективность работы скважин. 15

В скважинах, оборудованных штанговыми скважинными насосами при добыче неньютоновских нефтей, содержащих большое количество асфальтосмолопарафиновых компонентов, возможны следующие осложнения: • снижение коэффициента наполнения при всасывании вследствие несоответствия скорости плунжера и скорости протекания жидкости через приемный клапан; • несоответствие движений головки балансира станкакачалки и полированного штока (явление удара) при ходе вверх; • увеличение продольной деформации штанг в результате роста сопротивлений, вызываемых отложениями асфальтосмолопарафиновых компонентов. Эти отложения обусловливают также значительные затруднения при транспорте неньютоновских нефтей по трубам промысловых коммуникаций, более напряженные условия работы перекачивающего оборудования и рост затрат энергоресурсов. Компонентный состав АСПО. Состав АСПО зависит в определяющей степени от свойств и состава исходной нефти, а также от места и условий их образования. В пределах одного нефтедобывающего региона и даже отдельного месторождения состав АСПО меняется в широких пределах. Точное знание состава АСПО имеет практическое значение для определения оптимальных методов борьбы с ними. При определении типа АСПО используют классификацию, приведенную на рисунке 3, и перечень основных механических примесей АСПО, которые по величине показателя их адсорбционной активности располагаются в такой последовательности: глина — полуторные окислы железа — сульфаты — карбонаты щелочноземельных металлов — сульфид железа.

Осложняют эксплуатацию скважин такие факторы, как обильное отложение парафина, высокое содержание в продукции газа, активность контурных вод, большая глубина скважин, сложный рельеф местности.

АСПО месторождения Ключевое-Дыш по классификации, приведенной на рис. 3, относятся к типу А2. Непременный компонент АСПО — парафины, которые представляют собой твердые углеводороды метанового ряда С17Н36–С60Н122, которые при высоких температурах растворяются в нефти и затвердевают при температурах ниже 41–60 °С. Количество высших алканов в сырых нефтях колеблется от 0 до 12 %. В нефтях месторождения Ключевое-Дыш их количество составляет 6 %. При образовании асфальтосмолопарафиновых отложений из сырой нефти, в которой преобладают высокоплавкие парафины, с большим трудом образующие волокнистую структуру, парафин кристаллизуется в виде пластинок. Неуглеводородные компоненты АСПО включают две основные составляющие — смолы и асфальтены. Смолы имеют полужидкую консистенцию. Это сложная смесь веществ: ароматических углеводородов № 1 (8) 2010

Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

рисунок 4. Технологическая

Классификация АСПО

рисунок 3.

Асфальтосмолопарафиновые отложения в НКТ Группа АСПО

Подгруппа АСПО

Отношение содержания парафинов (П) к сумме смол (С) и асфальтенов (А), П / (С + А)

<0,9

<0,2

<0,9

0,2-0,5

<0,9

>0,5

0,9-1,1

<0,2

0,9-1,1

0,2-0,5

0,9-1,1

0,5>

П 1

>1,1

<0,2

П 2

>1,1

0,2-0,5

>1,1

>0,5

Асфальтеновый (А)

Смешанный (С)

2 3

Парафиновый (П)

схема проведения ПГН на глубинно-насосных скважинах

Содержание механических примесей, %

на групповую установку

1 — Станок-качалка 2 — Задвижка с длинными цепями, конденсированных ароматических и нафтеново-ароматических соединений с короткими цепями, фенольных и азотистых оснований, серо-, серокислород- и серокислородоазотсодержащих соединений. Нейтральные смолы легко вступают в реакции окисления, уплотнения и конденсации, переходя в асфальтены, карбены и карбоиды. При большом содержании смол в нефтях и нефтепродуктах резко увеличивается вязкость среды. Асфальтены представляют собой полициклические ароматические сильно конденсированные структуры с короткими алифатическими цепями. По внешнему виду — это порошкообразные вещества бурого или черного цвета. Отношение углерода к водороду в смолах составляет приблизительно 8:1, в асфальтенах — 11:1 и более. Асфальтены богаче, чем смолы, серой, кислородом и азотом. Асфальтены нерастворимы в бензине, но растворяются в бензоле и четыреххлористом углероде. В нефтях они находятся в виде коллоидных систем.

Негативные последствия образования АСПО, а также трудности, возникающие при их предотвращении и удалении, связаны со специфическими реологическими, структурно-механическими, химическими и коллоидно-химическими свойствами АСПО.

Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) в технологических процессах добычи — это часть массы асфальтосмолистых и (или) парафинистых нефтей, которая выделяется из них под влиянием внешних факторов (снижения температуры и давления) и сорбируется 17

на поверхности труб, подземного оборудования, породы в призабойной зоне пласта. Негативные последствия образования АСПО, а также трудности, возникающие при их предотвращении и удалении, связаны со специфическими реологическими, структурно-механическими, химическими и коллоидно-химическими свойствами АСПО. Эти трудности усугубляются широким разнообразием состава и свойств отложений. АСПО в целом представляет собой темно-коричневую или черную густую мазеобразную массу высокой вязкости, которая при повышении температуры снижается незначительно. Они содержат преимущественно органический материал, практически не растворяющийся повторно и не диспергирующийся в сырой нефти в условиях ее добычи и транспортировки. В АСПО концентрируются полярные природные ПАВ и эмульгаторы нефтей, повышающие прочность их сцепления с механическими поверхностями и облегчающие проникновение в глубь зазоров, трещин и щелей на поверхностях деталей; продукты коррозии и механического износа деталей, мелкие частицы горных пород, вод. Таким образом, в АСПО переходят те вещества, которые плохо растворяются в нефти (в условиях осадкообразования), имеют большую по сравнению с ней плотность и поэтому осаждаются под действием гравитационных или центробежных сил, а также вещества, обладающие поверхностной активностью на границах раздела «нефть — порода», «нефть — металл» и «нефть — вода». Широкое разнообразие состава АСПО затрудняет их изучение и описание. Их так же, как и нефти, можно характеризовать концентрацией структурных групп, в основу классификации которых положено их отношение к различным растворителям, а также (дополнительно) содержание воды и механических примесей (минеральных веществ). В АСПО значительно больше, чем в образующих их нефтях, минеральных веществ, смол,

3 — Насосно-компрессорные трубы 4 — Скважинный насос 5 — Обсадная колонна 6 — Цементировочный агрегат 7 — Технологическая емкость 8 — Паровая передвижная установка 9 — Автоцистерна с нефтью

асфальтенов, карбенов и карбоидов. Плотность АСПО превышает плотность нефтей, причем и в обезвоженных образцах она приближается к 1000 кг/м3.

(прокачка горячей нефтью) на фонтанных скважинах на более прогрессивный тепловой метод — электропрогрев продукции скважин.

Методы ликвидации АСПО. В общем виде воздействие на АСПО проводят либо для предотвращения их выпадения, либо для уничтожения (удаления из системы, растворения). Все методы борьбы с АСПО делятся на четыре группы: механическое удаление АСПО с поверхности труб и оборудования; нанесение защитных покрытий на поверхностях; тепловая обработка продукции скважин; химическая обработка продукции скважин. Из этих методов для борьбы с парафином на скважинах НГДП-1 ООО «Роснефть — Краснодарнефтегаз» месторождения Ключевое-Дыш до 4-го квартала 2008 года применялись следующие: • механическое удаление АСПО скребками (только на фонтанных скважинах); • прокачка горячей нефтью. В настоящей статье рассматривается вопрос замены теплового метода удаления АСПО (прокачка горячей нефтью) на химический метод удаления АСПО по технологии компании «Технотэк» на глубинно-насосном фонде скважин и теплового метода удаления АСПО

Прокачка горячей нефтью. Прокачка горячей нефтью (ПГН) проводится в соответствии с графиком прокачки, который для каждой конкретной скважины составляется отдельно на основании падения дебита. Процесс прокачки горячей нефтью на глубиннонасосных скважинах производится следующим образом. Нефть в автоцистернах (АЦ) привозится непосредственно на скважину, где сливается в специальные емкости, которыми оснащены бригады подземного ремонта скважин. В этих емкостях передвижные паровые установки (ППУ) производят нагрев нефти паром до температуры 80 оС. Из емкости нагретая нефть поступает на прием насоса ЦА-320 или на насос на гусеничном ходу в зависимости от оснащенности бригад подземного ремонта. Нагретая нефть подается в затрубное пространство скважины. Далее она доходит до башмака НКТ и по НКТ поступает в выкидной коллектор скважины. Эта нагретая нефть расплавляет АСПО, температура плавления которых на месторождении Ключевое-Дыш составляет 39 °С, № 1 (8) 2010

Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

рисунок 5. Технологическая

рисунок 6. Технологическая

схема проведения ПГН на фонтанных скважинах

схема удаления АСПО по технологии компании «Технотэк»

I - II этапы

II этап

на групповую установку

1 — Задвижка 2 — Обсадная колонна 3 — Насосно-компрес сорные трубы 4 — Агрегат депарафи низации нефти 5 — Технологическая емкость 6 — Автоцистерны с нефтью

и расплавленные АСПО вместе с нефтью поступают в выкидной коллектор. Прокачка горячей нефтью на фонтанных скважинах отличается от прокачки на глубинно-насосном фонде скважин тем, что вместо ППУ используется агрегат депарафинизации нефти (АДПН) из следующих соображений. При нагреве нефти ППУ происходит конденсация пара, что приводит к попаданию воды в скважину. Это отрицательно влияет на работу фонтанных скважин, т. к. сконденсированная вода «задавливает» скважину. Технологическая схема размещения оборудования при ПГН на глубинно-насосном фонде приведена на рисунке 4, на фонтанном фонде — на рисунке 5. Этот метод имеет ряд недостатков: • достаточно высокая стоимость обработки; • для операции используется товарная нефть, на подготовку которой затрачивается много сил и средств; • эксплуатационная колонна нагревается меньше, чем НКТ, т. к. прогрев НКТ идет как с внутренней поверхности труб, так и с наружной, в отличие от эксплуатационной колонны, прогрев которой 19

идет только с внутренней стороны. Поэтому на внутренней поверхности эксплуатационной колонны со временем начинают откладываться АСПО, что впоследствии осложняет проведение подземного или капитального ремонта скважин. Очистка скважин от АСПО, оборудованных ШГН, УЭДН, УЭЦН с применением жидких химических реагентов по технологии, разработанной специалистами компании «Технотэк». Специалистами компании разработан, промышленно апробирован и признан высокоэффективным в ряде нефтегазодобывающих регионах Западной Сибири метод очистки скважин с применением жидких химических реагентов (ЖХР). На него получен патент РФ № 2072420 и положительное решение на выдачу патента РФ по заявке № 96104831 от 20.06.1996 г. Состав и схема действия ЖХР. Жидкий химический реагент представляет собой специальную смесь жидкого компонента на основе ПАВ и композитный порошок, создающий особую щелочную среду. Жидкий компонент состоит из анионных и неионогенных поверхностно-активных соединений и является густой жидкостью, мыльной на ощупь.

1 — Станок-качалка

4 — Автоцистерна с пластовой водой

2 — Задвижка

5 — Насосно-компрессорные трубы

3 — Цементировочный агрегат

6 — Насос скважинный

Введение композитного порошка (КП) в жидкий компонент (ЖК) усиливает свойства обоих, присущие их базовым компонентам, за счет их аддитивных, синергетических и антагонистических эффектов при их целенаправленном смешении. ЖХР готовят непосредственно перед работой. В техническую воду добавляют расчетное количество ЖК и КП и размешивают в течение 30–40 минут до получения однородного состава. Раствор готовится в расчете, зависящем от диаметра эксплутационной колонны, глубины спуска подземного оборудования и поглощающей способности пласта. Приготовляется необходимое количество раствора ЖХР. Затем в скважине технической водой восстанавливается устойчивая циркуляция. Затем через затрубное пространство начинают закачивать полученный состав. Эксплуатационная колонна заполняется полностью до глубины спуска подземного оборудования. Данный раствор обладает высокой поверхностной активностью и смачивающей способностью, солюбилизирующими, эмульгирующими и антиресорбционными свойствами, расклинивающим действием на границе раздела нефти с твердыми поверхностями, пенообразующей способностью и регулируемыми реологи-

7 — Обсадная колонна

ческими свойствами. Эти свойства раствора позволяют очистить внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны, наружную и внутреннюю поверхность НКТ и наружную поверхность штанг. Очистка поверхностей происходит интенсивно, при постоянной замкнутой циркуляции, вынос частиц парафинов и асфальтенов можно наблюдать визуально. Средняя продолжительность процесса занимает от четырех до восьми часов в зависимости от степени загрязнения. После окончания процесса раствор ЖХР меняется на пластовую жидкость и скважина включается в работу. Приготовление специальных жидких химических реагентов. Специальная техника располагается согласно схеме расстановки оборудования, показанной на рисунке 6. Производят монтаж нагнетательных и выкидных линий. Нагнетательные линии опрессовывают пластовой водой на полуторакратное давление от ожидаемого. Набирают мерник ЦА-320 6 м 3 пластовой воды, в правый мерник (по ходу машины) заливают необходимое количество ЖХР, в левый мерник засыпают необходимое количество КП, из расчета получения № 1 (8) 2010

Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

0,3 % раствора ЖХР и 0,4 % раствора КП. Заправку жидкости и порошка производят в индивидуальных средствах защиты (очки, перчатки). Перемешивают состав через жестко подбитый «гусак». Применение гибкого шланга запрещено. Раствор перемешивается в течение 30–40 минут. Далее агрегат ЦА-320 перекачивает раствор либо в мерную емкость, либо в емкость АЦН. Химическая обработка скважин. Приготавливают ЖХР в объеме 20 м3. Нагнетают раствор в затрубное пространство, выкидная линия к ЦА-320. Восстанавливают циркуляцию пластовой воды из АЦ. Прокачивают ЖХР в замкнутом цикле, производя отбор проб для экспресс-анализа. По окончанию обработки производят замену ЖХР в скважине пластовой водой в необходимом объеме. Расчет необходимого количества раствора для проведения работ по удалению АСПО на примере скважины № 126 месторождения Дыш. Исходные данные: • эксплуатационная колонна — 168 мм (толщина стенки 9 мм); • НКТ — 73 мм (толщина стенки 5,5 мм) • спущены на глубину 1046 м. Расчет: Объем заполнения скважины:

V = V1 — V2

(1)

где V1 — внутренний объем эксплуатационной колонны:

V1 =

π ·(D1 — 2·δ1) 4

·L (2)

D1=68 мм — наружный диаметр эксплуатационной колонны; δ1=9 мм — толщина стенки эксплуатационной колонны; L=1046 м — глубина спуска подземного оборудования. Подставив данные в (2), получим V1=41,762 м3. V2 — объем толщины стенки труб лифта:

V2 =

π ·(D2 — D2) 4

·L (3)

D2=73 мм — наружный диаметр труб лифта; δ1=55 мм — толщина стенки труб лифта; D3=D2–δ2=67,5 мм — внутренний диаметр труб лифта. 21

Подставив данные в (3), получим V2=4,594 м3. Подставив найденные значения V1 и V2 в формулу (1), получим объем заполнения скважины: V=37,168 м3. Составим пропорции: необходимое количество ЖХР для приготовления 0,4 %-ного раствора — X в м3: X — 0,4 % V — 100 %

рисунок 7.

