ГеоИнжиниринг №2 зима 2010/2011 by Newmen

аналитический научно-технический журнал

№

(9)

зима 2010

Тектоника российского сектора Черного моря С. 51

в номере:

В. Аккудук Аккудук

Сараоба

С. Остансук Карабас

С. Аккум Лаккарган Аккум

Кумжарган

Пасмурная

Бактыгарын Арансай

Ащи

Узункарагада

Карнак Толдышоки З. Бозоба

Бозоба

Булаш

Крыккудук Кубинская

Кодысай

Александр Кошелев: «Мы должны быть на шаг впереди»

Ираида Коляда: «Каждый проект для нас индивидуален»

Оценка и совершенствование химических методов борьбы с парафинизацией оборудования на Харьягинском месторождении

с. 18

с. 30

Кумсай

Краткий обзор каталитических процессов получения метанола из природного газа Песчаная

Шукурколь

Шонгельший

В. Мортук

Кенкияк

Перспективы нефтегазоносности ЕнбекскоЖаркамысского поднятия восточного борта Прикаспийской впадины Кокжиде

В. Алибек

Алибекмола

Сакрамбас

Ю. Алибек

Кожасай

Башеноколь

Урихтау

Жанажол

В. Жанажол

Кумыстобе

Кунгурская

Основные геологические объекты Месторождения Месторождения в разведке

c. 12

Жагабулак

Ташир

c. 44

Высокоперспективные структуры Перспективные структуры

Сакмаро-Кокпектинский Ю. Эмбинский разлом

c. 58 № 2 (9) 2010

Колонка редактора

Ольга Дроздецкая главный редактор Drozdetskaya@injgeo.ru

Дорогие читатели! Перед вами итоговый номер 2010 года! В течение этого года нефтегазовый комплекс нашей страны, да и мира прирастал всевозможными поводами достойными активного обсуждения. Это освоение новых шельфовых месторождений, разработка уже открытых — Южно-Хылчуюсского, Ванкорского, Верхнечонского, Талаканского, развитие инновационный направлений и технологий, политические и экономические решения, касающиеся «черноголубого» сектора, всевозможные конференционные, выставочные мероприятия,— все то, на основании чего можно строить прогнозы и подводить итоги. Конечно, далеко не все мы смогли осветить

на страницах нашего журнала, но некоторые моменты и тенденции выделили. В этом номере мы продолжаем писать о региональных и федеральных площадках добычи нефти и газа, знакомим вас с новыми технологиями, идеями отрасли, даем анализ уже имеющимся методам исследований. Журнал является площадкой для обмена мнениями о состоянии отрасли, помогает повысить конкурентоспособность вашего бизнеса. Мы всегда готовы к конструктивному диалогу на страницах нашего издания.

№ 2 (9) 2010

Содержание

Автоматизация и связь

Лойко А. А. Нефтегазовый комплекс Краснодарского края

От первого лица

Карелин Е. Н. Инженер СФ СПбГМТУ

Дроздецкая О. А. Опыт эксплуатации блока релейного адаптивного управления распределенными нагрузками

А лександр Коше лев: Мы дол ж ны быть на шаг впереди» Главный редактор Ольга Дроздецкая

Корректор Татьяна Беляева

Издатель Ирина Белолипецкая

Допечатная подготовка Препресс-бюро TwinPix

Ответственный секретарь Сергей Жуков

Директор по рекламе Оксана Карпова

Дизайн и верстка Валентина Немченко

Отдел рекламы Ирина Кухаренко Дмитрий Ефремов Евгений Безверхов

Фото Алексей Абрамчук Александр Иванов «Лори» iStockphoto Пресс-служба ООО «РоснефтьКраснодарнефтегаз»

Персона

И р а и д а Ко л я д а: « К а ж д ы й п р о е к т д л я н а с индивидуален»

геологического отдела ЗАО «НИПИ «ИнжГЕО »

Вартумян Г. Т., Гапоненко A. M., Стрельцова Ю. Г. университет ( г. Краснодар )

Современные методы интенсификации добычи высоковязкой нефти и оценка эффективности их применения

Новости

4 5

Цена свободная

Попков В. И. академик РАЕН , доктор геол.-минер.наук, профессор, декан геологического факультета, ГОУ ВПО Кубанский го-

Новости. Мир

Новости. Россия

сударственный университет, Краснодар

возможно только с письменного разрешения редакции. Точка зрения авторов может не совпадать с мнением редакции. Электронную версию журнала и анонсы следующего номера можно посмотреть на сайте: www.geoengineering.su

Тектоника российского сектора Черного моря

Кусов Г. В. старший преподаватель кафедры нефтегазового промысла

Аналитика

Инженерные изыскания

КубГТУ ( г. краснодар )

Печать:

Любое воспроизведение материалов или их фрагментов

Свидетельство о регистрации

Типография «Омега-принт» 344082, г. Ростов-на-Дону, ул. М. Горького, 3 Тел. (863) 244-44-42

Инженерные изыскания

Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

Издатель

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

Краткий обзор каталитических процессов получения метанола из природного газа

К у б а н с к и й г о с уд а р с т в е н н ы й т е х н о л о г и ч е с к и й

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

№2 (9) 2010

Кузиков А. А. и н ж ен ер э ко л о г ич ес ко й п а р т и и и н ж ен ер н о -

Учредитель

Тираж: 2000

Материалы и оборудование

Редколлегия «Геоинжиниринг» А. Н. Шауро А. В. Кошелев Т. А. Алексеева И. А. Коляда М. А. Берлин

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

Дроздецкая О. А.

Экология и промышленная безопасность

Шостак Н. А. Соснова А.

ассистент кафедры нефтегазового промысла КубГТУ

Пантюшев Ю. А.

( г. Краснодар )

гл. геофизик ТОО «МГК» ( г. Алма-АтА )

Перспективы нефтегазоносности Енбекско-Жаркамысского поднятия восточного борта Прикаспийской впадины

ведущий специалист агентства независимой аналитики «Инвесткафе » ( г.Москва )

Что год грядущий нам готовит?

№ 2 (9) 2010

Новости. Мир

Новости. Россия

«Газпром» и «Болгарский энергетический холдинг» ЕАД подписали Соглашение акционеров и Устав совместной проектной компании South Stream Bulgaria AD

Сахалинская нефть идет в Таиланд Партия нефти сорта «Витязь» объемом 764 тысяч баррелей, добытая в рамках проекта «Сахалин-2», впервые доставлена в Таиланд. Танкер «Залив Анива», зафрахтованный компанией Sakhalin Energy доставил груз из порта Пригородное в адрес компании Petro Diamond (дочерняя компания «Мицубиси Корпорэйшн»). С начала круглогодичных отгрузок нефти — с декабря 2008 года — компания Sakhalin Energy поставила около 11 млн тонн черного золота в страны Азиатско-Тихоокеанского региона — Японию, Республику Корею, Китай, Таиланд, Тайвань, Филиппины, США и Новую Зеландию.

12 ноября в Софии председатель Правления ОАО «Газпром» Алексей Миллер и исполнительные директора «Болгарского энергетического холдинга» ЕАД Майя Христова и Иордан Георгиев подписали Соглашение акционеров и Устав совместной проектной компании South Stream Bulgaria AD, создаваемой на паритетных началах для реализации проекта «Южный поток» на территории Республики Болгарии. В сферу деятельности South Stream Bulgaria AD будет входить реализация предынвестиционной стадии проекта, а также финансирование, строительство и эксплуатация газопровода на территории Болгарии. Как отметила Майя Христова, «Проект «Южный поток» имеет огромное значение как для Болгарии, так и для всего европейского энергетического рынка с точки зрения диверсификации маршрутов поставок природного газа и повышения энергетической безопасности в Европе. Этот проект, без сомнения, создаст преимущества для конечных потребителей не только в Болгарии, но и в Европе в целом».

ФГУП «Арктикморнефтегазразведка» открыло новое нефтяное месторождение в Южно-Китайском море ФГУП «Арктикморнефтегазразведка» открыло новое неф тяное месторождение в Южно-Китайском море на шельфе Республики Вьетнам. Бурение скважины R-32 на месторождении «Дракон» осуществлялось самоподъемной буровой установкой «Мурманская». Промышленный приток нефти получен с глубины 3 тыс. м. Плавучая установка «Мурманская» ФГУП «Арктикморнефтегазразведка» приступила к ведению буровых работ на шельфе Вьетнама в сентябре 2009 г. В начале августа 2010 г. предприятие завершило бурение второй скважины в Южно-Китайском море, глубина которой достигла 4 км 153 м. После этого специалисты «Арктикморнефтегазразведки» провели испытания, выделив 5 объектов, по результатам которых на одном из них из отложений нижнего миоцена и был получен промышленный приток нефти. ФГУП «Арктикморнефтегазразведка» создано в 1979 г. с целью выполнения работ по поиску, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений на шельфе арктических морей России. Для выполнения морских работ ФГУП «Арктикморнефтегазразведка» располагает специализированным нефтегазовым флотом, состоящим из 25 судов различного назначения.

Определен лучшим По версии английского финансового издания World Finance проект «Сахалин-2» назван «Лучшим нефтяным проектом», по результатам голосования в категории «Нефть и газ 2010». В этом году группа консультантов World Finance определила следующие критерии для голосования: инновации, оригинальность и качество продукции, положительная динамика развития рынка, лучшие практики взаимодействия с заинтересованными сторонами и клиентами. Оставить свой голос мог любой посетитель веб-сайта World Finance. Кроме того, в голосовании принимали участие представители ведущих компаний и организаций нефтегазовой отрасли.

Лента 1 млрд 952,7 млн куб м — объем суточной добычи природного газа в РФ по состоянию на 9 ноября 2010 года. Из них: — 1 млрд 537,1 млн куб. м — Газпром; — 123,1 млн куб. м — НОВАТЭК; — 164,3 млн куб. м — нефтяные компании; — 128,3 млн куб. м — прочие компании. 1 млн 397,0 тыс. т — объем суточной добычи нефти и газового конденсата в РФ по состоянию на 9 ноября 2010 года. Из них: — «Роснефть» — 310,0 тыс. т; — ЛУКОЙЛ — 242,6 тыс. т; — ТНК-ВР — 196,7 тыс. т; — «Сургутнефтегаз» — 165,7 тыс. т; — «Газпром нефть» — 82,1 тыс. т; — «Татнефть» — 71,8 тыс. т; — «Славнефть» — 49,9 тыс. т; — «Башнефть» — 39,0 тыс. т; — Газпром — 38,6 тыс. т; — «РуссНефть» — 37,0 тыс. т. 5

Россия и Норвегия планируют создать совместный центр по инновациям и энергетической эффективности Эксперты министерств энергетики России и Норвегии обсудили вопросы сотрудничества двух стран в сфере энергоэффективности и использования ВИЭ. Мероприятие прошло в рамках реализации положений Меморандума о взаимопонимании между Министерствами энергетики России и Норвегии. На мероприятии представители России и Норвегии также обсудили практические вопросы создания совместного российско-норвежского центра по инновациям и энергетической эффективности, возможности взаимодействия по стимулированию реализации проектов в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности и другие актуальные темы. № 2 (9) 2010

Новости. Россия

Кто успел, тот разведал Минприроды РФ разрабатывает ряд предложений по совершенствованию российского законодательства о недрах, что должно способствовать привлечению к геологоразведке малых и средних компаний. Так, министерство предлагает законодательно закрепить возможность предоставления лицензий для геологического изучения недр на один участок нескольким заявителям, а право пользования недрами при открытии месторождения предоставлять лицу, открывшему месторождение первым. Другим направлением является развитие рынка гео логической информации. Министерство предлагает после истечения срока конфиденциальности предоставлять возможность безвозмездного ознакомления с информацией всем заинтересованным лицам. Также в планах министерства — либерализация законодательства в отношении иностранных инвестиций в стратегические отрасли.

Новости. Россия

Минэнерго России готовит предложения по созданию технологических платформ

Ресурсосберегающие технологии на службе джалильских нефтяников

10–11 ноября 2010 г. в Минэнерго России состоялся ряд совещаний под председательством заместителя Министра энергетики Российской Федерации Андрея Шишкина по вопросу формирования технологических платформ в электроэнергетике. Участниками совещаний были представлены концепции четырех технологических платформ — интеллектуальная энергетическая система России, современные технологии в гидроэнергетике и возобновляемые источники энергии, экологически чистая тепловая энергетика высокой эффективности и малая распределенная энергетика. В рамках четырех технологических платформ будут решаться важнейшие задачи по развитию электроэнергетики России. Среди них энергосбережение и повышение энергетической эффективности, инновационное развитие отрасли, подготовка и развитие кадрового потенциала, развитие фундаментальной и отраслевой науки, организация взаимодействия научно-исследовательских институтов и энергетических компаний, обеспечение надежности и безопасности энергетических объектов, в том числе путем локализации производства основного и вспомогательного оборудования. Мировая практика показывает, что подобные технологические платформы являются действенным инструментом для реализации в ТЭК масштабных проектов при активном участии фундаментальной и прикладной науки, государственной власти и бизнеса.

В нефтегазодобывающем управлении «Джалильнефть» компании «Татнефть» на территории бывшей Сулеевской установки комплексной подготовки и перекачки нефти (УКПН) функционирует термохимическая установка с блоком отдувки сероводорода из нефти, позволяющая за счет автоматизации производственных процессов существенно снизить эксплуатационные затраты на подготовку, перекачку нефти и попутного нефтяного газа, значительно уменьшить нагрузку на окружающую среду и повысить безопасность процесса подготовки нефти. Блок отдувки сероводорода из нефти на Сулеевской термохимической установке НГДУ «Джалильнефть» был построен и запущен в работу в 2009 году. Причиной преобразований стало введение требований на поставляемую нефть, качество которой обязано соответствовать ГОСТу Р 51858-2002 и содержание сероводорода не должно превышать 100 ppm. Другим новшеством является применение консольных насосов вместо секционных. Ожидаемая годовая экономия электроэнергии в результате внедрения данных мероприятий составляет 360 тыс. кВт/час. Значительные изменения привнесло и использование двух пластинчатых теплообменников. Их КПД составляет 80 %. Значительный объем работ, проведенный в ходе реконструкции Сулеевской установки, позволил снизить не только эксплуатационные затраты. Уменьшилась нагрузка на окружающую среду, а за счет автоматизации производственных процессов облегчился труд обслуживающего персонала.

Возобновление бурения на Кумжинском месторождении В рамках выполнения лицензионных обязательств компания «СН Инвест» 20 октября 2010 года начала бурение поисково-оценочной скважины 29 на Кумжинском лицензионном участке с целью подтверждения нефтегазоносности перспективных отложений. Проектная глубина скважины составляет 2900 м. В ходе буровых работ будет применяться безамбарный метод, позволяющий избежать захоронения токсичных материалов и минимизировать негативное влияние на окружающую среду. Компания «СН Инвест» планирует завершить бурение и испытание скважины 29 в феврале 2011 года. Всего на Кумжинском лицензионном участке предполагается пробурить 23 скважины. Генеральным подрядчиком по бурению выступила Сибирская Сервисная Компания.

Энергетическое партнерство 5 октября 2010 г. заместитель министра энергетики РФ Анатолий Яновский принял участие в XVII сессии Российско-Французского Совета по экономическим, финансовым, промышленным и торговым вопросам (СЕФИК), которая состоялась в Москве. Анатолий Яновский указал, что Россия и Франция являются давними партнерами по взаимодействию в сфере энергетики, и отметил работу, проделанную российской и французской стороной по созданию российскофранцузского Центра по энергоэффективности. По его словам, Россия и Франция имеют значительный потенциал для кооперации в энергетической сфере и необходимо приложить все усилия для его развития.

Получена лицензия на добычу газа АнгароИлимского месторождения ОАО «СНГК», входящее в Иркутскую нефтяную компанию (ИНК), получило лицензию на разведку и добычу углеводородного сырья в пределах Ангаро-Илимского газоконденсатного месторождения. Месторождение расположено в Усть-Удинском и Братском районах Иркутской области. 18 октября 2010 года лицензия зарегистрирована в Росгеолфонде. Лицензия выдана по факту открытия месторождения. Согласно условиям лицензионного соглашения, к 2015 году ОАО «СНГК» должно пробурить на месторождении 1 разведочную скважину, к 2018 году — запустить месторождение в эксплуатацию.

«Черноморнефтегаз» ведет монтаж нового гидротехнического сооружения Государственное акционерное общество «Черноморнефтегаз» приступило к сложной и ответственной операции по выводу, доставке и установке на Архангельском месторождении северо-западного шельфа Черного моря блок-кондуктора (БК). Это объемное и многотонное гидротехническое сооружение предназначено для дообустройства существующего с 1990 г. газового промысла. Планами компании предусмотрено уже в следующем году пробурить здесь дополнительно 11 скважин. Их эксплуатация и будет осуществляться с этого блок-кондуктора. Таким образом, «Черноморнефтегаз» рассчитывает не только удержаться на достигнутом уровне добычи природного газа, но и прирастить его объемы. № 2 (9) 2010

Аналитика

Что год грядущий нам готовит?

Что год грядущий нам готовит? Нельзя сказать, что уходящий год для нефтегазоиндустрии был легким и беспроблемным — последствия экономического кризиса ощутимы до сих пор. Однако были в этом году и события, запомнившиеся специалистам своей смелостью и значимостью и позволяющие делать оптимистичные прогнозы на будущее. О том, чем жила в 2010 году нефтегазовая отрасль и какие изменения можно ожидать в следующем году, рассказала Анастасия Соснова, ведущий специалист агентства независимой аналитики «Инвесткафе» (г. Москва).

Соснова А.

налогообложения нефтегазовой отрасли. Не секрет, что примерно половина цены российской нефти приходится на экспортные пошлины, еще 16 % — на налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Итого более 65 % доходов нефтяников уходит в налоги, что, в свою очередь, тормозит разработку новых перспективных месторождений. Поэтому нефтяники активно лоббируют послабления налогов для активизации инвестиций в новые месторождения. В частности, за льготой по экспортной пошлине на разработку месторождений Восточной Сибири последовала льгота по разработке шельфа Каспия. Впрочем, любая льгота в налогообложении нефтегазового сектора оборачивается существенной потерей для и без того дефицитного госбюджета. В этой связи правительство рассматривает вопрос об оптимизации налогов в нефтегазовой отрасли. Так, в 2011 году ожидается решение по основным вопросам, касающимся налогообложения экспорта нефтепродуктов — обсуждается повышение экспортных пошлин на нефтепродукты до 85–90 % экспортной пошлины на нефть, продления льгот по месторождениям Восточной Сибири — ожидается их отмена для некоторых месторождений (например, для Ванкора), введения налога на дополнительный доход.

ведущий специалист агентства независимой аналитики

— Какими вы видите перспективы нефтегазовой отрасли?

«Инвесткафе » ( г. Москва )

настасия, как можно охарактеризовать 2010 год: каким он был для нефтегазового сектора мира и России?

— 2010 год можно считать переходным от кризисного 2009 года к посткризисному 2011 году. Спрос и цены на нефть в этом году стабилизировались, и к концу года многие ведущие агентства, а также ОПЕК начали пересматривать свои прогнозы по мировому потреблению нефти и нефтяным котировкам в сторону незначительного повышения. В России продолжилась тенденция к падению добычи на месторождениях Западной Сибири, однако активным ходом ведется разработка месторождений в новых нефтегазоносных провинциях: у ЛУКОЙЛа — Южно-Хылчуюсское в Тимано-Печоре, у Роснефти — Ванкорское, у ТНКВР — Верхнечонское, у Сургутнефтегаза — Талаканское в Восточной Сибири. — Кто, по аналитическим данным, был основным игроком на нефтегазовой арене в 2010 году и почему?

— Лидером нефтяной отрасли в 2010 году по праву можно назвать Роснефть, которая добилась хороших результатов в добыче за счет Ванкорского месторождения — на пике добыче компания собирается получать с этого месторождения по 22,5 млн тонн нефти в год, а также показала отличные финансовые показатели и самую высокую рентабельность среди российских нефтяных компаний. Лидером по росту добычи в 2010 году можно считать Башнефть. За счет активного применения технологий повышения нефтеотдачи компания преуспела в повышении добычи на своих истощенных месторождениях и планирует увеличить добычу нефти в 2010 году на 7,8 %. Правда, 9

Башнефть в обозримом будущем уже вряд ли будет способна повторить подобный результат при существующей ресурсной базе. — Какие основные нефтегазовые проекты и кем были начаты в 2010 году? Как вы считаете, в какой мере эти проекты отразятся на мировой экономике и экономике России?

— В 2010 году ЛУКОЙЛ продолжил разработку первого месторождения на шельфе Каспия — им. Корчагина затем, чтобы выйти на промышленную добычу. Это пока первый и центральный проект, реализуемый российской компанией на Каспии, в 2012 году планируется приступить к разработке другого каспийского месторождения — им. Филановского. В настоящий момент в ЛУКОЙЛе ожидают введения льгот на добычу нефти на шельфе Каспия. Впрочем, объемы промышленной добычи нефти на данных месторождениях будут небольшими — 5–7 млн тонн в год. Для мировой экономики, да и для российской, это несущественная лепта. — Какими нефтегазовыми событиями был знаменателен 2010 год?

— На протяжении почти всего 2010 года основное внимание было приковано к конкурсу на одно из крупнейших месторождений нераспределенного фонда — им. Требса и Титова. — Какие новости из нефтегазового сектора вы бы назвали топовыми? Что, по прогнозам специалистов, должно произойти в 2011 году в сфере ТЭК?

— Наиболее значимыми сегодня являются новости, касающиеся мер правительства в отношении

— При условии, что будут сделаны ожидаемые налоговые послабления по некоторым новым проектам, вполне возможна не только стабилизация, но и даже некоторое повышение добычи нефти в обозримом будущем вопреки всем негативным прогнозам. Что касается отрасли в целом, то здесь налицо тенденция увеличения добычи трудноизвлекаемых углеводородов, как то газа из сланцев и угольных пластов, тяжелой нефти, нефти из нефтеносных песков и углеводородов из сверхглубоководных месторождений, а также смещение акцента в сторону повышения газодобычи. — Как вы считаете, в каких направ лениях нефт ег азовой отрасли в ближайшем будущем потребуется активное участие науки?

— Главным образом, активного участия науки требует нефтедобыча. Во-первых, новые месторождения нефти и газа сосредоточены в труднодоступных районах с тяжелыми климатическими условиями и на шельфе — а это говорит о необходимости более совершенных технологий нефтедобычи. Во-вторых, нефтяникам также необходима поддержка падающей нефтедобычи на истощенных месторождениях. Поэтому в ближайшее время будут оставаться актуальными технологии увеличения нефтеотдачи на действующих месторождениях и технологии добычи трудноизвлекаемых углеводородов, главным образом, низкозатратных. — Насколько серьезное влияние оказывает финансовый кризис на предприятия нефтегазосервиса?

— Кризис не обошел стороной предприятия нефтегазосервиса и заставил в корне пересмотреть позиции нефтяных компаний по отношению к этому

виду бизнеса. Нефтяные компании начали выводить со своего баланса сервисные предприятия как непрофильные для того, чтобы организовать конкурентный рынок нефтесервисных услуг с проведением открытых тендеров, тогда как ранее превалирующая часть заказов приходилась на собственные сервисные «дочки» нефт яных компаний отнюдь не по конкурентной цене. — Нефтегазовая отрасль движется в сто рону добычи более труднодоступных углеводородов, в связи с чем ос обое внимание уделяется новым технологиям. Расскажите, какие инновации применяются в настоящее время.

