1№ 2 (9) 2010

2 (9)

в номере:

аналитический научно-технический журнал

Перспективы нефтега-зоносности Енбекско-Жаркамысского под-нятия восточного бор-та Прикаспийской впа-дины

Краткий обзор ката-литических процес-сов получения мета-нола из природно-го газа

Александр Кошелев: «Мы должны быть на шаг впереди»

Ираида Коляда: «Каждый проект для нас индиви-дуален»

Оценка и совершен-ствование химических методов борьбы с па-рафинизацией обору-дования на Харьягин-ском месторождении

Аккудук

В. Аккудук

С. Остансук

Сараоба

Карабас

Кумжарган

Карнак

Пасмурная

Арансай

Лаккарган

Аккум

С. Аккум

Ащи

Толдышоки

Булаш

ШонгельшийЖагабулак

Кумсай

В. Мортук

Кокжиде

Сакрамбас

Кожасай

Башеноколь Урихтау

Кумыстобе

Песчаная

Шукурколь

Основные геологические объекты

Месторождения

Месторождения в разведке

Высокоперспективные структуры

Перспективные структуры

Сакмаро-КокпектинскийЮ. Эмбинский разлом

Кунгурская

В. Жанажол

Жанажол

Ю. Алибек

Алибекмола

В. Алибек

Бактыгарын

Узункарагада

Крыккудук

Кубинская

Кодысай

Ташир

Кенкияк

З. Бозоба Бозоба

c. 12 с. 18 с. 30 c. 44 c. 58

зима 2010

№

Тектоника российского сектора Черного моряС. 51

№2

(9) з

има

2010

2№ 2 (9) 2010

Ольга Дроздецкая главный редактор

DrozDetskaya@injgeo.ru

Колонка редактора

Дорогие читатели!

Перед вами итоговый номер 2010 года! В течение этого года нефтегазовый комплекс нашей страны, да и мира прирастал всевозможными пово-дами достойными активного обсуждения. Это осво-ение новых шельфовых месторождений, разработ-ка уже открытых — Южно-Хылчуюсского, Ванкорско-го, Верхнечонского, Талаканского, развитие иннова-ционный направлений и технологий, политические и экономические решения, касающиеся «черно-голубого» сектора, всевозможные конференцион-ные, выставочные мероприятия,— все то, на осно-вании чего можно строить прогнозы и подводить итоги. Конечно, далеко не все мы смогли осветить

на страницах нашего журнала, но некоторые момен-ты и тенденции выделили.В этом номере мы продолжаем писать о регио-нальных и федеральных площадках добычи нефти и газа, знакомим вас с новыми технологиями, иде-ями отрасли, даем анализ уже имеющимся мето-дам исследований. Журнал является площадкой для обмена мнения-ми о состоянии отрасли, помогает повысить конку-рентоспособность вашего бизнеса. Мы всегда го-товы к конструктивному диалогу на страницах на-шего издания.

3 4№ 2 (9) 2010

Содержание

12

45

18

8

51

42

22

30

44

58

Тектоника российского сектора Черного моря

Опыт эксплуатации блока релейного адап-тивного управления распределенными на-грузками

Что год грядущий нам готовит?

А лександр Кошелев: Мы должны быть на шаг впереди»

Новости. Мир

Новости. Россия

Оценка и совершенствование химических ме-тодов борьбы с парафинизацией оборудова-ния на Харьягинском месторождении

Краткий обзор каталитических процессов получения метанола из природного газа

Перспективы нефтегазоносности Енбекско-Жаркамысского поднятия вос-точного борта Прикаспийской впадины

Ир аи д а Ко л я д а: «К а ж д ы й пр о е к т д л я нас индивидуален»

Современные методы интенсификации добычи высоковязкой нефти и оценка эффективности их применения

Дроздецкая О. А.

Дроздецкая О. А.

Попков В. И.академик раен , доктор геол.-минер.наук, профессор, де-

кан геологического факультета, гоу впо кубанский го-

сударственный университет, краснодар

Карелин Е. Н.инженер сф спбгмту

Кусов Г. В.старший преподаватель кафедры нефтегазового промысла

кубгту (г. краснодар)

Кузиков А. А.и н ж е н е р э ко л о г ич е с ко й п а р т и и и н ж е н е р н о -

геологического отдела зао «нипи «инжгео»

Пантюшев Ю. А.гл. геофизик тоо «мгк» (г. алма-ата)

Шостак Н. А.ассистент кафедры нефтегазового промысла кубгту

(г. краснодар)