Электрокабельная установка для депарафинизации скважин

1 — Задвижка фонтанной арматуры 2 — Основание рамы 3 — Устьевой сальник 4 — Верхний фланец фонтанной арматуры

X=V·

0,4 100

5 — Направляющий ролик

0,149

6 — Нагревательный кабель м3

7 — Опорное устройство 8 — Опорный ролик

Необходимое количество КП для приготовления 0,3 %-ного раствора — Y в кг: Y — 0,3 % G — 100 %, где: G=V·ρ– масса пластовой жидкости, заполняющей скважину; ρ=1015 кг/м3 — плотность пластовой воды. G=37725,52 кг.

9 — Хомут 10 — Крепежный элемент 11 — Коробка соединительная 12 — Силовой кабель 13 — Автоматизированный регулируемый источник электропитания (АРИЭ) 14 — Регулятор температуры

Y=G·

0,3 100

15 — Силовая линия

=113,177

16 — Опора электропередач кг

17 — Рубильник 18 — Анкерная опора

Таким образом, на обработку скважины № 126 требуется 0,149 м3 ЖХР и 113,177 кг КП. Несмотря на то, что стоимость одной обработки ЖХР меньше, чем стоимость одной ПГН, и что обработка ЖХР экологически более чиста, чем ПГН, данный метод имеет ряд недостатков. Его нельзя использовать на фонтанных скважинах, так как раствор химреагента, который готовится на пластовой воде, глушит скважину. На глубинно-насосных скважинах, оборудованных хвостовиками, стоимость химреагента и обработки возрастет примерно в два раза, что экономически невыгодно по сравнению с ПГН, потому что объем реагента, необходимого для прокачки, увеличивается вдвое. Электропрогрев электрокабельной установкой «Фонтан». Электрокабельная установка «Фонтан» (в дальнейшем — ЭКУ) предназначена для депарафинизации и предотвращения возникновения парафиновых отложений в нефтедобывающих фонтанных скважинах и скважинах, работающих от глубинных насосов типа ЭЦН или газлифта. В зависимости от дебита нефти и процентного содержания парафина установка «Фонтан» работает от 3 до 24 часов в сутки, обеспечивая за это время поддержание температуры в интервале парафиновых отложений в скважине и трубопроводе на 5–50 °С выше температуры плавления парафина, в результате чего стенки нефтяных труб круглосуточно остаются чистыми.

ЭКУ надежно работает в самых сложных условиях, полностью очищая скважины от парафина. Она применима также в ранее закупоренных парафином скважинах, обеспечивая им надежную работоспособность. Эксплуатация ЭКУ допускается в скважинах с диаметром НКТ до 73 мм. Опускание электронагревательного кабеля допускается только в НКТ на глубину не более 1000 метров. Питание ЭКУ осуществляется от сети трехфазного переменного тока напряжением 380 В и силой тока не менее 120 А. Работа ЭКУ практически не зависит от влияния различных климатических зон, так как основной рабочий орган установки — кабель нагревательный КННГС — находится в постоянных температурных условиях нефтяной скважины. Устройство ЭКУ и размещение ее на скважине. На бетонной площадке (рис. 7) располагается устье 1 нефтяной скважины. К верхнему фланцу 4 крепится основание рамы 2 направляющего ролика 5 с устьевым сальником 3. Через сальник 3 в скважину опускается нагревательный кабель 6, который под углом 30–45 градусов к оси скважины опускается под опорный ролик 8 диаметром 500–600 мм, размещенный на опорном устройстве 7.

Опорное устройство 7 приварено к металлическому анкеру, выполненному в виде шнековой трубы 18, ввернутой в грунт на глубину 1,5–2 метра на расстоянии 5 метров от бетонной площадки устья скважины. На опорном устройстве 7 размещен крепежный элемент 10, к которому с помощью хомутов 9 крепится нагревательный кабель 6. Нагревательный кабель 6 питается от силового кабеля 12 через клеммы коробки соединительной (КС) 11. Другим концом силовой кабель 12 подключен к автоматизированному регулируемому источнику электропитания (АРИЭ) 13 с регулятором температуры (РТ) «Топаз-113» 14, установленному и закрепленному на специальной опоре, на расстоянии не менее 21 метра от устья скважины. К АРИЭ 13 подводится силовая линия 15 переменного напряжения 380 В от рубильника 16, закрепленного на электрической опоре 17. Монтаж установки. Монтаж установки включает в себя подготовку скважины и нагревательного кабеля 6, спуск его в скважину, закрепление его на опорном устройстве 7, установку и подключение АРИЭ 13 к кабелю 6 через коробку соединительную 11 и силовой кабель 12. Подготовка скважины. Проводят очистку скважины применяемым ранее методом. Проверяют чистоту № 1 (8) 2010

Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

рисунок 8. Технические

Лента новостей ТЭКа

данные ЭКУ:

диаметр нагревательного кабеля, мм

16–20

вес погонного метра, кг

0,5–0,8

электрическое сопротивление, Ом/км

7–16

диапазон рабочих температур на поверхности кабеля, оС

80–95

«Южный поток»: ключ на старт Кишинев

Тирасполь

Молдова

Украина

Дон Ростов-на-Дону

Олаксо

Херсон

устойчивость к сероводороду (при его концентрации 1,5 %), лет

1,5

сила тока, не менее, А

100

ток

постоянный

напряжение, В

360–500

электрическая мощность, кВт

30–90

гибкость при 50 °С при мм (спусков-подъемов)

регулирование нагрева

автоматическое

период нагрева, час

перепад поддерживаемой температуры, °С

5–50

Румыния

Азовское море

Измаил

Россия Ставрополь Анапа

Бухарест Севастополь

Майкоп Джубга

Констанца

Болгария Абхазия Сухуми

Черное море

Грузия Поти Батуми

Стамбул

Эоегли

Турция

Самсун

Трабарн

Коридоры исследования маршрутов

скважины зондированием (спуском груза) на глубину, равную длине кабеля. На устье 1 скважины устанавливают узел с направляющим роликом 5 и фланцевым креплением 4, совместив направляющий ролик 5 с осью скважины. На расстоянии 5–6 метров от устья 1 скважины вворачивают в грунт на глубину 1,5–2 метра шнековую анкерную опору 18 и к ней приваривают опорное устройство 7 с роликом 6 и крепежным элементом 10. Затяжка хомутами должна быть надежной и в то же время обеспечивать целостность изоляции кабеля 6. Преимущества данной установки: полное исключение применения других способов очистки скважины от парафина; гарантированное увеличение дебита скважины и пропускной способности трубопровода не менее чем в 1,5 раза; исключаются остановки работы скважины и трубопровода из-за парафина; увеличивается температура выходящего продукта; обеспечивается экологическая чистота вокруг скважины. Ее недостаток: на отдельно стоящих, удаленных от линий электропередач (ЛЭП) скважинах, монтаж ЭКУ может оказаться экономически невыгодным из-за высокой стоимости строительства ЛЭП.

Выводы Хотя метод удаления АСПО с применением ЖХР по сравнению с ПГН экономически более выгоден, применять его следует только на скважинах с достаточно высокой обводненностью и не имеющих хвостовиков. На полуфонтанных скважинах и на скважинах, имеющих малую обводненность продукции, для борьбы с АСПО следует применять прокачки горячей нефтью. 23

На фонтанном фонде скважин применение ЭКУ «Фонтан» для удаления АСПО более эффективно, чем ПГН. В то же время обеспечивается экологическая чистота вокруг скважины. Однако на отдельно стоящих, достаточно удаленных от ЛЭП, скважинах от ПГН отказываться нельзя. Анализ причин и условий возникновения АСПО на месторождении Ключевое-Дыш свидетельствует о том, что предпочтительным для глубинно-насосного фонда скважин является вариант, где борьба с АСПО ведется химическими методами по технологии компании «Технотэк», а для фонтанного фонда скважин — внедрение электрокабельной установки «Фонтан». Технико-экономический анализ использования предложенных методов позволил конкретизировать условия их применения на месторождении и сформулировать рекомендации по их использованию. 1. Химический метод борьбы с АСПО, с использованием жидких химических реагентов по технологии, разработанной специалистами ООО «Компания Технотэк», рекомендуется использовать в скважинах, где добыча нефти осуществляется с помощью глубинных насосов. При этом годовая экономия от использования метода составит более 1,8 млн рублей. 2. Метод борьбы с АСПО при помощи электрокабельной установки «Фонтан» следует использовать в скважинах с фонтанным способом извлечения нефти. При этом прибыль от использования этого метода на скважине № 137 составит около 700 тыс. рублей в год. Внедрение на производстве предложенных рекомендаций позволит значительно повысить эффективность применения технико-технологических мероприятий по борьбе с асфальтосмолопарафиновыми отложениями на месторождении Ключевое-Дыш.

омпания ОАО «Газпром» готова приступить к практической реализации проекта «Южный поток» в 2013 году. Об этом компания сообщает в своем пресс-релизе по итогам совещания под руководством председателя правления Алексея Миллера. Участники совещания обсудили ход работ по проекту «Южный поток». Как отмечалось, силами «Газпрома» в точном соответствии с графиком получены конкретные результаты: проведены инженерные и рекогносцировочные изыскания в Черном море, завершена разработка технико-экономического обоснования морского участка проекта.

В настоящее время ОАО «Газпромом» готовит сводное ТЭО, которое будет объединять данные по отдельным участкам газопровода, а также разрабатывает технические решения для строительства магистрали. Ожидается, что результаты этой работы позволят приступить к реализации проекта уже в 2013 году. «У нас никаких сомнений в эффективности, востребованности и реализуемости «Южного потока». Более того, ОАО «Газпромом» уже предприняты конкретные действия, которые позволяют говорить о «Южном потоке» как о проекте, который воплощается в жизнь», — заявил в ходе совещания Алексей Миллер.

Досье «ГеоИнжиниринг» Проект «Южный поток» предусматривает строительство газопровода через акваторию Черного моря в страны Центральной и Южной Европы. Морской участок газопровода пройдет по дну Черного моря от компрессорной станции «Русская», находящейся на российском побережье до побережья Болгарии. Общая протяженность магистрали составляет около 900 км, максимальная глубина — 2 км.

Хорватией и Австрией. ЗАО «НИПИ «ИнжГео» по заказу генерального проектировщика ОАО «Гипроспецгаз» по объекту «Южный поток» в период с 10.2008 по 06.2009 г. выполняло инженерно-изыскательские работы на стадии обоснование инвестиций. Целью работ было изучение природных и техногенных условий территории прохождения трассы газопровода «Южный поток». Работы выполнялись по 3-м вариантам трассы, средняя протяженность каждого варианта трассы составляет 1600 км.

Предполагаемая мощность газопровода составит до 63 миллиардов кубометров голубого топлива в год.

Институт «Инжгео» на стадии предпроектной подготовки выполнял воздушно-лазерное сканирование участка объекта «Южный поток».

Для реализации сухопутной части проекта за пределами России подписаны межправительственные соглашения с Болгарией, Сербией, Венгрией, Грецией, Словенией,

Схема с официального сайта проекта «Южный поток» http://south-stream.info № 1 (8) 2010

Строительство и капитальный ремонт

Реконструкция ТЭЦ с монтажом парогазотурбинной установки

РЕКОНСТРУКЦИЯ ТЭЦ С МОНТАЖОМ ПАРОГАЗОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ Основой энергопроизводства на ОАО «Чепецкий механический завод » города Глазова является ТЭЦ. Она вырабатывает электрическую и тепловую энергию, пар и конденсат. Примерно на 60% обеспечивает потребности завода в электроэнергии, на 100 % — потребности в тепловой энергии, паре и конденсаторе. В то же время около 60 % генерируемой тепловой энергии предприятие реализует городу на нужды отопления и горячего водоснабжения населения, учреждений здравоохранения, образования, культуры и ряда промышленных предприятий. 90 % потребностей г. Глазова в данном виде услуг обеспечивается за счет ТЭЦ.

Фотобанк «Лори». Автор Александр Секретарев

Митюков Николай Витальевич

Дементьева Ольга Владимировна

д. т. н, проф. кафедры «Строительство

Дежурный электромонтер

и архитектура» НОУ ВПО «Камский ин-

Главного щита управления, цех

ститут гуманитарных и инженерных

16, ОАО «Чепецкий механический

технологий», г. Ижевск .

завод », г. Глазов

бъектом исследования является реконструкция существующих площадей и технологических коммуникаций ТЭЦ, с размещением парогазотурбинной установки (ПГУ). Цель работы — внедрить ПГУ в технологический процесс ТЭЦ, произвести технико-экономический расчет и обосновать экономическую эффективность выбранной установки. Цех № 16 — теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) является самостоятельным структурным подразделением предприятия, создан приказом руководителя предприятия № 28 от 08.03.1949 года. В соответствии с фундаментальным назначением и специализацией производства цех относится к цехам энергетического производства. ТЭЦ является элементом систем электроснабжения и теплоснабжения предприятия и входит в систему жизнеобеспечения города, как теплоисточник. В результате исследования были произведены расчеты: компоновки, вентиляции, отопления, автоматики, проработаны вопросы охраны труда, пожарной и экологической безопасности.