— В последнее время наиболее популярной стала так называемая холодная добыча вязкой нефти и нефти из песков, а также технологии горизонтального бурения, гидроразрыва пласта для извлечения сланцевого газа и технологии глубоководного бурения. — Каковы перспективы развития нефтехимического комплекса в 2011 году?

— Пока наиболее значимым проектом в сфере развития нефтехимического комплекса сегодня является строительство заводов ТАНЕКО в Татарстане. Комплекс ТАНЕКО будет состоять из трех заводов: НПЗ, завода глубокой переработки нефти и нефтехимического завода. На заводах комплекса впервые будет перерабатываться высокосернистая татарская нефть до 96 %, а также вырабатываться около 20 видов нефтех имических продуктов на основе ароматических углеводородов. — Анастасия, в завершение беседы было бы интересно услышать ваш прогноз: возможно ли появление в 2011 году новых игроков в нефтегазовой отрасли?

— Если вопрос касается нефтесервиса, то данный рынок вполне открыт для новых игроков, которые могут предложить наиболее оптимальный вариант соотношения цены услуг и качества.

№ 2 (9) 2010

Аналитика

Нефтегазовый комплекс Краснодарского края

Нефтегазовый комплекс Краснодарского края Устойчивая работа нефтегазового комплекса определяет развитие и нормальное функционирование всего народного хозяйства Краснодарского края. Нефтегазовый комплекс включает в себя предприятия нефтегазодобычи, нефтепереработки и нефтепродуктообеспечения края.

Лойко А. А. заместитель руководителя департамента по вопросам ТЭК Краснодарского края

есурсная база нефти и газа Краснодарского края была сформирована в основном в 50–60 г.г. прошлого столетия. По состоянию на 01.01.2010 г. на территории Краснодарского края Государственным балансом запасов учтены 154 месторождения с промышленными запасами нефти, газа и конденсата. Всего выдано 105 лицензий на поиски, разведку и добычу углеводородного сырья.

родов. Подготовлено 90 участков недр для последующего лицензирования. Планомерную работу по наращиванию ресурсной базы проводит компания «Газпром добыча Краснодар». Прирост запасов углеводородного сырья на месторождениях и разведочных площадях компании превышает уровни добычи. По данному показателю компания занимает лидирующие позиции в крае.

Основные предприятия по добыче углеводородов: • ОАО «НК «Роснефть» (оператор — ООО «РНКраснодарнефтегаз»); • ООО «Газпром добыча Краснодар» В пределах акваторий Черного и Азовского морей геологическое изучение осуществляют предприятия: ОАО «НК «Роснефть», ООО «НК «Приазовнефть», ЗАО «Черноморнефтегаз» и другие. Основная цель проведения государственной политики в нефтегазодобывающей отрасли — увеличение объемов добычи углеводородного сырья путем реализации мероприятий по поиску и разведке новых месторождений на территории края (вовлечение площадей нераспределенного фонда в разработку, поиск и работа с инвесторами, формирование программ лицензирования, проведение конкурсов и аукционов, максимально эффективное использование природных ресурсов и др.). Для решения задачи воспроизводства минеральносырьевой базы департаментом по вопросам ТЭК Краснодарского края были подготовлены и реализованы на условиях софинансирования из средств федерального и краевого бюджетов 2 целевые программы по воспроизводству минерально-сырьевой базы углеводородного сырья на 2007–2010 гг. В рамках программ проведены региональные геофизические исследования, наполнен банк геологогеофизической информации, проведены научноисследовательские работы с целью обоснования новых направлений поиска месторождений углеводо-

Особое внимание на современном этапе в соответствии с «Энергетической стратегией России на период до 2030 г.» уделяется поиску и освоению месторождений нефти и газа на шельфе Азовского и Черного морей. Так, компания «Приазовнефть» реализует крупный инвестиционный проект «Геологическое изучение недр Темрюкско-Ахтарского участка с целью поисков и оценки месторождений углеводородного сырья в акватории российского сектора Азовского моря». В 2007 г. компанией пробурена поисково-оценочная скважина Новая-1 в пределах акватории Азовского моря наклонным способом с берега. Открыто месторождение нефти Новое. В 2010–2011 гг. ожидается значительный рост инвест иций в шельфовые проекты. ООО «РН-Краснодарнефтегаз» реализует крупный проект по обустройству крупнейшего месторождения на Кубани — Анастасиевско-Троицкого. В результате уровень утилизации попутного газа к 2012 г. увеличится до 95 %, вырастет объем добычи природного газа. Географическое положение Краснодарского края благоприятно для экспорта нефти и нефтепродуктов. В результате скоординированных действий неф теперерабатывающих производств и организаций, занимающихся транспортировкой нефти и нефтепродуктов, данная отрасль успешно развивается. Нефтеперерабатывающую отрасль Краснодарского края представляют 3 крупных предприятия:

ООО «РН-Туапсинский НПЗ», ООО «Афипский НПЗ», ЗАО «Краснодарский нефтеперерабатывающий завод — Краснодарэконефть». Основная задача отрасли — реконструкция действующих на территории края нефтеперерабатывающих заводов, увеличение их загрузки и полноты переработки углеводородного сырья, производство высококачественного автомобильного топлива и масел, соответствующих современным международным стандартам С целью снабжения южных регионов России и Северного Кавказа высококачественным, экологически чист ым, отвечающим европейским стандартам, моторным топливом в крае реализуются крупные инвестиционные проекты. Главнейший из них — строительство нового НПЗ мощностью 12 млн тонн в год на площадке ООО «РН-Туапсинский НПЗ». В результате его реализации в южные регионы страны будет поступать высококачественное, экологически чистое, отвечающее европейским стандартам моторное топливо. Рынок нефтепродуктообеспечения Кубани составляет более 30 % потребления в Южном федеральном округе. В Краснодарском крае на оптово-розничном рынке нефт епродуктов преобладают крупные компании: ОАО НК «Лукойл», ОАО НК «Роснефть», ОАО «Газпром», ОАО «ТНК-ВР». Основные приоритеты развития отрасли — бесперебойное обеспечение ГСМ в период проведения сельскохозяйственных работ, в осенне-зимний период, качество нефтепродуктов, повышение уровня сервиса на АЗС. Департаментом по вопросам ТЭК Краснодарского края подготовлены и реализуются распоряжения главы администрации (губернатора) Краснодарского края № 18-р и № 5-р о под-

держке проектов нефтяных компаний ОАО «НК «Роснефть» и ОАО «ЛУКОЙЛ» по строительству новых крупноформатных автозаправочных комплексов олимпийского формата. В состав комплексов будут входить: многотопливные заправочные станции с большим количеством постов налива, площадки отдыха водителей и пассажиров, мини-магазины, скоростные мойки европейского типа, автосервис, кафе, гостиницы и рестораны. Программы предусматривают строительство на Кубани более 100 АЗК.

Для

решени я

з адачи

воспрои з водства

минерал ь но - с ы р ь ево й ба з ы департаментом по вопросам Т Э К К раснодарского кра я бы ли подготовлен ы и реали з ован ы на услови я х софинансировани я из средств федерального и краевого бюджетов 2 целевые программы по воспроизводству минерально - сырьевой ба зы углеводородного сырья на 2007-2010 гг.

№ 2 (9) 2010

От первого лица

Александр Кошелев: «Мы должны быть на шаг впереди»

Александр Кошелев: «Мы должны быть на шаг впереди» высококва лифицированные специа листы, передовое оборудование и современное программное обеспечение позволили ЗАО «НИПИ «ИнжГео » стать одним из самых динамично развивающихся предприятий на рынке комплексных инженерных изысканий и проектирования нефтегазовых объектов. Первоначальный коллектив института насчитывал лишь 20 человек — в основном специалистов по инженерным изысканиям. За 15 лет своего существования компания выросла более чем в 50 раз. Предприятие вышло на федеральный уровень и занимается реализацией проектов на территории России и в ближнем зарубежье. О том, что способствует такому динамичному и качественному росту, рассказал исполнительный директор ЗАО «НИПИ "ИнжГео"» Александр Кошелев.

Беседовала

Дроздецкая О. А.

лександр Владимирович, какие виды дея тельности охватывает ЗАО «НИПИ "ИнжГео"»?

— Основные направления деятельности компании — это инженерные изыскания и проектирование, которые дополняют друг друга: вначале выполняется полный комплекс инженерных изысканий, на основе которых происходит проектирование. В зависимости от необходимости выполнения тех или иных работ они могут выполняться отдельно друг от друга. Так, мы можем выполнить лишь инженерные изыскания или часть их, а также способны проектировать на основе уже имеющихся данных, которые были получены изыскателями других компаний. — Какие компании являются вашими основными заказчиками?

— В свое время компания работала с крупным монозаказчиком — ОАО АК «Транснефть». Это государственный заказчик, для которого мы выполняли проекты государственного значения. Но многое изменилось. Сейчас, помимо ОАО АК «Транснефть», мы активно взаимодействуем с такими заказчиками в России и за ее пределами, как ОАО «Газ13

Фото

Абрамчук А.

пром», ОАО «НК «Роснефть» и другими. Мы хотели бы работать на объектах такой компании, как ОАО «Лукойл». — И как компания себя ощущает, работая со множеством заказчиков?

— Думаю, что хорошо. Мы стали более открытыми для внешнего мира, диверсифицировали свою деятельность, стали лучше понимать потребности рынка и вести свой бизнес по конкурентным правилам игры. Также мы открыли для себя ряд интересных моментов: ЗАО «НИПИ «ИнжГео» находится далеко не на последнем месте по сравнению с подобными нам компаниями, у нас есть множество преимуществ, и мы правильно строим свою стратегию, которая заключается в постоянном развитии. Некоторые считают, что наши услуги слишком дороги. Но качественные услуги дешевыми и не бывают. ЗАО «НИПИ «ИнжГео» не производит товары массового потребления, деятельность предприятия имеет специфический характер. Наши цены чуть выше, чем в среднем по рынку, но главное для нас — это высокое качество выполняемой работы и удовлетворение потребностей наших заказчиков.

— Какими объектами ваша компания занимается сейчас?

— Мы достаточно диверсифицированы по видам своей деятельности. 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. Во-вторых, это газовые объекты: магистральный газопровод «Сахалин–Хабаровск–Владивосток», где выполняем комплекс инженерных изысканий. Также «НИПИ «ИнжГео» выиграл открытый конкурс на проведение инженерных изысканий и проектных работ по объекту «Газификация сел, поселков и центральной части Адлерского района в части газопроводов низкого давления». Заказчиком выступило Государственное учреждение Краснодарского края «Агентство по управлению объектами топливно-энергетического комплекса». Это достаточно большой, новый и интересный объект для нашего института. В-третьих, морские порты: институт выполнил работы по объектам «Восточная Сибирь — Тихий океан-2», в том числе расширение СпецМорНефтеПорта «Козьмино» и «Расширение КТК» 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» и оборудование для погрузки нефти Балтийской трубопроводной системы. Заказчиком данного объекта является компания ОАО «Роснефтьбункер». В-четвертых, транспортные объекты: реконструкция автомагистрали М4 ДОН; комплексное развитие Новороссийского транспортного узла, данный проект включает разработку строительства автомобильных дорог и путепроводов на территории самого Новороссийска. Перечисленные объекты достаточно масштабны, что говорит о том, что они будут выполняться не только в этом году, но и в последующем. Недавно компания закончила работы и получила положительное заключение Главгосэкспертизы по объекту «Магистральный нефтепровод «Тихорецк–Туапсе-2», участок «Тихорецк–Заречье» для нужд Туапсинского НПЗ. Если говорить о реализации объектов в Краснодарском крае, то это ряд проектов не только нефтегазового профиля, но и общегражданского. Это инженерные изыскания и проектирование объекта «Автодорога М-27 «Джубга–Сочи», сложнейший транспортный объект со множеством мостов, эстакад и тоннелей. Как субподрядчики по выполнению инженерных изысканий мы работали практически по всем спортивным сооружениям горного кластера. Основная часть нашей деятельности по олимпийским объектам началась в 2007 году и продолжалась вплоть до 2009 года: это инженерные изыскания и проектирование дороги «Адлер–Аибга–Красная Поляна», развитие курорта «Красная Поляна», инженерные изыскания и проектирование Олимпийской деревни и многие другие

Исполнительный директор ЗАО «НИПИ "ИнжГео"» Александр Кошелев

У нас есть проекты в Узбекистане, К азахстане. Институт ПЛАНИРУЕТ работать в Т уркменистане, где существует большая сырьевая база. объекты. На данном этапе все уже перешло в стадию непосредственного строительства, и свою часть работы по Олимпиаде–2014 мы, можно сказать, выполнили. Для нужд ГК «Олимпстрой» институт выпустил проект «Ледовая арена для керлинга (3000 мест)». Сейчас начинается реализация магистрального газопровода «Южный поток». Это очень большой проект (578 км в Краснодарском крае), и когда мы начнем над ним работать, он составит значительную часть наших доходов. В следующем году доход от совокупных проектов, которыми мы будем заниматься на территории Краснодарского края, превысит 40 % от общего объема доходов компании. № 2 (9) 2010

От первого лица

Магистральный газопровод «Сахалин–Хабаровск–Владивосток» (фото с официального сайта ОАО «Газпром»)

Еще один объект, выполненный нами, достаточно масштабный для того, чтобы о нем сказать: международный конференц-центр для проведения саммита АТЭС-2012 на о. Русском в Японском море, проводимого в составе подпрограммы» Развитие г. Владивостока как центра международного сотрудничества в Азиатско-Тихоокеанском регионе». — Каких заказов больше — государственных или частных?

— В структуре портфеля контрактов государственных заказов немного: не больше 15 %. Все остальные контракты — с частными компаниями. Но за ними в большинстве своем в качестве основного акционера все равно стоит государство. — И каким образом организуются работы, ведь компания территориально располагается в Краснодаре, а работаете вы на территории всей РФ и за ее пределами?

— Мы активно занимаемся оптимизацией структуры, многое уже испробован. Была, например, попытка создания самостоятельных структурных подразделений в регионах. Но кризис немного скорректировал наши планы: одни подразделения мы закрыли, другие — перепрофилировали. Скажем, на Дальнем Востоке во Владивостоке у нас есть филиал «ИнжГео-ДВ», занимающейся только инженерными изысканиями. В Москве функционирует филиал «ИнжГео-Москва», занимающийся только проектными работами. Развивать в России широкую филиальную сеть пока не планируем. Но мы создаем комплексные мобильные бригады, которые способны работать на территории всей РФ через организованные на местах штабы. Также у нас есть достаточно хорошая производственная база в плане обеспечения 15

работников специализированным транспортом, буровыми станками. Но мы будем открывать филиалы в ближнем зарубежье, на территории стран в которых начнем работать. Как я уже говорил, пытаемся начать работать в Туркменистане, где довольно много интересных проектов и в которых мы сможем серьезно поучаствовать. Конкуренция с международными компаниями сейчас очень серьезная. Мы постоянно отслеживаем лучшие мировые технологии, которые помогают нам конкурировать с зарубежными партнерами. — Отличается ли специфика вашей работы в странах СНГ?

— Специфика нашей работы в странах СНГ такая же, как и в России. Мы работаем по международным стандартам и сертифицированы, например, на соответствие Системе менеджмента качества ИСО 9001:2008. В 2008 году ЗАО «НИПИ «ИнжГео» успешно прошло сертификацию системы экологического менеджмента на соответствие требованиям стандарта ИСО 14001, и системы охраны здоровья и обеспечения безопасности труда на соответствие требованиям международного стандарта OHSAS 18001. Также предприятие прошло сертификацию СТО Газпром. У нас есть проекты в Узбекистане, Казахстане. Институт планирует работать в Туркменистане, где существует большая сырьевая база. В странах СНГ понимают, что их ближайший партнер — это Россия, которая работает с ними на одинаковом «фундаменте», учитывая общее историческое прошлое. Попытки иностранных компаний работать в странах бывшего СССР наталкивались на непонимание, потому что странам бывшего» соцлагеря» гораздо удобнее работать с традиционными партнерами с россий-

От первого лица ской стороны, а не внедрять заново абсолютно новые технологии, которые пока не приживаются на постсоветской почте. Поэтому проекты, которые мы реализуем в России, с высокой вероятностью будут реализованы и в странах СНГ. В общем, мы приходим туда, где есть потребность в наших услугах. Существуют проекты, имеющие государственное значение, например, «Трубопроводная система «Восточная Сибирь — Тихий океан», «Строит ельс тво нефтепроводов для транспортировки российской нефти в страны Азиатско-Тихоокеанского региона», «Балтийская трубопроводная система — 2». Это глобальные инфраструктурные проекты, связанные с развитием и соединением между собой территорий. В таких проектах мы и участвуем. Также мы участвуем в проектах, заказчиком которых являются крупные бизнес-структуры. Сейчас, например, на Дальнем Востоке для ОАО «НК "Роснефть"» проектируем транспортную систему поставки сырой нефти на завод и дальнейшей транспортировки готовой продукции в порты и перевалочные базы — это объекты «Нефтепровод-отвод» Восточная Сибирь — Тихий океан — Комсомольский НПЗ»; «Нефтепродуктопровод «Комсомольский НПЗ — порт Де-Кастри». Есть стратегия развития государства, а есть стратегия развития крупных компаний. И все стратегии — долгосрочные. Исходя из этого, мы строим собственную стратегию — с кем работать, когда и в каком регионе.

чтобы быть одной из лучших и конкурентоспособных компаний, мы должны предугадывать будущие технологии, должны видеть тенденции их развития на несколько лет, а то и десятков лет вперед., — И какова стратегия развития вашей компании?

— Вы хотите, чтобы я в двух словах пересказал документ из трехсот страниц? Но если серьезно, в этом бизнесе мы являемся не локомотивом, а скорее большим вагоном. Мы постоянно отслеживаем лучшие мировые технологии, которые помогают нам конкурировать с зарубежными партнерами. Например, трехмерное проектирование, широко используемое за рубежом, применяется и нами. Решение об инвестициях в технологию трехмерного проектирования промышленных объектов принято достаточно давно и исходя из возможностей этой технологии качественно улучшить процесс проектирования и строительства объекта, повысить эффективность эксплуатации объектов, сделать производство более безопасным, а также снизить затраты на будущие ремонт и реконструкцию. Данная технология позволяет интегрировать данные; стандартизировать процесс проектирования; анализировать совместимость технологического оборудования; 17

повторно использовать решения в будущих проектах; безболезненно вносить изменения в проект, основываясь на последних данных, полученных от заказчика. Мы прекрасно отдаем себе отчет в том, что с компаниями, приходящими в Россию с новыми технологиями, нужно общаться на одном языке, посредством приведения западных стандартов, лучших мировых проектных решений к российским нормам и техническим требованиям. И в этом мы помогаем нашим партнерам. Проектирование — это достаточно высокотехнологичный бизнес. То, что мы проектируем сегодня, будет построено через несколько лет. И мы, чтобы быть одной из лучших и конкурентноспособных компаний, должны предугадывать будущие технологии, должны видеть тенденции их развития на несколько лет, а то и десятков лет вперед. Основная цель изучения и внедрения передовых технологий — оптимизация и ускорение рабочих процессов. Возьмем, к примеру, технологию создания топографических планов методом воздушно-лазерного сканирования. Ширина полосы съемки составляет 95 % от высоты полета. То есть, если мы летим на высоте 800 м (оптимальная высота для съемки масштаба 1:2000), ширина полосы съемки составит 760 м. Стандартное время работы — 5 часов. Значит, за 5 часов будет выполнена съемка 456 кв. км территории. Для выполнения такого объема работ одной топографической бригадой, работающей традиционными наземными методами, требуется не менее 2,5–3 месяцев. Вот в этом и заключается преимущество новых технологий. — Получается, ваши сотрудники должны быть достаточно высококвалицифированы, чтобы владеть подобными технологиями и предугадывать их вместе с компанией?

— Вы затронули вопросы кадровой политики. Расскажу, что средний возраст наших сотрудников — 35 лет. Институт достаточно молодой: новое поколение приходит с новыми знаниями и пониманием новых технологий работы. Обучать молодежь довольно легко. Но одного высшего образования недостаточно, чтобы реализовать все потребности предприятия. Поэтому у нас есть серьезная программа по обучению сотрудников. Мы закладываем соответствующий бюджет на внутреннее обучение, внешнее (например, курсы повышения квалификации), и самообразование. Компания готова финансировать целый комплекс мероприятий по дополнительному обучению, давая возможность каждому работнику повысить свои профессиональные навыки. Иначе работать с современным оборудованием и новейшими программами будет просто некому.

Персона

Ираида Коляда: «Каждый проект для нас индивидуален»

Туапсе-2», участок Тихорецк–Заречье, проектирование которого мы недавно закончили, пришлось изменить решения по прокладке нефтепровода на очень сложном горном участке уже после проведения инженерных изысканий. — Мешает ли данная должность или помогает в личной жизни, в семье?

Редакция журнала «ГеоИнжиниринг» впервые встречается с Ираидой Колядой, главным инженером крупного проектного института ЗАО «НИПИ «ИнжГео». ЗАО «НИПИ «ИнжГео» насчитывает около 1300 сотрудников различной специализации. Виды деятельности института простираются от выполнения инженерных изысканий до сдачи объектов под ключ. За 15 лет своего существования компания выполнила множество проектов для нефтегазового комплекса, включая такие объекты как трубопровод «Восточная Сибирь — Тихий океан», «СпецМорНефтепорт «Козьмино», «Южный поток», «БТС-2».

Беседовала

Дроздецкая О. А.

раида А лександровна, редко можно встретить женщину на такой сложной и ответственной должности, которая была бы еще и достаточно хорошим техническим специалистом. Расскажите, как все начиналось?

— В 1978 году я закончила Краснодарский технологический университет по специальности «автомобильные дороги». После окончания учебы по распределению попала в НПО «СоюзТермнефть», где проработала до 2002 года. Проектировать приходилось большей частью объекты обустройства нефтяных месторождений, объекты хранения и транспорта нефти. В процессе выполнения работ изучала технологию объектов добычи и транспорта нефти, всех вспомогательных систем, и так сложилось, что это направление стало основным в моей деятельности. Меня увлекал поиск решения технических вопросов. Волей судьбы случилось так, что сейчас я занимаю должность главного инженера. — Но это же напрямую связано с решением технических вопросов?

— Да, первоочередной задачей главного инженера является разработка технической политики, а также руководство производством и решение комплекса вопросов не всегда технического характера.

— Сложно ли руководить таким большим коллективом?

— Безусловно, сложно и очень ответственно. Руководство — это принятие решений, от которых зависит эффективность производства, персонала, характер 19

Фото

Абрамчук А.

взаимоотношений с партнерами. Цена ошибочного решения руководителя чрезвычайно высока, понимание этого держит его в постоянном напряжении, заставляет мобилизовывать все свои ресурсы в поиске наиболее правильного и своевременного решения. Но вместе с тем это и очень увлекательная работа. Каждый сотрудник решает свою, ограниченную рамками его компетенции, задачу. Множество решенных задач в итоге складываются в продукт деятельности коллектива. Увидеть и оценить масштабность и перспективу всего процесса, руководить достижением целей совместной деятельности путем умножения своих физических и интеллектуальных сил коллективными усилиями подчиненных — задача руководителя. Достижение этих целей — самая большая награда. — Как считаете, любой ли человек может стать руководителем? Можно ли научиться руководить или это дано не всем?