Вартумян Г. Т., Гапоненко A. M., Стрельцова Ю. Г.к у банский гос уд арс твенный технолог ический

университет (г. краснодар)

От первого лица

Новости

Персона

Аналитика

Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

Автоматизация и связь

Экология и промышленная безопасность

Инженерные изыскания

Инженерные изыскания

Материалы и оборудование

4№ 2 (9) 2010

Соснова А.ведущий специалист агентства независимой аналитики

«инвесткафе» (г.москва)

Лойко А. А. 10Не фте г аз о в ый ко м п л е кс К р асн од ар ско го края

Главный редактор Ольга Дроздецкая

Издатель Ирина Белолипецкая

Ответственный секретарь Сергей Жуков

Дизайн и верстка Валентина Немченко

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

Корректор Татьяна Беляева

Допечатная подготовка Препресс-бюро TwinPix

Директор по рекламе Оксана Карпова

Отдел рекламы Ирина Кухаренко Дмитрий Ефремов Евгений Безверхов

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

Учредитель 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

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

Тираж: 2000 №2 (9) 2010

Цена свободная

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

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

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

5 6№ 2 (9) 2010

Сахалинская нефть идет в Таиланд

Партия нефти сорта «Витязь» объемом 764 тысяч бар-релей, добытая в рамках проекта «Сахалин-2», впер-вые доставлена в Таиланд. Танкер «Залив Анива», за-фрахтованный 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 ре-гиона — Японию, Республику Корею, Китай, Таиланд, Тайвань, Филиппины, США и Новую Зеландию.

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

12 ноября в Софии председатель Правления ОАО «Газ-пром» Алексей Миллер и исполнительные директора «Болгарского энергетического холдинга» ЕАД Майя Христова и Иордан Георгиев подписали Соглашение акцио неров 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 про-екта, а также финансирование, строительство и эксплу-атация газопровода на территории Болгарии. Как от-метила Майя Христова, «Проект «Южный поток» име-ет огромное значение как для Болгарии, так и для все-го 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».

Лента

1 млрд 952,7 млн куб м — объем суточной добы-чи 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 ноя-бря 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.

Определен лучшим

По версии английского финансового издания World Finance проект «Сахалин-2» назван «Лучшим нефтя-ным проектом», по результатам голосования в катего-рии «Нефть и газ 2010». В этом году группа консультан-тов World Finance определила следующие критерии для голосования: инновации, оригинальность и качество продукции, положительная динамика развития рынка, лучшие практики взаимодействия с заинтересованны-ми сторонами и клиентами. Оставить свой голос мог лю-бой посетитель веб-сайта World Finance. Кроме того, в голосовании принимали участие представители ве-дущих компаний и организаций нефтегазовой отрасли.

ФГУП «Арктикморнефтегазразведка» от-крыло новое нефтяное месторождение в Южно-Китайском море

ФГУП «Арктикморнефтегазразведка» открыло новое неф-тя ное месторождение в Южно-Китайском море на шель-фе Республики Вьетнам. Бурение скважины R-32 на место рож дении «Дракон» осуществлялось самоподъем-ной буровой установкой «Мурманская». Промышленный приток нефти получен с глубины 3 тыс. м.Плавучая установка «Мурманская» ФГУП «Арктикмор-нефтегазразведка» 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 «Арктикморнефтегазраз-ведки» провели испытания, выделив 5 объектов, по ре-зультатам которых на одном из них из отложений нижне-го миоцена и был получен промышленный приток нефти.ФГУП «Арктикморнефтегазразведка» создано в 1979 г. с целью выполнения работ по поиску, разведке и раз-работке нефтяных и газовых месторождений на шель-фе арктических морей России. Для выполнения морских работ ФГУП «Арктикморнефтегазразведка» располагает специализированным нефтегазовым флотом, состоящим из 25 судов различного назначения.

Россия и Норвегия планируют создать совместный центр по инновациям и энерге-тической эффективности

Эксперты министерств энергетики России и Норвегии об-судили вопросы сотрудничества двух стран в сфере энер-гоэффективности и использования ВИЭ. Мероприятие прошло в рамках реализации положений Меморандума о взаи мо понимании между Министерствами энергети-ки России и Норвегии. На мероприятии представители России и Норвегии также обсудили практические во-просы создания совместного российско-норвежского цент ра по инновациям и энергетической эффективно-сти, возможности взаимодействия по стимулированию реализации проектов в области энергосбережения и по-вышения энергетической эффективности и другие ак-туальные темы.