С целью повышения надежности работы ТЭЦ, снижения выбросов вредных веществ в атмосферу, снижения затрат на производство энергии, надежного и полного удовлетворения перспективных потребностей предприятия и г. Глазова в энергоресурсах была начата ее реконструкция с переводом котлов на топливный режим «газ-мазут». Реконструкция производится в соответствии с «Программой основных направлений реконструкции и создания новых производств, энергосбережения природоохранных предприятий ОАО «ЧМЗ» до 2005 года. В настоящее время переведено на газ 7 котлов: • в 1998 году переведены на природный газ три мазутных водогрейных котла; • в 1999 году переведены на природный газ два мазутных энергетических котла; • в 2002–2003 году переведены на природный газ и мазут два угольных котла. Экономия обеспечивается замещением дорогих видов топлива природным газом, автоматизацией процессов (внедрена автоматизированная система № 1 (8) 2010

Строительство и капитальный ремонт

В настоящее время в эксплуатации на ТЭЦ находится следующее основное оборудование: • девять котлов среднего давления паропроизводительностью по 75 т/ч с параметрами 36 кгс/см2, 4200 °С. Для котлов ЦКТИ-75-39Ф2 ст. №№ 7–10 основным топливом является уголь, для котлов типа БКЗ-75-39ГМ ст. №№ 11–15 основным топливом является газ (резервный — мазут); • шесть котлов водогрейных ПТВМ-100 теплопроизводительностью по 100 Гкал/ч. для водогрейных котлов ст. №№ 16–18 основным топливом является мазут, для водогрейных котлов ст. №№ 19–21 основным топливом является газ, резервный — мазут; • пять паровых турбин номинальной мощностью по 12 МВт: три турбины типа АПР-12-1 ст. №№ 3,7,8, две турбины типа ДК-20-120 ст. №№ 5,6; • одна турбина с противодавлением ст. № 1 типа АР-6-6 мощностью 6 МВт. Пылеугольные котлы ст. №№ 1–6, выработавшие ресурс, демонтированы. 27

Параметры пара перед турбинами 29 кгс/см2, 4000 °С. Турбины имеют регулируемый производственный и теплофикационные отборы. Теплофикационные отборы объединены общим коллектором, из которого пар поступает на четыре бойлерные. Тепловая нагрузка четырех бойлерных — 260 Гкал/час. Параллельно с бойлерными в основном режиме работают три водогрейных котла. Еще три водогрейных котла работают в пиковом режиме. Было принято решение вместо демонтированных котлов первой очереди ТЭЦ №№ 2, 3, 4, 5, 6 установить в освобожденной ячейке главного корпуса ПГУ в составе ГТУ марки GТI0В2 фирмы «Siemens» мощностью 24,5 МВт и котла-утилизатора К-38/3,9228-547 Таганрогского завода паропроизводительностью 40,61 т/ч для выработки пара параметрами 4400С и 3,9 МПа, подаваемого в общий паровой коллектор для выработки электроэнергии на существующих турбоагрегатах. Это дало возможность уменьшить на 114,8 млн. кВт ч покупку дорогостоящей электроэнергии от «Удмуртэнерго», дополнительно выработать 242,6 Гкал в год теплоэнергии, полностью исключить потребление угля в летний период и максимально снизить его потребление в отопительный сезон, тем самым обеспечить стабильную работу системы теплоснабжения населения г. Глазова, резко улучшить экологическую обстановку в городе, снизить затраты на содержание топливных складов, сложных и энергозатратных систем подготовки и подачи твердого и жидкого топлива, золоудаления и золоотвалов, снизить затраты на электроснабжение завода. Степень внедрения — проект реализован, объект сдан в опытно-промышленную эксплуатацию. Реализация проекта позволила уменьшить расходы, связанные с закупкой электроэнергии и топлива, заменить морально устаревшие средства измерения и автоматики, провести техническое переоснащение ТЭЦ, а также уменьшить покупку дорогостоящей электроэнергии от «Удмуртэнерго». Выполненные технико-экономические расчеты подтвердили правильность принятого решения о реконструкции ТЭЦ с установкой ПГУ. Целесообразность строительства ПГУ подтверждается полученными показателями по срокам и по доходности. Простой срок окупаемости затрат на сооружение ПГУ составит 7,5 лет. Исходя из полученных результатов, предлагается после ввода в промышленную эксплуатацию и освоение ПГУ № 1 продолжить работу по реконструкции ТЭЦ, а именно демонтировать паровые котлы ЦКТИ-7539Ф2, работающих на углях и установить ПГУ № 2.

Список использованных источников и литературы СНиП 2.04.08-87 Газоснабжение. Строительные нормы и правила. СНиП II-35076 Котельные установки. Строительные нормы и правила. ПБ 10-573-03 Правила устройства и безопасности при эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

Второе рождение Краснодарской теплоэлектроцентрали

Фото: Алексей Абрамчук

Фотобанк «Лори». Автор Александр Секретарев

управления котлоагрегатами), совершенствованием тепловой схемы ТЭЦ, снижением выбросов. Для сохранения достигнутых показателей работы ТЭЦ необходимо перевести на сжигание газа еще один пылеугольный котел. Это позволит производить текущие и капитальные ремонты котлоагрегатов без включения замещающих мощностей на угле в летний период. Поскольку перевод котлов на газ не решает основной задачи — экономичной выработки недостающей для предприятия электроэнергии, и особенно в неотопительный сезон, необходимо строительство на ТЭЦ парогазовой установки (ПГУ). Это позволит выработать на газовой турбине дополнительную электрическую мощность, получить с котла-утилизатора пар и, направив его в станционный коллектор, увеличить вырабатываемую электрическую мощность с существующих паровых турбин. Строительство ПГУ позволит полностью покрыть потребность предприятия в электроэнергии и уменьшить ее себестоимость.

Лента новостей ТЭКа

последних числах мая в Краснодар из порта Темрюк баржей был доставлен японский генератор для установки на Краснодарской ТЭЦ, в тот же день его перевезли на стройплощадку. Таким образом, начался базовый этап реконструкции главного объекта кубанской генерации, которую планируется завершить в 2011 году. В 2010 году собственник Краснодарской ТЭЦ (ООО «ЛУКойл-Кубаньэнерго» — энергетическое подразделение НК «ЛУКойл») запланировал инвестировать в реконструкцию 10 млрд рублей. До конца этого года энергостроители рассчитывают завершить монтаж турбинного оборудования и котлов. Напомним, что старт реконструкции энергообъекта был дан 23 ноября 2007 года закладкой памятной капсулы в основание энергоблока губернатором Кубани Александром Ткачевым. Нынешнее энергетическое оборудование станции изготовлено в 50–60-х годах. Краснодарская ТЭЦ состоит из блочной и неблочной части. Первая представлена шестью котлами общей паропроизводительностью 1100 т\час и пятью турбинами электрической мощностью 159 тысяч кВт и тепловой — 436 Гкал\час. Блочная часть — четырьмя энергоблоками электрической мощностью 489 тысяч кВт

и тепловой — 420 Гкал\час. В настоящее время установленная электрическая мощность станции составляет 648 МВт, тепловая мощность — 856 Гкал/час, ежегодный отпуск тепловой энергии с паром и горячей водой — около 1,2 млн Гкал. Основное топливо — природный газ, резервное — мазут. После проведения реконструкции с монтажом ПГУ410, мощность ТЭЦ возрастет на 39 % до 900 МВт. В оборудование нового энергоблока входит газовая турбина Mitsubishi Heavy Industries типа M701F4 номинальной мощностью 303,4 МВт, генератор газовой турбины с водородным охлаждением, паровая теплофикационная турбина номинальной мощностью 140 МВт и генератор паровой турбины с воздушным охлаждением. Специалисты отмечают, что реконструкция ТЭЦ не только увеличит ее мощность, но и сделает ее экономически более эффективной и экологически безопасной с учетом замены устаревшего оборудования, действующего на станции. Валовые выбросы оксидов азота уменьшатся на 20 %, удельные выбросы оксидов азота — на 11 %, удельные выбросы парниковых газов — на 20 %. На 45 % уменьшится забор воды на производственные нужды из реки Кубань. Предполагается, что все работы по реконструкции завершатся в третьем квартале 2011 года. № 1 (8) 2010

Вопросы экономики и управления

Дорожная карта менеджмента

Дорожная карта менеджмента Сегодня существует большое количество инструментов управления — методы управления бизнес-процессами, инновационный менеджмент, менеджмент проектов, знаний и т. д . В условиях большого разнообразия, а возможно, и избыточности таких подходов полезными могут оказаться так называемые инструменты-интеграторы — системные механизмы, позволяющие выстроить весь ряд указанных методик в единое целое. О двух таких системных механизмах — стандарте ИСО 9004 и системах самооценки пойдет речь в данной статье.

Свитенко Денис Витальевич директор ООО «Консент-Менеджмент», главный аудитор TUV International Certification (Германия), эксперт по сертификации СМК «ГОСТ-Р»

Фотобанк «Лори». Автор Хакимуллин Сергей

Новая версия ИСО 9004

30 октября 2009 г. вышла новая версия стандарта ИСО 9004. По исследованию, проведенному Международной организацией по стандартизации (ISO), стандарт ИСО 9004 версии 2000 года не отражал потребности бизнеса в улучшении деятельности, не добавлял ценности системам менеджмента качества и не был востребован бизнесом. Сможет ли новая версия завоевать популярность на предприятиях, будет ли она полезна бизнесу, поднимет ли он популярность стандартов ИСО серии 9000, в частности, повысит ли востребованность ИСО 9001? Ответы на эти вопросы сможет дать время, мы же проанализируем содержание новой версии стандарта. В настоящем анализе использовался перевод, сделанный В. Качаловым (редакция от 06.01.2010 г.) Итак, что же нового в стандарте ИСО 9004:2009? Изменился сам акцент, сама концепция ИСО 9004. Если предыдущая версия называлась ИСО 9004:2000 «Системы менеджмента качества. Рекомендации по улучшению деятельности», то новая версия — «Менеджмент в целях достижения устойчивого успеха организации. Подход на основе менеджмента качества» (Managing for the sustained success of an organization — A quality management approach). Следует отметить, что концепция устойчивого развития (sustainable development) сейчас борется за лидерство среди идей существования общества на планете. Устойчивое развитие в формулировке ООН —

«развитие общества, которое позволяет удовлетворять потребности нынешних поколений, не нанося при этом ущерба возможностям, оставляемым в наследство будущим поколениям для удовлетворения их собственных потребностей». Устойчивое развитие по законодательству РФ — «гармоничное развитие производства, социальной сферы, населения и окружающей природной среды». И в этой части название стандарта, наверное, не случайно. В соответствии с определением, приведенным в ИСО 9004, устойчивый успех — результат способности организации достигать своих целей и удерживаться на этом уровне в течение длительного времени. Хотя, как видим, в рамках ИСО 9004 устойчивый успех компании трактуется несколько иначе, чем устойчивое развитие общества, новая версия стандарта обращает внимание и на вопросы экологии, и на вопросы социальной ответственности. Согласно концепции стандарта, развернутая модель системы менеджмента качества, основанная на процессном подходе, приведена на рисунке 1. Разработчики отказались от следования пунктам ИСО 9001 и, в отличие от предыдущей версии, перестали его цитировать. Содержательная часть документа состоит из 6 разделов: «Менеджмент для достижения устойчивого успеха организации», «Стратегия и политика», «Менеджмент ресурсов», «Менеджмент процессов», «Мониторинг, измерение, анализ и изучение», «Улучшение, инновации и извлечение уроков». Приложения содержат методику № 1 (8) 2010

Вопросы экономики и управления

Дорожная карта менеджмента

рисунок 1.

Постоянное улучшение системы менеджмента качества, Вопросы экономики и управления ведущее к устойчивому успеху

Среда организации

Раздел 4 ИСО 9004 Менеджмент для достижения устойчивого успеха организации

Заинтересованные стороны

Потребности и ожидания

Потребители

Среда организации

Раздел 5 ИСО 9004 Стратегия и политика

Раздел 6 ИСО 9004 Менеджмент ресурсов (расширенный)

Заинтересованные стороны Раздел 9 ИСО 9004 Улучшения, инновации и обучение

Раздел 5 ИСО 9001 Ответственность руководства

Раздел 6 ИСО 9001 Менеджмент ресурсов

ISO 9001

Раздел 8 ИСО 9001 Измерение, анализ и улучшение

Раздел 8 ИСО 9004 Мониторинг, измерение, анализ и изучение

Удовлетворенность

Раздел 7

ИСО 9001 Создание продукции

Требования и ожидания

Раздел 7 ИСО 9004 Менеджмент процессов

Продукция

Потребители

ISO 9004

Основа: Принципы менеджмента качества (ИСО 9000) Условные обозначения Поток информации Деятельность, добавляющая ценность

самооценки (более подробно о моделях самооценки — во второй части статьи) и развернутое описание принципов менеджмента качества (заимствованное слово в слово из брошюры ИСО «Принципы менеджмента качества»). Принципов, кстати, так и осталось 8, несмотря на то, что изначально разработчики озвучивали увеличение их количества до 12. Первый раздел «Менеджмент для достижения устойчивого успеха организации» предлагает обратить внимание на общие подходы, которые обеспечат предприятию устойчивый успех — долгосрочные планы на будущее, постоянный анализ среды, в которой существует организация, установление взаимовыгодных отношений со всеми заинтересованными сторонами (потребители, собственники, работники организации, поставщики, общество в целом) и т. д. 31

Многие из тезисов, озвученных в этом разделе, раскрываются в следующих более подробно. Раздел 2 «Стратегия и политика» предлагает установить стратегию и политику, обеспечить их развертывание по всей организации, обеспечить распространение информации о стратегии и политике. Раздел 3 «Менеджмент ресурсов» предлагает предприятию управлять финансовыми ресурсами, персоналом, поставщиками и партнерами (в этом стандарте поставщики и партнеры отнесены именно к ресурсам), инфраструктурой, производственной средой (и здесь, в отличие от ИСО 9001:2008, уточняется, что под таковой следует понимать также правила и инструкции по технике безопасности, использование защитных средств), знаниями, информацией и технологиями, природными ресурса-

ми (здесь, а также в подразделах «Работники организации» и «Производственная среда», можно проследить перекличку с понятием «устойчивое развитие»). «Менеджмент процессов» — седьмой раздел — устанавливает рекомендации по управлению процессами организации. Все, что там сказано, — планирование процессов и управление ими, распределение ответственности и полномочий и т. д. — уже сложившая общая практика по управлению процессами в рамках ИСО 9001 — наиболее распространенный методологический подход, используемый начиная с версии 2000 г. Восьмой раздел «Мониторинг, измерение, анализ и изучение», помимо прочего, включает рекомендации использовать для этих целей внутренний аудит, бенчмаркинг, самооценку, а также ключевые показатели деятельности. Заключительный девятый раздел описывает подход к улучшениям, инновациям, рискам, извлечению уроков. Та к и е п о н я т и я, к а к «п р о ц е с с н ый п од ход» и «управление рисками» акцентируются во всех разделах новой версии стандарта. Так, в стандарте, процесс рекомендуется применять не менее, чем в 16 случаях (при разработке, анализе и реализации стратегии, управлении инновациями и постоянным совершенствованием, управлением ресурсами, в частности, финансовыми и т. д.). Так же как и в прошлой версии, речь идет не только о результативности, но и об эффективности процессов. Термин «управление рисками» в тексте встречается 38 раз, против 19 в предыдущей версии. Это позволяет сделать вывод о том, что это наиболее актуальные методы, которые рекомендуются сегодня предприятиям сообществом специалистов в области менеджмента. Отдельных слов заслуживают требования, связанные с персоналом. Разделы, в которых они установлены, в отличие от многих других, содержат конкретные рекомендации. Так, руководству предлагается поддерживать коллективное видение, коллективные ценности в организации, преобразовывать стратегические цели в персональные производственные задачи и планы по их решению, оценивать личную производительность по результатам решения персональных производственных задач. Рекомендуется разработать и обеспечить выполнение плана развития персонала, внедрять системы признания и вознаграждения, основанные на индивидуальной оценке личных достижений, планировать служебный рост работников, проводить постоянный анализ уровня удовлетворенности, а также потребностей и ожиданий персонала. Следует отметить большую концептуальность новой версии стандарта: там, где в версии 2000 г. были конкретные инструменты и указания, здесь по большей части обошлись общими фразами. Но в этом, возможно, и преимущество внесения изменений — сейчас стандарты (точнее, версии одного и того же стандарта) дополняют друг друга и возможно совместное их использование. Вместе с тем все подходы — инновации, управление знаниями, управление рисками, KPI, бенчмаркинг, процессный

подход и т. д. — не являются радикально новыми. Существует довольно обширная методическая база их применения. Что можно в этой связи предпринять нашим компаниям? По опыту, службам качества сложно убедить руководство и персонал компании применять (внедрять) какие-либо методы, если они не являются обязательными (как требования ИСО 9001) или если с этими требованиями не согласен руководитель (и лично в них не заинтересован). Мы имеем четкие примеры того, как организации начинали применять некоторые тезисы ИСО 9004 только тогда, когда они становились обязательными требованиями (например, в рамках СТО Газпром 9001). А значит, главное — убедить руководителей в полезности стандарта, или, по крайней мере, заинтересовать их. Чтобы что-то извлечь из стандарта, мы считаем, что руководителям службы качества следует сделать презентацию для высшего руководства на 60 минут. А потом совместно определить те методы, которыми следует воспользоваться, установить последовательность шагов. Ведь как бы не критиковалось семейство стандартов серии 9000 — стандарт ИСО 9004:2009 — это своего рода дорожная карта улучшения систем менеджмента качества, и другого сбалансированного инструмента нет. Итак, несмотря на то что предложенные методы не являются новыми для менеджмента, а в самих разделах, их описывающих, нет сколько-нибудь оригинальных методических подходов, необходимо подчеркнуть, что если наши предприятия будут использовать то, что предлагается, они смогут сделать шаг вперед, несмотря на существующие барьеры. Также стандарт дает комплексную картину, обеспечивает системный подход к вопросам, которые должны применяться на предприятии для достижения устойчивого успеха. А, следовательно, это делает его полезным для предприятий и, бесспорно, заслуживает самого внимательного анализа и поиска в нем инструментов и методов для применения в каждой организации.