— Конечно, это дано не всем. Есть люди, которым это просто не интересно, им проще выполнять поставленные задания. Но и те, кто имеют задатки лидера, организатора, могут стать хорошими руководителями, имея определенный багаж знаний, навыков и опыта. Теорию можно изучить и за короткий период, но умение применить ее на практике приходит с опытом. — Ираида Александровна, приходилось ли вам принимать решения, от которых проектируемый объект менялся полностью?

— Время от времени подобные решения приходится принимать. Например, в объекте МН «Тихорецк-

— Сейчас в моей жизни главное — работа. Дети выросли, живут самостоятельно, у них появились свои дети, и мое участие в заботе о семье уменьшилось. Я благодарна судьбе, что имею возможность работать в полную силу, руководить интересными проектами и находить время для общения с детьми и внуками. — Давайте вернемся к деятельности ЗАО «НИПИ «ИнжГео»: над какими проектами сейчас работает институт?

— Институт сейчас выполняет изыскания по объектам «Комплексное развитие Новороссийского транспортного узла (Краснодарский край)», «Неф тепродуктопровод «Комсомольский НПЗ — порт Де-Кастри», «Газификация сел, поселков и центральной части Адлерского района (проектные и изыскательские работы) в части газопроводов низкого давления», работает над проектированием объектов «Нефтепровод-отвод «ВСТО — Комсомольский НПЗ»; комплекса наливных грузов в морском торговом порту «Усть-Луга», объектов технического перевооружения и реконструкции компании ОАО «Черномортранснефть», расширения КТК (разработка рабочей документации резервуарного парка на морском терминале), строительство Покровской УКПГ в Грачевском районе Оренбургской области. Также сейчас в работе у нас объекты технического перевооружения и реконструкции ОАО «Связьтранснефть», которое является для нас новым заказчиком. Мы сотрудничали с ним по объекту «Тихорецк–Туапсе-2» и с тех пор продолжаем сотрудничать, разрабатывая совместно несколько проектов. Сотрудники института трудятся напряженно. Работа по проектам проходит несколько стадий: предпроектная проработка, изыскания, собственно проектирование, согласования, экспертиза, авторский надзор. На сегодняшний день в плане института порядка ста объектов. — Если сравнить по технологии и по масштабам, то какой самый сложный проект, над которым приходилось работать институту? Расскажите о нем.

— Это объект «Первая очередъ трубопроводной системы «Восточная Сибирь–Тихий океан» — спецморнефтепорт «Козьмино». По данному объекту институт выполнял функции генеральной проектной организации. Данный объект является наиболее сложным и наиболее масштабным из всех объектов, которые мы проектировали. Тем более, что мы его вели, начиная со стадии выбора площадки до сдачи в эксплуатацию, и в полной мере ощутили на себе ответственность «генерального проектировщика».

Главный инженер проектного института ЗАО «НИПИ "ИнжГео"» И. А. Коляда

Выбор того или иного способа и метода применения ингибиторов АСПО напрямую зависит от конкретных условий работы добывающей скважины. — Можно ли сказать, что при проектировании объектов «ИнжГео» применяет свои собственные технологические решения?

— Каждый проект индивидуален по своим техническим решениям. При работе над объектом наши специалисты вкладывают в него свое видение, и один и тот же объект, спроектированный разными проектными институтами, естественно, будет разным. Показательным является объект «Камеры пускаприема средств очистки и диагностики на н/б Грушевая». Работавшая первоначально над этим № 2 (9) 2010

Персона

Ираида Коляда: «Каждый проект для нас индивидуален»

— В последнее время ЗАО «НИПИ «ИнжГео» стало принимать участие в проектировании морских терминалов. В чем специфика работы над такими объектами?

— После завершения проекта по проектированию спецморнефтепорта «Козьмино» руководством института было принято решение, что необходимо активно брать в разработку объекты по морским терминалам в связи с наличием опыта и ресурсов для ее выполнения. Специфика данных объектов — в необходимости комплексного решения проектировщиком вопросов по разработке технологической схемы и размещению комплекса сооружений, в которые входят сливо-наливные эстакады, трубопроводы, резервуарные парки, насосные, причальные сооружения, сооруж ения, обеспечивающие учет и налив нефти и нефтепродуктов в танкера. Кроме того, размещение этих объектов связано с предварительным проведением значительного количества согласований со всеми заинтересованными организациями. — Какой самый сложный и масштабный объект выполняло «ИнжГео» из морских терминалов?

Комплекс наливных грузов в Морском торговом порту «Усть-Луга»

объектом проектная организация сделала заключение, что ввиду насыщенности сооружений и коммуникаций и крайне стесненных условий разместить камеры для диагностики трубопроводов, проложенных в технологическом тоннеле, на выбранных для этого площадках, не удастся. НИПИ «ИнжГео» взялось за эту работу, и камеры были спроектированы, построены и введены в эксплуатацию. Для нас была новой работа по разработке проектов замены на объектах ОАО «АК Транснефть» железобетонных резервуаров на металлические.

Каждый проект индивидуален по своим техническим решениям, и наши специалисты при работе вкладывают в него свое видение. Один из разработанных ЗАО «НИПИ «Инжгео» проектов состоял в замене на н/б Грушевая четырех железобетонных резервуаров емкостью 10 000 куб. м на один металлический резервуар емкостью 50 000 куб. м. Обследовав площадку строительства, специалисты института определили, что перед началом демонтажа резервуаров необходимо вынести из каре резервуаров транзитные технологические трубопроводы. В связи с крайне стесненными условиями площадки аналогов данному 21

решению не было. Институтом было принято решение о прокладке трубопроводов на организованной выше резервуара полке, разница отметок полки и дна резервуара составляла около 10 метров. В связи с тем, что склон, на котором проводились работы, был оползневым, с низовой стороны полки запроектировали противооползневые сооружения таким образом, чтобы в дальнейшем под их защитой вести демонтаж железобетонных резервуаров и строительство РВСПК-50000. Сложность решений заключалась в том, что железобетонные резервуары, являясь подземными глубиной порядка 8 м, размещались на двух нарезанных в склоне ручья полках с разницей высотных отметок в 6 м. При решении вопроса посадки на этом месте металлического резервуара мы столкнулись с необходимостью принятия решения о размещении резервуара либо на коренном грунте (при этом необходимо было разработать выемку глубиной около 15 м в непосредственной близости от оползневого склона), либо частично на коренном грунте, частично на насыпном. В общем, задача была достаточно сложная, и я не думаю, что до нас кто-либо подобную задачу решал. Для реализации был выбран второй вариант. В связи с тем, что заказчик сомневался в правильности принятых решений, нам пришлось обращаться в независимую экспертизу, которая подтвердила верность выполненных расчетов. В настоящее время резервуар построен и введен в эксплуатацию.

— Это, конечно же, спецморнефтепорт «Козьмино». Под руководством ЗАО «НИПИ «ИнжГео» группой из примерно 20 проектно-изыскательских институтов были выполнены комплекс инженерных изысканий, ТЭО (проект) и рабочая документация. Проектные решения, предложенные ЗАО «НИПИ «ИнжГео», успешно прошли общественные слушания, согласования с управлением Дальневосточной железной дорогой, с Ростехнадзором, Роспотребнадзором, с Комитетом по земельным ресурсам, с ФА Кадастром объектов недвижимости, с Инспекцией по охране труда, с Главгосэкспертизой, с Минтрансом. Получено санитарноэпидемиологическое заключение, водохозяйственная экспертиза, экспертиза промышленной безопасности, государственная экологическая экспертиза. К работе над объектом были привлечены субподрядные организации: ЗАО Востсибтранспроект», ОАО «Гипротрубопровод», ЗАО «Эскортцентр», «23 ГМПИ», ЗАО ГТ «Морстрой» и др. При разработке проектной документации были проработаны технологии разогрева и слива нефти из железнодорожных вагоно-цистерн, ее перекачки в резервуарный парк нефтебазы, подачи нефти на береговые сооружения для осуществления учетных

операций и налива в танкера. С целью обеспечения безопасного налива нефти в суда и ее дальнейшего транспорта были рассмотрены несколько вариантов причальных сооружений, в том числе и выносные, приняты решения по гидротехническим сооружениям, проработаны вопросы безопасности мореплавания, и разработаны системы навигационного оборудования. В составе сооружений спецморнефтепорта запроектированы сливо-наливные эстакады, резервуарные парки, перекачивающие насосные станции, системы измерения количества и качества нефти, наливные устройства, системы автоматизации, электроснабжения, пожаротушения, теплоснабжения, водоснабжения, связи, здания и сооружения административнохозяйственного назначения, очистные сооружения. ЗАО «НИПИ «ИнжГео» запроектированы н/б Перевозная, сооружения в Новороссийском торговом порту, выполнены проектные проработки по Таманскому наливному терминалу. Сегодня компания выполняет работы по объектам «Расширение КТК», «Комплекс наливных грузов в Морском торговом порту «Усть-Луга», в составе которого выделены четыре этапа строительства и «Комплекс наливных грузов в Морском торговом порту «Усть-Луга». Проектирование верхних строений причалов № 4 и № 5, технологических трубопроводов от НБ «Усть-Луга» и оборудования для погрузки нефти Балтийской трубопроводной системы (БТС-2)». — Какая отличительная особенность есть у ЗАО «НИПИ «ИнжГео» как у проектного института по сравнению с другими институтами страны?

— Мы имеем большой опыт проведения инженерных изысканий и проектирования в горных районах, характеризующихся резко пересеченным рельефом местности и наличием опасных геологических процессов, знакомы со спецификой работ в данных условиях. Да и располагаемся мы на Северном Кавказе, большинство объектов, которые мы выполняем, находятся здесь — это своеобразная региональная особенность и одновременно преимущество института. — В каких проектах институт планирует участвовать в перспективе?

— Пусть эти объекты станут предметом для следующего разговора.

Спецморнефтепорт «Козьмино»

№ 2 (9) 2010

Материалы и оборудование

Современные методы интенсификации добычи высоковязкой нефти

СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ

Рисунок 1. Насосы

погружные винтовые сдвоенного типа ЭВН 5.

Структура условного обозначения электронасоса 2 ЭВН 5

12 1000 B5

В последние годы основной прирост объемов добычи нефти во многих регионах образуется за счет методов интенсификации и увеличения нефтеотдачи пластов. Проблема повышения эффективности выработки остаточных и трудноизвлекаемых запасов на месторождениях в промышленно освоенных регионах с хорошо развитой инфраструктурой весьма актуальна. Приоритетным направлением деятельности здесь

Клапан

Насос комплектуется шестиполюсным электродвигателем с частотой вращения 1000 об/мин или редукторной приставкой (при отсутствии цифры 2 в обозначении насос комплектуется четырехполюсным электродвигателем с частотой вращения 1500 об/мин) Обозначение насоса: Э — привод от погружного электродвигателя; В — винтовой; Н — насос; 5 — группа насоса для колонны обсадных труб диаметром 146 мм с минимальным внутренним диаметром 121,7 мм

Винт левый

для нефтегазодобывающих объединений является снижение удельных совокупных затрат на единицу готовой продукции. Обойма левая

Подача, м3 /сут

Вартумян Г. Т., Гапоненко A. M., Стрельцова Ю. Г.

Напор, м

Муфта эксценриковая

Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69

Кубанский государственный технологический университет ( г. Краснодар )

казанное в полной мере относится к ООО «РН-Краснодарнефтегаз», в эксплуатационном фонде которого находится большое количество низко- и среднедебитных скважин с высоковязкой извлекаемой продукцией. Традиционные механизированные способы добычи нефти центробежными и штанговыми насосами (ШГН и ЭЦН), а также газлифтные (ГЛ) методы не обеспечивают требуемых показателей по снижению себестоимости продукции. Наиболее полное удовлетворение в решении проблемы эксплуатации скважин, продуцирующих вязкими и высоковязкими пластовыми жидкостями, дают одновинтовые насосы (ВНО), насосы винтовые сдвоенного типа (ЭВН5. Рис. 1) и насосы плунжерно-диафрагменного типа (ПДН). Их характеристики и описание приводятся в работах [1, 2, 3]. Анализ публикаций показывает, что при эксплуатации скважин ЭЦН (рис. 2) с малыми значениями дебита (до 25 м3/сут.) возможен периодический срыв подачи из-за невозможности стабильного регулирования производительности насоса при малых подачах. Это приводит к простою оборудования, многократным повторным запускам, оседанию и засорению насоса выносимыми твердыми частицами в период остановки. ЭЦН установки не являются мультифазными, дают сильную эмульгацию нефти с водой, срывы в подаче при выделении свободного газа, а добыча высоковязкой жидкости с большим содержанием твердой фазы приводит к износу оборудования и снижению рабочих характеристик насоса. Недостатки ШГН заключаются в том, что это одна из самых металлоемких и ремонтоемких установок, требующих постоянного внимания. Наличие твердых частиц в добываемой

продукции приводит к износу пары плунжер-втулка, повышению утечек и снижению КПД насоса. Технико-экономические предпосылки применения погружных винтовых насосов сдвоенного типам ЭВН5 заключаются в том, что пластовая жидкость может содержать смесь нефти, нефтяного газа и воды в любых пропорциях. При этом максимальная кинематическая вязкость жидкости может быть до 10 -3 м2/с, содержание попутной воды до 99 %, свободного газа на приеме насоса — до 50 % по объему, концентрация твердых частиц — до 0,8 г/л, допустимая температура нагрева — до 110 оС. Таким образом, применение ЭВН5 позволяет решить следующие вопросы: увеличить среднюю наработку на отказ погружного оборудования; снизить электропотребление на единицу продукции; добывать продукцию с высоким содержанием воды, газа и механических примесей; оптимизировать работу скважины в зависимости от притока из пласта; обеспечить постоянный напор. В настоящее время в ООО «РН-Краснодарнефтегаз» осложненный фонд скважин с вязкой (до 30 сСт≈30*10 -6 м 2 /с) и высоковязкой (более 30 сСт) составляет более 200 скважин. С целью внедрения ЭВН нами были проанализированы 16 скважин на различных месторождениях и способах эксплуатации (СЭ). Были выбраны 4 скважины на Абино-Украинском месторождении: две скважины с ЭЦН, одна скважина с ШГН и одна фонтанная скважина (ФОН). В 2007 году в рамках опытнопромышленной эксплуатации в эти скважины были спущены 4 насоса ЭВН5А производства ООО ОП «СК «Борец». Результаты проведения опытнопромышленных испытаний приведены в таблице 1. Видно, что внедрение нового оборудования позво-

Обойма правая Винт правый

Основание

Муфта обгонная кулачковая

лило увеличить среднюю наработку на отказ примерно в 2–3 раза, а средний дебит скважины увеличился примерно на 5 т/сут. Низкая наработка на отказ для последней скважины обусловлена производственным браком эластомера в насосе. Для оценки эффективности применения УЭВН в ООО «РН Краснодарнефтегаз» был взят горизонт планирования, равный пяти годам. Шаг расчета равен одному календарному году. При расчете использовались следующие исходные данные: средняя наработка на отказ УЭВН, продолжительность ремонта, цена добычи нефти, темп падения, потери неф-

Габаритные размеры насосов ЭВН 5 Марка насоса ЭВН 5-12-1500 ЭВН 5-16-1200 ЭВН 5-16-1500 ЭВН 5-25-1000 ЭВН 5-63-1500 ЭВН 5-25-1500 ЭВН 5-100-1000 ЭВН 5-100-1200 2ЭВН 5-12-1000 2ЭВН 5-50-1200 ЭВН 5-25-1700

Длина насоса L, мм 3890 3490 3890 3490 4290 4770 4140 4440 3490 4440 4590

ти, коэффициент дисконтирования, норма амортизации, прирост нефти, прирост жидкости. При расчете эксплуатационных затрат использовались показатели условно-переменных затрат на 1 тонну углеводородного сырья, включающие в себя затраты на извлечение, подготовку и транспортировку нефти. В капиталовложениях учтены затраты на покупку оборудования. Ставка дисконтирования на весь рассматриваемый период принималась равной 9,5 %. При расчете выгоды от внедрения проекта рассматривалась выручка от реализации углеводородно№ 2 (9) 2010

Материалы и оборудование

Таблица 1.

№ скв

Современные методы интенсификации добычи высоковязкой нефти

СЭдо спуска ЭВН5А

Режим работы до испытаний Qж, м3/ сут

Qводы, %

Qн, м3/ сут

ЭЦН

18,6

ШГН

34,0

ФОН

8,7

ЭЦН

34,0

СНО, сут.

Режим работы УЭВН

СНО, сут.

Ув. СНО, раз

Прирост добычи Ож, мЗ/сут 10,4

Qж, м3/ сут

Qводы, %

Qн, м3/ сут

136

29,0

27,4

213

39,7

36,5

258

5,7

10,0

9,2

215

1,3

36,3

25,6

2,3

го сырья, экономия за счет увеличения средней наработки на отказ относительно ШГН, а также экономия электроэнергии. В качестве критерия эффективности применения УЭВН на фонде скважин с вязкой и высоковязкой нефтью рассматривался показатель накопленного дисконтированного денежного потока (NPV) [6]. Расчет проводился для средних показателей из 16 выбранных скважин. Итоговые показатели внедрения на 16 скважинах в рамках всего проекта представлены в таблице 2. В случае невыполнения планового прироста нефти по каждой скважине, минимальный рентабельный прирост нефти со сроком окупаемости ≈ 1 год составит 2 т/сут. При этих условиях NPV к концу расчетного периода составит ≈7 млн у. е. по всему проекту соответственно.

Одной из актуальных проблем явл яетс я проблема прогноз ировани я смолопарафинов ы х отложени й в при з або й но й з оне пласта с последую щ е й разработкой эффективных методов предотвращения. Таким образом, по результатам проведенных расчетов эффективности внедрения, можно сделать вывод об экономической целесообразности применения погружных винтовых установок на фонде скважин с вязкой нефтью. Накопленный дисконтированный денежный поток к концу расчетного периода в среднем на 1 скважину составит 37,8 млн у. е. Накопленный дисконтированный денежный поток к концу расчетного периода в соответствии с проектом составит 605 млн у. е. Вместе с тем общераспространенным осложнением для всех способов эксплуатации скважин являются асфальто-смолисто-парафиновые отложения (АСПО), что приводит к снижению производительности скважин и отказам насосов. Эффективное использование методов борьбы и профилакти25

Рисунок 2. Упрощенная

Результаты опытно-промышленных испытаний погружных винтовых насосов

ки АСПО возможно при условии планомерной, систематической работы по анализу режимов работы скважин, результатов ПРС и депарафинизационных работ. Обоснованный межочистной период (МОП), разбитый на категории, позволяет свести к минимуму неэффективное использование средств борьбы с АСПО. Добыча и транспортировка нефтей также сопровождается отложением асфальто-смолистопарафиновых образований (АСПО) на скважинном оборудовании, шлейфах скважин, внутрипромысловых и магистральных трубопроводах. Одной из актуальных проблем, от успешного решения которой зависит текущая добыча нефти, а также нефтеотдача в целом, является проблема прогнозирования смолопарафиновых отложений в призабойной зоне пласта с последующей разработкой эффективных методов предотвращения или борьбы с ними. С наибольшей остротой эта проблема встает на месторождениях с низкими пластовыми температурами и нефтями, характеризующимися высоким содержанием тяжелых углеводородных соединений, а также высокими температурами кристаллизации парафинов. Анализ причин образования смолопарафиновых отложений в призабойной зоне пласта дает возможность разделить их на две группы факторов. К первой группе относятся факторы, характеризующие компонентный состав и физико-химические свойства добываемых нефтей, а также влияющие на изменение этих показателей во время разработки месторождения; ко второй — факторы, определяющие тепловое состояние призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации скважины [4]. Принято считать, что одним из существенных факторов, обусловливающих интенсивность парафинизации призабойной зоны пласта и нефтепромыслового оборудования, являются физико-химические свойства промыслового парафина. Иногда оценка этого фактора упрощается до количественной характеристики, а именно процентного содержания парафина, смол и асфальтенов. В этом отношении нефти подразделяются на высокопарафинистые, парафинистые и низкопарафииистые. Такая градация, хотя и дает в общем плане представление о возможных условиях парафинизации, тем не менее не является определяющей. Последние исследования по это-

конструкция скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН

Скважина, оборудованная погружным электроцентробежным насосом (ЭЦН) 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Электрический кабель Кабельный ввод Хомут крепления кабеля Динамический уровень Сбивной клапан Обратный клапан Секции насоса ЭЦН Газосепаратор Приемная сетка Гидрозащита Погружной электродвигатель (ПЭД)

Скважина, оборудованная штанговым глубинным насосом (ШГН) 31 31 33 34 35 36 37 38 39 40

му вопросу говорят о том, что количественная характеристика указанных компонентов и их соотношение являются лишь начальной информацией, в неполной мере характеризующей структуру и свойства промыслового парафина. Применяемые методы повышения нефтеотдачи также не являются безучастными в изменении условий образования твердых углеводородных отложений в пласте. В наибольшей степени на выпадение твердых углеводородных соединений нефти влияют такие, как закачка в пласт сжиженных углеводородных газов или применение способов, повышающих окислительные процессы нефтепродуктов в пластовых условиях. При смешении с легкими углеводородными соединениями нефть в них хорошо растворяется, снижая при этом свою вязкость. Исключением являются асфальтены и наиболее конденсированные смолы, которые не только не растворяются в низкомолекулярных углеводородах,

Сальник Полированный шток Колонна штанг Центратор Выкидное отверстие плунжера Корпус насоса Плунжер Нагнетательный клапан Всасывающий клапан Хвостовик

Кроме ЭЦНпри и ШГН для добычи но и способны выпадать в осадок снижении обскважинной жидкости применяются щей вязкости системы. Разработка месторождений применением различтакже свинтовые, диафрагменные, ных способов повышения нефтеотдачи существенно струйные и прочие погружные агрегаты. изменяет и термодинамические условия разработки залежи. Особенно существенное влияние оказывает применение заводнения. В результате нагнетания в пласт больших объемов холодной воды нарушается первоначальный тепловой режим залежи, что в ряде случаев приводит к созданию благоприятных условий кристаллизации парафина и образования в породах пласта асфальто-смолисто парафиновых отложений (АСПО). В условиях призабойной зоны пласта количество факторов, способствующих образованию углеводородных отложений значительно возрастает. К ним можно отнести разгазирование нефти во время эксплуатации скважин при забойных давлениях ниже давления насыщения, снижение температуры при№ 2 (9) 2010

Материалы и оборудование

Таблица 2.

Современные методы интенсификации добычи высоковязкой нефти

Итоговые показатели внедрения УЭВН

Кол-во предлагаемых к внедрению установок, шт.

Средний NPV на 1 скважину за 5 лет, тыс. у. е.

37 851

NPV по всем скважинам за 5 лет, тыс. у. е.

605 616

Срок окупаемости, лет

Таблица 3. Фонд

менее года

скважин, осложненных АСПО, и среднегодовые затраты по видам обработок

Наименование показателя

ПГВ

ПГН

Скребкование

Электропрогрев

Фонд скважин, осложненный АСПО, скв.

400

120

Средний МОП по видам обработок, сут.

Количество скважин по видам обработок, скв.