Новости. Мир Новости. Россия

7 8№ 2 (9) 2010

Возобновление бурения на Кумжинском место-рождении

В рамках выполнения лицензионных обязательств ком-пания «СН Инвест» 20 октября 2010 года начала буре-ние поисково-оценочной скважины 29 на Кумжинском лицензионном участке с целью подтверждения не-фтегазоносности перспективных отложений. Проект-ная глубина скважины составляет 2900 м. В ходе бу-ровых работ будет применяться безамбарный метод, позволяющий избежать захоронения токсичных мате-риалов и минимизировать негативное влияние на окру-жающую среду. Компания «СН Инвест» планирует за-вершить бурение и испытание скважины 29 в феврале 2011 года. Всего на Кумжинском лицензионном участ-ке предполагается пробурить 23 скважины. Генераль-ным подрядчиком по бурению выступила Сибирская Сервисная Компания.

Минэнерго России готовит предложения по созданию технологических платформ

10–11 ноября 2010 г. в Минэнерго России состоялся ряд совещаний под председательством заместите-ля Министра энергетики Российской Федерации Ан-дрея Шишкина по вопросу формирования техноло-гических платформ в электроэнергетике. Участника-ми совещаний были представлены концепции четы-рех технологических платформ — интеллектуальная энергетическая система России, современные техно-логии в гидроэнергетике и возобновляемые источ-ники энергии, экологически чистая тепловая энер-гетика высокой эффективности и малая распреде-ленная энергетика. В рамках четырех технологических платформ бу-дут решаться важнейшие задачи по развитию элек-троэнергетики России. Среди них энергосбережение и повышение энергетической эффективности, ин-новационное развитие отрасли, подготовка и разви-тие кадрового потенциала, развитие фундаменталь-ной и отраслевой науки, организация взаимодействия научно-исследовательских институтов и энергетиче-ских компаний, обеспечение надежности и безопасно-сти энергетических объектов, в том числе путем лока-лизации производства основного и вспомогательного оборудования. Мировая практика показывает, что по-добные технологические платформы являются дей-ственным инструментом для реализации в ТЭК мас-штабных проектов при активном участии фундамен-тальной и прикладной науки, государственной вла-сти и бизнеса.

Кто успел, тот разведал

Минприроды РФ разрабатывает ряд предложений по со-вершенствованию российского законодательства о не-драх, что должно способствовать привлечению к гео-логоразведке малых и средних компаний. Так, мини-стерство предлагает законодательно закрепить воз-можность предоставления лицензий для геологиче-ского изучения недр на один участок нескольким зая-вителям, а право пользования недрами при открытии месторождения предоставлять лицу, открывшему ме-сторождение первым.Другим направлением является развитие рынка гео-логической информации. Министерство предлагает после истечения срока конфиденциальности предо-ставлять возможность безвозмездного ознакомления с информацией всем заинтересованным лицам. Также в планах министерства — либерализация законода-тельства в отношении иностранных инвестиций в стра-тегические отрасли.

Новости. Россия Новости. Россия

Ресурсосберегающие технологии на службе джалильских нефтяников

В нефтегазодобывающем управлении «Джалильнефть» компании «Татнефть» на территории бывшей Сулеев-ской установки комплексной подготовки и перекачки нефти (УКПН) функционирует термохимическая уста-новка с блоком отдувки сероводорода из нефти, позво-ляющая за счет автоматизации производственных про-цессов существенно снизить эксплуатационные затра-ты на подготовку, перекачку нефти и попутного нефтя-ного газа, значительно уменьшить нагрузку на окружа-ющую среду и повысить безопасность процесса под-готовки нефти.Блок отдувки сероводорода из нефти на Сулеевской термохимической установке НГДУ «Джалильнефть» был построен и запущен в работу в 2009 году. Причи-ной преобразований стало введение требований на по-ставляемую нефть, качество которой обязано соответ-ствовать ГОСТу Р 51858-2002 и содержание сероводо-рода не должно превышать 100 ppm. Другим новше-ством является применение консольных насосов вме-сто секционных. Ожидаемая годовая экономия элек-троэнергии в результате внедрения данных меропри-ятий составляет 360 тыс. кВт/час. Значительные изме-нения привнесло и использование двух пластинчатых теплообменников. Их КПД составляет 80 %. Значительный объем работ, проведенный в ходе ре-конструкции Сулеевской установки, позволил снизить не только эксплуатационные затраты. Уменьшилась на-грузка на окружающую среду, а за счет автоматизации производственных процессов облегчился труд обслу-живающего персонала.