Чтобы что-то извлечь из стандарта, мы считаем, что руководителям службы качества следует сделать презентацию для высшего руководства на 60 минут. А потом совместно определить те методы, которыми следует воспользоваться, установить последовательность шагов.

Системы самооценки «Передо мной встала задача провести самооценку организации. Поделитесь, пожалуйста, своим опытом…» — разместил на одном из форумов сообщение пользователь с ником KolesnikovaVA. В ответ сообщество отозвалось, предлагая различные варианты и решения в области самооценки. Было перечислено множество различных методов: модель делового совершенства EFQM, № 1 (8) 2010

Вопросы экономики и управления

модель оценки Маслова, модель премии правительства РФ в области качества и многие другие. Мы рассмотрим наиболее распространенные подходы к самооценке. В соответствии с ИСО 9004:2009 самооценка — всесторонний и систематический анализ деятельности организации, а также достигнутых ею результатов по сравнению с выбранным эталоном. Подходы к самооценке можно разделить на 3 группы: Первая группа: премии в области качества Как и стандарты на системы менеджмента качества, премии (конкурсы) в области качества подразумевают не только (и, наверное, не столько) оценку непосредственно качества продукции (услуги) предприятия. Оценивается скорее система управления и результаты, которых удалось добиться руководству организации, используя эту систему управления. Такие премии инициируются преимущественно на государственном уровне (хотя есть примеры межгосударственных премий: Европейская премия по качеству, премия СНГ в области качества). Распространены также региональные премии. Также они учреждаются на уровне холдингов и компаний. Как правило, премии по качеству не предусматривают денежную награду. Победителям вручается символ, который они могут использовать в рекламных целях. При этом они должны в той или иной форме поделиться своим опытом с другими. Премия является конкурсом, в каждой существует разделение предприятий по группам — численности, форме собственности и т. д.

В соответствии с ИСО 9004:2009 самооценка — всесторонний и систематический анализ деятельности организации, а также достигнутых ею результатов по сравнению с выбранным эталоном.

К наиболее известным премиям можно отнести следующие: 1) Премия Деминга (Deming Prize) «В основе качества продукции лежит и качественный менеджмент на всех уровнях, т. е. такая организация работы коллективов людей, когда каждый работник получает от нее удовольствие» — такова основная идея лекций профессора Эдварда Деминга — американца, приглашенного в 1950 году выступить перед ведущими промышленниками Японии (источник: http://deming.ru). В 1951 году Японский союз ученых и инженеров (Union of Japanese Scientists and Engineers — JUSE), в знак благодарности доктору Демингу за разработку программы восстановления японской промышленности и развитие идей качества в Японии, учредил престижную ежегодную премию его имени — Премию Деминга. В рамках премии оцениваются следующие категории: • политика в области управления и ее реализация, • разработка новой продукции и инновация процессов, • поддержание и улучшение качества, • система менеджмента, 33

Дорожная карта менеджмента

• анализ информации и применение новых технологий, • развитие человеческих ресурсов. 2) Национальная премия качества Малькольма Болдриджа (Malcolm Baldrige National Quality Award) 3-го августа 1987 года президент Рональд Рейган подписал Закон 100-107, учреждающий Премию Качества Малколма Болдриджа. Текст закона начинается словами: «… лидерство США в обеспечении качества изделий и качества процессов оспаривалось (и иногда успешно) зарубежными конкурентами, и темпы роста нашей внутринациональной производительности оказались меньше, чем у наших конкурентов за последние два десятилетия». Этот закон объявил войну низкому качеству с целью защитить американские компании от давления со стороны конкурентов и преодолеть экономический спад 1980-х годов. За годы своего существования Премия Болдриджа выросла из конкурса в принципиально новый подход к управлению организацией. В основе оценки по премии Болдриджа лежат семь критериев: • лидерство, • стратегическое планирование, • ориентация на потребителя и рынок, • измерение, анализ и управление на основе знаний, • важность человеческих ресурсов, • оперативное управление, • бизнес-результаты. 3) Европейская премия качества (European Quality Award) Европейская Премия Качества — самая престижная европейская награда за достижение превосходства в бизнесе — находится на вершине пирамиды многочисленных национальных и региональных премий Европейских стран в области качества. Соискатели Европейской премии, как правило, первоначально добиваются успеха в этих локальных конкурсах, а уже затем включаются в борьбу за главную премию Европы в области качества. Организатором и учредителем Европейской премии качества является Европейский фонд управления качеством (European Foundation for Quality Management — EFQM). Это партнерство более чем 750 различных европейских организаций, каждая из которых стремится к повышению эффективности и достижению превосходства в бизнесе. Критерии Европейской премии качества делятся на две группы: «Возможности» и «Результаты». Группа «Возможности» включает в себя аспекты: • лидерство, • политика и стратегия, • люди, • партнерство и ресурсы, • процессы организацией. Группа «Результаты» включает: • удовлетворение потребителей, • удовлетворение персонала, • влияние на общество, • ключевые результаты деятельности. За достижения в каждой из этих групп предприятие может получить по 50 % максимального количества баллов.

4) Премия Правительства Российской Федерации в области качества Премия Правительства РФ в области качества вручается с 1997 года. В основе российской премии лежат модель и критерии Европейской премии качества (с той разницей, что в РФ почему-то решили, что группа «Возможности» должна вно-

сить на 5 % больший вклад в получение премии, чем группа «Результаты» — 55 и 45 соответственно). На рисунке 2 приведена графическая модель, по которой оцениваются предприятия-участники конкурса на соискание премии (последняя версия модели была опубликована в 2009 г., источник: www.vniist.ru).

рисунок 2.

Модель премии правительства Российской Федерации в области качества

Персонал

Удовлетворенность персонала

110

Лидирующая роль руководства

110

баллов

(11 %)

(8 %)

Политика и стратегия организации в области качества

Процессы, осуществляемые организацией

Удовлетворенность потребителя качеством продукции или услуг

Результаты работы организации

120

баллов

(11 %)

(8 %)

(16 %)

(8 %)

(12 %)

Возможности

Партнерство и ресурсы

Влияние организации на общество

баллов

(8 %)

550 баллов (55 %)

Результаты

450 баллов (45 %)

№ 1 (8) 2010

Вопросы экономики и управления

Дорожная карта менеджмента

рисунок 3.

Таблица 1..

Менеджмент для достижения устойчивого успеха организации

Информация о некоторых других премиях в области качества (источник: http://www.support17.com/ )

4. Менеджмент для достижения устойчивого успеха организации

Страна

Наименование премии

Состав критериев премии

Категории участниковпобедителей

Год учреждения, частота присуждений

Уровень презентации победителей конкурса

Аргентина

Национальная премия по качеству

На основе модели TQM

Государственные и частные предприятия

1992, ежегодная

Президент

5 4.5

Бельгия

Бельгийская премия по качеству

На основе европейской модели TQM

Малые, средние и большие предприятия

1990, ежегодная с 1994

Министр правительства на гала-церемонии

Великобритания

Премия по качеству Объединенного королевства

Совместима с Европейской премией

Открыта для всех коммерческих организаций

1994, ежегодная

Премьер-министр

Дания

Датская премия по качеству

На основе европейской модели TQM

Общенациональная

1993, ежегодная

Министр промышленности на специальной церемонии во Всемирный день качества

Ирландия

Премия за высшее качество Ирландской ассоциации качества

На основе премии М. Болдриджа, Европейской премии, премии Деминга, Датской и Шведской

Один победитель из 10 обладателей региональных премий (8 из которых — промышленные компании, а 2 — из сферы услуг)

1982, ежегодная

Президент на специальной церемонии в Дублине

Исландия

Премия Исландской ассоциации поощрения качества

На основе премии М. Болдриджа, Европейской премии, премии Деминга, Датской и Шведской

Один национальный победитель из шести компаний, трех частных и трех государственных

1993, ежегодная

Премьер-министр на специальной церемонии во Всемирный день качества

Нидерланды

Голландская премия по качеству

На основе европейской модели TQM

Один победитель, участвовать могут все

1992, ежегодная

На специальной церемонии в Амстердаме

Норвегия

Норвежская премия по качеству

С 1992 г. основывается на премии М. Болдриджа и Европейской премии

Общенациональная

9. Улучшение, иннновации и извлечение уроков

1.5

0.5 0

8. Мониторинг, измерение, анализ и изучение

Выполнение 1974, ежегодная

5. Стратегия и политика

3.5 3 2.5 2

6. Менеджмент ресурсов

7. Менеджмент процессов

На специальной церемонии

Цель

Словакия

Премия Словакии по качеству

Используют ся шесть из девяти критериев Европейской премии

Малые, средние и большие предприятия

1994, ежегодная

Министр экономики на специальной церемонии во Всемирный день качества

Финляндия

Финская премия по качеству

На основе премии М. Болдриджа

Промышленность, сфера услуг, малые и средние предприятия

1994, ежегодная

Премьер-министр во Всемирный день качества

Франция

Французский приз за качество

На основе премии М. Болдриджа и Европейской премии

Предприятия с численностью работающих не более 500 человек, обладатели региональных премий по качеству

1992, ежегодная

Министр промышленности

Швеция

Шведская премия по качеству

На основе премии М. Болдриджа

Общенациональная

1992, ежегодная

Король Карл Густав

Вторая группа: подходы, основанные на международных стандартах в области менеджмента. Пример другого подхода к самооценке приведен в стандарте ИСО 9004. В соответствии с методикой пользователям предлагается оценить степень выполнения разделов стандарта по 5 уровням зрелости, от «Базового» до «Наилучшего опыта». В итоге оценки предприятие получает картину «удаленности от идеала» или «близости к идеалу». На рисунке 3 приведен пример иллюстрации результатов самооценки (источник — ИСО 9004:2009). В соответствии с предлагаемой методикой, по результатам проведения самооценки следует составить план улучшений и/или инноваций.

Третья группа: прочие подходы Это те подходы, которые предлагаются различными специалистами, действуют в различных организациях, но не копируют напрямую методики, приведенные в двух предыдущих группах. Причем не факт, что они за счет своей меньшей популярности представляют меньший интерес, чем перечисленные выше. Например, система самооценки RADAR предлагает оценку по 4 направлениям: результаты, подход, развертывание, оценка и обзор. На рисунке 4 приведена графическая модель системы RADAR (источник http:// www.quality.eup.ru). Существует еще большое количество примеров подходов, связанных с самооценкой. Актуальным, как № 1 (8) 2010

Вопросы экономики и управления

Дорожная карта менеджмента

рисунок 4.

S LT SU E R

0% 25 %

er ens nd e T

75 % 100 %

ling Mo

ing arn Le

g drin rbe Fo

W REVIE

r nde gru lbe Ve

atic tem Sis

NT & ME S S SE AS

50 %

r ere egr Int

ger gnin enli m m So r oge Ars fong Om

CH OA PR AP

l Mo

rel nte me ple Im

NT ME OY PL DE

•

Результаты (Results) — тенденции, цели, сравнения, причины, охват

•

Подход (Approach) — рациональный, интегрированный

•

Развертывание (Deployment) — осуществленность, систематичность

•

Оценка и Обзор (Assessment and Review) — измерение, изучение, улучшение

•

Логика оценки подразумевает, что организации необходимо следующее: определение Результатов, к которым она стремится, как части процесса создания ее политики и стратегии. Эти результаты охватывают работу организации, материально и оперативно, а также с точки зрения восприятия ее заинтересованными сторонами.

•

Планирование и развитие набора рациональных и интегрированных Подходов, которыми достигаются требуемые результаты в настоящем и в будущем.

•

Систематическое Развертывание подходов, гарантирующее полное выполнение.

•

Оценка и Обзор подходов, основанных на контроле и анализе достигнутых результатов и текущих действиях по изучению ситуации. Основываясь на этом, определяют и расставляют приоритеты, планируют и осуществляют усовершенствования, где это необходимо.