15-40

30-60

7-30

15-25

Сред. затраты в год, у. е.

20 586

4912

2529

5377

забойной зоны во время глушения и промывок скважин и так далее. Изучение всех этих факторов имеет большое значение с точки зрения оценки совокупного влияния их на интенсивность образования углеводородных соединении на месторождении в целом или отдельных его участках и пластах во время их эксплуатации. Пластовая температура относится к числу факторов, определяющих температурный режим добывающих скважин. Чем больше разница между пластовой температурой и температурой насыщения, тем ближе к устью скважины отодвигается зона парафинизации. Однако для оценки теплового состояния ствола скважины правильнее брать усредненный градиент, представляющий собой отношение пластовой температуры к глубине скважины. Кроме того, изменение пластовых температур и температур насыщения нефти парафином наблюдается и по простиранию залежей месторождений, а поэтому их усредненные значения по группе скважин не могут характеризовать истинное значение Тпл и Тн для конкретной скважины, расположенной на том же месторождении. Однако отклонения значений температур в ту или иную сторону, как правило, столь значительны, чтобы не использовать усредненные их значения. Анализируя значения депрессий на скважинах месторождении, следует отметить, что на многих из них забойное давление ниже давления насыщения на 20–40 %. Такое снижение забойного давления не может не сказаться на изменении реологических и фильтрационных свойств пластовой нефти. Разгазирование нефти в пласте, делает нефть менее подвижной из-за возрастания вязкости. Очевидно, преобладающее влияние на уменьшение фильтрации нефти в ПЗП будут оказывать другие факторы, связанные с разгазированием. К ним следует отнести снижение температуры ПЗП за счет адиабатического расширения газа, а также изме27

нение компонентного состава нефти в сторону увеличения удельного содержания тяжелых углеводородных соединений, что при соответствующих температурных условиях приведет к интенсификации процесса образования смоло-парафиновых отложений в призабойной зоне скважин, а также снижению фазовой проницаемости нефти с появлением в ее составе свободного газа. Одним из наиболее активных составляющих тяжелых углеводородных соединений являются асфальтены. Они наиболее чувствительны к изменению физико-химических и тепловых условий в призабойной зоне скважин. При нарушении термодинамического равновесия происходит адсорбция асфальтенов в пористой среде. Что касается количественной оценки снижения температуры за счет адиабатического расширения, то, основываясь на результатах ранее проведенных исследований в этой области, установлено, что ее величина зависит от начальной газонасыщенности пластовой нефти, состава газа и глубины разгазирования. Для условий Удмуртии эта величина не превышает 1,5 оС. При равных по значению пластовой температуры и температуры насыщения нефти парафином такое снижение температуры ПЗП следует рассматривать как интенсифицирующий фактор процесса парафинообразования. Анализ применения традиционных тепловых методов воздействия на смолопарафиновые отложения в ПЗП, основанных на промывке скважин жидкостным теплоносителем в условиях месторождений говорит о низкой их эффективности. Для ПЗП радиусом 1–1,5 м (область наиболее вероятного запарафинивания) до температуры, превышающей температуру плавления отложений, необходимо длительное удержание значительно большей температуры на забое, так как скорость продвижения теплового фронта при контакте теплоносителя со стенками скважины очень мала. Осуществление прогрева ПЗП путем частичной закачки теплоносителя в пласт, как

правило, приводит к переносу смоло-парафиновых компонентов в глубь пласта в зону пониженных температур, что создает условия вторичного образования отложений. На основании изложенного можно сделать вывод о том, что изменение температурных параметров ПЗП во время вскрытия пласта и последующей эксплуатации скважин оказывает достаточно существенное влияние на фильтрационную характеристику пород. Игнорирование этого, особенно для нефтей с повышенной вязкостью, может привести к снижению темпов отбора нефти из пласта. В нагнетательных скважинах — к снижению приемистости, пласта и уменьшению охвата пласта заводнением. Для повышения эффективности обработки призабойной зоны пласта, поровое пространство которого покрыто экранирующим слоем асфальтосмолистых веществ или полностью заблокировано смолопарафиновыми отложениями, применяются тепловые, химические или термохимические методы воздействия на пласт. Наибольшая эффективность таких обработок, при прочих равных условиях, отмечается в однородном по проницаемости пласте. С увеличением неоднородности пласта по проницаемости эффективность их резко падает. В таких условиях теплоноситель или хим.реагент поступает, как правило, в пласты с наилучшей проницаемостью, что снижает эффективность обработки в целом по пласту и еще более дифференцирует обрабатываемый интервал пласта по гидропроводности. Эффективность обработок однородных пластов достигается лишь в том случае, если расплавленные углеводородные отложения извлекаются из пласта сразу же после термокислотного воздействия. В противном случае расплавленные смолопарафиновые отложения перемещаются вместе с кислотным раствором в отдаленные более холодные зоны пласта, где происходит их вторичное отложение. Это в значительной степени снижает эффективность ОПЗ. Более того, при повторных тепловых обработках для достижения идентичных результатов необходимо увеличить не только объем рабочей жидкости, но и ее температуру. В настоящее время на предприятиях нефтяной и химической промышленности выпускаются современные и высокоэффективные химические реагенты: ингибиторы парафиноотложений типа МЛ, ТЭМП и СНПХ различных модификаций. Данные реагенты можно использовать как для предупреждения и удаления АСПО с нефтяного оборудования, так и для очистки призабойной зоны пласта, а также при глушении скважин, что способствует улучшению фильтрационной зоны пласта и облегчению освоения скважин. Стоимость многих химических реагентов достаточно высока, особенно импортных,— от 20 тыс. руб. и более за тонну. Если учесть, что на одну скважино-операцию требуется порядка 20–40 м3 реагента, то затраты только на материалы составят от 400 тыс.руб. до 1 млн руб. Для малодебитных скважин по совокупным затратам это экономически не выгодно, т. к. срок окупаемости достигает 5-ти и более лет. На месторождениях ООО «РН-Краснодарнефтегаз» в основном применяются следующие методы

борьбы с парафиноотложениями: промывка горячей водой с добавлением хим.реагентов (ПГВ); промывка горячей нефтью (ПГН); скребкование передвижным скребком или с помощью стационарных скребков; магнитная обработка нефти с помощью устройств магнитных скважинных (МИОН, УМС) и другие. При этом межочистной период варьируется от 15 до 90 суток. Нами выполнен анализ эффективности применения УМС, МИОН по сравнению с ПГВ, ПГН и скребкованием, а также установку подогрева скважин (УПС) по сравнению с электропрогревом и механизмом депарафинизации скважин (МДС) по сравнению со скребкованием передвижным скребком и другими методами. Механизм депарафинизации скважины МДС 010 (рис. 3) предназначен для циклической очистки внутренней поверхности насосно-компрессорных труб от асфальто-смолисто-парафиновых отложений на скважинах, эксплуатирующихся с глубинными насосами и фонтаном. Механизм выполнен в виде модульной конструкции, содержащей редуктор, барабан для проволоки, устройство контроля натяжения проволоки и систему автоматического управления с контроллером. На барабан наматывается проволока с закрепленным на конце скребком. При вращении барабана проволока разматывается и скребок опускается в скважину, очищая стенки НКТ от парафина. При достижении заданной контроллером глубины, барабан начинает вращаться в другую сторону и скребок подниматься вверх, также очищая стенки НКТ. Питание механизма осуществляется от трехфазной сети переменного тока с фазным напряжением 220 В, частотой 50 Гц; работоспособность должна сохраняться при изменении

П реиму щ ества установок с грею щ им кабелем : увеличивается температура внутри лифта скважины; умен ь шаетс я в я з кост ь нефти з а счет ее нагрева ; увеличивается текучесть нефти за счет уменьшения ее вязкости; уменьшается осаждение парафина на стенках скважины за счет увеличения скорости жидкости и текучести нефти. напряжения питающей сети от плюс 10 % до минус 15 % от номинального напряжения. В комплект входит станция СУЛС-10, предназначенная для ручного и автоматического управления процессом депарафинизации труб скребками в составе «Лебедки Сулейманова», в т. ч. совместно с работой ЭЦН. Станция обеспечивает включение, отключение и работу установки в режимах: ручной, автоматической, запуск от ЭЦН. Измерение с погрешностью не более 2 %, индикацию и передачу через интерфейс RS-485 параметров, а также защиту оборудования депарафинизации, отработку и смену установок. Исходя из того, что при установке МДС-010 нет необходимости привлечения сторонней организации на выполнение скребкования передвижным скреб№ 2 (9) 2010

Материалы и оборудование ком, можно рассчитать выгоду от внедрения таких установок на фонд скважин, где регулярно проводится удаление АСПО скребкованием. Магнитные индукторы обработки нефти (МИОН), устройства магнитные скважинные (УМС) предназначены для магнитной обработки нефти, водонефтяных эмульсий и воды в добывающих и нагнетательных скважинах. Устройство магнитное скважинное состоит из корпуса с цилиндрическим пазом, в котором размещена магнитная система, и внутренней трубы из немагнитного материала, для прохода потока нефти. При прохождении жидкости по гидравлическому каналу через систему постоянных магнитов ее физические свойства изменяются. Магнитная система изготовлена с постоянными магнитами Nd-Fe-B таким образом, что в зоне магнитной обработки нефти реализуются магнитные поля разной полярности, перпендикулярные потоку нефти. Магнитная система должна обеспечивать в зоне обработки нефти напряженность магнитного поля в диапазоне

Рисунок 3. Механизм депарафинизации скважины МДС 010

Редуктор Электродвигатель

Барабан Пробка заливная (контроль уровня масла)

Проволока

Коробка монтажная Герконы Щетка механизма контроля провиса и закусывания проволоки Стопорный болт

Основание Датчик ДВПС–03

Рычаг механизма контроля провиса и закусывания проволоки Лубрикаторное уплотнение «Чайник»

Болты крепления основания Крышка основания Лубрикатор

от + 1200 до –1200 Эрстед. При воздействии магнитного поля на нефть происходит коагуляция парамагнитных и ферромагнитных частиц находящихся в ней. Образующиеся в объеме нефти более крупные частицы, являются зародышами «кристаллизации» растворенных в нефти АСПО. Таким образом, при дальнейшем движении нефти по НКТ происходит активная «кристаллизация» асфальтенов, смол, парафинов, серы и солей. Уменьшение взаимодействия с телом трубы существенно сокращает отложение асфальтенов, солей, смол и парафинов, что приводит к значительному увеличению межочистного, межремонтного периодов и обеспечивает повышение эффективности работы скважины в целом. Установка прогрева скважин УПС «Фонтан» предназначена для прямого прогрева внутреннего пространства насосно-компрессорных труб с помощью нагревательного кабеля диаметром 20–25 мм, помещенного внутрь нефтедобывающих и газовых скважин при фонтанном, газлифтном и электромеханическом способе добычи, а также на выкидных и магистральных трубопроводах с целью предотвращения образования АСПО и парафино-гидратных отложений, в нефтяных скважинах, для снижения вязкости нефтяной эмульсии при добыче высоковязких и битумных нефтей, прогрева трубопроводов при транспортировке парафинистых и вязких нефтей. В этом случае нагревательный кабель помещается непосредственно внутрь НКТ или трубопровода, при этом КПД использования отдаваемой тепловой мощности составляет 90–95 %. На конце нагревательного кабеля находится температурный датчик, предназначенный для определения геотермы и последующей настройки рабочего режима. Второй температурный датчик расположен в манифольде и служит для автоматического контроля температуры выходящего потока. Роликовый блок используется при спуско-подъемных операциях. В зависимости от типа скважин используют различные модификации УПС «Фонтан». На фонтанных, газлифтных и скважинах с УЭЦН применяется модификация УПС «Фонтан», где грузонесущий, нагревательный кабель спускается внутрь НКТ до максимальной глубины АСПО. В УПС «Фонтан-Н» используется плоский нагревательный кабель, располагающийся по наружной поверхности НКТ. Эта установка применима на скважинах с ШГН или, если требуется свободный лифт, например, для геофизических работ. Преимущества установок с греющим кабелем заключаются в следующем: увеличивается температура внутри лифта скважины; уменьшается вязкость нефти за счет ее нагрева; увеличивается текучесть нефти за счет уменьшения ее вязкости; уменьшается осаждение парафина на стенках скважины за счет увеличения скорости жидкости и текучести нефти. Кроме того, стабилизируется прогрев колонны НКТ и затрубного пространства, что создает высокий температурный комфорт, способствующий исключению отложения парафина на стенках НКТ и увеличивается дебит скважины (на фонтанирующей — до 2-х раз, с применением ЭЦН — до 1,6 раза, на газлифтной — в 1,8 раза). Указанное позволяет восстановить добычу нефти на скважинах, ранее полностью забитых парафином.

Таблица 4. Итоговые

показатели расчета эффективности внедрения проектов Внедряемые методы

Наименование показателя

МИОН

УПС

МДС

Количество устройств, спущенных в скважину в соотв. с проектом, шт.

113

Объем кап. вложений, у. е.

3,1

16,0

12,0

Затраты на внедрение проекта,у. е.

24,3

70,7

11,1

Накопленный дисконтированный денежный поток, у. е.

19,8

70,7

5,5

Дисконтированный срок окупаемости, год

1,8

≤1

2,6

Показатели фонда скважин, осложненных АСПО и среднегодовые затраты по видам обработок приведены в таблице 3. Для расчета эффективности внедрения УМС, МИОН был взят горизонт планирования равный 5 годам (с 2007 по 2011 гг.). Эти сроки приняты в соответствии со сроком полезного использования внедряемого оборудования [6]. Для оценки эффективности внедрения установок подогрева скважин был взят горизонт планирования 6 лет (с 2009 по 2014 гг.), что соответствует средним срокам полезного использования внедряемого оборудования. При расчете затрат на внедрение проекта использовались следующие показатели: стоимость монтажа (спуска) оборудования, упущенная выгода от реализации углеводородного сырья за период проведения ремонта и вывода скважины на режим, амортизационные отчисления, затраты на электроэнергию. Для оценки эффективности внедрения МДС горизонт планирования принят также равным 6 лет (с 2008 по 2013 гг.), соответствующий срокам полезного использования оборудования, а исходные данные аналогично вышеприведенным. При расчете затрат на внедрение проекта учитывалась стоимость обслуживания оборудования (текущий и капитальный ремонт оборудования) и амортизационные отчисления. Итоговые показатели внедрения трех проектов сведены в таблице 4. В заключение необходимо отметить, что в настоящее время в научно-технических публикациях недостаточно четко разработаны критерии выбора технологических мероприятий по предотвращению или удалению АСПО. Принятый нами критерий экономической оценки применения рассмотренных методов не является универсальным, так как зависит от конъюнктуры цен на нефть и оборудования на мировом рынке. Вместе с тем приведенные оценки показали, что принятый подход позволяет выбрать на данный момент наиболее дешёвые, надежные, экологически безопасные технологии, ориентированные на отечественное оборудование.

Список использованных источников и литературы 1. Ковалев Н. И., Гилаев Г. Г., Хиисметов Т. В. Справочное пособие по технологии и техническим средствам добычи нефти.— Краснодар: изд. ООО «Просвещение-Юг», 2005.— Т. 1.— С. 378. 2. Ивановский В. Н., Дарищев В. И., Каштанов В. С. Нефтегазопромысловое оборудование. Учебник для вузов.— М.: «ЦентрЛитНефтеГаз», 2006.— 720 с. 3. Антониади Д. Г., Гилаев Г. Г., Хабибуллин М. Я., Тухтеев Р. М. Добыча нефти. Наземное и подземное оборудование.— Краснодар: «Советская Кубань», 2003.— 320 с. 4. Кудинов В. Н., Сучков Б. М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов.— М.: «Недра», 1994.— 223 с. 5. Вартумян Г. Т., Стрельцова Ю. Г., Калустов Г. Д., Кусов Г. В. Оценка эффективности применения методов борьбы с асфальто-смолисто-парафинистыми отложениями в ООО «РН-Краснодарнефтегаз» // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.— № 2, 2010.— С. 43–45. 6. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. Официальное издание.— М., 2000.— 253 с. 7. Люшин С. Ф., Рассказов В. А., Шейх-Али Д. М. Борьба с отложениями парафина при добыче нефти.— М: ГНТИ НИГТЛ, 1961.— С. 150 .

№ 2 (9) 2010

Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

Оценка и совершенствование химических методов борьбы с парафинизацией оборудования

О Ц Е Н К А И СО В Е Р Ш Е Н С Т В О В А Н И Е ХИМИЧЕСК ИХ МЕ ТОДОВ Б ОРЬБЫ С ПАРАФИНИЗАЦИЕЙ ОБ ОРУДОВАНИЯ НА ХАРЬЯГИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ Харьягинское нефтяное месторождение нефти расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области в 165 км к юго востоку от города Нарьян-Мара и в 60 км севернее Возейского месторождения. От города Усинска, имеющего железнодорожное сообщение со станцией Сыня Северной железной дороги, оно удалено на 140 км в северном направлении. На Харьягинском месторождении разрабатываются I, IV, V и VI объекты. Добываемая нефть по нефтепромысловым коммуникациям поступает в магистральный нефтепровод «Усинск–Ухта–Ярославль».

Кусов Г. В.

ассистент кафедры

старший преподаватель кафедры нефтегазового

нефтегазового промысла КубГТУ

промысла КубГТУ ( г. краснодар )

( Г. Краснодар )

арактерной особенностью нефтей Харьягинского месторождения является высокое содержание парафина. Содержание парафина в учтенных балансом залежах нефти по данным различных определений колеблется от 7,07 до 43,57 % вес.. В четырех залежах (пласты №№ 5, 3 и 2 в верхней перми Северного купола и пачка основных песчаников в среднем девоне Южного к упола) содержание парафина колеблется oт 7,07 до 10,03 % веса. В трех залежах пласта № 3 в верхней перми на северо-западном осложнении, в рифогенных известняках верхнего девона и в пачке верхних песчаников среднего девона на Северном куполе содержание парафина изменяется от 10 % до 20 % веса. В остальных залежах, приуроченных к среднедевонским отложениям, содержание парафина превышает 20 % веса. Нефть Харьягинского нефтяного месторождения содержит до 32,1 % парафиновых отложении, до 4,54 % смол, до 7,6 % асфальтенов, что ведет к отложению парафина на стенках насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трапов, промысловых нефтепроводов и емко31

Шостак Н. А.

стей при добыче парафинистой нефти. В результате экспериментальных работ пришли к выводу, что температура насыщения нефтей парафинами IV, V и VI объектов близка к начальной пластовой температуре. Это обстоятельство приводит к осложнениям не только в скважине, но и в нефтяном пласте. Нагнетание холодной воды приведет к выделению парафина в продуктивных пластах.

1. Технологии применения ингибиторов АСПО Применение различных реагентов для предотвращения парафиноотложений введением их в поток добываемой жидкости существенно отличается от других химических методов борьбы с АСПО, таких как промывки скважин.Среди технологий применения ингибиторов также имеются существенные различия. Рассмотрим основные общепринятые технологии ингибирования ACПO в добывающих скважинах. Различают два основных метода ввода ингибитора в систему:

1) ударная разовая многообъемная либо долгопериодическая дозировка; 2) непрерывная дозировка. Первый метод наиболее прост в осуществлении и реализуется закачкой большого объема ингибитора в затрубное пространство скважины, где он за счет более высокой, чем у нефти, плотности спускается к насосу, подхватывается ненормируемыми дозами в поток жидкости и предотвращает ACПO по типичному для своей группы механизму. При этом зона ввода ингибитора в обрабатываемые среды желательно должна быть при как можно более высоких температурах. На некоторых месторождениях проведена подача ингибиторов-модификаторов ACПO полимерной природы ударной дозой по следующей технологии. Раствор ингибитора закачивают в скважину и продавливают в пласт нефтью, имеющей плотность, меньшую по сравнению с плотностью раствора полимера. Объем продавочной жидкости в 2– 5 раз превышает объем раствора полимера. В процессе эксплуатации залежи полимер-модификатор из раствора диффундирует в нефть, проходящую по поровым каналам. Тем самым осуществляется его дозировка, пролонгированная во времени. Однако при такой подаче ингибитора АСПО в систему необходимо учитывать ряд факторов, среди них — приемистость пласта в данных условиях и сорбируемость ингибиторов породой коллектора. Технологии непрерывной дозировки ингибиторов АСПО в систему «добываемая жидкость — нефтепромысловое оборудование» различают по месту ввода рабочего агента. Применяются для этих целей глубинные и устьевые дозаторы. Причем наибольшее распространение до настоящего времени имеют устьевые дозаторы, применение которых возможно практически при любом способе эксплуатации скважин. Они представляют собой дозировочный насос, устанавливаемый на устье скважины, с широким диапазоном расходов реагента, который позволяет производить заданную дозировку в зависимости от дебита. Расход ингибитора при непрерывной дозировке определяется по формуле, где: (1)

V = (q · Q/ρ) V — расход ингибитора, л/сут; q — удельный расход ингибитора, г/т; Q — дебит скважины по нефти, тонн/сут; ρ — плотность ингибитора, г/см3. Основной проблемой подачи реагентов непосредственно на прием или выход из насоса является разработка технологии подачи. Подача его по трубке, спущенной внутрь НКТ, предполагает отказ от скребков, а по трубке, крепящейся

Воздействие асфальтосмолопарафиновых отложений на нефтяное оборудование

к НКТ снаружи,— наличием такой трубки (фирма «Тоталь» использует стальную гибкую трубку диаметром 13 мм, которая наматывается на барабан). В случае применения твердых ингибиторов, а также на скважинах, оборудованных гидравлическими насосами, целесообразно применение глубинных дозирующих устройств. Многолетняя практика применения показала эффективность глубинных дозаторов, выполненных в виде полых НКТ, которые скрепл яются между собой и после заполнения их реагентом спускаются в скважину под насосом в виде хвостовика ближе к забою. В нижней глухой части дозатора выполняют отверстия минимального диаметра, через которые ингибитор поступает постепенно в поток нефти. Недостаток данного типа глубинного дозатора заключается в возможности закупорки отверстий при спуске его в скважину.

Выбор того или иного способа и метода применения ингибиторов АСПО напрямую зависит от конкретных условий работы добывающей скважины.

Более технологичными являются глубинные дозаторы для скважин, оборудованных гидравлическими насосами. В этом случае реализуется использование энергии деформации НКТ, которая приводит в действие устройство внутри насоса, и ингибитор подается в поток добываемой жидкости равными малыми дозами в отличие от описанного выше типа дозаторов, работа которых не регулируется подобным образом. № 2 (9) 2010

Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

Таблица 1.

Оценка и совершенствование химических методов борьбы с парафинизацией оборудования

Групповой углеводородный состав нефти и АСПО Харьягинского месторождения Состав, масс. %

0,22

механические примеси –

66,82

–

2,21

0,16

0,11

13,85

30,68

13,16

2,49

0,21

0,04

33,28

18,71

48,07

15,35

5,32

1,72

0,07

17,08

6,83

62,75

9,03

3,87

1,99

0,07

22,29

10,71

вода

парафиновые

ароматические

смолы

асфальтены

6034 (нефть)

–

16,38

12,21

4,37

6034 (АСПО)

0,61

72,72

10,40

4146 (АСПО)

0,32

50,52

5084 (АСПО)

12,39

1126 (АСПО)

следы

№ скважины

Выбор того или иного способа и метода применения ингибиторов АСПО напрямую зависит от конкретных условий работы добывающей скважины. В связи с этим реализацию любой программы ингибиторной борьбы с АСПО следует начинать с тщательного анализа работы фонда скважин, геолого-технических характеристик эксплуатации и опираться на достоверные данные лабораторных исследований по составам обрабатываемых сред и воздействия на них того или иного реагента (группы реагентов).