Получена лицензия на добычу газа Ангаро-Илимского месторождения

ОАО «СНГК», входящее в Иркутскую нефтяную компа-нию (ИНК), получило лицензию на разведку и добычу углеводородного сырья в пределах Ангаро-Илимского газоконденсатного месторождения. Месторождение расположено в Усть-Удинском и Братском районах Ир-кутской области. 18 октября 2010 года лицензия зареги-стрирована в Росгеолфонде. Лицензия выдана по фак-ту открытия месторождения. Согласно условиям лицен-зионного соглашения, к 2015 году ОАО «СНГК» долж-но пробурить на месторождении 1 разведочную сква-жину, к 2018 году — запустить месторождение в экс-плуатацию.

«Черноморнефтегаз» ведет монтаж нового гидротехнического сооружения

Государственное акционерное общество «Черномор-нефтегаз» приступило к сложной и ответственной опе-рации по выводу, доставке и установке на Архангель-ском месторождении северо-западного шельфа Чер-ного моря блок-кондуктора (БК). Это объемное и мно-готонное гидротехническое сооружение предназна-чено для дообустройства существующего с 1990 г. га-зового промысла. Планами компании предусмотрено уже в следующем году пробурить здесь дополнитель-но 11 скважин. Их эксплуатация и будет осуществлять-ся с этого блок-кондуктора. Таким образом, «Черномор-нефтегаз» рассчитывает не только удержаться на до-стигнутом уровне добычи природного газа, но и при-растить его объемы.

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 явля-ются давними партнерами по взаимодействию в сфере энергетики, и отметил работу, проделанную российской и французской стороной по созданию российско-французского Центра по энергоэффективности. По его словам, Россия и Франция имеют значительный потен-циал для кооперации в энергетической сфере и необхо-димо приложить все усилия для его развития.

9 10№ 2 (9) 2010

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).

настасия, как можно охарактеризовать 2010 год: каким он был для нефтегазово-го 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 нача-ли пересматривать свои прогнозы по мировому по-треблению нефти и нефтяным котировкам в сторо-ну незначительного повышения. В России продолжи-лась тенденция к падению добычи на месторождени-ях Западной Сибири, однако активным ходом ведет-ся разработка месторождений в новых нефтегазонос-ных провинциях: у ЛУКОЙЛа — Южно-Хылчуюсское в Тимано-Печоре, у Роснефти — Ванкорское, у ТНК-ВР — Верхнечонское, у Сургутнефтегаза — Талакан-ское в Восточной Сибири.

— Кто, по аналитическим данным, был основ-ным 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 месторож-дения — на пике добыче компания собирается полу-чать с этого месторождения по 22,5 млн тонн нефти в год, а также показала отличные финансовые показа-тели и самую высокую рентабельность среди россий-ских нефтяных компаний. Лидером по росту добычи в 2010 году можно считать Башнефть. За счет актив-ного применения технологий повышения нефтеотда-чи компания преуспела в повышении добычи на сво-их истощенных месторождениях и планирует уве-личить добычу нефти в 2010 году на 7,8 %. Правда,

Башнефть в обозримом будущем уже вряд ли будет способна повторить подобный результат при суще-ствующей ресурсной базе.

— Какие основные нефтегазовые проекты и кем были начаты в 2010 году? Как вы считаете, в ка-кой мере эти проекты отразятся на мировой эко-номике и экономике России?— В 2010 году ЛУКОЙЛ продолжил разработку перво-го месторождения на шельфе Каспия — им. Корчаги-на затем, чтобы выйти на промышленную добычу. Это пока первый и центральный проект, реализуемый рос-сийской компанией на Каспии, в 2012 году планируется приступить к разработке другого каспийского место-рождения — 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 не-большими — 5–7 млн тонн в год. Для мировой эконо-мики, да и для российской, это несущественная лепта.

— Какими нефтегазовыми событиями был зна-менателен 2010 год? — На протяжении почти всего 2010 года основное внимание было приковано к конкурсу на одно из круп-нейших месторождений нераспределенного фон-да — им. Требса и Титова.