и в случае с ИСО 9004, остается вопрос: насколько это все востребовано в России? Несмотря на действия по популяризации систем самооценки (например, через государственные органы в рамках проведения Российской и региональных премий по качеству), большой популярности методы самооценки, к сожалению, так и не снискали. Количество предприятий, участвующих в премиях, по сравнению с общим количеством организаций несоизмеримо мало. С чем это может быть связано? Как и в случае с внедрением систем менеджмента качества, следует рассмотреть два фактора интереса предприятий к внедрению процедур самооценки: внешний и внутренний. Действительно, когда предприятие получает премию в области качества, можно говорить об определенной рекламе. Но проблема — в обилии «фальшивых» премий, дипломов, свидетельств в области качества, которые девальвировали действительно авторитетные премии, организуемые Правительством или главами регионов. Так, коллеги из одной краснодарской организации представили недавно письмо такого содержания: «Просим Вас получить Сертификат соответствия международным стандартам качества управления (видимо, всем сразу — прим. автора)». Отправитель находится в Лондоне. Для того, чтобы получить сертификат достаточно было оплатить его пересылку (причем стоимость пересылки была значительно дороже стоимости стандартной экспресс-доставки: возможно, президент организации, выдавшей этот сертификат, хотел приехать лично). Никто на предприятии не подавал заявки и других данных для получения этого сертификата. Очевидно, организаторы пользовались какими-то открытыми источниками — скорее всего, телефонным справочником. Количество различных свидетельств и дипломов, подтверждающих, что качество компании «самое лучшее», «компания — лучший поставщик», «руководитель — главный инноватор и модернизатор», которые

висят в кабинетах наших руководителей, очень велико. И ничего не надо для этого делать, достаточно просто заплатить. Что касается внутренних факторов, стало общим местом говорить о том, что для российских предприятий и получение сертификата соответствия ИСО 9001 является часто сложной задачей. Возможно, в чем-то это соответствует действительности, но видится, что основная причина не в этом. Премию можно рассматривать как один из векторов движения предприятия после внедрения ИСО 9001. Ведь порядка 90 процентов организаций, решившихся проводить у себя самооценку, участвовать в Премиях в области качества, пришли к этим решениям после внедрения систем менеджмента качества. То есть проведение самооценки можно рассматривать как следующий шаг развития систем качества. И когда система внедрена, руководство предприятия обычно ищет новые способы и векторы своего развития. И тут появляется выбор: или не предпринимать ничего (по крайней мере, ничего значимого), или идти по пути внедрения различных методик и методологий управления. Например, внедряя ERP-сиситемы, системы управления проектами (там, где это уместно), прочие проекты по автоматизации деятельности и т. д. Самооценка — одно из таких направлений. И, возможно, т. к. ресурсы ограничены, предприятие не всегда выбирает именно этот путь. В первой части статьи говорилось о том, что ИСО 9004:2009 является «новым ориентиром» в области «продвинутого менеджмента», дорожной картой управления. Параметры самооценки, будь то модели делового совершенства или модель ИСО 9004, также являются такими ориентирами, они тоже — дорожная карта управления. И прибегать к самооценке, как нам кажется, необходимо в первую очередь, а не тогда, когда все остальные пути и методики улучшения пройдены и испробованы. Бесспорно, самооценкой начинают заниматься сильные компании, и это делает их еще сильнее.

Азотные, кислородные установки Мембранные газоразделительные установки и блоки

ТГА - 10/251 С - 95 –самоходная компрессорная станция на шасси КАМАЗ повышенной проходимости Производительность – 10 м3/мин. Давление – 250 атм. Чистота азота – 95 %

Передвижные и блочно-модульные компрессорные станции Винтовые и поршневые компрессорные установки

ТГА - 3/15 Б - 97 блочно-модульная компрессорная станция в 20-ти футовом контейнере Производительность – 3 м3/мин. Давление – 15 атм. Чистота азота – 97–99 %

e-mail: info@tegaz.ru, www.tegaz.ru, www.тегас.рф

Сервисное обслуживание и ремонт компрессорного оборудования Поставка технических газов on-site

АМУ - 0,33/13 с ресивером Производительность – 0,33 м3/мин. Давление – 13 атм. Чистота азота – 96 %

тел. (861) 299-09-09 факс (861) 279-06-09

Материалы и оборудование

КРИОСТАТ КР-80: высокая производительность поверки в диапазоне от –80 до +40 ОС

КРИОСТАТ КР-80: ВЫСОКАЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ПОВЕРКИ В ДИАПАЗОНЕ ОТ –80 ˚С ДО +40˚С Вопросы наличия на рынке и стоимости оборудования для поверки средств измерения температуры являются одними из наиболее актуальных в практической метрологии. В настоящее время предлагается большой перечень метрологического оборудования от российских и зарубежных производителей, причем технические параметры приборов значительно отличаются друг от друга. Какими же критериями должен руководствоваться поверитель при выборе средств поверки?

Шевелев Юрий Валентинович ведущий инженер СКБ, ОАО НПП « ЭТАЛОН», г. Омск

ассмотрим этот вопрос на примере жидкостного криостата с возможностью реализации отрицательного диапазона температур, а именно криостата регулируемого КР-80 производства ОАО НПП «Эталон», г. Омск, с диапазоном воспроизводимых температур от –80 до +40 оС. В этом диапазоне температур поверяются в основном термометры сопротивления и стеклянные жидкостные термометры, следовательно, нужно руководствоваться требованиями ГОСТ Р 8.624-2006 [1], ГОСТ 8.279-78 [2] или ГОСТ 8.317-78 [3]. ГОСТ Р 8.624-2006 [1] требует, чтобы неравномерность температуры в рабочем объеме термостата не превышала 1/5 от допуска поверяемых ТС. Для самого точного класса АА минимальным значением будет ±0,02 °С — 1/5 от допуска при температуре 0 оС. Согласно экспериментальным данным неравномерность температуры в рабочем объеме криостата КР‑80 не превышает ±0,02 °С во всем диапазоне температур. 39

Также ГОСТ Р 8.624-2006 [1] требует, чтобы нестабильность поддержания температуры в криостате за 30 минут не превышала 1/5 от допуска поверяемых ТС. Значения нестабильности в КР-80 в различных температурных точках приведены в таблице 1. Не следует забывать о такой характеристике криостата, как производительность, о которой не упоминает ГОСТ [1], но которая важна для каждого поверителя. Ведь если криостат обладает временем выхода на температуру –80 оС порядка 6 часов, то времени на собственно поверку почти не остается. КР-80 выходит на температурный режим –80 оС, т. е. когда можно производить поверку, за 2,5 часа, что оставляет полезное время для поверки около 5,5 часов при 8-ми часовом рабочем дне. Типичный пример охлаждения и нагрева КР-80 приведен на рис. 2. Как видно на рис. 2, 2,5 часа — это максимальное время достижения стабилизированного режи-

Таблица 1.

Значения перепада в рабочей зоне и нестабильности в КР-80

1/5 допуска при заданной температуре по ГОСТ Р 8.625, оС Температура, С о

АА

+40

±0,034

±0,046

±0,1

±0,2

±0,02

±0,03

±0,06

±0,12

-40

±0,034

±0,046

±0,1

±0,2

-80

±0,047

±0,062

±0,14

±0,28

ма в КР-80. Если необходимо перейти на температурный режим, значение температуры которого не находится на краю диапазона воспроизводимых температур, то время значительно сокращается. Эта характеристика КР-80 дает нам уникальную производительность поверки, учитывая, что в криостат можно одновременно загружать до 6 датчиков диаметром менее 15 мм. Использование специальной кассеты позволяет применять криостат для поверки ртутных и спиртовых термометров полного погружения. С помощью насадки уровень теплоносителя поднимается выше верхнего торца криостата и термометр может быть погружен до уровня отсчитываемой отметки шкалы согласно требованиям ГОСТ 8.317-78 [3]. Для точного определения температуры, измеряемой стеклянным термометром, криостат снабжен видоискателем с 6-кратным увеличением. Резюмируя все вышесказанное, можно сделать вывод о том, что криостат КР-80 производства ОАО НПП «Эталон», г. Омск позволяет с высокой производительностью проводить поверку термометров сопротивления по ГОСТ Р 8.624 [1] и стеклянных термометров по ГОСТ 8.279-78 [2] либо ГОСТ 8.317-78 [3].

Список использованных источников и литературы ГОСТ Р 8.624-2006. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки. ГОСТ 8.279-78. Термометры стеклянные жидкостные рабочие. Методика поверки. ГОСТ 8.317-78. Термометры стеклянные ртутные образцовые. Методы и средства поверки.

рисунок 1.

– 79,95 79,96 – –79,95 – 79,97 – 79,96

График стабильности при –80 оС

11:30:00 11:30:00

12:00:00 12:00:00

12:30:00 12:30:00

13:00:00 13:00:00

13:30:00 13:30:00

79,98 – –79,97 79,99 – –79,98 – 80 – 79,99 – 80,01 – 80 80,02 – –80,01 80,03 – –80,02 80,04 – –80,03 80,05 – –80,04 – 80,05 рисунок 2.

График охлаждения и нагрева криостата КР-80

50,0 40,0 50,0 40,0 20,0 10,0 20,0 0,0 10,0 8:30:00 9:00:00 9:30:00 10:00:00 10:30:00 11:00:00 11:30:00 12:00:00 – 10,0 0,0 – 20,0 8:30:00 9:00:00 9:30:00 10:00:00 10:30:00 11:00:00 11:30:00 12:00:00 – 10,0 – 30,0 – 20,0 – 40,0 – 30,0 – 50,0 – 40,0 – 60,0 – 50,0 – 70,0 – 60,0 – 80,0 – 70,0 – 90,0 – 80,0 – 90,0 № 1 (8) 2010

Инженерные изыскания

Опыт использования материалов дистанционного зондирования Земли в оценке сейсмической опасности

рисунок 1

Прогресс в исследовании опасных геологических процессов тесно связан с применением материалов дистанционного зондирования, позволяющих выделять, анализировать взаимоотношения, ранжировать различные геологические структуры. Материалы космических съемок отражают все формы — результаты современных, вековых, новейших и древних тектонических движений, а при применении повторных съемок в сейсмоактивных районах можно непосредственно фиксировать как быстрые, так и медленные современные движения земной коры, их интенсивность и направленность [Burgmann et al, 2000]. Изучение сейсмической опасности по материалам дистанционного зондирования основывается на идентификации остаточных явлений и деформаций земной коры. Дистанционные материалы отражают участки повышенной трещиноватости, зоны глубинных, региональных и локальных разломов с тяготеющими к ним сейсмодислокациями, являющимися местами наиболее вероятного возникновения сильных землетрясений.

Овсюченко Николай Иванович

Рис 1. Космокарта, полученная на основе цифровых спектрозональных космоснимков Landsat TM, и карта сейсмоактивных разломов, составленная с использованием космос-

кандидат геолого-минералогических наук, начальник тематической партии ЗАО «НИПИ «ИнжГео », г. Краснодар

осмические снимки обладают двумя свойствами, обусловливающими специфический характер их информативности: 1) обзорностью; 2) естественной генерализацией. Обзорность космических снимков позволяет выявлять пространственные взаимоотношения тектонических структур любых порядков. Естественная генерализация дает возможность получения ранжированной информации о строении земной коры и выявления новых объектов путем интегра41

ции геолого-ландшафтных признаков. При этом возникает эффект «просвечивания» или «рентгеноскопичности» [Верещака и др., 1990], когда структуры фундамента могут просвечивать сквозь толщу рыхлых отложений мощностью в сотни метров. Разные уровни генерализации космических снимков выявляют специфические наборы отражаемых геологических объектов. При уменьшении масштаба изображения укрупняется ранг дешифрируемых структур, т. е. происходит объективная естественная генерализация структурного плана поверхности Земли.

По эмпирическим данным, качественные изменения информативности происходят при изменении масштаба снимка в 3–5 раз [Скарятин, 1973]. Современное состояние средств дистанционного зондирования позволяет дополнить свойства обзорности и естественной генерализации свойством детальности для изучения локальных проявлений сейсмичности и детального изучения активных разломов. В целях изучения современной тектоники тематическое дешифрирование применяется в двух аспектах [Овсюченко, Шварев, 2005]:

нимков. Карта составлена как основа для детального сейсмического районирования территории Южной Якутии Трасса нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан.

1) геолого-геоморфологическое, включающее морфоструктурную и морфодинамическую составляющие; 2) структурно-ландшафтное, ориентированное на идентификацию структурно предопределенных природно-территориальных комплексов, или геосистем. В качестве основы для дешифрирования линейных тектонических элементов нами используются различные сканерные космические снимки (в частности Landsat TM и ЕТМ+ с пространственным разрешением на местности 15–30 м), космофотоснимки с разрешением 5–15 м, материалы космической радарной № 1 (8) 2010

Инженерные изыскания

Опыт использования материалов дистанционного зондирования Земли в оценке сейсмической опасности

рисунок 2

рисунок 4

Рис. 2. Космокарты, составленные на основе цифровых спектрозональных космоснимков Landsat-4/5 и Landsat-7. Южное Приморье, площадка проектируемого резервуарного парка Перевозная. Схемы линеаментов отражают степень генерализации космоизображений. Красными линиями показаны основные линеаменты. Сопоставление с материалами региональных геолого-геофизических исследований показывает соответствие элементов линеаментной структуры разломам в кристаллическом фундаменте и осадочном чехле территории. Рис. 3. Космофотолинеаменты и регматические системы планетарной трещиноватости в районе г. Новороссийск (прямоугольником выделен район технологического тоннеля Грушовая-Шесхарис). Схема составлена на основе космофотоснимка МК. Рис. 4. Схема дешифрования аэрофотоснимков в районе технологического тоннеля ГрушоваяШесхарис. Последовательная генерализация материалов дистанционного зондирования позволила выявить сеть активных тектонических нарушений, что было подтверждено полевыми маршрутными, геофизическими и горно-буровыми работами. рисунок 3

Е № 1 (8) 2010

Инженерные изыскания

съемки трехсекундного разрешения, а также цифровые аэрофотоснимки и материалы лазерного сканирования масштаба 1:2000. Результатом дешифрирования являются: • анализ закономерных и аномальных сочетаний типов и комплексов экзогенных геологических процессов (ЭГП); • идентификация структурнозависимых ландшафтных комплексов; • выявление и точная локализация на местности активных тектонических нарушений.

Опыт использования материалов дистанционного зондирования Земли в оценке сейсмической опасности

рисунок 7

рисунок 5

Зона отрыва оползня

Гипотетическая поверхность водораздела до схода оползня

оползшая масса Рис. 5. Фрагмент цифрового космоснимка Landsat-7 (долины рек Сочи, Мамайка, Дагомыс). Красными линиями показаны активные разломы, черными — наиболее крупные, сейсмогенные оползни. Вверху фото одного из оползней. Грандиозный размер и характер строения оползня (оползание целой вершины) позволяют констатировать связь схода оползня с сильным землетрясением. Аналогичное строение и происхождение имеют остальные оползни, выявленные при дешифрировании материалов дистанционного зондирования. Оползни связаны с зонами активных разломов. Таким образом, полученная карта позволила разбраковать активные разломы на сейсмогенные и несейсмогенные. Зоны таких разломов являются опасными на предмет возможных сильных сейсмических сотрясений и схода крупных разрушительных оползней. Рис. 6. Материалы космической радарной съемки, Северное Забайкалье, Верхнеангарская впадина, трасса нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан. Зона высокоактивного сейсмогенерирующего Верхнеангарского разлома уверенно идентифицируется на границе впадины и горного хребта по местам тектонических деформаций молодых форм рельефа. Дешифрирование материалов дистанционного зондирования позволило точно локализовать на местности отдельные сегменты разломной зоны, тем самым выявив участки возможных повреждений трубопровода.