2. Методы лабораторной оценки эффективности ингибиторов АСПО Основными общепринятыми методиками предварительной оценки ингибиторов АСПО являются: • методика оценки эффективности ингибиторов парафиновых отложений комплексного действия на отмыв пленки нефти, диспергирование и отмыв парафиновых отложений пластовой водой; • метод холодного контакта. В отечественной и зарубежной практике лабораторной оценки эффективности ингибиторов АСПО наибольшее распространение получил метод холодного контакта, заключающийся в следующем. Имитируя реальные условия эксплуатации, производят осаждение АСПО из исследуемой нефти, температура которой поддерживается на постоянном уровне на охлаждаемой металлической поверхности в движущемся потоке. Эффективность ингибирования АСПО определяют по формуле, где: (2)

Э=

АК – A АК

· 100 %

легкие примеси

П/(А + С)

Э — эффективность ингибирования, %; А К — масса парафиновых отложений в контрольном опыте, г; А — масса парафиновых отложений в опыте с ингибитором, г: Ограничением применения данного метода является использование обводненной пробы нефти в присутствии ПАВ. Как правило, в таком случае вода выделяется из нефти, и данные значительно искажаются. Описание методики лабораторной оценки эффективности и подбора ингибиторов АСПО применительно к нефтям Харьягинского месторождения приведено ниже. Для оценки эффективности различных реагентов в качестве ингибиторов парафиноотложений в высоком стакане навеску нефти массой 150 г нагревали в термостатируемой бане до температуры на 20 о С выше ее температуры застывания. Затем в стакан с исследуемой нефтью погружали до определенного уровня «холодный палец», представляющий собой цилиндр с циркулирующей внутри него водой. Температуру воды, поступающей на охлаждение, поддерживали при помощи ультратермостата на 5 о С ниже ее температуры застывания. Время контакта нефти с пальцем составляло 30 минут. После этого палец вынимали из нефти и взвешивали. По разнице весов чистого и запарафиненного пальца определяли количество отложившегося за время эксперимента парафина. На основании «Методики оценки эффективности ингибиторов парафиновых отложений комплексного действия на отмыв пленки нефти, диспергирование и отмыв парафиновых отложений пластовой водой»: • отличным считается диспергирование отложений в однородные частицы размером 0,5–1 мм, стенки колбы чистые;

• хорошим считается диспергирование отложений в неоднородные частицы размером от 0,1 мм до 3 мм, при этом допускается незначительное загрязнение (замазывание) стенок колбы (менее 10 %) от рабочей поверхности; • состояние, при котором образуются частицы размером до 2–3 мм или диспергирование до размера 0,1 мм в диаметре при незначительном загрязнении поверхности стенок колбы, считается удовлетворительным; • неудовлетворительным считается состояние, при котором отложения не диспергированы или диспергированы в частицы более 5 мм и наблюдается полное загрязнение рабочей поверхности стенок колбы. Неудовлетворительным также считается диспергирование до недопустимо мелких размеров (диаметром менее 0,1 мм) и медленное отстаивание, что может привести к осложнению работы скважин. Несмотря на хорошие результаты, полученные в лабораторных условиях, решение о применении ингибитора принимается обычно после проведения опытно-промысловых испытаний.

3. Подбор ингибирующей композиции для Харьягинского месторождения На начальной стадии исследований был проведен анализ группового химического состава отобранных проб нефти и АСПО Харьягинского месторождения. Исследование группового химического состава АСПО способствует выяснению типа парафиноотложений и, как следствие, квалифицированному подбору ингибирующей композиции. Для исследования группового химического состава АСПО нами выбран метод колоночной хроматографии масляных и остаточных фракций нефти. Выбор обоснован тем, что после соответствующего усовершенствования метод становится не только пригодным для анализа АСПО, но и остается одним из наиболее точных для этих целей. Краткое описание методики приведено ниже.

Таблица 2.

Воздействие АСПО на НКТ

Образец АСПО, выделенных при подземном ремонте скважин, подвергается обезвоживанию. Затем от обезвоженных отложений отгоняется растворитель и производится осаждение асфальтенов и механических примесей в алифатическом растворителе с последующей фильтрацией суспензии через доведенный до постоянного веса фильтр. Полученный на фильтре осадок промывается горячим ароматическим растворителем. Фильтр высушивается до постоянного веса и определяется количество механических примесей в отложениях. Раствор тяжелых компонентов с фильтра подвергается доосаждению асфальтенов с последующей фильтрацией. Асфальтеновый осадок на фильтре промывается в доведенную до постоянного веса колбу, выпаривается, и определяется содержание асфальтенов в пробе АСПО. Фильтраты первой и второй ступеней осаждения собираются и после отгонки от них осадителя загружаются в подготовленную хроматографическую колонку.

Данные испытания реагента ХПП-007 (ТЭ)

Совместимость с пластовой водой

Дозировка, %

холостая

н/д

> 25

ХПП-007 (ТЭ)

слабая эмульсия

0,1-1,0

Температура, оС

Величина частиц, мм

Налипание, %

Чистая поверхность, %

Реагент

Замазывание, %

ХПП-010

эмульсия

1,0-3,0

ХПП-007 (ТЭ)

слабая эмульсия

1,0-3,0

н/д

100

№ 2 (9) 2010

Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

Оценка и совершенствование химических методов борьбы с парафинизацией оборудования

Таблица 3. Результаты

оценки сравнительной эффективности ингибиторов АСПО на нефтях Харьягинского месторождения

№ скважины

Ингибитор

5084

Эффективность (%) при дозировке, г/т 100

200

300

500

Westhaven PI-452B

75,3

77,1

79,9

64,3

5084

Westhaven PI-406B

55,9

60,0

63,3

65,1

5084

ФЛЭК-Д-020Ф

41,7

66,4

74,5

75,1

5084

СНПХ-7963 (г. Казань)

10,9

12,3

18,5

20,3

5084

СНПХ-7909 (г. Казань)

15,0

18,9

35,5

5084

Сонпар (г. Уфа)

26,1

10,7

6034

Westhaven PI-471В

54,2

58,1

60,7

60,3

6034

ФЛЭК-Д-020Ф

40,2

58,7

72,3

78,1

6034

СНПХ-7909 (г. Казань)

18,1

22,8

24,3

30,7

6034

СНПХ-7963 (г. Казань)

23,2

24,3

25,6

6034

Сонпар (г. Уфа)

13,1

22,3

32,2

38,0

бируемых сред были выбраны нефти скважин №№ 5084 и 6034 с крайними значениями содержания твердых углеводородов по данным таблицы 1. В качестве ингибиторов были испытаны реагенты фирмы Westhaven Chemikals Ltd (Канада), СНПХ-7909, СНПХ-7963 (г. Казань), Сонпар (г. Уфа) и композиция ФЛЭК-Д-020Ф (табл. 3). Испытания реагентов проводили при дозировках 100, 200, 300 и 500 г/т. Из таблицы 3 следует, что полного предотвращения АСПО в условиях эксперимента не позволяет добиться ни один из испытанных реагентов. Однако хорошим результатом считается эффективность выше 50 %. Ингибиторы, показывающие такой уровень эффективности, можно рекомендовать к опытно-промысловым испытаниям. Таким требованиям отвечают реагенты канадской фирмы Westhaven Chemikals Ltd и композиция ФЛЭК-Д-020Ф.

4. Проведение опытно-промысловых испытаний ингибиторов АСПО 4 .1. Тр е б о в а н и я , п р е д ъ я в л я е м ы е к технологическому процессу

С низа колонки путем экстракции (десорбции) различными растворителями последовательно отбирают следующие компонентные группы: метано-нафтеновые (парафиновые), ароматические, смолы силикагелевые. В качестве растворителя АСПО в извлечении воды, экстрагента асфальтенов с фильтров и десорбента ароматических углеводородов при хроматографии использовали толуол. В качестве осадителя асфальтенов и мехпримесей использовали гексан. Экстрагентом метанонафтеновых компонентов являлся гептан, смол силикагелевых — ацетон. Результаты анализа группового химического состава нефти и АСПО представлены в таблице 1. Из таблицы 1 следует, что АСПО Харьягинского месторождения характеризуются малым содержанием асфальтено-смолистых и повышенным содержанием твердых углеводородных компонентов. Кроме того, значительной обводненностью (более 12 %) обладают парафиноотложения из скважины № 5084. Для фонда скважин, характеризующихся подобным содержанием воды, следует выбирать водорастворимые ингибиторы с гидрофилизирующей функцией. Рассчитаем средний показатель асфальто-смоло-парафиновых отложений (Т) для исследованных АСПО по отношению, где: (3)

T = П / (A + C) П, А и С — содержание в АСПО соответственно метанонафтеновых веществ, асфальтенов и смол, масс. %. 35

Следовательно, АСПО Харьягинского месторождения относятся к парафиновому типу. (4)

T = (30,68+18,71+6,83+10,71) / 4 = 16,73 % Этот факт необходимо учитывать при подборе ингибиторов для Харьягинского месторождения и определения их дозировки, так как при использовании реагентов-диспергаторов и модификаторов их удельный расход возрастет. Была проведена оценка эффективности реагента ХПП-007 (ТЭ) по методике «Оценка эффективности ингибиторов парафиновых отложений комплексного действия на отмыв пленки нефти, диспергирование и отмыв парафиновых отложений пластовой водой» и сравнительная лабораторная оценка эффективности некоторых образцов ингибиторов отечественного и импортного производства, а также композиции комплексного действия ФЛЭК-Д-020Ф по методу «холодный контакт» при введении реагента и без него. Данные испытания реагента ХПП-007 (ТЭ) приведены в таблице 2. Пластово-попутная вода, нефтяная эмульсия и АСПО взяты со скважины № 5097 (куст № 5). В соответствии с методикой эффективными считаются ингибиторы, обеспечивающие однородное диспергирование отложений до величины частиц 0,1–3,0 мм и чистоту отмыва поверхности 70–80 %. Результаты эксперимента в лабораторных условиях положительные. При лабораторной оценке композиции комплексного действия ФЛЭК-Д-020Ф в качестве инги-

Для опытно-промысловых испытаний выбираются действующие скважины с интенсивным отложением парафина. Перед проведением испытаний по каждой скважине необходимо иметь следующие исходные данные: • диаметр эксплуатационной колонны; • диаметр НКТ; • глубина спуска и тип насоса; • динамический уровень жидкости;

Рисунок 1.

• дебит скважины по жидкости; • текущая обводненность продукции; • дата предыдущего ремонта или удаления АСПО; • средний межочистной период (МОП) за последний год. Наземное и подземное оборудование скважин должно быть в исправном состоянии и не вызывать осложнений при осуществлении технологического процесса. Скважины не должны фонтанировать нефтью или газом через затрубное пространство при его разгерметизации. Эксплуатация добывающих скважин не должна быть осложнена значительными отложениями неорганических солей. Для обеспечения эффективности ингибиторной защиты нефтепромыслового оборудования от АСПО необходимо перед началом каждого технологического процесса опытно-промысловых испытаний произвести очистку внутрискважинного оборудования от АСПО. Действующие скважины требуется промыть растворителем АСПО на углеводородной основе из расчета 5 м 3 растворителя на 1000 м насоснокомпрессорных труб через затрубное пространство. В качестве средств дозирования реагента в затрубное пространство скважин используются:

• дозировочное устройство типа БР по ТУ 2602-541-80;

• дозировочное устройство гидростатического действия; • дозировочные насосы типа НД-2Э, НД-СК. В качестве нестандартного оборудования используется емкость для реагента объемом не менее 0,2 м 3 , обвязанная с дозирующим устройством. Для осуществления процесса ингибирования

Принципиальная технологическая схема подачи ингибитора в затрубное пространство дозировочным устройством типа УДЭ

1 – рабочая емкость; 2 – запорный вентиль; 3 – сливной штуцер; 4 – трубопровод подачи ингибитора на насос; 5 – насос типа НД; 6 – электроконтактный манометр; 7 – трехходовой кран; 8 – запорный вентиль; 9 – обратный клапан; 10 – задвижка в затрубное

№ 2 (9) 2010

Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

Оценка и совершенствование химических методов борьбы с парафинизацией оборудования

на расчетный расход ингибитора; • контрольный замер расхода ингибитора. Расход ингибитора в зависимости от производительности скважины может быть рассчитан по формуле, где: (4)

q = Qн · Uy / 1000 · σ

Подбор оборудования для подачи ингибитора в скважину обусловливается способом эксплуатации скважин и ее режимными параметрами.

АСПО необходимо произвести предварительный монтаж оборудования для наземного дозирования реагента в затрубное пространство скважины. Подбор оборудования для подачи ингибитора в скважину, место его установки, схема монтажа и обвязки обусловливаются способом эксплуатации скважин и ее режимными параметрами. Для непрерывной подачи ингибитора в скважины могут быть использованы дозировочные устройства: • на скважинах, оборудованных УШГН и ШГН,— дозировочное устройство типа БР, дозировочные насосы типа НД-СК, устройства гидростатического действия; • на скважинах, оборудованных ЭЦН,— дозировочное устройство типа БР, дозировочные насосы типа НД-2Э, устройства гидростатического действия; • на фонтанных скважинах и наземных транспортных коммуникациях — дозировочное устройство типа БР, дозировочные насосы типа НД2Э, устройства гидростатического действия. При обустройстве устья скважины дозировочными устройствами их обвязку со скважинной арматурой целесообразно осуществлять с учетом принципиальной схемы, представленной на рисунке 1, которая в каждом конкретном случае может быть изменена или уточнена. Процесс предупреждения АСПО в скважинах с помощью непрерывного дозирования ингибитора включает следующие основные операции: • доставка реагента с базы хранения на объекты; • заправка емкости дозировочного насоса в количестве, равном 0,8 ее номинального объема; • проверка герметичности всасывающей и нагнетательной линии дозирующего устройства; • рег улирование дозировочного устройства 37

q — суточная потребность скважины в ингибиторе, л/сут; Q н — суточная производительность скважины по нефти, тонн/ сут; U y — удельный расход ингибитора на тонну добываемой нефти, г/т; σ — плотность ингибитора при данных условиях, г/см 3. Перед началом подачи ингибитора в скважину производят смену объема в затрубном пространстве. При остановленной откачке скважинной продукции производят закачку нефти или воды с добавкой 10 % реагента. Смена объема произ(5)

V = (Hподвески – Ндин) · 9,5 водится из расчета, где: Н подвески — длина подвески, м; Н дин — динамический уровень, м. Начало дозирования ингибитора в скважину производится одновременно с окончанием замены объема в межтрубном пространстве и с запуском скважины в работу после предварительной подготовки. В течение первых 2–3 дней ингибитор подается в режиме ударной дозировки, которая в 2–3 раза превышает оптимальную. По истечении срока ударной дозировки расход ингибитора устанавливается на уровне рекомендуемого расхода (из расчета 200 г на 1 тонну добываемой жидкости). Перед началом закачки ингибитора скважину прокачивают горячей нефтью или растворителями парафиноотложений для удаления со стенок НКТ уже образовавшегося парафина. Качество очистки проверяют шаблонированием.

4.2 Результаты проведения опытно-промысловых испытаний ингибиторов парафиноотложений ХПП-007 (ТЭ) и ФЛЭК-Д-020Ф в 2001-2002 гг. В качестве реагентов для условий Харьягинского месторождения рекомендованы ингибиторы АСПО ХПП-007 (ТЭ) и ФЛЭК-Д-020Ф. Подбор ингибиторов производился по пробам нефти со скважин Харьягинского месторождения, а также по результатам химического анализа

Таблица 4. Режим

№ скважины

Увеличение МОП, раз

работы скважин, обрабатываемых ингибиторами парафиноотложений

Тип ЭЦН

Глубина спуска, м

Динамический уровень Ндин, м

Режим работы скважины до обработки

Режим работы скважины при обработке

до обработки

при обработке

дебит жидкости Qжид, м3/ сут

дебит нефти Qнефти, тонн/ сут

процент воды, %

процент парафина, %

МОП, дней

дебит жидкости Qжид, м3/ сут

дебит нефти Qнефти, тонн/ сут

процент воды, %

процент парафина, %

МОП, дней

1042

9,5

80 x 1800

1980

984

1179

23,04

23,7

23,9

23,7

126

4180

4,5

50 x 1550

1618

999

1204

11,7

4183

6,8

80 x 1800

1666

1135

1227

61,8

5,1

61,8

5,1

79р

80 x 1550

1570

1054

1341

11,4

7,1

17,02

7,1

5092

80 x 1550

1600

578

759

115

11,5

120

5093

19,5

50 x 1550

1640

1348

l372

9,3

13,4

5097

9,5

80 x 1550

1461

478

849

107

60,9

13,2

107

60,9

13,2

5098

80 x 1550

1569

663

1233

32,3

13,8

32,3

13,8

4236

125 x 1500

1650

656

791

127

97,9

23,7

150

115,6

23,7

4237

50 x 1550

1580

1475

1502

23,7

24,6

23,7

4169

80 x 1550

1570

1426

1443

20,5

8,05

20,5

8,05

проб нефти по скважинам этого месторождения. Для проведения опытно-промысловых испытаний (ОПИ) ингибитора парафиноотложений ХПП-007 (ТЭ) были выбраны скважины; плотность ингибитора при данных условиях, г/см 3 . Перед началом подачи ингибитора в скважину производят смену объема в затрубном пространстве. При остановленной откачке скважинной продукции производят закачку нефти или воды с добавкой 10 % реагента. Смена объема производится из расчета: • объект разработки (скважина № 1042); • IV объект разработки (скважины №№ 4180,

4183 и 79р); • V объект разработки (скважины №№ 5092, 5093, 5097 и 5098). Для проведения опытно-промысловых испытаний ингибитора парафиноотложений ФЛЭК-Д020Ф были выбраны скважины IV объекта разработки №№ 4236, 4237 и 4169. Испытания проводились с использованием устьевых дозирующих установок. Опытно промысловые испытания ингибитора ХПП-007 (ТЭ) были начаты в августе 2001 года. Опытно-промысловые испытания ингибитора ФЛЭК-Д-020Ф были начаты в декабре 2001 года. № 2 (9) 2010

Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

Таблица 5. Режим

№ скважины

обработки скважин ингибиторами парафиноотложений Тип устройства дозирования

Режим дозирования

Таблица 6. Анализ

Ингибитор

Расход, кг/сут

1042

ХПП-007 (ТЭ)

14,0

4180

ХПП-007 (ТЭ)

12,0

4183

ХПП-007 (ТЭ)

16,0

ХПП-007 (ТЭ)

14,8

ХПП-007 (ТЭ)

24,0

ХПП-007 (ТЭ)

11,2

ХПП-007 (ТЭ)

20,14

5098

ХПП-007 (ТЭ)

19,4

4236

ФЛЭК-Д-020Ф

4237 4169

79р 5092 5093

УДЭ

5097

непрерывная закачка в затрубное пространство

Режимы работы скважин приведены в таблице 4, режим ингибирования приведен в таблице 5. Анализ работы скважин, обрабатываемых ингибиторами парафиноотложений, показал следующие результаты. По скважинам, обрабатываемым ингибитором ХПП-007 (ТЭ): • скважина № 1042 — межочистной период увеличился в среднем в 9,5 раза, отмечается увеличение дебита по жидкости с одновременным незначительным увеличением дебита по нефти. Одновременно произошло незначительное увеличение обводненности скважинной продукции; • скважина № 4180 — межочистной период увеличился в среднем в 4,5 раза, остальные параметры работы скважины не изменились; • скважина № 4183 — межочистной период увеличился в среднем в 5,5 раза, остальные параметры работы скважины не из-

По всем скважинам произошло снижение таких показателей, как количество подбросов, тепловых обработок, обработок по технологии «Каскад», количество спускоподъемных операций (СПО) скребка с установки депарафинизации скважин (УДС). менились; • скважина № 79р — межочистной период увеличился в среднем в 3 раза, отмечается увеличение дебита по жидкости 39

Оценка и совершенствование химических методов борьбы с парафинизацией оборудования

№ скважины

обработок скважин

Дата начала ОПИ

Дебит жидкости, м3/сут

Дебит нефти, тонн

Закачиваемый ингибитор

Количество обработок по технологии «Каскад» за 2 месяца

Количество тепловых обработок за 2 месяца

Количество подбросов за 2 месяца

до ОПИ

ОПИ

до ОПИ

ОПИ

до ОПИ

ОПИ

4059

ХПП-007 (ТЭ)

30,0

4066

ХПП-007 (ТЭ)

ФЛЭК-Д-020Ф

8,0

ФЛЭК-Д-020Ф

10,4

4069

ХПП-007 (ТЭ)

5036

ХПП-007 (ТЭ)

5041

ХПП-007 (ТЭ)

с одновременным увеличением дебита по нефти; • скважина № 5092 — межочистной период увеличился в среднем в 14 раз, отмечается увеличение дебита по жидкости с одновременным незначительным увеличением дебита по нефти; • скважина № 5093 — межочистной период увеличился в среднем в 19,5 раза, отмечается увеличение дебита по жидкости с одновременным незначительным увеличением дебита по нефти, также произошло снижение обводненности продукции, что, по всей вероятности, не связано с применением ингибитора парафиноотложений; • скважина № 5097 — межочистной период увеличился в среднем в 9,5 раза; • скважина № 5098 — межочистной период увеличился в среднем в 9 раз. Результаты опытно-промысловых испытаний приведены на рисунке 2. По скважинам, обрабатываемым ингибитором ФЛЭК-Д-020Ф: • скважина № 4236 — межочистной период увеличился в среднем в 3 раза, увеличился дебит по жидкости с одновременным увеличением дебита по нефти; • скважина № 4237 — межочистной период увеличился в среднем в 2 раза, отмечается увеличение дебита по жидкости с одновременным незначительным увеличением дебита по нефти. Одновременно произошло незначительное увеличение обводненности скважинной продукции; • скважина № 4169 — межочистной период увеличился в 4 раза.

4070

20.08.2006 г.

Таблица 7. Влияние

обработок ингибитором на количество спускоподъемных операций и межочистной период работы

Расчетный Фактический Расчетный № № скважины расход, л/ скважины расход, л/сут расход, л/сут сут

Процент воды, %

Процент АСПО, %

Количество Количество Межочистной СПО СПО период скребка УДС скребка УДС во время ОПИ, (до ОПИ), (ОПИ), дней раз/сут раз/сут

4059

14,2

5,7

4066

22,5

9,0

4069

8,1

5,4

4070

8,4

5,2

5036

1,8

1,2

5041

9,3

6,2

Положительный эффект от применения инги-

№ 2 (9) 2010

Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

биторов парафиноотложений ХПП-007 (ТЭ) и ФЛЭК-Д-020Ф присутствует:

• за счет отсутствия парафина в НКТ дебит жидкости стабилен, в отдельных случаях отмечается увеличение дебита;

• межочистной период по всем скважинам увеличился, и будет увеличиваться дальше, так как «горячие промывки» на скважинах, обрабатываемых ингибиторами, производятся в крайних случаях.