— Какие новости из нефтегазового сектора вы бы назвали топовыми? Что, по прогнозам спе-циалистов, должно произойти в 2011 году в сфе-ре ТЭК?— Наиболее значимыми сегодня являются ново-сти, касающиеся мер правительства в отношении

налогообложения нефтегазовой отрасли. Не секрет, что примерно половина цены российской нефти при-ходится на экспортные пошлины, еще 16 % — на на-лог на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Ито-го более 65 % доходов нефтяников уходит в налоги, что, в свою очередь, тормозит разработку новых пер-спективных месторождений. Поэтому нефтяники ак-тивно лоббируют послабления налогов для активиза-ции инвестиций в новые месторождения. В частности, за льготой по экспортной пошлине на разработку ме-сторождений Восточной Сибири последовала льгота по разработке шельфа Каспия.Впрочем, любая льгота в налогообложении нефтега-зового 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 ожи-дается решение по основным вопросам, касающим-ся налогообложения экспорта нефтепродуктов — об-суждается повышение экспортных пошлин на нефте-продукты до 85–90 % экспортной пошлины на нефть, продления льгот по месторождениям Восточной Си-бири — ожидается их отмена для некоторых место-рождений (например, для Ванкора), введения налога на дополнительный доход.

— Какими вы видите перспективы нефтегазо-вой отрасли?— При условии, что будут сделаны ожидаемые нало-говые 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 тенден-ция увеличения добычи трудноизвлекаемых угле-водородов, как то газа из сланцев и угольных пла-стов, тяжелой нефти, нефти из нефтеносных песков и углеводородов из сверхглубоководных месторож-дений, а также смещение акцента в сторону повы-шения газодобычи.

— Как вы считаете, в каких направлениях неф те газовой 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 падаю-щей нефтедобычи на истощенных месторождениях. Поэтому в ближайшее время будут оставаться ак-туальными технологии увеличения нефтеотдачи на действующих месторождениях и технологии добычи трудноизвлекаемых углеводородов, главным образом, низкозатратных. — Насколько серьезное влияние оказывает фи-нансовый кризис на предприятия нефтегазо-сервиса?— Кризис не обошел стороной предприятия не-фтегазосервиса и заставил в корне пересмотреть позиции нефтяных компаний по отношению к этому

А

виду бизнеса. Нефтяные компании начали выво-дить со своего баланса сервисные предприятия как непрофильные для того, чтобы организовать конкурентный рынок нефтесервисных услуг с про-ведением открытых тендеров, тогда как ранее превалирующая часть заказов приходилась на соб-ственные сервисные «дочки» неф тяных компаний отнюдь не по конкурентной цене.

— Нефтегазовая отрасль движется в сто -рону добычи более труднодоступных угле-водородов, в связи с чем особое 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 горизонталь-ного бурения, гидроразрыва пласта для извлече-ния сланцевого газа и технологии глубоководного бурения.

— Каковы перспективы развития нефтехими-ческого комплекса в 2011 году?— Пока наиболее значимым проектом в сфере раз-вития нефтехимического комплекса сегодня явля-ется строительство заводов ТАНЕКО в Татарстане. Комплекс ТАНЕКО будет состоять из трех заводов: НПЗ, завода глубокой переработки нефти и нефте-химического завода. На заводах комплекса впервые будет перерабатываться высокосернистая татар-ская нефть до 96 %, а также вырабатываться око-ло 20 видов нефте химических продуктов на основе ароматических углеводородов.

— Анастасия, в завершение беседы было бы ин-тересно услышать ваш прогноз: возможно ли появление в 2011 году новых игроков в нефте-газовой отрасли?— Если вопрос касается нефтесервиса, то данный ры-нок вполне открыт для новых игроков, которые могут предложить наиболее оптимальный вариант соотно-шения цены услуг и качества.

Соснова А.ведущий специалист агентства независимой аналитики

«инвесткафе» (г. москва)

Аналитика Что год грядущий нам готовит?

11 12№ 2 (9) 2010

Аналитика

НЕФТЕГАзОВый КОМПЛЕКС КРАСНО-ДАРСКОГО 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 Краснодарско-го края была сформирована в основном в 50–60 г.г. прошлого столетия. По состоя-

нию на 01.01.2010 г. на территории Краснодарско-го края Государственным балансом запасов учтены 154 месторождения с промышленными запасами неф-ти, газа и конденсата. Всего выдано 105 лицензий на поиски, разведку и добычу углеводородного сырья.