230°

К-1

5 1

рисунок 6

Аз пр 333°

Рис. 7. Пример выявления активного разлома с применением объемной модели рельефа, построенной на основе аэрофотоснимков. Южная Якутия, трасса нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан А — Модель рельефа на которой хорошо видно смещение надпойменных террас в зоне активного разлома. Линия разлома показана стрелками. Б, В — смещение четвертичных отложений в зоне разлома (зарисовка и фото стенки зачистки). Примененный комплексный методический подход позволил констатировать, что в зоне разлома не раз происходили сейсмотектонические подвижки (смещения). Таким образом, охарактеризованный разлом является структурой, контролирующей сейсмические проявления на этом участке трассы нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан. 45

№ 1 (8) 2010

Инженерные изыскания

рисунок 8 Участок

Опыт использования материалов дистанционного зондирования Земли в оценке сейсмической опасности

резкого расширения долины и локальной аккумуляции в опущенном крыле разлома

рисунок 9

Абсолютные отметки, м Оползший массив

Зона отрыва оползня

Северный портал автодорожного тоннеля

560 540 520

Мелкие скальные оползни

500 480 460

зы

мт

440

р. М

420 400 380 360 340 320 300

Рис. 8. Пример выявления активного разлома с применением детальных цифровых аэрофотоснимков. Характер строения долины р. Мзымта в районе пересечения с Кепшинским разломом (район устья рр. Ахцу и Кепша). Красными стрелками показана линия разлома. В северо-восточном, опущенном, крыле разлома располагается участок резкого расши-

Для выявления и точной локализации на местности активных тектонических нарушений применяется методика морфотектонического анализа — выявление элементов тектоники по совокупности структурных черт рельефа с применением данных дистанционного зондирования. Принципиальной основой морфотектонического анализа является соответствие рельефа темпам и характеру эндогенных процессов, что определяет две составляющие морфотектонического картирования (морфоструктурную и морфодинамическую). Относительные смещения блоков в процессе неотектонической активизации создают основные черты рельефа — морфоструктуры, ограниченные активными разломами, а характер экзогенной геодинамики отражает характер современной геодинамической активности в пределах блоков и межблоковых линейных зон. Наиболее благоприятным геоморфологическим объектом выявления новейших и современных тектонических движений являются речные долины, так как речное русло особенно чувствительно ко всякого рода тектоническим перемещениям. Перестройка речного русла во времени неизбежно отражается на морфологии поймы, склонах речной долины, особенностях ее 47

рения долины, в котором происходит интенсивная аккумуляция речных отложений. Это указывает на наличие молодой (возможно периодически обновляемой) аллювиальной подпруды, в зоне Кепшинского разлома. Анализ аэрофотоснимков позволил выявить и предварительно привязать на местности зоны высокоактивного разлома.

геоморфологического строения, находящих отражение в количестве, высоте, типах речных террас, их сохранности и характере поведения. При этом изучение речных пойм, имеющих обычно позднеголоценовый возраст (сотни — первые тысячи лет), современного русла (десятилетия), а также комплекса надпойменных террас, позволяет делать вывод об особенностях и тенденциях проявления молодых и современных тектонических движений, что крайне важно для решения ряда практических вопросов. Изучение тенденций экзогеодинамического развития или морфодинамики территории включает две составляющие: 1) тенденции развития рельефа и накопления рыхлых отложений в голоцене и позднем плейстоцене или выделение современных и палеоморфолитодинамических комплексов; 2) современные проявления экзогеодинамики. Дешифрирование проявлений экзогенных геологических процессов (ЭГП) основывается на детальном анализе форм ЭГП и последовательном анализе ассоциаций ЭГП, парагенетических взаимосвязей, морфодинамических комплексов и, в конечном счете,

280 260

река Мзымта

240

река Ацху

Рис. 9. Объемная схема крупного скального оползня, порожденного древним сильным землетрясением (материалы лазерного сканирования). Участок автодо-

региональных закономерностей ЭГП как отражения структурных особенностей территории. Мелкомасштабное дешифрирование ЭГП и, в целом, условий экзогеодинамики опирается на совокупность косвенных индикаторов — морфологию рельефа (крутизна склонов, высота, расчлененность, площади и типы водосборов и др.) — и, реже, прямых индикаторов для наиболее крупных проявлений ЭГП. Таким образом, при выявлении, точной локализации на местности и оценке степени современной активности опасных геологических процессов, в качестве подготовительного этапа используется структурногеоморфологический анализ широкого спектра материалов дистанционного зондирования [Овсюченко, 2006]. Примененная методика показала достаточно высокую эффективность при выявлении и изучении опасных процессов в различных регионах России, включая Центральный и Северо-Западный Кавказ, Восточную Сибирь, Приморье и др. Работы выполнены совместно с постоянным партнером — институтом физики Земли им. О. Ю. Шмидта РАН.

220

роги Сочи — Красная Поляна в районе п. Кепша. Участок проявления таких масштабных сейсмогравитационных процессов является потенциально опасным и в будущем.

Список использованных источников и литературы Верещака Т. В., Зверев А. Т., Сладкопевцев С. А., Судакова С. С. Визуальные методы дешифрирования. М.: Недра, 1990. 341 с. Овсюченко А. Н., Шварев С. В. Детальный морфотектонический анализ и оценка современной активности разрывных структур краевой части Северо-Западного Кавказа (Маркотхский хребет) // Геоморфология. 2005. № 2. С. 58–73. Овсюченко Н. И. Изучение современной активности тектонических нарушений в сейсмоопасных районах // Геопрофи. 2006. № 1. С. 51–55. Скарятин В. Д. Об изучении разрывной тектоники по комплексу разномасштабных космоснимков Земли (метод многоступенчатой генерализации) // Изв. ВУЗов. Геология и разведка. 1973. № 7. С. 62–67. Burgmann R., Rosen P., Fielding E. Synthetic aperture radar interferometry to measure Earth’s surface topography and its deformation // Ann. Rev. Earth. Planet. Sci. 2000, V. 28, pp. 169–209. № 1 (8) 2010

Инженерные изыскания: геодезические, геологические, гидрологические, геофизические

Опыт применения геофизических методов с целью идентификации морских геологических опасностей

рисунок 1. Технологическая

схема проведения морских геофизических исследований

Многолучевой эхолот «Reson SeaBat8111» Приемоизлучатель системы позиционирования «HiPAP» Маяк-ответчик системы позиционирования «HiPAP» Система гидролокатор + профилограф «Benthos C3D + SBP»

Миронюк Сергей Григорьевич

Клещин Сергей Михайлович

начальник сектора геодинамики и инженерной защиты

начальник геофизического

сооружений ООО «Питер Газ», канд. геол.-минерал. наук

отдела ООО «Питер Газ»

дной из важнейших задач морских инженерных изысканий является выявление и локализация опасных или неблагоприятных для прокладки трубопроводов участков морского дна. К ним относятся площади развития склоновых процессов, газонасыщенных и многолетнемерзлых грунтов, экзарации, зоны активных тектонических разломов и т. д. Необходимость изучения геологических опасностей закреплена в зарубежных и отечественных нормативных документах. В международном стандарте ISO 13623:2000(Е) [1] рекомендуется для выбора наиболее безопасной трассы трубопровода выявлять и исследовать следующие геологические опасности: • землетрясения и их вторичные эффекты (разжижение грунта, оползни); • участки сильно расчлененного рельефа; • оползнеопасные участки дна; • эрозию грунта; • миграцию наносов; • осадку грунта; • слабые донные осадки; • газонасыщенность грунтов; • абразию. В стандарте DNV[2], а также в СТО Газпром 2-3.7- 050 - 2006 (DNV - OS - F101) [3] содержат49

ся требования при изысканиях для выбора оптимальной трассы трубопроводов изучить вопросы, касающиеся нестабильности и неровностей морского дна, оседания поверхности, мутьевых потоков, сейсмической активности, а также исследовать все препятствия в форме выступов скальных горных пород, крупных валунов, покмарок и т. п. Наиболее успешно указанная задача решается с применением геофизических методов [4-6]. К настоящему времени в ООО «Питер Газ» накоплен большой опыт применения геофизических методов при исследовании геологических опасностей на дне и в береговой зоне различных морей. Как правило, при геофизических исследованиях применяется комплекс геофизических методов, который включает (рис.1): 1. Непрерывное сейсмоакустическое профилирование (НСП); 2. Многолучевое эхолотирование; 3. Гидролокацию бокового обзора (ГЛБО); 4. Магнитометрическую съемку. В ряде случаев комплекс геофизических исследований дополняется видеосъемкой, осуществляемой с помощью дистанционно управляемого аппарата (ROV) и предназначенной для визуальной идентификации объектов, выявленных в процессе геофизических изысканий.

Магнитометр

Геофизические исследования выполняются в сочетании с другими видами инженерно-геологических работ — бурением, донным пробоотбором, статическим зондированием (CPT) и т. д. Технологически целесообразно, чтобы геофизические работы предшествовали геотехническим исследованиям. Важной особенностью технологии морских геофизических исследований, используемой в ООО «Питер Газ», является круглосуточный непрерывный контроль качества данных и их обработка. Это позволяет уже на борту исследовательского судна практически полностью обработать полученные данные, осуществить предварительное построение разрезов, карт и т. п. Проведенные на шельфе Баренцевого моря (Штокманское газоконденсатное месторождение (ШГКМ) и трасса трубопровода) морские изыскания выявили на дне моря и в грунтовой толще разнообразные геологические опасности: • слабые грунты (т. н. «покровный слой»); • газонасыщенные грунты; • расчлененный рельеф (многочисленные реликтовые айсберговые борозды, покмарки, палеодолины, грабены); • разрывные нарушения; • оползневые процессы. Основная часть разреза — зоны взаимодействия морского добычного комплекса (МДК) ШГКМ с грунтовой толщей, сложена с поверхности слабыми грунтами (илом глинистым, суглинком текуче-

рисунок 2.

Изображение цифровой батиметрической модели центральной части площади работ

пластичным, глиной мягкопластичной). Общая их мощность в среднем составляет 2–3 м, достигая на отдельных участках 10 м. Рельеф шельфа Баренцева моря в пределах месторождения и в коридоре трассы трубопровода характеризуется относительно высокой расчлененностью. Обнаружены неровности дна различной № 1 (8) 2010

Инженерные изыскания: геодезические, геологические, гидрологические, геофизические

рисунок 3.

рисунок 5.

Грабен, пересекающий трассу трубопровода. Левая часть рисунка — фрагмент сейсмоакустического профиля. Правая часть — цифровая батиметрическая модель дна моря

Амплитуды отраженной волны от дна (красный цвет) и газосодержащего слоя (зеленый цвет)

природы. На цифровой батиметрической модели рельефа дна, построенной по данным многолучевого эхолотирования, четко выражены древние протяженные линейные формы ледового пропахивания (рис. 2), а также предположительно структура тектонического происхождения в виде глубокой (до 20 метров) вытянутой депрессии шириной до 0,5 км, представленная на рис. 3 (105 км от ШГКМ). Дополнительные исследования с использованием сонара с функцией батиметрии позволили уточнить геоморфологию рельефа дна. Получены основные морфологические характеристики площадок строительства МДК и трассы трубопровода. На изображении цифровой модели одной из площадок МДК видно, что дно в ее пределах с равномерной интенсивностью сильно изрезано бороздами (плугмарками). Характеристики борозд: • средняя глубина 3–4 м; • средняя ширина 60–100 м; • форма поперечного сечения в основном V–образная; • хаотичное направление. Борозды можно условно разделить на три группы по их размерам: крупные, средние и мелкие. В западной части площади ШГКМ находится впадина с максимальной глубиной 353 м ниже уровня моря. Рельеф ровный, сглаженный, практически без борозд. Во впадине обнаружены донные воронки (кратеры) — т. н. покмарки различного диаметра. Ранее на площади ШГКМ они не выявлялись. Их образование, вероятно, связано с массовым выбросом газа через морское дно с последующим обрушением рыхлых отложений. На отдельных участках трассы трубопровода дно буквально испещрено покмарками. Их глубина составляет от 0,5 до 2,6 м, диаметр 0,5–34 м. Редко покмарки имеют глубину 6 м и более и размеры 230X300 м. Прослеживается определенная закономерность в расположении покмарок. Обнаружены цепочки 51

Опыт применения геофизических методов с целью идентификации морских геологических опасностей

рисунок 4.

Покмарки на дне Баренцева моря.

небольших покмарок, а также покмарки, расположенные в линейных понижениях морского дна (бороздах) (рис. 4). В отдельных случаях наблюдалась связь аномалий магнитного поля с покмарками. Предположительно, она обусловлена повышенной электрохимической активностью в грунтах, что потребует дополнительной антикоррозионной защиты трубопровода. Специалистами ООО «Питер Газ» также с высокой степенью достоверности идентифицированы в верхней части осадочного покрова газонасыщенные грунты. Практически на всех сейсмоакустических профилях (с глубиной проникновения в грунт от 3 м до 18 м) наблюдаются зоны потери сейс-

мической корреляции, амплитудные аномалии и резкие латеральные изменения структуры волнового поля. Эти явления определяются, с одной стороны, литологией и строением осадочного разреза, с другой — обусловлены неравномерностью газонасыщения верхней части грунтовой толщи. На рисунке 5 представлен сейсмоакустический разрез с фрагментарными отражающими границами повышенной амплитуды, которые, вероятно, связаны с наличием газа в грунтах. В верхние части осадочного разреза он поступает в результате вертикальной миграции по зонам повышенной проницаемости из нижележащих отложений. Кроме того, в отдельных местах газ может накапливаться в т. н. «карманах», имеющих непроницаемые покрышки. Подобный газовый «карман» был обнаружен на глубине 30 м от поверхности дна (рис. 6). Газонасыщенные осадки могут представлять опасность для подводных сооружений, поскольку при дополнительных статических и динамических нагрузках несущая способность таких осад-

ков может резко снижаться в результате частичной или полной дегазации. Положительные мезо- и микроформы рельефа также являются факторами риска при оценке условий строительства и эксплуатации подводных сооружений. Участки с мелкобугристыми формами с относительным превышением в несколько метров и углами наклона поверхности до 10° могут оказаться непригодными для устройства протяженных оснований или темплетов. Кроме того, при столь значительных уклонах поверхности возможно развитие опасных склоновых процессов (рис. 7). Разрывные нарушения в пределах ШГКМ встречаются часто и характеризуются в основном северо-северо-западной (до субмеридианальной) и северо-восточной ориентировкой. В приповерхностной (~150 м) части геологического разреза они имеют длину от 1,5–2 до 4–5 км, иногда до 8–11 км, концентрируясь в две главные разломные зоны шириной до 7 км. Разрывные нарушения выделялись и прослеживались по площади в основном по данным НСП и в меньшей степени по геоморфологическим № 1 (8) 2010

Инженерные изыскания: геодезические, геологические, гидрологические, геофизические

признакам на основе анализа детальной карты донного рельефа, полученной с помощью многолучевого эхолотирования. Установлено, что даже самые активные из них не могут вызвать разрушение сооружений на площади ШГКМ и трубопровода. Анализ материалов бурения и геофизических исследований в Карском море (переход системы магистральных газопроводов Бованенково-Ухта через Байдарацкую губу) показал, что инженерногеологические условия района строительства подводного перехода являются сложными, что обусловлено наличием: реликтовых многолетнемерзлых [7] и газосодержащих грунтов, а также экзарацией дна ледовыми образованиями. Реликтовые мерзлые породы, находящиеся в стадии деградации, обнаружены на отдельных участках трассы перехода в интервале глубин 10–15 м – 100–150 м от дна моря. Их распространение весьма неоднородно и носит островной характер. Наблюдается возрастание прерывистости и глубины залегания кровли и сокращение их мощности при движении в сторону моря. Моделирование влияния трубопровода показало, что тепловое влияние трубы довольно быстро (за 5–7 лет) достигнет кровли мерзлых пород и приведет к их оттаиванию. По данным сейсмоакустических исследований установлено, что на всем протяжении трассы проектируемого трубопровода, под слоем голоценовых морских осадков широко распространены газосодержащие грунты. Глубина кровли газонасыщенных

рисунок 6.