При испытаниях применение ингибитора ХПП007 (ТЭ) дало положительный эффект при рекомендуемой дозировке на всех скважинах. В отличие от ХПП-007 (ТЭ) ингибитор парафиноотложений ФЛЭК-Д-020Ф требует индивидуального подбора дозировки по каждой скважине опытным путем, что осложняет его внедрение в производство.

4. 3. Результаты проведения опыт но-промысловых испытаний ингибитора парафиноотложений ХПП007 (ТЭ) в 2006 году Для проведения опытно-промысловых испытаний ингибитора парафиноотложений ХПП-007 (ТЭ) были выбраны скважины: • IV объект разработки (скважины №№ 4059, 4066, 4069 и 4070); • V объект разработки (скважины №№ 5036 и 5041). На основании опытно-промысловых работ принято решение о применении ингибитора парафиноотложений ХПП-007 (ТЭ) на скважинах №№ 4059, 4066, 4069, 4070, 5036 и 5041. Далее 41

приведено описание результатов применения за период с 20.08.2006 по 20.10.2006 гг. Ингибитор ХПП-007 (ТЭ) подавался в затрубное пространство скважины дозировочной установкой типа УДЭ. Перед дозированием ингибитора произведена промывка горячей нефтью в объеме 30 м 3 с целью депарафинизации НКТ, затем в затрубное пространство скважины был закачан концентрированный 10 %-ный раствор нефти с ингибитором общим объемом 11 м 3 . В таблице 6 представлен анализ обработок указанных скважин. Как видно из приведенной таблицы, проведение обработок уменьшает количество подбросов скребка. При этом необходимость в проведении обработок по технологии «Каскад» снижается значительно, а также очевидно снижение тепловых обработок. Так МОП до ОПИ (за период 2 месяца): • скважина № 4059 — 20 суток; • скважина № 4066 — 10 суток; • скважина № 4069 — 20 суток; • скважина № 4070 — 20 суток; • скважина № 5036 — 30 суток; • скважина № 5041 — 20 суток. Таблица 7 отражает влияние обработок ингибитором на количество спускоподъемных операций скребка и отражает межочистной период работы скважин. Анализ работы скважин, обрабатываемых ингибитором парафиноотложений, показал: • скважина № 4059 — межочистной период увеличился в 3,1 раза, процентное содержание АСПО — 0 %; • скважина № 4066 — межочистной период увеличился в 6,2 раза, процентное содержание АСПО — 5 %; • скважина № 4069 — межочистной период увеличился в 3,1 раза, процентное содержание АСПО — 0 %; • скважина № 4070 — межочистной период увеличился в 3,1 раза, процентное содержание АСПО — 5 %; • скважина № 5036 — межочистной период увеличился в 2 раза, процентное содержание АСПО — 0 %; • скважина № 5041 — межочистной период увеличился в 3,1 раза, процентное содержание АСПО — 5 %. По всем скважинам произошло снижение таких показателей, как количество подбросов, тепловых обработок, обработок по технологии «Каскад», количество спускоподъемных операций (СПО) скребка с установки депарафинизации скважин (УДС). На рисунке 3 показаны результаты применения ингибитора парафиноотложений ХПП-007 (ТЭ). Но, несмотря на положительный эффект испытания ингибитора парафиноотложений, окончательный вывод по изменению межочистного периода делать преж девременно из-за малой наработки. Реальный эффект от применения ингибиторов можно проанализировать не ранее, чем через год.

Рисунок 2. Результаты

опытно-промысловых испытаний

Дебит нефти, м /сут

Межочистной период, дни

до

На основании вышеизложенного рекомендуется продолжить опытно-промысловые испытания ингибитора парафиноотложений ХПП-007 (ТЭ). Также рекомендуется, на основании опыта применения на Комаринском месторождении, применение глубинных дозаторов для закачки ингибиторов парафиноотложений. Внедрение глубинных дозаторов позволит равномерно подавать реагент на прием или выкид глубинных насосов. Также можно будет отказаться от смены объема жидкости, не содержащей ингибитор, на жидкость с ингибитором в затрубе скважины и от ударной дозировки в начальный период дозирования. Существенный минус применения глубинных дозаторов — это увеличение времени на подземный ремонт за счет усложнения технологии ремонта (подготовка скважины к спуску дозатора — скреперование эксплуатационной колонны, АДП).

после

Сравнение затрат на обработку скважин до начала применения ингибитора парафиноотложений и во время применения показало, что за счет увеличения межочистного периода при обработке ингибитором по всем скважинам произошла экономия затрат на обработку. Максимальная экономия затрат получена по скважине № 4066, снижение эксплуатационных затрат по которой составило 29,177 тыс. руб. Кроме того, по скважинам во время ОПИ не проводились тепловые обработки выкидных линий. Ранее, согласно регламента, проводились 4 обработки в месяц по каждой скважине. То есть во время ОПИ не провели 48 тепловых обработок выкидных линий. Также снизилось количество подбросов с 13 до 5. Анализируя современные технологии очистки от парафиноотложений, можно сделать вывод, что они должны быть: дешевыми, надежными, эффективными, экологически безопас№ 2 (9) 2010

Автоматизация и связь

Опыт эксплуатации блока релейного адаптивного управления распределенными нагрузками

Рисунок 1.

Блок релейного управления освещением

Рисунок 2.

Установка БРУО для управления освщением рекламы техноторгового центра

Рисунок 3.

Освещение периметра техноторгового центра и рекламных нагрузок, управляемого БРУО

Автоматическое управление наружным освещением относится к наиболее эффективным техническим мероприятиям по экономии электроэнергии в электроосветительных установках. В настоящее время для управления наружным освещением наиболее широкое применение получили устройства автоматического включения-выключения с помощью программируемых микропроцессорных блоков релейного управления.

Карелин Е. Н. Инженер СФ СПбГМТУ

ля повышения уровня пожаробезопасности, экономии и снижения затрат электроэнергии на нужды наружного, рекламного, уличного освещения, освещения лестничных площадок жилых домов, снижения затрат на замену ламп и обслуживание, увеличения ресурса работы оборудования было разработано и запатентованы технические решения для автоматизации управления наружным и рекламным освещением различных объектов на базе серии приборов типа адаптивного микропроцессорного защитного прибора управления и контроля «Блок релейного автоматического управления освещением» (БРУО) (рис. 1). Экономия при эксплуатации прибора составляет до 63%, а срок окупаемости затрат на установку одного прибора составляет от 2,5 до 4 месяцев. Практика установки этих приборов на предприятиях и в организациях города Архангельска, Северодвинска и др. показывает, что перевод наружного освещения, рекламных щитов и вывесок магазинов (рис. 2), крупных торговых центров (рис. 3) на автоматическое управление с помощью БРУО, позволяет снизить оплату за потребл ение электрической энергии на нужды наружного освещения. 43

В настоящее время предлагаемое оборудование успешно обеспечивает рациональное и оптимальное управление наружным и рекламным освещением на многих предприятиях и организациях. БРУО осуществляет эффективное оптимизированное, полностью автоматическое, адаптированное для города Северодвинска и Архангельска управление наружным освещением. Адаптацию оборудования можно провести практически для любого города или места установки с определенными или заданными пространственными координатами. Исходя из экономической целесообразности по потреблению электроэнергии, блок обеспечивает функцию экспертной системы «Энергосберегающее управление динамическими объектами». Мощность коммутируемых нагрузок, обеспечивающихся силовой электроникой, может варьироваться от менее 1 кВт до 45 кВт и более. Технические характеристики блока: Коммутируемое напряжение — до 260 В. Ток катушки пускателя — до 5 А. Точность включения-выключения — 5 сек./сутки. Диапазон рабочих температур — –40...+70 °С. Габаритные размеры — 67×67×30 мм.

Варианты применения блока: 1. Включение-выключение уличного освещения. 2. Включение-выключение освещения лестничных площадок подъездов домов. 3. Включение ламп накаливания с плавным разогревом нити и регулировкой уровня мощности, что делает лампы более долговечными. 4. Включение-выключение линий освещения. 5. Имитация присутствия хозяина в пустующих квартирах, дачах по программируемому включению-выключению света, радиоаппаратуры и других приборов. 6. Включение различных производственных установок для выхода на необходимый режим к определенному времени. 7. Включение-выключение освещения по графику и 3-х минутным включением в ночные часы. 8. Трехфазный бесконтактный программируемый ограничитель тока для защиты кабельных линий потребителя от перегрузки. 9. Выполняемые функции могут изменяться и дополняться в части программ и увеличения уровня коммутируемых мощностей. БРУО обеспечивает: — защиту от поражения электрическим током в случае прямого прикосновения к токоведущим частям электроустановки; — защиту при косвенном контакте с доступными проводящими частями электроустановки при повреждении изоляции; — защиту от пожаров, возникающих из-за утечек дифференциального (остаточного) тока на землю при повреждении изоляции токоведущих частей; — защиту от сверхтоков (перегрузки и короткого замыкания), возникающих в электроустановках зданий. Обеспечивает защиту от сверхтоков, функционально зависящие от напряжения сети бытового и аналогичного применения. Выполняет функцию

обнаружения дифференциального тока, сравнения его со значением дифференциального тока срабатывания и отключения защищаемой цепи в случае, когда дифференциальный ток превосходит это значение, а также функцию автоматического отключения электроустановки при появлении сверхтоков. Опыт эксплуатации блока БРУО показывает, что линейка разработанных приборов характеризуется адаптивностью, автономностью работы и может применяться на самых различных объектах промышленности, техноторговых центрах или предприятиях, характеризуемых удаленностью и отсутствием обслуживающего персонала. № 2 (9) 2010

Экология и промышленная безопасность

Краткий обзор каталитических процессов получения метанола из природного газа

Краткий обзор каталитических процессов получения метанола из природного газа Нефть, природный газ и уголь, основные ископаемые топлива, не только остаются главными энергетическими ресурсами, но также являются основой для синтеза широкого ряда продуктов, от дизельного топлива до медикаментов. Проблема получения топлив из альтернативного сырья в настоящее время не теряет актуальности, на фоне неизбежного истощения концентрированных и высокорентабельных запасов традиционных невозобновляемых полезных ископаемых (по человеческой шкале времени) ресурсов.

Установка по превращению метана в синтез-газ способна работать в автономном режиме.

Кузиков А. А. инженер экологической партии инженерногеологического отдела ЗАО «НИПИ "ИнжГЕО"»

Топливо из лаборатории В настоящее время деятельность многих отечественных и зарубежных лабораторий направлена на разработку методов получения синтетического топлива, а также способов добычи и переработки альтернативных традиционным видам ископаемых топлив. В частности, помимо нефти, угля и природного газа, в мире имеются запасы тяжелой нефти, горючие сланцы различных геологических формаций, значительные объемы каменной смолы, запасы относительно стабильных гидратов метана (2). Все эти источники могут быть использоваться в будущем, несмотря на трудности в настоящем времени, связанные с освоением, в том числе, с необходимостью вложения инвестиций в научные исследования. Исследования стимулируются растущими экологическими требованиями к чистоте топлива, угрозой неизбежного истощения полезных ископаемых — традиционных энергетических ресурсов современной экономики (3). Метанол, как химическое сырье, может стать основой для производства органических соединений, получаемых из нефти. Используемый в качестве моторного топлива, он не уступает, а по некоторым параметрам превосходит бензин. Следует отметить, возможность транспортировки метанола любым транспортом, жидкий спирт не требует при этом энергозатратного поддержания условий давления и температуры, необходимых для транспорта сжиженного газа (4). 45

В настоящее время перспективным представляется использование дешевого низконапорного природного газа и попутного нефтяного газа как сырья для получения синтез-газа с последующей его переработкой в метанол. Общая цель в развитии новых технологий получения метанола заключается в разработке процесса синтеза метанола из низконапорного природного газа (5) и попутного нефтяного газа, при реализации которого достигается высокая степень использования сырья при одновременном производстве электрической энергии достаточной для организации энергозамкнутого производства. Существующие в настоящее время процессы получения метанола из синтез-газа при низком, среднем, высоком давлении проводятся с использованием каталитических систем и реакторного оборудования, которые характеризуются низкими степенями превращения синтез-газа, необходимостью конденсации целевого продукта — метанола в рециркуляционном цикле и возвратом непрореагировавшего синтез-газа на вход в реакторы синтеза метанола (6). Природный газ как химическое соединение достаточно инертен. Первая стадия его переработки — превращение в более реакционно-способный синтез-газ (смесь оксидов углерода и водорода), далее каталитическими методами преобразуемый в моторное топливо (7). Существуют различные способы получения синтез-газа: паровая или углекислотная конверсия и окисление воз-

духом или чистым кислородом. Альтернативные пути дальнейшей переработки синтез-газа — так называемый синтез Фишера-Тропша и синтез метанола (8). Первый из них приводит к получению некоего эквивалента нефти — смеси углеводородов, для которых требуется дальнейшая переработка. На втором базируется крупнотоннажное производство (мировые мощности близки к 30 млн т), хорошо освоенное промышленностью. Его главный недостаток — неблагоприятная термодинамика, препятствующая образованию нужного соединения в значительной концентрации. Это обусловливает необходимость многократной циркуляции газовой смеси через реактор и влечет за собой значительный расход электроэнергии, рост себестоимости продукта метанола. Сотрудники Московского физико-технического института создали малогабаритную установку, в которой метан превращается в синтез-газ (контракт 02.515.11.5040). Из синтез-газа на отечественных катализаторах получают метанол. Установка способна работать в автономном режиме, сама производит энергию для функционирования, сжигая часть промыслового газа. Объемная производительность установки в сотни раз больше, чем у заводских сооружений для получения синтез-газа, соответственно ее размеры и масса при той же производительности меньше заводских реакторов. Сотрудники уловили аналогию в работе генератора синтез-газа и жидкостных ракетных двигателей и взяли на вооружение передовые технологические решения в этой области.

Попутный газ сжигать не стоит В Институте нефтехимического синтеза им. А. В. Топчиева РАН создали опытно-промышленную установку для превращения метана в синтез-газ непосредствен-

но на промысле (контракт 02.515.11.5041). Установка способна переработать в год до полумиллиона кубометров попутного газа. Разработали новые катализаторы, превосходящие по эффективности зарубежные аналоги. На очереди промышленные испытания разработанных установок и технологий. При участии специалистов из других организаций реализован ряд проектов, позволяющих повысить эффективность и снизить затраты на переработку природного газа и другого углеродосодержащего сырья в более ценные энергоносители. Применительно к первой стадии получения синтез-газа доктор химических наук Ю. А. Колбановский предложил решения, основанные на сжигании природного газа в модифицированных дизельных и компрессионных двигателях, работающих в необычном режиме. Идея была реализована в 1998 году. в промышленной установке мощностью 10 000 м 3 синтез-газа в 1 ч.

для окисления исходного сырья подходит воздух, а двигатель может быть использован одновременно и для осуществления химической реакции, и по прямому назначению — для получения электроэнергии

Два очевидных преимущества делают данный процесс привлекательным для удаленных регионов страны. Прежде всего, в нем в качестве сырья может выступать природный газ низкого давления, в том числе поднимающийся из скважин, не пригодных к эксплуатации в обычных условиях. Кроме того, для окисления исходного сырья подходит воздух, а двигатель может № 2 (9) 2010

Экология и промышленная безопасность

Краткий обзор каталитических процессов получения метанола из природного газа

Cудно для перевозки сжиженного природного газа, построенное Приморским морским пароходством совместно с японскими компаниями Mitsui O.S.K. Lines, Ltd (MOL) и Kawasaki Kisen Kaisha, Ltd (K Line)

быть использован одновременно и для осуществления химической реакции, и по прямому назначению — для получения электроэнергии. Однако исследователями отмечается негативные последствия применения воздуха, которые приводят к высокому содержанию азота в синтез-газе (50–60%), что неблагоприятно сказывается на его дальнейшей переработке. Интерес представляет разработанный кандидатом технических наук В. Н. Кубиковым совместно с коллегами аппарат для окисления природного газа кислородом — генератор синтез-газа, выполненный с учетом опыта конструирования ракетных двигателей. Производительность единицы объема такой установки, кстати, имеющей небольшие размеры, в десятки и сотни раз превышает возможности промышленных аналогов. Впрочем, и она не лишена недостатков: использование в технологии кислорода требует значительных инвестиций на его получение. Правда, в этом случае синтез-газ, в отличие от вырабатываемого по схеме предыдущего варианта, не содержит балластный азот, что, разумеется, играет положительную роль на стадии получения и особенно выделения конечного продукта — метанола, бензина или диметилового эфира.

Японские ученые добились успехов в разработке микроканальных систем, микрореакторов, позволяющих достичь больших скоростей реакции. Подчеркнем: все перечисленные процессы основаны на окислении метана при высоких температурах с доведением смеси до состава, близкого к равновесному. При этом резко уменьшается рабочий объем аппаратов, 47

но появляется и негативная «черта»: состав синтез-газа становится труднорегулируемым параметром. По данным доктора химических наук Розовского А. Я. (9), наиболее доступным, по- видимому, является соотношение Н 2 /СО=1,5 -1,6. Коррекция состава при этом возможна, однако приводит к ухудшению экономических показателей. Сотрудники Института нефтехимического синтеза им. А. В. Топчиева РАН детально изучили и процессы, протекающие на второй стадии,— синтез Фишера-Тропша и синтез метанола. Это привело, в частности, к пересмотру общепринятых представлений о механизме и закономерностях последнего, вплоть до составляющих химических реакций. Как было показано в лаборатории кандидатом химических наук Г. И. Лин и другими, вошедшая в школьные учебники реакция СО+2Н 2 = СН 3 ОН на самом деле не протекает, а синтез метанола осуществляется в результате превращений диоксида углерода СО 2 +3Н 2 = СН 3 ОН+Н 2 О. Исходя из этого, ученые института разработали новые физико-химические основы процесса как такового, а потом предложили технологию получения нужного продукта, позволяющую вдвое увеличить производительность единицы объема реакторов. И все же применительно к общей схеме переработки природного (попутного) газа синтез метанола остается слабым звеном из-за указанных выше термодинамических ограничений. Поэтому, по мнению ученых института, предпочтительным является синтез диметилового эфира, при котором эти ограничения практически исчезают. Действительно, тогда сначала по приведенной выше реакции образуется метанол, а затем он превращается в диметиловый эфир: 2СН 3 ОН=СН 3 ОСН 3 +Н 2 О. Если эти реакции протекают одновременно, то метанол непрерывно выводится из системы и не накапливается в значительных количествах. Так удается обойти пресловутые термодинамические ограничения.

Последующие исследования показали: диметиловый эфир (ДМЭ) является прекрасным сырьем для синтеза бензина, превосходящим метанол. В итоге возник альтернативный путь превращения синтез-газа в бензин, в котором обе стадии характеризуются более высокой эффективностью, чем в традиционном варианте. Наконец, совсем недавно было обнаружено, что ДМЭ — весьма перспективное дизельное топливо, а также конкурент сжиженного газа как энергоносителя для газотурбинных установок. Тем самым ДМЭ выдвинулся в ряд потенциально крупнотоннажных продуктов, масштабы потребления которых в перспективе могут оказаться сопоставимыми с таковыми для столь распространенных энергоносителей, как бензин и дизельное топливо. В настоящее время ДМЭ получают дегидратацией метанола на оксиде алюминия и других катализаторах при объеме товарного производства около 150 тыс. т в год. Но недавно фирмы Mobil (США) и Haldor Topsoe (Дания) осуществили процесс прямого синтеза ДМЭ из синтезгаза. Затем аналогичную разработку (жидкофазный процесс) выполнили фирма NKK (Япония) и Институт нефтехимического синтеза им. А. В. Топчиева РАН с участием специалистов из других организаций (газофазный процесс). В последнем варианте процесс проходит под давлением 5–10 М Па и характеризуется весьма высокой эффективностью, что особенно наглядно при сравнении его с близким по технологии синтезом метанола. Например, если в первом случае в каталитическом реакторе превращается 60–80 % оксидов углерода, то во втором — всего 15–20 %. Соответственно резко возрастает производительность единицы объема реактора, что приводит к улучшению всех технико-экономических показателей. Процесс настолько эффективен, что в нем может быть использован «бедный» синтез-газ, получаемый при окислении природного газа воздухом и содержащий 50–60 % азота и всего 10–15 % оксида углерода. В итоге прямой синтез ДМЭ из синтез-газа по разным оценкам оказывается на 5–20 % экономичнее синтеза эквивалентного количества метанола. Правда, высокая эффективность процесса прямого синтеза ДМЭ из синтез-газа обусловливает выделение значительного количества тепла. Это требовало тщательной проработки инженерных решений. И. В. Кубиков с соавторами создали специальный аппарат, обеспечивающий интенсивный отвод тепла из зоны реакции. Осуществлена и последующая стадия получения бензина. Г. И. Лин с другими сотрудниками лаборатории совместно с коллективом лаборатории, руководимой доктором химических наук Е. С. Мортиковым (Институт органической химии РАН), проведен синтез высокооктанового бензина непосредственно из синтез-газа через стадию получения диметилового эфира. Важно, что это моторное топливо также имеет экологические показатели, превышающие характерные для обычного бензина. Например, при октановом числе 92–93 в нем практически отсутствуют вредные примеси (бензол, дурол, изодурол), а низкое содержание непредельных углеводородов (~1 %) обеспечивает хорошую стабильность. Результаты проведенных исследований были реализованы в опытно-промышленной установке. В настоящее время на ней идут пусконаладочные работы. Значимость достигнутых результатов в перспективе выходит за рамки рассматриваемой проблемы. В пер№ 2 (9) 2010

Экология и промышленная безопасность

Краткий обзор каталитических процессов получения метанола из природного газа

Двигаясь по намеченному пути, можно создавать производства моторных топлив из разнообразных, в том числе возобновляемых сырьевых источников.

вую очередь это относится к прямому синтезу ДМЭ из синтез-газа. Важной особенностью данного процесса является то, что в нем можно использовать синтез-газ в широком интервале составов; соотношение Н 2/СО, которое в синтезе метанола должно быть выше 2, в синтезе ДМЭ может варьировать в широких пределах, в том числе 1:1. Именно такой или близкий к нему состав имеет синтез-газ, который можно получить из угля, древесных остатков и других источников углерода. Таким образом, двигаясь дальше по намеченному нами пути, можно создавать производства моторных топлив из разнообразных, в том числе возобновляемых сырьевых источников.