Основные предприятия по добыче углеводородов:• ОАО «НК «Роснефть» (оператор — ООО «РН-Краснодарнефтегаз»); • ООО «Газпром добыча Краснодар» В пределах акваторий Черного и Азовского морей ге-ологическое изучение осуществляют предприятия: ОАО «НК «Роснефть», ООО «НК «Приазовнефть», ЗАО «Черноморнефтегаз» и другие.Основная цель проведения государственной поли-тики в нефтегазодобывающей отрасли — увеличе-ние объемов добычи углеводородного сырья путем реализации мероприятий по поиску и разведке но-вых месторождений на территории края (вовлечение площадей нераспределенного фонда в разработку, поиск и работа с инвесторами, формирование про-грамм лицензирования, проведение конкурсов и аук-ционов, максимально эффективное использование природных ресурсов и др.).Для решения задачи воспроизводства минерально-сырьевой базы департаментом по вопросам ТЭК Крас-нодарского края были подготовлены и реализованы на условиях софинансирования из средств федераль-ного и краевого бюджетов 2 целевые программы по воспроизводству минерально-сырьевой базы угле-водородного сырья на 2007–2010 гг.В рамках программ проведены региональные гео-физические исследования, наполнен банк геолого-геофизической информации, проведены научно-исследовательские работы с целью обоснования но-вых направлений поиска месторождений углеводо-

родов. Подготовлено 90 участков недр для последу-ющего лицензирования.Планомерную работу по наращиванию ресурсной базы проводит компания «Газпром добыча Красно-дар». Прирост запасов углеводородного сырья на ме-сторождениях и разведочных площадях компании превышает уровни добычи. По данному показате-лю компания занимает лидирующие позиции в крае.

Особое внимание на современном этапе в соответ-ствии с «Энергетической стратегией России на пе-риод до 2030 г.» уделяется поиску и освоению ме-сторождений нефти и газа на шельфе Азовского и Черного морей. Так, компания «Приазовнефть» реализует крупный инвестиционный проект «Гео-логическое изучение недр Темрюкско-Ахтарского участка с целью поисков и оценки месторождений углеводородного сырья в акватории российско-го сектора Азовского моря». В 2007 г. компанией пробурена поисково-оценочная скважина Новая-1 в пределах акватории Азовского моря наклонным способом с берега. Открыто месторождение неф-ти Новое. В 2010–2011 гг. ожидается значительный рост инвес тиций в шельфовые проекты.ООО «РН-Краснодарнефтегаз» реализует круп-ный проект по обустройству крупнейшего место-рождения на Кубани — Анастасиевско-Троицкого. В результате уровень утилизации попутного газа к 2012 г. увеличится до 95 %, вырастет объем до-бычи природного газа.

Географическое положение Краснодарского края благоприятно для экспорта нефти и нефтепродук-тов. В результате скоординированных действий неф-теперерабатывающих производств и организаций, за-нимающихся транспортировкой нефти и нефтепродук-тов, данная отрасль успешно развивается. Нефтеперерабатывающую отрасль Краснодар -ского края представляют 3 крупных предприятия:

ООО «РН-Туапсинский НПЗ», ООО «Афипский НПЗ», ЗАО «Краснодарский нефтеперерабатывающий за-вод — Краснодарэконефть». Основная задача отрасли — реконструкция действую-щих на территории края нефтеперерабатывающих за-водов, увеличение их загрузки и полноты переработ-ки углеводородного сырья, производство высококаче-ственного автомобильного топлива и масел, соответ-ствующих современным международным стандартамС целью снабжения южных регионов России и Се-верного Кавказа высококачественным, экологиче-ски чис тым, отвечающим европейским стандартам, моторным топ ливом в крае реализуются крупные ин-вестиционные проекты. Главнейший из них — строи-тельство нового НПЗ мощностью 12 млн тонн в год на площадке ООО «РН-Туапсинский НПЗ». В результате его реализации в южные регионы страны будет посту-пать высококачественное, экологически чистое, отве-чающее европейским стандартам моторное топливо.Рынок нефтепродуктообеспечения Кубани состав-ляет более 30 % потребления в Южном федераль-ном округе. В Краснодарском крае на оптово-розничном рынке неф тепродуктов преобладают крупные компании: ОАО НК «Лукойл», ОАО НК «Роснефть», ОАО «Газ-пром», ОАО «ТНК-ВР». Основные приоритеты раз-вития отрасли — бесперебойное обеспечение ГСМ в период проведения сельскохозяйственных работ, в осенне-зимний период, качество нефтепродуктов, повышение уровня сервиса на АЗС.Департаментом по вопросам ТЭК Краснодар-ского края подготовлены и реализуются рас-поряжения главы администрации (губернато-ра) Краснодарского края № 18-р и № 5-р о под-

держке проектов нефтяных компаний ОАО «НК «Роснефть» и ОАО «ЛУКОЙЛ» по строительству новых крупноформатных автозаправочных ком-плексов олимпийского формата. В состав ком-плексов будут входить: многотопливные запра-вочные станции с большим количеством постов налива, площадки отдыха водителей и пассажи-ров, мини-магазины, скоростные мойки европей-ского типа, автосервис, кафе, гостиницы и ресто-раны. Программы предусматривают строитель-ство на Кубани более 100 АЗК.