Газовый «карман» на ШГКМ на глубине 30 м от поверхности дна

Опыт применения геофизических методов с целью идентификации морских геологических опасностей

рисунок 8.

Следы выпахивающей деятельности торосов на дне Байдарацкой губы (фрагмент сейсмоакустического профилирования, выполненного методом микро-ОГТ)

Газовый «карман» на глубине 30 м от поверхности дна Покмарки

рисунок 7.

Пример сейсмоакустического разреза борозды на площади ШГКМ с оползневыми явлениями на ее склонах

отложений от поверхности дна, по данным сейсмоакустических исследований, изменяется от 1, 5–2 до 10–15 м, достигая в отдельных местах глубин 18–22 м. В основном это пески, залегающие под глинистыми осадками на глубине от 1–2 до 10–15 м. По материалам съемки ГБЛО, эхолотных промеров дна и сейсморазведки проведен анализ донных микроформ по профилю перехода трубопровода. Исследования показали наличие на дне моря современных борозд выпахивания различной ширины и формы (рис. 8). Глубина борозд в песчаных и суглинистых грунтах не превышает 1,5–2,2 м, ширина составляет 10–40 м, длина может достигать нескольких километров. Воздействие льдов прослеживается до глубин 25–30 м. В Балтийском море (газопровод Nord Stream) применение геофизических методов дало возможность охарактеризовать с большой детальностью рельеф и осадки шельфа. В результате интерпретации данных съемки многолучевым эхолотом и ГБЛО выделены три основных морфологических типа морского дна сложенных: коренными породами, мореной и озерноболотным илом (гиттией). 53

С точки зрения строительства газопровода наибольшую сложность представляют участки с сильно расчлененым рельефом с максимальным перепадом глубин в 60 м. Разнообразные естественные препятствия в коридоре трассы газопровода – гряды, уступы, впадины, ложбины, поля валунов, борозды, прорезанные древними айсбергами (рис. 9) и т. д. приводят к образованию недопустимых свободных пролетов, требующих корректировки. Как и в других морских бассейнах на всем протяжении трассы проектируемого трубопровода, в толще голоценовых морских осадков Балтийского моря широко распространены газосодержащие грунты. Источником газа (в основном метана) являются процессы газообразования при разложении заключенной в грунте органики. Проведенные на шельфе Черного моря геофизические исследования вдоль трассы газопровода «Джубга-Лазаревское-Сочи» позволили идентифицировать проявления разнообразных геологических процессов, а также морфологические неоднородности дна. Наибольшее распространение имеют экзогенные процессы: небольшие ополз№ 1 (8) 2010

Инженерные изыскания: геодезические, геологические, гидрологические, геофизические

рисунок 9.

рисунок 10.

Реликтовые борозды айсбергового выпахивания на дне Балтийского моря

Оползень на шельфе Черного моря на траверзе устья р. Шахе

ни (рис. 10), медленная ползучесть пород (крип), донная абразия. Методом НСП зафиксированы эндогенные деформации коренных пород – разрывные нарушения, а также газонасыщенные осадки. На сейсмоакустических разрезах признаком газонасыщенных отложений являются аномалии типа «яркого пятна». Кровля газонасыщенных осадков находится на глубинах 2–9 м. Они приурочены, в основном, к древнечерноморским слоям. Во многих местах фиксируются зоны проникновения газа в вышележащие толщи — современные черноморские слои. Редко отмечаются выходы газа на поверхность дна (т. н. «газовые факелы»). Фактический материал, полученный в ходе геофизических исследований, анализ фондовых материалов послужил основой для выбора наиболее безопасной трассы морского газопровода. Касаясь эффективности геофизических методов исследований, при выявлении геологических опасностей можно заключить следующее: 1. П ри изучении донных мезо- и микроформ (палеодолин, борозд, покмарок и т. д.) наилучший результат показал совместный анализ батиметрических, сейсмоакустических данных и данных гидролокатора бокового обзора. При этом очевидны преимущества многолучевого эхолотирования относительно однолучевой модели. 2. Д ля получения данных о латеральной изменчивости пород и строении геологического разреза, в т. ч. для обнаружения газонасыщенных и многолетнемерзлых грунтов наилучший результат дает применение непрерывного сейсмоакустического профилирования в комплексе с бурением. 3. Д ля достижения оптимального соотношения между разрешающей способностью и глубинностью изысканий сейсмоакустическое профилирование следует проводить двумя 55

Лента новостей ТЭКа

Нефтедобыча на Кубани будет прирастать шельфом

системами одновременно с частотами 250 – 500 Гц и 1000-7000 Гц. 4. Высокую эффективность в обнаружении локальных объектов на морском дне показала интегрированная система Benthos C3D+SPB, в состав которой входит профилограф ChirpIII и гидролокатор бокового обзора, с функцией батиметрии C3D. Установленный в буксируемом теле гидролокатор C3D сочетает не только получение высокоразрешающего гидролокационного изображения, но и батиметрических данных в широкой полосе обзора. Применение гидролокатора C3D позволяет выявить особенности рельефа дна с разрешением 0,1–0,2 м.

Список использованных источников и литературы ISO 13623: 2000(Е). Нефтяная и газовая промышленность — Системы трубопроводной транспортировки. 84 с. DNV-OS-F101. Offshore standard. Submarine pipeline system. DNV: 2000. 166 p. СТО Газпром 2-3.7-050-2006 (DNV-OS-F101). Морской стандарт. Подводные трубопроводные системы. Изд-во: ООО «ИТЦ Газпром». 431 с. Пособие по инженерным изысканиям для проектирования и строительства магистральных газопроводов на шельфе. РАО «Газпром». М.: 1996. 187 с. СП 11-114-2004. Инженерные изыскания на континентальном шельфе для строительства морских нефтегазопромысловых сооружений // Госстрой России. М.: ФГУП «ПНИИС» Госстроя России, 2004. 97 с. Милн П. Х. Подводные инженерные исследования. Пер. с англ. Л.: Судостроение, 1984. 344 с. Инженерно-геологические и геокриологические условия шельфа Баренцева и Карского морей / В. П. Мельников, В. И. Спесивцев. Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1995. 198 с.

уководитель краевого департамента по вопросам ТЭК Вадим Лукоянов на состоявшейся в июне в Геленджике седьмой международной конференции «Нефть и газ Юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей — 2010», заявил, что приоритетными направлениями в сфере нефте-добычи были и остаются шельфовые проекты.. Залогом выполнения строгих экологических требований, по словам докладчика, станут участие в разработке проектов на шельфе ведущих российских компаний и их богатый опыт в применении передовых технологий. Ранее президент НК «Роснефть» Сергей Богданчиков заявил, что в 2010 году будет продолжена сейсморазведка на Темрюкско-Ахтарском лицензионном участке. В настоящее время в Краснодарском крае освоением шельфа Черного и Азовского морей занимается ООО НК «Приазовнефть», созданное в 2003 году, акционерный капитал которого распределен между «ЛУКойлом», «Роснефтью» и администрацией Краснодарского края. Получив в феврале 2003 года лицензию на проведение геолого-разведочных работ в пределах

Темрюкско-Ахтарского участка на акватории Азовского моря, компания «Приазовнефть» провела большой объем инженерно-геологических изысканий и научноисследовательских и опытно-методических работ. В 2007 году компания «Приазовнефть» открыла на шельфе Азовского моря месторождение Новое с промышленными запасами углеводородного сырья. Это подтвердила поисково-оценочная скважина № 1 глубиной около четырех тысяч метров, пробуренная наклонным методом с берега Темрюкского залива. По предварительным оценкам специалистов, запасы месторождения составляют 5 млн тонн условного топлива. Всего же прогнозы геологов предполагают наличие на Темрюкско-Ахтарском лицензионном участке площадью 5445 кв. км наличие 50 млн. тонн углеводородов. Добычу на шельфе Азовского моря планируется осуществлять с использованием технологии «нулевого сброса», при которой промышленные стоки, отработанные буровые растворы и т. д. не попадут в море, а будут утилизированы на берегу с целью нанесения минимального ущерба окружающей среде. № 1 (8) 2010

Информационные системы и технологии

Методика полевого контроля и приемки готовой продукции при современной технологии крупномасштабной съемки

МЕТОДИКА ПОЛЕВОГО КОНТРОЛЯ И ПРИЕМКИ ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ ПРИ СОВРЕМЕННОЙ ТЕХНОЛОГИИ КРУПНОМАСШТАБНОЙ СЪЕМКИ В статье рассмотрены технологические основы процессов крупномасштабных наземных съемок с использованием новейших технологий и с учетом полевого контроля и приемки готовой продукции. Приведены показатели и результаты в актах полевого контроля и готовой продукции. Определены требуемые стандарт и регламенты при крупномасштабных съемках масштабов 1:500, 1:1000, 1:2000 и 1:5000.

Зверев Леонид Александрович д. т. н., профессор Сибирской Государственной Геодезической Академии (СГГА ), г. Новосибирск

ак известно, ни один объект крупномасштабной съемки на практике не принимается к производству работ без предварительно составленных проектов или программ (будь то проектирование, решение и расчет технических задач и показателей, строительство и др.) и должным образом проведенных полевых контролей, а также приемки готовой продукции от исполнителей. За последнее время практика использования разработок научных исследований обеспечила высокий темп развития геодезической отрасли. С внедрением новых технологий остро встал вопрос о разработке новых нормативов (стандарта, регламентов). Действующая нормативно-техническая база крайне устарела (инструкции, СНиПы, СП и др.). В связи с этим в 2007 году утверждены Федеральные законы № 184 «О техническом регулировании» и ФЗ № 135 «О саморегулируемых организациях», которые полностью соответствуют государственной реформе, направленной на ослабление бюрократии 57

и повышение эффективности регулирования всех отраслей хозяйствования. Правом выпуска нормативных документов в сфере строительства обладают три уровня власти: федеральная, региональная и муниципальная. Однако такого рода работа (создание новых нормативно- технических документов) должна выполняться только при условии проведения научных исследований специалистами соответствующих профессиональных организаций с последующим анализом и обобщением результатов для утверждения их на любом уровне власти. Цель данной публикации — показать в методике полевого контроля и приемки готовой продукции (на примере крупномасштабных съемок) исследование и анализ результатов предельных погрешностей местоположения твердых контуров в масштабе 1:500 [1] и [2]. Исследования проводились на крупных объектах застроенных территорий: НК «Роснефть» — ОАО «Пурнефтегаз» и ОАО «Сибнефть» — «Ноябрьнефтегаз» в объемах более 600 га и 1500 га соответственно. № 1 (8) 2010

Методика полевого контроля и приемки готовой продукции при современной технологии крупномасштабной съемки

Информационные системы и технологии

Кроме того, любая монография, научная статья дают «информацию к размышлению» и побуждают к действию в дальнейшей разработке темы. В этом отношении данная тема многогранна, т. к. производство исполнительных геодезических крупномасштабных съемок на застроенных территориях в электронном виде или на чистой основе полностью зависит от организации и технологии производственного процесса. В организационном плане существует несколько подходов. Первый — групповой, когда 2–3 бригады исполнителей на 5–6 планшетах выполняют: один — только горизонтальную съемку, другой — только вертикальную, а третий занимается только съемкой инженерных подземных коммуникаций (ИПК).

С применением новых технологий первые два процесса объединяются в один. Второй — комплексный подход, когда один исполнитель выполняет весь комплекс работ крупномасштабной съемки на участке в 2–3 планшета. После ознакомления (рекогносцировки) с объектом и изучения проекта (программы) ответственный руководитель темы выдает исполнителю ПРЕДПИСАНИЕ на выполнение того или иного вида работ. Рассмотрим детальнее вышеназванные подходы и процессы 59

работ на основе предлагаемой автором методики полевого контроля и приемки готовой продукции крупномасштабной съемки: 1. По завершении процесса производства полевых работ исполнитель готовит планшеты к полевому контролю. Полевой контроль заключается в контрольных измерениях с точек, не зависимых от созданного съемочного обоснования, и измерения расстояний (промеры, связки) между координированными точками твердых контуров. Контрольные измерения выполняются электронным тахеометром, а промеры (связки) — компарированной рулеткой (ГР-50). Таких измерений должно быть не менее 50 шт. на планшет, половина из которых должна быть выполнена промерами и связками между разноименными съемочными ходами. Заметим, что контролируются и обмеры снятых зданий и сооружений. При этом выполняется и визуальный контроль на предмет пропусков, неверных определений характеристик зданий и сооружений и других разночтений плана и местности. Все измерения и визуальные несоответствия заносятся в соответствующие таблицы акта полевого контроля. Заметим, что существующие нормативные документы [3], [4] и СП 11-104-97 по крупномасштабным съемкам допускают 10% предельных погрешностей от общего числа контрольных измерений контуров, превышающих 0,4 мм в плане, т. е. ± 20 см в масштабе 1:500. 2. В случае группового подхода, когда отдельно выполняется вертикальная съемка, контроль качества высотного обоснования и вертикальной съемки производится следующим образом: исполнитель включает в контрольный ход отмеченные для него на «кальке контроля» точки из середины разноименных высотных ходов, с которых набираются контрольные пикеты по твердым контурам, т. е. углы зданий, колодцы, бордюры, поперечники проезжей части дорог и др. Проверяются ближайшие к съемочным точкам и удаленные на допустимое расстояние пикеты. Величины и знаки расхождений значений отметок съемочных точек и пикетов с их контрольными значениями позволяют судить о наличии и причинах возникновения грубых ошибок. Допускается среднее расхождение значений отметок съемочных точек с их контрольными значениями ∆Н доп. = Н раб. — Н контр. = ± 4мм на 100 метров при длине съемочного хода не более 8 км согласно [3] и [4]. 3. При съемке ИПК необходимо использовать все имеющиеся материалы прошлых лет (исполнительные съемки, схемы ИПК эксплуатационных служб, материалы согласований и др.). Съемка ИПК — сложный процесс, поэтому большое значение имеет опыт исполнителя. При съемке используются различного типа кабелеискатели и трассоискатели с обязательным выполнением детального и простого обследования наземных и подземных сооружений и коммуникаций (колодцев, ниш, компенсаторов, тоннелей и др.). Для полевого контроля съемки ИПК исполнитель должен представить готовые эпюры (в плане и в разрезе) намеченных для контроля сооружений, где должны быть указаны размеры в плане — от центра люка до выхода труб из колодца, по высоте — от обечайки люка до верха напорных труб и низа лотков. Пере-