«Метанольная экономика» Учеными Российского химико-технологического университета им. Д. И. Менделеева проведено экспериментальное исследование процессов парокислородной конверсии метана и конверсии синтез-газа в метанол на лабораторных и пилотных установках. Предложена новая безрециркуляционная по сырью технология процесса получения метанола из природного газа. Качества производимого метана-сырца высокое (органические примеси присутствуют в следовых количествах), что позволяет снизить эксплуатационные и капитальные затраты на стадии ректификации. Предложен новый способ получения метанола из азотсодержащего синтез-газа, получаемого парциальным окислением метана воздухом в каталитических агрегатах. Синтез-газ подвергается конверсии в метанол в трех последовательно работающих реакторах с про49

межуточным выводом метанола из реакционной системы после каждого реактора. Так как процесс синтеза метанола проводится при пониженных температурах, в каждом реакторе достигаются высокие конверсии синтез-газа. Общая конверсия синтез-газа в трех паралелльно работающих реакторах 75–85 % в зависимости от состава синтез-газа, поступающего на конверсию. В продуктах реакции содержится в основном метанол, его концентрация достигает 99,5 % масс. при отдельных режимах работы реакторного оборудования. В целом концентрация метанола в продуктах реакции изменяется в пределах 92–99,5 % масс. Побочным продуктом является вода, содержание в катализате других органических соединений (метилформиата, формиата, альдегидов, кетонов, диметилового эфира) в следовых количествах. Перспективно и экологически значимо совмещение производства: метанол — водород и метанол-аммиак. Учеными Новомосковского института (филиал) Российского химико-технологического университета им. Д. И. Менделеева обоснованы возможность и необходимость создания совместных производств. В статье, опубликованной в журнале «Химия и химические технологии» проведен анализ существующих схем конверсии метана для целей использования их в совместных производствах, предложены варианты совместных производств при использовании различных схем конверсии, приведены технические показатели предложенных схем (10). В западной литературе широко применяется термин и торговая марка «метанольная экономика» (methanol economy), зарегистрированная доктором ЮжноКалифорнийского университета G. Olah (США)(11). В своих работах ученый подробно сравнивает тради-

ционные и альтернативные виды энергетических ресурсов, описывает перспективы ориентации экономики на метанол, в качестве основного сырьевого компонента (12). В 2008 году Ола (Olah, G.A.) и Прэкэш (Prakash, G.K.S.) запатентовали процесс конверсии диоксида углерода в метанол и (или) диметиловый эфир, с использованием би-риформинга метана или природного газа (13). Химики из Германии разработали новый твердый катализатор, позволяющий конвертировать метан в метанол (14). Система может стать альтернативой существующим промышленным способам получения метанола из природного газа. Реакция ускоряется твердым катализатором на основе триазиновой системы, платина координируется за счет бипиридиновых фрагментов. Катализатор обладает высокой активностью, его можно легко отделить от реакционной смеси и повторно использовать без потери активности. Один из способов маломасштабного превращения метана в метанол основан на использовании платинового катализатора, около десяти лет назад Перианой (Periana) и коллегами, в котором платиновый металлоцентр координирован с бипиримидиновыми остатками (15). Полученный комплекс растворяют в олеуме, при пропускании через систему олеум/платиносодержащий комплекс метан окисляется до метанола; недостатком этой системы является то, что дорогостоящую платину практически невозможно выделить из раствора. Исследовательская группа Ферди Шута (Ferdi Schth) получила твердый катализатор, обладающий эффективностью катализатора Перианы, который, однако, может быть легко извлечен из раствора практически без потери платины. Процесс получения катализатора достаточно прост. Первоначально получают полимерный носитель — для этого тримеризуют 2,6-дицианопиридин в расплавленном хлориде цинка. Затем тример, нагревая, полимеризуют, в результате чего образуется аморфный высокопористый полимер. Введение платинасодержащего прекурсора и

полимера в олеум способствует образованию катализатора in situ.При выдерживании метана с каталитической системой в автоклаве метан превращается в метанол со скоростью превращения, сравнимой с производительностью системы Перианы, однако твердый катализатор легко выделить из реакционной смеси после протекания реакции. Японские ученые добились успехов в разработке микроканальных систем, микрореакторов, позволяющих достичь больших скоростей реакции. Лидерами по разработке и использованию микрореакторов в химической промышленности считаются Научно-исследовательский центр Карлсруэ, Институт микроэлектроники в Майнце (IMM) (Германия), и Северо-Западная тихоокеанская национальная лаборатория (PNNL) (США). Там уже разработаны и изготовлены несколько вариантов микрореакторов, микросмесители и микротеплообменники. Возможно данные разработки будут иметь значение для совершенствования процесса получения метанола из низконапорного газа. В частности, PNNL и Космический центр Джонсона (США) в рамках проекта NASA по освоению космического пространства работают над тем, как можно использовать природные ресурсы Марса (16). Предполагается, что ракетное топливо будет производиться прямо на месте. Разработки в сфере переработки природного газа, повышения эффективного синтеза метанола имеют большое значение с точки зрения перспектив использования данного соединения в качестве топливного и химического сырья. В настоящее время, ведутся всеми основными ведущими лабораториями мира, получены опытные установки. В этой связи, очевидна экономическая эффективность инвестиций в эту проблему. В результате этого обзора становится очевидным, что каталитические процессы более сложные и более дорогие, чем процессы прямого окисления, тем не менее требуют дальнейшего сравнения технологических и экономических показателей.

Список использованных источников и литературы 1. Берлин М. А., Гореченков В. Г., Волков Н. П.— Переработка нефтяных и природных газов.— М.: Химия, 1981.— 472 с., ил. 2. BP (2007) BP Statistical Review of World Energy, available online at www.bp.com/statisticalreview. 3. Survey of Energy Resources (2007), WorldEnergy Council (WEC), http://www.worldenergy.org/wec-geis/. 4. Curry-Hyde H. E., Howe R. F. Natural Gas Conversion II (Studies in Surface Science and Catalysis, No. 81), Elsevier Science Ltd, 1994. 5. Писаренко Е. В., Писаренко В. Н., Саркисов П. Д. Технология процесса синтеза метанола из низконапорного природного газа. Известия вузов. Химия и химическая технология.— 2008.— Т. 51, вып.1.— С. 111. 6. Tijm P.J.A., Waller F.J., Brown D.M. /Appl Catal A: Gen. 2001. V.221, p. 275. 7. Громова А. Ситуация на мировом рынке метанола. the Chemical Journal.— 2007, №2.— P. 60–63. 8. Devold H. Oil and Gas Production Handbook. ABB ATRA Oil and Gas, 2006. 9. Розовский А. Я. Моторное топливо из метана.— Институт нефтехимического синтеза им. А. В. Топчиева РАН. www.ebiblioteka.ru/browse/doc/3517163 10. Козлов А. М., Мещеряков Г. В. Совместные производства: метанол-водород и метанол-аммиак. Известия вузов. Химия и химическая технология.— 2008.— Т. 51, вып.1.— С. 111. 11. Olah, G.A. (2009) Beyond oil and gas: the methanol economy. WILEY-VCH, 2 Ed. 12. Methanol in our Lives, available from: http://www.methanex.com. Brochure by methanol producer, Methanex, illustrating the presence of methanol in many products and materials of our daily lives. 13. Olah, G.A. and Prakash, G.K.S. (2008) Conversion of carbon dioxide to methanol j297 and/or dimethyl ether using bi-reforming of methane or natural gas, U.S. Patent Application, 20080319093. 14. Angew. Chem. Int. Ed., 2009, DOI: 10.1002/anie.200902009. 15. Reed T. B. and Lerner R. M.. Methanol: A Versatile Fuel for Immediate Use Massachusetts Institute of Technology, 1973. 16. On the Road with Methanol: The Present and Future Benefits of Methanol Fuel, Prepared for the Methanol Institute, available at http://www.methanol.org (1994). № 2 (9) 2010

Инженерные изыскания

Тектоника российского сектора Черного моря

ТЕКТОНИКА РОССИЙСКОГО СЕКТОРА ЧЕРНОГО МОРЯ

рисунок 1.

Разрезы, иллюстрирующие качество сейсмических материалов различных лет

0,0

Российский шельф Черного моря, начина я с 70 –80 -х годов прошлого век а , являетс я объектом сис тематических поисковых и дета льных сейсморазведочных работ МОГТ. Полученные результаты позволили решить ряд проблем общегеологического характера и дать положительный прогноз нефтегазоносности региона. Однако многие вопросы, касающиеся, прежде всего, природы картируемых сейсморазведкой локальных поднятий, оставались не решенными и вызывают порой острые дискуссии.

1,0

2,0

3,0

4,0

Попков В. И.

5,0

академик РАЕН, доктор геол.-минер.наук, профессор, декан

t, С

геологического факультета, ГОУ ВПО Кубанский государственный университет ( г. Краснодар )

0,0

Требуется ясность Недостаточная плотность наблюдений по профилям в сложной геологической обстановке и слабый уровень обработки первичных материалов обусловливали проявление локальных поднятий на временных немигрированных разрезах с растянутым вертикальным масштабом в виде симметричных брахиантиклиналей, в ядрах которых не фиксировалась регулярная сейсмическая запись. Такие разрезы при недостаточных количествах накоплений и плотности наблюдений по профилям создавали видимость широкого развития диапировых структур, образованных пластичными глинами майкопской серии. Сама же мощная толща майкопских отложений в большинстве случаев на сейсмических записях отображалась сейсмически неслоистой или весьма слабо слоистой. Отмеченные особенности сейсмических записей не вызывали у большинства интерпретаторов сомнений в диапировой природе локальных поднятий в северной части Черного моря на протяжении от южной оконечности Крыма до г. Сочи [Туголесов, 1985 и многие др.]. Применение новых технологий проведения сейсмических наблюдений и методик обработки получаемых материалов [Исмагилов и др., 2001, 2002] позволило получить качественно новую информацию о строении осадочного покрова акватории и решить многие принципиальные вопросы о его структуре. 51

Для этого достаточно сравнить фрагменты временных разрезов по близко расположенным профилям, отработанным в разное время с различными техническими средствами и с различной глубиной обработки на вычислительных центрах (рис. 1). Интерпретация новых сейсмических разрезов позволяет составить объективное представление о морфокинематических особенностях дислокаций этой зоны.

Черное море делит тектоника По характеру и стилю деформаций в прикавказской части Черного моря выделяется три тектонических зоны: Керченско-Таманский, Туапсинский прогибы и разделяющий их Анапский выступ (рис. 2). В пределах первого прогиба широко развита эшелонированная система складчато-надвиговых дислокаций антикавказского простирания, представляющих собой морское продолжение антиклинальных зон Таманского полуострова: Карабетовской, Зеленского, Субботина, Благовещенской. В строении складчато-надвиговых структур принимают участие отложения майкопской серии (толщина до 4000 м и более), надмайкопские осадочные комплексы (до 1000 м), палеоцен-эоценовые (до 2000 м и более) и верхнемеловые отложения. Структура последних изучена слабо.

1,0

2,0

3,0

t,mc

А — фрагмент современного временного разреза по профилю КТ 98 11 (длина приемного устройства — 3000 м, количество каналов — 240); Б — фрагмент временного разреза прошлых лет по профилю 1040032 (длина приемного устройства — 1200 м, количество каналов — 24). № 2 (9) 2010

Инженерные изыскания

Тектоника российского сектора Черного моря

Рисунок 2. Обзорная

тектоническая схема зоны сочленения Кавказа и Черного моря.

0 КМ ПС

КТП

100 125 km

АнВ СЗК

ВШ ТП

ВЧВ

ВШ

ЦК

Условные обозначения Черное море Тектонические элементы Крымско-Кавказская складчатая система КТП КМ АнВ СЗК ЦК

Керченско-Таманский прогиб Крымский мегатиклинорий Анапский выступ Северо-Западный Кавказ

ПС

Прогиб Сорокина

ВШ

Вал Шатского

ТП

Туапсинский прогиб

ВЧВ

Восточно-Черноморская впадина

Складки юго-восточной вергентности. Амплитуды смещения по разрывам в отдельных местах превышают 1500 м. Поверхности надвигов в верхних секциях разреза крутые, с глубиной они выполаживаются в северо-западном направлении.

По характеру и стилю деформаций в прикавказской части Черного моря выделяетс я три тектонических зоны: Керченско-Таманский, Т уапсинский прогибы и разделяющий их Анапский выступ. Часто они имеют чешуйчатую и У-образную форму (рис. 3, 4). Максимально дислоцированы породы во фронтальных частях надвигов, в результате чего сейсмическая запись в ряде случаев становится хаотической, трассирование отражений затрудняется. Не исключено, что на таких участках может происходить тектоническое нагнетание пластичных толщ майкопа в своды антиклиналей при существенном увеличении их дислоцирован53

ности. В межантиклинальных зонах слои имеют пологоволнистое залегание. При приближении к береговой линии и далее на суше простирание акваториальных антиклинальных зон меняется на общекавказское. Антиклинальные зоны Таманского полуострова, как известно, несут в себе грязевые вулканы. Изучение особенностей тектоники Тамани позволило нам сделать следующие выводы [Попков, 2008]. 1. Грязевые вулканы пространственно связаны с принадвиговыми локальными поднятиями, группирующимися в протяженные узкие субпараллельные антиклинальные цепи, разделенные более широкими плоскими синклиналями. Складки осложнены глиняными диапирами, ядра которых слагаются отложениями майкопской серии и несут грязевые вулканы. В результате их деятельности образуются синклинали вдавливания. 2. Глины майкопской серии, независимо от их мощности, под влиянием одной лишь литостатической нагрузки не испытывают пластического течения и, соответственно, не могут сформировать глиняные диапиры и грязевые вулканы. Первопричиной и толчком к началу пластического течения глин служит тангенциальный стресс, приводящий к образованию складчато-надвиговых дислокаций, нагнетанию и скучиванию глинистах толщ во фронтальных частях надвигов (глиняный диапиризм), к их разжижению в результате отжима флюидов, созданию АВПД и образованию грязевых вулканов. Активизация грязевулканической деятельности связана с импульсивной разрядкой критических тектонических напряжений во фронтальных частях надвиговых структур, обусловленных продолжающимся и на современном этапе проявлением сил бокового сжатия. 3. Следы тангенциального сжатия со срывом пластичных осадочных пород отмечены по разрезам ряда скважин, установившим зоны эпигенетического тектонического скучивания и нагнетания горных пород с крипповыми текстурами и меланжем (комковатая глинистая брекчия, зеркала скольжения в глинах, сухие гравийные меланжевые образования, щебнисто-глинистая диапировая грязекаменная жижа). Разбуривание подобных зон часто сопровождается сложными авариями: открытыми выбросами газа, смятием колонн, прихватам бурового инструмента, спонтанному забуриванию второго ствола и т. д. Полагаем, что сделанные выводы могут быть распространены и на морские дислокации КерченскоТаманского прогиба. С юго-востока область складчато-надвиговых структур Керченско-Таманского прогиба от Анапского выступа отделяет региональный Пионерский надвиг [Попков, 2001, Исмагилов и др., 2002]. Этот надвиг является самым южным из ему подобных, с которыми связана система асимметричных складок, в строении которых основная роль принадлежит майкопским отложениям. В пределах большей части Анапского выступа отложения этого возраста уничтожены эрозией. Дислокации, развитые в палеоцен-эоценовых и меловых отложениях выступа, не имеют явной

Рисунок 3. Временной разрез по профилю КТ9813, иллюстрирующий строение дислокаций Керченско-Таманского прогиба

CЗ

ЮВ

Ia I I

Ia IIа

IIа

IIб

III

Стратификация отражающих горизонтов (рис. 3–6): IV – в нижнемеловых отложениях; III – кровля мела, IIа – кровля эоцена, IIб – кровля палеоцена; Iа – кровля майкопа, I – поверхность предмеотического размыва

чешуйчато-надвиговой природы и ярко выраженной вергентности. Контролирующие их надвиги и взбросы часто У-образного, иногда «ветвящегося» вида, в результате чего их плоскости сходятся с увеличением глубины, образуя клинообразные формы (рис. 5, 6). Поверхности основных надвигов имеют тенденцию выполаживания с глубиной. Располагающийся восточнее Туапсинский прогиб резко асимметричен, выполнен на большей его части складчато-надвиговыми дислокациями. Простирание их типично кавказское. Вергентность юго-юго-западная, как и у структур Новороссийско-Лазаревского синклинория на суше. Морфология их схожа с КерченскоТаманскими дислокациями. Примечательно, что в пределах южных зон прогиба домайкопские отложения не дислоцированы и моноклинально погружаются под северные аллохтонные структуры (рис. 7). По мере приближения к Новороссийско-Лазаревскому синклинорию в складчатость вовлекаются меловые и палеоценэоценовые отложения в переходных фациях от Восточно-Черноморской плиты к флишевым образованиям Западного Кавказа. На участке между г. Новороссийском и г. Сочи значительная часть

этих переходных толщ оказалась пододвинутой под последние [Исмагилов и др., 2002]. Полоса развития флиша прослежена вдоль побережья от

Применение новых технологий проведения сейсмических наблюдений и методик обработки получаемых материалов позволило получить качественно новую информацию о строении осадочного покрова акватории и решить многие принципиальные вопросы о его структуре. г. Анапы до г. Сочи. Несколько западнее г. Сочи южная граница флишевых образований пересекает береговую линию и в районе антиклинали Ацху-Кацирха они по системе надвигов сочленяются с майкопской толщей Сочи-Адлерской депрессии. Граница сочленения разнотипных зон на северо-западных участках этого района перекрыта Воронцовским покровом. № 2 (9) 2010

Инженерные изыскания

Тектоника российского сектора Черного моря

Рисунок 5. Фрагмент

Рисунок 4. Фрагмент

временного разреза по профилю КТ9810 через поднятие Маячное Керченско-Таманского прогиба.

0,000

120

160

200

240

280

320

360

400

временного разреза по профилю КТ9828, иллюстрирующий строение дислокаций Анапского выступа

440

480

ЮЗ

СВ

1511 1461 1411 1361 1311 1261 1211 1161 1111 1061 1011

961

861

811

761

711

661

611

561

511

461

411

361

311

261 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64

I 1,000

911

IIa 2,000

III

3,000

IV 4,000

IIa

IIa III

5,000

История Черного моря с точки зрения геологии и геофизики Изучение геолого-геофизических материалов позволяет представить историю формирования геологических структур рассматриваемых и сопредельных районов следующим образом [Попков, 2001, Исмагилов и др., 2002]. К концу позднего эоцена на месте Северо-Западного Кавказа и, в частности, Новороссийско-Лазаревского синклинория, располагался сравнительно узкий прогиб, выполненный преимущественно терригенным и терригенно-карбонатным флишем мел-палеоцен-эоценового возраста. Значительное место в разрезе этих образований на востоке занимают и вулканиты. Прогиб обрамляла область с достаточно мощными осадочными комплексами в переходных к платформенным фациях. Максимально эти отложения были развиты на западном продолжении флишевого прогиба и вдоль его южного борта. К югу от прогиба с отложениями в переходных фациях должна была располагаться Восточно-Черноморская плита, сложенная преимущественно мезозойскими карбонатными отложениями в платформенных или субплатформенных фациях. В конце эоцена произошли интенсивные тектонические подвижки, которыми кардинальным образом был изменен тектонический облик обширных областей, включая и рассматриваемый регион. С этого времени началось формирование 55

горно-складчатых образований всего Кавказа, возникли депрессионные области в новых контурах, заполнявшиеся майкопскими осадками. Именно с этим временем мы связываем начало пододвигания Восточно-Черноморской плиты под Кавказ. Олигоцен, ранний и средний миоцен были временем относительного тектонического спокойствия, когда депрессионные области пассивно заполнялись майкопскими и среднемиоценовыми отложениями. Основной поток обломочного материала поступал с севера. Роль растущих Кавказских гор как источника обломочного материала имела второстепенный характер. Тектонические подвижки в регионе активизировались с конца сарматского времени и особенно интенсивными они были в позднем плиоцене, проявляясь в процессах пододвигания Восточно-Черноморской плиты под прилегающие области Кавказа. Максимального развития эти процессы достигали на участке между городами Новороссийск и Сочи. По всей видимости, и область Северо-Западного Кавказа не была стабильной и, судя по складчатости на Таманском полуострове, должна была перемещаться в северном и северо-западном направлениях. Смена направлений движения с северо-северо-восточного на северо-северо-западное к западу от меридиана г. Анапы и другие, отмеченные ранее геологические факты, определили трансформный характер Джигинского разлома на берегу и Абрауского в пределах Черного моря и могут быть свя-

заны со сдвиговой северо-западной составляющей смещения Восточно-Черноморской плиты. В плиоцен-плейстоцене сформировались главные черты современного структурного плана изучаемого района. Проявившиеся в это время тектонические движения сопровождались размывами отложений на приподнятых участках, что в значительной мере отражается в резких изменениях мощности майкопскийх отложений в центральной и южной частях шельфа. Таким образом, имеющиеся к настоящему времени материалы позволяют однозначно решить вопрос о генезисе дислокаций российского сектора Черного моря. Наиболее важным результатом можно считать доказанный факт отсутствия масштабного проявления глиняного диапиризма и его определяющей структуроформирующей роли. В области шельфа на месте выделявшихся ранее симметричных брахиантиклиналей с диапировыми ядрами закартирована система сладчато-надвиговых дислокаций. Главные черты строения кайнозойских прогибов свидетельствуют о том, что они возникли в коллизионных обстановках. При этом складчато-надвиговые структуры Туапсинского прогиба и смежных районов суши развиваются в результате поддвига Восточно-Черноморской плиты под Кавказ. Формирование структур Керченско-Таманского прогиба и Анапского выступа можно объяснить присутствием сдвиговых позднеплиоценовых перемещений в области Северо-Западного Кавказа.

Возможно, это связано с «косым» движением в север-северо-западном направлении ВосточноЧерноморской плиты.

Н аиболее важн ы м ре з ул ьтатом можно считат ь доказанный факт отсутствия масштабного проявления глин я ного диапири з ма и его определ я ю щ е й структуроформирующей роли Интересно отметить, что еще 47 лет назад в монографии, посвященной геологии Кавказа, Е. Е. Милановский и В.Е. Хаин писали: «Если стоять на точке зрения участия в создании складчатости Большого Кавказа тангенциального сжатия, то следует допустить более активное поведение Закавказского срединного массива, как бы пододвинувшегося под Большой Кавказ» [Милановский, Хаин, 1963]. Сегодня это предположение можно считать подтвержденным и не подлежащим сомнению. Таким образом, объяснение условий образования складчатых структур прикавказской части Черного моря за счет процессов глиняного диапиризма, которое в 70–80-е гг. прошлого столетия разделялось большинством геологов, оказалось непродуктивным. № 2 (9) 2010

Инженерные изыскания

Тектоника российского сектора Черного моря

Рисунок 6. Фрагмент

временного разреза по профилю КТ9819, иллюстрирующий строение дислокаций Анапского выступа

ЮВ

Рисунок 7. Фрагмент

временного разреза, иллюстрирующий строение дислокаций Туапсинского прогиба

СЗ

4 км

ЮЗ

СВ

I 1

3000

3500

4000 3

IIa

4500 5000

III

5500

6000 6

IV 7

7000

t, c

Будущее черноморского шельфа Изложенные представления об особенностях строения и формирования основных структурных элементов рассмотренного региона позволяют внести коррективы в оценку перспектив его нефтегазоносности, определить возможные типы ловушек и направление дальнейших геолого-геофизических исследований.

П редставл я ют интерес нижне - и верхнемелов ы е отложени я , к которым , как из вестно, приурочены нефтега зопроявления и большие дебиты пластовой воды с растворенным газом До конца 80-х годов перспективы нефтегазоносности российского шельфа оценивались не очень высоко. Отнесение структур к глиняным диапирам предполагало, что ловушки углеводородов должны соответственно иметь кольцевой или полукольцевой вид в плане. Полученные результаты позволяют предполагать, что с асимметричными, ослож57

6500

ненными надвигами складками могут быть связаны главным образом сводовые пластовые залежи. Подобные залежи в большинстве случаев должны быть тектонически и стратиграфически экранированными. Вместе с этим необходимо иметь в виду, что отложения на сводах многих поднятий подвергались эрозии в периоды перерывов в осадконакоплении, что могло привести к размыву основного среднемиоценового нефтегазоносного комплекса на некоторых поднятиях, но с сохранением его в поднадвиговых частях. В северной части шельфа залежи углеводородов могут быть связаны и с домайкопской частью разреза. Представляют интерес нижне- и верхнемеловые отложения, к которым, как известно, приурочены нефтегазопроявления и большие дебиты пластовой воды с растворенным газом и на поднятиях Таманского полуострова и Дообская газовая залежь в НовороссийскоЛазаревском синклинории на суше. В пределах Анапского выступа и его периферии отмечается увеличенная мощность отложений палеоцен-эоцена. И хотя в прибрежных частях выступа эти отложения глубоко размыты, по периферии его в них могут быть закарти-

рованы тектонически экранированные ловушки и залежи стратиграфического типа.