Д Л я Р Е Ш Е Н И я з А Д А Ч И В О С П Р О И з В О Д С Т В А

М И Н Е РА Л ь Н О - С ы Р ь Е В О й Б А з ы Д Е П А Р ТА М Е Н Т О М

ПО ВОПРО С А М Т ЭК КРАСНОД АРСКОГО КРА я Бы ЛИ

П ОД Г О Т О В Л Е Н ы И Р Е А Л И з О В А Н ы Н А У С Л О В И я Х

СО ФИНАНСИРОВАНИя Из СРЕ ДС ТВ ФЕ ДЕРА ЛьНОГО

И КРАЕВОГО БЮДЖЕТОВ 2 ЦЕ ЛЕВыЕ ПРОГРАММы ПО

ВО СПРОИзВОДС ТВУ МИНЕРА ЛьНО - СыРьЕВОй БА зы

УГЛЕВОДОРОДНОГО СыРья НА 2007-2010 ГГ.

Нефтегазовый комплекс Краснодарского края

Р

13 14№ 2 (9) 2010

От первого лица Александр Кошелев: «Мы должны быть на шаг впереди»

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

— Основные направления деятельности компа-нии — это инженерные изыскания и проектирова-ние, которые дополняют друг друга: вначале выпол-няется полный комплекс инженерных изысканий, на основе которых происходит проектирование. В за-висимости от необходимости выполнения тех или иных работ они могут выполняться отдельно друг от друга. Так, мы можем выполнить лишь инженер-ные изыскания или часть их, а также способны про-ектировать на основе уже имеющихся данных, кото-рые были получены изыскателями других компаний.

— Какие компании являются вашими основны-ми заказчиками?— В свое время компания работала с крупным мо-нозаказчиком — ОАО АК «Транснефть». Это госу-дарственный заказчик, для которого мы выполняли проекты государственного значения. Но многое из-менилось. Сейчас, помимо ОАО АК «Транснефть», мы активно взаимодействуем с такими заказчи-ками в России и за ее пределами, как ОАО «Газ-

АЛЕКСАНДР КОШЕЛЕВ: «Мы ДОЛЖНы БыТь НА ШАГ ВПЕРЕДИ»

А

высококвалифицированные специалисты, передовое оборудование и совре менное 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.фото

Абрамчук А.

пром», ОАО «НК «Роснефть» и другими. Мы хоте-ли 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 дея-тельность, стали лучше понимать потребности рын-ка 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 за-ключается в постоянном развитии.Некоторые считают, что наши услуги слишком доро-ги. Но качественные услуги дешевыми и не бывают. ЗАО «НИПИ «ИнжГео» не производит товары массо-вого потребления, деятельность предприятия име-ет специфический характер. Наши цены чуть выше, чем в среднем по рынку, но главное для нас — это высокое качество выполняемой работы и удовлет-ворение потребностей наших заказчиков.