численные материалы по ИПК проверяются контрольными измерениями на местности. Способ детального обследования ИПК гарантирует высокую точность нанесения коммуникаций на план. Самым опытным исполнителям допускается выполнять самоконтроль в соответствии с «калькой контроля» по всему комплексу полевых работ без участия и присутствия контролирующих лиц. В этом случае контролеры производят только полевой визуальный контроль и обработку его результатов. После оформления акта контроля сдается полная документация по планшету (журнал обследования ИПК, абрисы и другие материалы) оператору для создания цифровой модели. На основе анализа результатов полевого контроля выявляются причины возникновения грубых ошибок, исполнителю работ в письменном виде выдаются конкретные указания и рекомендации для устранения недочетов и недопущения их в дальнейшем. Созданная цифровая модель (полученная информация полевого контроля обозначается красным цветом) распечатывается на планшет бумажного носителя для сдачи готовой продукции. Визуальный просмотр готовой продукции на местности выполняется выборочно экспертом-контролером. Отобранные для приемки в поле планшеты просматриваются очень тщательно на предмет пропусков контуров, взаимного их расположения и с ближайшими объектами, точности характеристик, правильности применения условных знаков и т. п. После чего оформляется акт приемки готовой продукции. Замечания исполнителем исправляются незамедлительно. Учитывая, что наземные крупномасштабные съемки выполняются исключительно тахеометрическим способом, при котором положение контурных точек определяется бесконтрольно, плановый полевой контроль и приемка готовой продукции вполне обоснованы. Плановый полевой контроль и приемка готовой продукции на вышеназванных объектах [1] и [2], на которых съемка выполнялась с использованием современных технологий, обосновали проведение исследований, через аналитический анализ результатов полевого контроля (более 200 актов), на предмет точности, плотности и надежности координат твердых контуров застроенных территорий. Анализ и обобщение показателей представлены в работах [5], [6] и [7], из которых следует, что предельные погрешности местоположения твердых контуров съемки в масштабе 1:500 составили: — 83 % от 0 до 3 см в плане и 86 % — по высоте;

самым опытным исполнителям Допускается выполнять самоконтроль в соответствии с «калькой контроля» по всему комплексу полевых работ без участия и присутствия контролирующих лиц. В этом случае контролеры производят только полевой визуальный контроль и обработку его результатов.

от 3 до 5 см — 15 % в плане и 12 % — по высоте; и всего 2 % от 5 до 7см в плане и по высоте. Кроме того, был выполнен предварительный расчет точности, где предельная средняя квадратическая ошибка на расстояние 100 м составила ±5 см, что убедительно подтверждает проведенный анализ по актам контроля. Можно сделать вывод, что предельная погрешность местоположения пикетов твердых контуров при съемке в масштабе 1:500 составляет 0.1 мм в плане, что является предельной графической точностью любого плана (карты), начиная с масштаба 1:500. Значит, что при крупномасштабных наземных съемках с применением GPS-приемников, электронных тахеометров и ЭВМ, стандартом точности должна быть величина — ± 0.1 мм в масштабе плана, а регламентами являются: для М 1:500 — ±5 см, для М 1:1000 — ±10 см, для М 1:2000 — ±20см, для М 1:5000 — ±50 см.

Список использованных источников и литературы [1] «Выполнение топографо-геодезических работ на Новопурпейском и Барсуковском месторождениях нефти» — Отчет о НИР (заключительный.) СГГА № ГР 012003.128258. Новосибирск, 2002. 28 с. [2] «Производство топографо-геодезических работ по созданию топографических планов и электронных планов земельных участков, находящихся в пользовании ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз». Отчет по НИР (заключительный) № ГР 012005.03279 — СГГА. Новосибирск, 2006. 52 с. [3] СНиП 11-02-96. Инженерные изыскания для строительства. Основные положения (Минстрой России). М., 1997. 44 с. [4] Инструкция по топографической съемке в масштабах 1:500, 1:1000, 1:2000 и 1:5000. М.: Недра, 1985. [5] Зверев Л. А. Тенденция развития и становление земельного кадастра страны. Международный научный конгресс «ГЕО — Сибирь-2006». Новосибирск, 2006, 114–119 с. [6] Родионова Ю. В. О точности и надежности Единой городской основы. Вестник СГГА. Новосибирск, 2005. С. 76-79. [7] Зверев Л. А. «Технология кадастровых работ» / Монография. Новосибирск: СГГА, 2008. 230 с. № 1 (8) 2010

Экология и промышленная безопасность

Спутниковый мониторинг нефтяных загрязнений морей России: для экологов, государства, бизнеса

СПУТНИКОВЫЙ МОНИТОРИНГ НЕФТЯНЫХ ЗАГРЯЗНЕНИЙ МОРЕЙ РОССИИ: ДЛЯ ЭКОЛОГОВ, ГОСУДАРСТВА, БИЗНЕСА С усилением техногенного прессинга на окружающую среду проведение экологического мониторинга становится одной из основных задач природоохранных ведомств и одним из главных показателей социальной ответственности крупных компаний. Информация и тех, и других, как правило, редко выходила за стены служебных кабинетов. Соответственно, о ее доступности простым гражданам, независимым экологическим организациям и другим заинтересованным сторонам речи не шло.

Баринов Александр Юрьевич менеджер отдела маркетинга, ИТЦ « СканЭкс », г. Москва

итуация изменилась в 2007 году, когда при поддержке Инженерно-технологического центра «СканЭкс» (ИТЦ «СканЭкс») и других компаний, которым небезразлично состояние окружающей среды (Институт океанологии им. П. П. Ширшова РАН, ООО «Геобайт», группа «Гис-Лаб»), Некоммерческое партнерство «Прозрачный мир» (НП «Прозрачный мир») дало старт интернет-проектам мониторинга нефтяных загрязнений морей: «Мониторинг нефтяных загрязнений северной части Каспийского моря» и «Оперативный радиолокационный мониторинг экологической обстановки в зоне работ по проекту «Сахалин-2» и районах обитания популяции серого кита в Охотском море». Какие же возможности предоставляют эти проекты? Прежде всего, всем желающим посредством Интернета стала доступна самая свежая информация о загрязнении акваторий Каспийско61

го моря и шельфа острова Сахалин — крупных районов морской добычи и транспортировки нефти. При посещении интернет-страниц проектов любой пользователь может получить информацию о: • текущем нефтяном загрязнении территорий мониторинга (координаты и геометрические формы нефтяных пятен); • ретроспективной картине загрязнений; • инфраструктуре ТЭК; • границах ценных природных территорий; • месторождениях; • навигационных объектах; • нефтегазоносных структурах и др. Типичный вид окна проекта по Каспийскому морю представлен на скриншоте 1. При выборе дополнительной информации об отмеченном загрязнении пользователь может ознакомиться с исходными материалами, использованными для их выявления. Такими материалами

Скриншот 1.

Общий вид окна проекта по Каспийскому морю. являются данные радиолокационной съемки со спутников. Можно узнать, когда был получен снимок и с какого спутника, а также самостоятельно изучить его (скриншот 2). Для последнего не требуется особых навыков — вам не придется обрабатывать весь массив данных. Нужные фрагменты уже обработаны специалистами ИТЦ «СканЭкс» и адаптированы под пользователя любой степени подготовки. Для первичного понимания технологии использования радиолокационной съемки для обнаружения нефтяных пятен необходимо знать некоторые факты о радиолокационной съемке вообще, а также технологиях ее обработки. Мониторинг нефтяных загрязнений морской акватории входит в число первоочередных задач государственных служб по контролю за состоянием окружающей среды. Традиционно технология оперативных наблюдений была связана с аэрофотосъемкой и съемкой со спутников, оборудованных оптической аппаратурой. Проблемы их использования связаны с зависимостью обоих способов от метеорологических условий в районе наблюдений. Нет смысла производить съемку при высокой облачности, а использование авиатехники в тяжелых метеоусловиях может быть полностью исключено. Это приводит к потере оперативности, что может существенно снизить ценность полученных данных или вовсе свести функции мониторинга к нулю. Вполне возможна ситуация, когда мониторинг только что появившегося загрязнения невозможен из-за облаков, а к моменту установления подходящей погоды результаты мониторинга не актуальны (нефтяное пятно вследствие перемешивания

с водой может исчезнуть с поверхности, где легкие фракции испаряются, частично растворяясь в воде в виде эмульсии, а ее тяжелые фракции оседают на дно). Сегодня на первые роли вышел спутниковый мониторинг с использованием данных радиолокационной (радарной) съемки (например, с канадских

При выборе дополнительной информации об отмеченном загрязнении, пользователь может ознакомиться с исходными материалами, использованными для его выявления.

спутников серии RADARSAT и др.). Уже не вызывает сомнений то, что современная космическая радиолокационная съемка является наиболее эффективным средством для решения задачи мониторинга нефтяных загрязнений в море, благодаря ее всепогодности, независимости от освещенности, высокому разрешению и широкому обзору. Разлившаяся на поверхности моря нефть образует нефтяное пятно, пленка которого гасит мелкомасштабное ветровое волнение и формирует области выглаживания, именуемые сликами; эти слики отображаются темным тоном на радиолокационных изображениях (РЛИ). Скорость ветра между 3 и 8 м/с является идеальной для обнаружения нефтяных загрязнений: в этом случае слики выглядят темными пятнами на светлой (взволнованной) поверхности моря. Однако имеется ряд природных факторов, ограничивающих применение космической радиолокации для решения № 1 (8) 2010

Экология и промышленная безопасность

Спутниковый мониторинг нефтяных загрязнений морей России: для экологов, государства, бизнеса

рисунок 1. Станция

Скриншот 2.

™-36 в Москве

Информация о выбранной точке загрязнения с возможностью просмотра снимка в боковой панели этой задачи. Так, например, при слабом ветре 1–2 м/с нефтяные пленки не различаются на фоне темной (выглаженной) морской поверхности, а при сильном ветре 10–12 м/с они исчезают с поверхности вследствие интенсивного волнового перемешивания. Чисто нефтяные загрязнения (сырая нефть) в море появляются редко, образуясь, главным образом, при авариях танкеров или буровых платформ, — наиболее часто на поверхности моря встречаются пятна, образованные нефтепродуктами (продуктами переработки нефти) или поверхностно-активными веществами (ПАВ) антропогенного происхождения (синтетические ПАВ-СПАВ). Эти вещества попадают в море самыми разнообразными способами: с речным стоком, с отходами судоходства, со стоком канализационных систем. Особняком стоит нефть, выделяющаяся естественным образом из грифонов на морском дне. Она формирует тонкие пленки нефти, которые антропогенным загрязнением, в общем смысле слова, считать нельзя. Тем не менее они вносят существенный вклад в общий уровень загрязнения, например, в юго-западной части Каспийского моря. Кстати, это интересно также с точки зрения поисков углеводородного сырья на шельфе. Использование в разведке запасов нефти ее естественных выделений на поверхности морей, в качестве индикатора месторождения, является одним из общепринятых поисковых методов (который, конечно, применяется в комплексе с другими). Кроме того, слики и сликовые образования могут быть образованы не только нефтью, нефте63

продуктами и ПАВ, но и разнообразными процессами в верхнем слое моря и приводном слое атмосферы. Похожие поверхностные проявления на РЛИ могут создавать области ветрового затишья, апвеллинг, дождевые ячейки, внутренние волны в океане и атмосфере, биогенные ПАВ, цветение фитопланктона и т. п. Такие явления исключаются из рассмотрения на основе дополнительной информации о ветре, волнении, температуре поверхности моря и концентрации хлорофилла. Наконец, нефтяные разливы отличаются от прочих сликов характерной формой, размером, контрастом, ориентацией относительно преобладающего ветра и течений, положением относительно объектов техногенной сферы (платформ, судов, терминалов). Орбиты спутников RADARSAT-1 и ENVISAT-1, данные которых используются в проекте, позволяют производить съемку с частотой до 2 раз в сутки, хотя максимальный интервал между пролетами может растянуться и до трех суток. Важно, что прием информации с указанных спутников ведется непосредственно на наземные станции ИТЦ СканЭкс — УниСкан™ (рис. 1). Как только спутник попадает в зону «видимости» станции (рис. 2), начинается передача информации в наземный пункт приема данных. Таким образом, информация о загрязнениях может быть доступна пользователю в течение десятков минут после пролета спутника над изучаемой территорией (зависит от времени обработки экспертной группой ИТЦ «СканЭкс»). 2007 год показал наличие большой заинтересованности проектами со стороны государственных служб по надзору, коммерческих ком№ 1 (8) 2010

Экология и промышленная безопасность

рисунок 2.

Радиус действия наземных станции УниСкан™, осуществляющих прием данных со спутников RADARSAT-1 и ENVISAT-1

Магадан Москва

паний, специалистов-экологов и простых граждан. Очевидным кажется интерес к проектам нефтяных компаний. Однако не меньшую заинтересованность выразили фирмы, занимающиеся морскими перевозками. Львиная доля небольших загрязнений вызвана утечкой нефтепродуктов с судов, причем необязательно перевозящих нефть. По материалам радиолокационной съемки можно не только отслеживать загрязнения, но и определять местонахождение судов в акватории. Это позволяет контролирующим органам выявить и наказать перевозчиков, виновных в утечках нефтепродуктов, а невиновным судовладельцам доказать свою непричастность к ним. Зимой наблюдения временно остановлены, так как акватории, по большей части,

скованы льдом. Пока есть время провести работу над выявленными недочетами и сделать проекты более доступными и информационно насыщенными. В любом случае, появление подобной информации призвано расширить освещенность экологического состояния российских морей. В будущем планируется расширить территории мониторинга на другие акватории. Участники проекта надеются, что наличие независимой объективной информации о случаях углеводородного загрязнения акватории побудит нефтедобывающие и нефтеперерабатывающие компании своевременно реагировать на чрезвычайные ситуации, а государственные органы — осуществлять эффективный контроль и выстраивать действенную экологическую политику.

Список использованных источников и литературы «Мониторинг нефтяных загрязнений северной части Каспийского моря» — http://maps.transparentworld.ru/caspian/viewer.htm «Оперативный радиолокационный мониторинг экологической обстановки в зоне работ по проекту «Сахалин-2» и районах обитания популяции серого кита в Охотском море» — http://maps.transparentworld.ru/sakhalin/viewer.htm При подготовке статьи были использованы материалы сайта www.scanex.ru (http://www.scanex.ru/ru/company/default.asp?submenu=about&id=project4) 65