Список использованных источников и литературы 1. Исмагилов Д. Ф., Козлов В. Н., Попков В. И., Терехов А. А. Генезис нефтегазоносных структур Таманского полуострова и прилегающей акватории Черного моря // Материалы V международной конференции. Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазовая геология в XXI века.— М: МГУ, 2001.— Ч. I.— С. 167–169. 2. Исмагилов Д. Ф., Козлов В. Н., Попков В. И., Терехов А. А. Геологическое строение Керченско-Таманского шельфа.— Ставрополь: СевКавГТУ, 2002.— 75 с. 3. Милановский Е. Е., Хаин В. Е. Геологическое строение Кавказа.— М.: МГУ, 1963.— 356 с. 4. Попков В. И. Складчато-надвиговые дислокации.— М.: Научный мир, 2001.— 139 с. 5. Попков В. И. Складчато-надвиговые дислокации

H VI

Таманского шельфа как индикатор геодинамической обстановки замыкания Северо-Западного Кавказа // 7-я Международная конференция по тектонике литосферных плит им. Л. П. Зоненшайна.— М.: Научный мир, 2001.— С. 395–398. 6. Попков В. И. Коллизионная тектоника СевероЗападного Кавказа // Тектоника и металлогения Северной Циркум-Пацифики и Восточной Азии.— Хабаровск: ИТиГ ДВО РАН, 2007.— С. 279–282. 7. Попков В. И. Геодинамическая обстановка грязевого вулканизма и глиняного диапиризма (на примере Крымско-Кавказской области) // Геодинамика внутриконтинентальных орогенов и геоэкологические проблемы. Четвертый международный симпозиум.— Бишкек, 2008.— С. 93–100. 8. По п к о в В. И. Те к то нич е с к а я п о з иц и я Керченско-Таманских грязевых вулканов // Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезы.— М: ГЕОС, 2008.— С. 400–404. 9. Туголесов Д. А., Горшков А. С., Мейснер Л. Б., Соловьев В. В., Хахалев Е. М. Тектоника мезокайнозойских отложений Черноморской впадины.— М: Недра, 1988.— 324 с. № 2 (9) 2010

Инженерные изыскания

Перспективы нефтегазоносности Енбекско-Жаркамысского поднятия восточного борта Прикаспийской впадины

–12.0

–14.0

Условные обозначения

I-Б

–10.0

.0 –12

–14

–10.0

–1

8.0

–8.0

0.0

6.0

–2

Основные разломы

Актюбинск

I-Д

–16.0

–13.0

Изогипсы поверхности фундамента Граница Прикаспийской впадины

Границы крупных структурных элементов

–8.0

–10.0

поверхности кристаллического фундамента восточной части Прикаспийской впадины

–10.0

Рисунок 1. Схема

–1 I-в

Границы средних структурных элементов

–7.

Прикаспийская впадина

–8.

I-д

Северо-Атыраусская система моноклиналей

–8.0

I-Ж

–9

–12.0

Новоалексеевский прогиб

0 9. .5

–7

Атырау

I-е

Астраханско-Актюбинская система поднятий

I-г

Ащикольское поднятие

I-е

–7

– I-Ж

I-в

I-д

.0 –9 .0

–10

I-ж

–7 .0 –9 .0

–1

I-Е

Волгоградско-Оренбургская система моноклиналей

I-е

I-г

0.0

–18.0 –14.0

–9.0

4.0

Нефть, природный газ и уголь, основные ископаемые топлива, не только остаются главными энергетическими ресурсами, но также являются основой для синтеза широкого ряда продуктов, от дизельного топлива до медикаментов (1). Проблема получения топлив из альтернативного сырья в настоящее время не теряет актуальности, на фоне неизбежного истощения концентрированных и высокорентабельных запасов традиционных невозобновляемых полезных ископаемых (по человеческой шкале времени) ресурсов.

–1

Перспективы нефтегазоносности Енбекско-Жаркамысского поднятия восточного борта Прикаспийской впадины

–9.0

Караулкельдинское поднятие Коскольское поднятие Енбекское поднятие

I-ж

Жаркамысское поднятие

I-з

Северо-Каспийское поднятие

Рисунок 2. Схема

Пантюшев Ю. А.

структурно-тектонического районирования эйфельско-франского комплекса пород восточной части Прикаспийской впадины.

гл. геофизик ТОО «МГК» ( г. Алма-Ата )

Условные обозначения

нбекско-Жаркамысское поднятие в осадочном чехле сформировалось в палеозойское время на одноименных выступах кристаллического фундамента и находится в пределах восточного борта Прикаспийской впадины. Оно занимает крайнее северовосточное положение в Астраханско-Актюбинской системе поднятий (рис 1, 2). Енбекский выступ кристаллического фундамента (рис. 1, I-е) на юге сопряжен через субширотный глубинный разлом с Жаркамысским выступом фундамента (рис. 1, I-ж). Оба выступа разбиты на блоки субширотными оперяющими разломами и вытянуты грядой на 360 км вдоль зоны глубинных разломов, опоясывающих восточный борт впадины. Приподнятые участки выступов фундамента оконтуриваются в своде изогипсами с отметкой — 7.0 км, в подошве - изогипсами с отметкой 8.0 км. Породы, облекающие эрозионную поверхность выступов, представлены терригенными отложениями ордовика, силура и нижнего девона. На этом раннепалеозойском ложе залегают среднедевонские — нижнепермские подсолевые породы, выстилающие восточный борт и ступенчато погружающиеся на запад вглубь впадины. На схеме структурно-тектонического районирования эйфельско-франского комплекса пород самая приподнятая часть свода Енбекско-Жаркамысского поднятия вскрыта параметрической сважиной П-4 Кумсай на глу-

бине 4830 метров и оконтуривается изогипсой с отметкой — 5.2 км. в подошве, 4.8 км в кровле. Свод поднятия находится над зоной сопряжения выступов кристаллического фундамента (рис. 2, 1). Енбекско-Жаркамысское поднятие вытянуто вдоль борта впадины. Его северное крыло лежит над Енбекским выступом фундамента, южное — над Жаркамысским выступом. Если породы северного крыла полностью покрывают Енбекский выступ фундамента с увеличением мощности слоев в южном направлении к сводовой части поднятия, то отложения южного крыла, только наполовину протяженности покрывают Жаркамысский выступ до зоны развития оперяющего разлома по фундаменту, отсекающего его южный блок (рис. 1, 2). Северное крыло поднятия осложнено рядом субмеридиальных и оперяющих субширотных дизъюнктивных нарушений и относительно плавно погружается в северном направлении. Поверхность южного крыла поднятия относительно круто погружается в южном направлении. Свод поднятия находится над разломом, над зоной сочленения Енбекского и Жаркамысского выступов. Неравномерное облекание выступов терригенной подложки, увеличение мощности пород к сводовой части поднятия и над зонами разломов, обусловлено преимущественно карбонатной седиментацией в среднедевонское время.

Изогипсы поверхности эйфельско-франского комплекса о

Основные разломы Граница Прикаспийской впадины Границы крупных структурных элементов Границы средних структурных элементов Прикаспийская впадина Волгоградско-Оренбургская система моноклиналей

Центрально-Прикаспийский прогиб Новоалексеевский прогиб Северо-Атыраусская система моноклиналей Астраханско-Актюбинская система поднятий Енбекско-Жаркамысское поднятие Гурьевское поднятие

№ 2 (9) 2010

Инженерные изыскания

Перспективы нефтегазоносности Енбекско-Жаркамысского поднятия восточного борта Прикаспийской впадины

Рисунок 3. Разрез

пород осадочного чехла Енбекско-Жаркамысского поднятия по линии с северо-запада на юг

С3 Бактыгарын Бозоба Кумпсай Г-1

Г-9

Саркрамабас Жанажол В. Мортук G-1 1-C

П-4

Локтыбай 70 км

Условные обозначения

1 P1k

Plk

Мезозойские терригенные и карбонатные породы Верхнепермские терригенные породы

Соль

3 P2 C3 C2m2

P 1k 4 P1

Терригенные породы Шельфовые и рифовые карбонаты Разломы

C1b 5 C1v D3fm

Clv Clt

D3f 7 км

III

D1 - D2

Разрез пород осадочного чехла (рис. 3), по линии пересекающей Енбекско-Жаркамысское поднятие в направлении с северо-запада на юг, отображает его обобщенное геологическое строение.

Породы, облекающие эрозионную поверхность выступов, представлены терригенными отложениями ордовика, силура и нижнего девона. Характерной особенностью поверхности самой приподнятой части свода эйфельско-франских пород является отсутствие над ней терригенных пород визея, покрывающих карбонатные породы девона на остальной части поднятия. Характерной особенностью разреза свода поднятия является толща карбонатных пород живетского яруса среднего девона, залегающая в его пределах. На структурной карте (рис. 4) по кровле верхнедевонских карбонатных отложений отображен участок зоны сочленения крыльев поднятия в районе нефтяных месторождений Восточный Мортук и Саркрамабас, между 61

км

глубокими поисковыми скважинами G-1 В. Мортук и 1-С Саркрамабас, расположенных на краях грабенообразного прогиба. Брахиантиклинальная складка Саркрамабас находится юго-восточнее Эмбинского-III разлома, в пределах южного крыла поднятия, складка Восточный Мортук находится северо-западнее Темирского-II разлома, в пределах северного крыла поднятия, в юго-восточной части свода эйфельско-франских карбонатных пород. Обе структуры покрыты мощной толщей терригенных отложений визейского возраста, которая компенсирует и грабенообразный прогиб. Грабенообразный прогиб, проекция которого на дневной поверхности совпадает с поймами рек Темир и Эмба от точки их слияния, простирается в северо-восточном и западном направлениях, обозначая линию границы крыльев ЕнбекскоЖаркамысского поднятия. На дневной поверхности линия границы зоны сочленения крыльев поднятия отображается долинами рек Темир и Эмба простирающимися с запада на восток в субширотном направлении (рис. 7). Таким образом, свод эйфельско-франских карбонатных пород находится в пределах юго-восточной части северного крыла складки, на участке между оперяющим разломом I, ограничивающим свод с северной стороны и зоной сочленения крыльев с юго-восточной и южной стороны.

Выше по разрезу (рис. 3), в пределах блоков, находящихся в зоне сочленения крыльев поднятия, наблюдается выклинивание пород средне-верхнекаменноугольного возраста в северо-западном направлении и их полное отсутствие в пределах северного крыла поднятия. Характерной особенностью разреза пород блоков, составляющих зону сочленения и прилегающих с той и другой стороны к грабенообразному прогибу, является резкое сокращение терригенных пород нижней пачки подольского горизонта московского яруса или их полное отсутствие. Так, в пределах блока Саркрамабас на южном крыле поднятия в разрезе скважины 1-С отсутствуют терригенные породы подольского горизонта, а в разрезе скважины G-1 на блоке Восточный Мортук на северном крыле терригенные породы подольского горизонта присутствуют в небольшом объеме. В районе глубокой скважины Г-1 Бактыгарын, севернее оперяющего разлома, наблюдается увеличение мощности терригенных пород визейского возраста перекрывающих карбонатные породы фаменского яруса верхнего девона. На южном крыле поднятия относительно глубоко погруженные породы девона покрыты, соответственно, более мощной толщей визейских терригенных пород. И в направлении на юг, юго-запад по мере погружения поверхности девонских пород в районе между месторождениями Жанажол и Локтыбай породы визея перекрывают терригенные отложения турнейского яруса нижнего карбона. Вы ш е л еж а щ а я к а р б о н а т н а я т о л щ а с р е д н е верхнекаменноугольных пород представлена Темирской и Жанажольской карбонатными платформами, составляющими соответственно северное и южное крылья поднятия. По кровле этой толщи пород свод поднятия переместился и фиксируется уже в северной части южного крыла, в пределах Жанажольской шельфовой карбонатной платформы (рис. 3). Вершины свода находятся над участками нефтяных месторождений Алибекмола и Жанажол. Грабенообразный прогиб оконтуривается линиями глубинных разломов Темирским II, окаймляющим его с северо-западной стороны, и Эмбинским III, окаймляющим его с юго-восточной стороны. В северо-восточном направлении он открывается в Остансукско-Актюбинский прогиб (рис. 5) и продолжается по линии Эмбинского III разлома в субширотном направлении. На запад он продолжается по линии Темирского II разлома в субширотном направлении, определяя зону сочленения крыльев поднятия. Эмбинский III разлом, продолжаясь на юго-запад, ограничивает блок Саркрамабас с западной стороны и далее проходит по западной окраине свода Енбекско-Жаркамысского поднятия средне-верхнекаменноугольного возраста карбонатных пород. От Эмбинского III глубинного разлома в северо-восточном направлении ответвляется оперяющий разлом IV, проходящий между блоком Саркрамабас и Приэмбинским подсолевым поднятием, между соляными куполами Саркрамабас и Жанажол (рис. 7). Он оконтуривает блок Саркрамабас с юга-юго-востока и проходит по северо-западному сектору свода средневерхнекаменноугольных пород поднятия, ограничивая развитие пачки терригенных пород подольского горизонта на этом блоке (рис. 3). В среднекаменноугольное время на терригенной подложке визейского возраста в пределах Енбекско-

Рисунок 4. Структурная

карта поверхности девонских отложений (данные 3Д МОГТ)

001

C1 001 L700

L600

III II

III

L500

L400

Жаркамысского поднятия начали формироваться две карбонатные платформы — Темирская и Жанажольская (рис. 5). В конце каменноугольного периода завершилось формирование обеих карбонатных платформ, и они были погребены под толщей раннепермских подсолевых терригенных ассельско-артинских пород и кунгурской соленосной пачки. Сами карбонатные платформы сочленяются между собой через грабенообразный

В среднекаменноугольное время на терригенной подложке ви з ей ского воз раста в пределах Енбекско Жаркамысского поднятия начали формироваться две карбонатные платформы — Темирская и Жанажольская прогиб северо-восточного простирания и существенно отличаются строением слагающих их пород (рис. 5, 6). На разрезе пород осадочного чехла (рис. 6), по линии проходящей с запада на восток через южную краевую часть Темирской (месторождение Кенкияк) и северную краевую часть Жанажольской (месторождение Алибек№ 2 (9) 2010

Инженерные изыскания

Перспективы нефтегазоносности Енбекско-Жаркамысского поднятия восточного борта Прикаспийской впадины

Рисунок 5. Структурно-тектоническая схема восточно-

го борта Прикаспийской впадины

Актюбинск

Темирская карбонатная платформа ОстансукскоАктюбинский прогиб

Прикаспийская впадина

Жанажольская карбонатная платформа

Условные обозначения Палеозойские породы Кристалический фундамент Карбонатные породы Региональный разлом Палеозойские нефтяные и газовые месторождения 1. Кенкияк 2. В. Мортук 3. Урихтау 4. Жагабулак 5. Алибекмола 6. Жанажол 7. Синельниковское 8. Кожасай 9. Локтыбай

Уральская складчатость

мола) карбонатные платформы, отображено обобщенное геологическое строение центральной части ЕнбекскоЖаркамысского поднятия. На общем фоне моноклинального ступенчатого погружения слоев пород обеих карбонатных платформ на запад, к центру Прикаспийской впадины, слои пород Темирской карбонатной платформы и северная краевая часть Жанажольской карбонатной платформы погружаются и в северном направлении. Северная краевая часть Жанажольской шельфовой карбонатной платформы вдоль зоны сочленения платформ погружается в Остансукско-Актюбинский прогиб (рис. 5). Остансукско-Актюбинский прогиб, как и Жанажольская платформа, залегает вдоль Мугоджарских гор, являющихся геоморфологически выраженной южной оконечностью Уральской складчатой системы, и сопрягается с ними через зону глубинных разломов опоясывающих восточный борт Прикаспийской впадины. Остансукско-Актюбинский прогиб отделяет Темирскую карбонатную платформу от Мугоджар и раскрывается на север в глубоко погруженную часть Прикаспийской впадины. На юге он продолжается узким грабенообразным прогибом юго-западного направления, разделяющим карбонатные платформы. Прогиб представляет собой зону сочленения платформ, определяя границу смены в их геологическом строении (рис. 6). Справа от прогиба на фоне моноклинального погружения слоев с востока на запад представлено геологическое строение южного крыла поднятия в виде пятислойной карбонатнотерригенной толщи и трехслойной толщи слева от прогиба, отображающей строение северного крыла. Основное отличие в строении крыльев проявляется в виде километровой мощности терригенно-карбонатной толщи, сформировавшейся в каменноугольный период в пределах Жанажольской платформы. А в разрезе осадочных пород Темирской платформы эта толща отложений в интервале, начиная с московского яруса среднего карбона и вплоть до отложений нижней перми, отсутствует или представлена незначительной мощностью пород в юго-восточной части (рис. 6, 3), на ее блоках, то есть в границах зоны сочленения. Месторождения нефти и газа на Енбекско-Жаркамысском поднятии сосредоточены в пределах его центральной части на участке, очерченном радиусом 30 км от точек линии, совпадающей с осью грабенообразного прогиба или зоны сочленения платформ. Здесь сосредоточено 90 % всех открытых подсолевых нефтегазовых месторождений. На обоих крыльях поднятия месторождения нефти и газа расположены в пределах южной части Темирской платформы и северной части Жанажольской, в интервале подсолевой карбонатной толщи пород среднего и верхнего карбона (рис. 5). На структурной схеме (рис. 7) солянокупольной тектоники кунгурского яруса нижней перми в пределах выделенной зоны наблюдаются разрывы непрерывности линий соляных гряд, вытянутых вдоль восточного борта. Гряды разбиваются на отдельные, разно ориентированные соляные купола. Это явление обусловлено тем, что приподнятые карбонатные массивы краевых частей платформ предопределили свою собственную сеть ослабленных зон, пронизывающих вышележащий осадочный чехол, отличную от региональной субмеридиально ориентированной вдоль борта. Массы соли под действием силы тяжести, а также увеличивающегося давления вышеле-

Рисунок 6. Разрез

пород осадочного чехла центральной части Енбекско-Жаркамысского поднятия. Кенкияк

В. Мортук

Сакрамабас

Алибекмола

6 II км

III

Условные обозначения Мезозойские терригенные и карбонатные породы Верхнепермские терригенные породы

Соль Терригенные породы Карбонатно-терригенные породы

жащих накапливающихся толщ терригенных отложений верхней перми сместились вдоль поверхности приподнятого участка основания солеродного бассейна в пониженные его части (рис. 3). Поверхность приподнятого участка, в свою очередь, была осложнена локальными поднятиями. На выступающих над ложем солеродного бассейна сводах этих структур, имеющих шероховатую поверхность, происходила первоначальная консолидация части соленосной массы бассейна. В последующем в процессе терригенного осадконакопления в эти приподнятые соленосные массы происходил подток соли из опущенных участков, что привело к образованию соленосных останцев, которые сформировались в отдельные купола под терригенной толщей облекания. Этот приподнятый участок дна солеродного бассейна располагается над участком зоны скопления подсолевых залежей и, как правило, отдельные соляные купола в его пределах расположены над месторождениями углеводородов. То есть на рассматриваемой схеме расположения соляных куполов наблюдается участок свода Енбекско-Жаркамысского поднятия, совпадающий в плане с площадью участка скопления подсолевых месторождений УВ и сводами эйфельскофранского и средне-верхнекаменноугольного карбонатных комплексов пород.

Шельфовые и рифовые карбонаты Нефть Разломы

Таким образом, исходя из выполненного анализа геологического строения и тектонических критериев, формирования зон нефтегазонакопления ЕнбекскоЖаркамысского поднятия восточного борта Прикаспийской впадины, можно сделать следующие выводы: 1) представлена тектоно-седиментационная модель Енбекско-Жаркамысского структурного элемента, как единого поднятия осадочных пород, расположенного в пределах восточного борта Прикаспийской впадины и входящего в Астраханско-Актюбинскую систему поднятий кристаллического фундамента; 2) в центральной части Енбекско-Жаркамысского поднятия выявлен свод, где в подсолевых породах каменноугольного возраста в настоящее время обнаружена основная часть нефтяных и газовых месторождений; 3) мощная толща терригенных пород визея, облекающих и нивелирующих рельеф поверхности карбонатного девона, позволяет определить в качестве первоочередных нефтегазопоисковых объектов в верхнедевонских карбонатных породах южного крыла поднятия, вновь выявленные своды приподнятых участков, где прогнозируются скопления ловушек нефти и газа; 4) в зоне сочленения карбонатных платформ по осевой линии грабенообразного прогиба северо-восточного направления, отображаемого на дневной поверхности № 2 (9) 2010

Инженерные изыскания

Рисунок 7. Структурная

схема солянокупольной тектоники отложений кунгурского яруса нижней перми в пределах восточного борта Прикаспийской впадины

Темир Джиландысай Остансук

Бактыгарын Баркымбай С-3

Арансай

Баркымбай

Бозоба

Карнак

Талдышоки

Аякудук

Кенкияк Итассай

Шонгельший

Мортук

Алибекмола В. Алибек

Коздысай

Алибекмола Ю. Саркрамбас

Коздысай Ю.

Башенколь

Жанажол

Сарксымола Комистобе

поймами рек Эмба и Темир, проходит глубинный разлом, расчленяющий Енбекско-Жаркамысское поднятие на два крупных блока. Это предопределило структуру строения поднятия в виде двух крыльев, как квазисинхронных седиментационных геологических образования и обусловило имеющиеся особенности разреза пород;

5) соляные гряды и отдельные соляные купола на восточном борту Прикаспийской впадины в процессе становления контролируются выступами и приподнятыми участками ложа солеродного бассейна, являясь, тем самым, одним из тектонических критериев определения зон нефтегазонакопления в подсолевых отложениях.

Список использованных источников и литературы 1. Даукеев С. Ж., Воцалевский Э. С. и др. Глубинное строение и минеральные ресурсы Казахстана, том 3 / Нефть и газ.— Алматы, 2002.— 248 с. 2. Ульмишек Г. Ф. Нефтяная геология и ресурсы северного Каспийского бассейна Казахстана и России, 2001.— 25 с, статья доступна по адресу: http://geology.cr.usgs.gov/pub/bulletins/b2201-b/ 3. Ахметшина Л. З., Булекбаев З. Е. и др. Девон Востока Прикаспийской впадины / Отечественная геология, №1, 1993.— Стр. 42–46. 4. Матусевич А. В. Отчет «Комплексная интерпретация геолого-геофизических материалов на основе гравиметрических данных. Участок Северный», Алматы, 2004.— 93 с. 5. Перевезенцев Л. Н. Карта месторождений и перспективных структур Актюбинской области, «АктобеМунайгаз», 2000 г. 6. Пилифосов В. М., Воцалевский Э. С., Абдулин А. А. Новые взгляды на механизм образования соляных куполов Прикаспийской впадины. «Геология Казахстана», № 5–6, 1995. 65