— Какими объектами ваша компания занимает-ся сейчас?— Мы достаточно диверсифицированы по видам своей деятельности. В настоящее время мы работаем по че-тырем направлениям. Это, во-первых, объекты транс-порта нефти: нефтепровод-отвод «Восточная Сибирь — Тихий океан — Комсомольский НПЗ»; нефтепродукто-провод «Комсомольский НПЗ — порт Де-Кастри», кото-рый является достаточно сложным объектом, и мы вы-полняем для него инженерные изыскания.Во-вторых, это газовые объекты: магистральный га-зопровод «Сахалин–Хабаровск–Владивосток», где выполняем комплекс инженерных изысканий. Также «НИПИ «ИнжГео» выиграл открытый конкурс на про-ведение инженерных изысканий и проектных работ по объекту «Газификация сел, поселков и центральной части Адлерского района в час ти газопроводов низ-кого давления». Заказчиком выступило Государствен-ное учреждение Краснодарского края «Агентство по управлению объектами топливно-энергетического ком-плекса». Это достаточно большой, новый и интерес-ный объект для нашего института.В-третьих, морские порты: институт выполнил рабо-ты по объектам «Восточная Сибирь — Тихий океан-2», в том числе расширение СпецМорНефтеПорта «Козь-мино» и «Расширение КТК» в части разработки про-ектной документации по резервуарному парку на мор-ском терминале. Мы разрабатываем большой проект, состоящий из че-тырех пусковых комплексов — «Комплекс наливных грузов в морском торговом порту «Усть-Луга», в част-ности, проектируются верхние строения причалов № 4, 5 и технологические трубопроводы от нефтебазы «Усть-Луга» и оборудование для погрузки нефти Бал-тийской трубопроводной системы. Заказчиком данного объекта является компания ОАО «Роснефтьбункер».В-четвертых, транспортные объекты: реконструкция автомагистрали М4 ДОН; комплексное развитие Ново-российского транспортного узла, данный проект вклю-чает 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 по-ложительное заключение Главгосэкспертизы по объ-екту «Магистральный нефтепровод «Тихорецк–Туап-се-2», участок «Тихорецк–Заречье» для нужд Туап-синского НПЗ. Если говорить о реализации объектов в Краснодар-ском крае, то это ряд проектов не только нефтегазо-вого профиля, но и общегражданского. Это инженер-ные изыскания и проектирование объекта «Автодоро-га М-27 «Джубга–Сочи», сложнейший транспортный объект со множеством мостов, эстакад и тоннелей.Как субподрядчики по выполнению инженерных из-ысканий мы работали практически по всем спортив-ным сооружениям горного кластера. Основная часть нашей деятельности по олимпийским объектам нача-лась в 2007 году и продолжалась вплоть до 2009 года: это инженерные изыскания и проектирование доро-ги «Адлер–Аибга–Красная Поляна», развитие курор-та «Красная Поляна», инженерные изыскания и про-ектирование Олимпийской деревни и многие другие

объекты. На данном этапе все уже перешло в стадию непосредственного строительства, и свою часть ра-боты по Олимпиаде–2014 мы, можно сказать, выпол-нили. Для нужд ГК «Олимпстрой» институт выпустил проект «Ледовая арена для керлинга (3000 мест)». Сейчас начинается реализация магистрального га-зопровода «Южный поток». Это очень большой про-ект (578 км в Краснодарском крае), и когда мы начнем над ним работать, он составит значительную часть наших доходов. В следующем году доход от сово-купных проектов, которыми мы будем заниматься на территории Краснодарского края, превысит 40 % от общего объема доходов компании.

У НАС ЕС Ть ПРОЕК Ты В УзБЕКИС ТАНЕ, К АзАХС ТАНЕ.

ИНСТИТ У Т ПЛАНИРУЕТ РАБОТАТь В Т УРКМЕНИСТАНЕ,

ГДЕ СУщЕСТВУЕТ БОЛьШАя СыРьЕВАя БАзА.

Исполнительный директор зАО «НИПИ "ИнжГео"» Александр Кошелев

15

работников специализированным транспортом, бу-ровыми станками. Но мы будем открывать филиалы в ближнем зарубежье, на территории стран в кото-рых начнем работать. Как я уже говорил, пытаемся начать работать в Туркменистане, где довольно мно-го интересных проектов и в которых мы сможем се-рьезно поучаст вовать. Конкуренция с международ-ными компаниями сейчас очень серьезная. Мы по-стоянно отслеживаем лучшие мировые технологии, которые помогают нам конкурировать с зарубежны-ми партнерами.

— Отличается ли специфика вашей работы в странах СНГ?— Специфика нашей работы в странах СНГ такая же, как и в России. Мы работаем по международ-ным стандартам и сертифицированы, например, на соответствие Системе менеджмента качества ИСО 9001:2008. В 2008 году ЗАО «НИПИ «ИнжГео» успешно прошло сертификацию системы экологи-ческого 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. Ин-ститут планирует работать в Туркменистане, где су-ществует большая сырьевая база. В странах СНГ по-нимают, что их ближайший партнер — это Россия, которая работает с ними на одинаковом «фундамен-те», учитывая общее историческое прошлое. Попыт-ки иностранных компаний работать в странах быв-шего СССР наталкивались на непонимание, потому что странам бывшего» соцлагеря» гораздо удобнее работать с традиционными партнерами с россий-

Еще один объект, выполненный нами, достаточно масштабный для того, чтобы о нем сказать: между-народный конференц-центр для проведения самми-та АТЭС-2012 на о. Русском в Японском море, прово-димого в составе подпрограммы» Развитие г. Влади-востока 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 подразде-лений в регионах. Но кризис немного скорректиро-вал наши планы: одни подразделения мы закрыли, другие — перепрофилировали. Скажем, на Даль-нем Востоке во Владивостоке у нас есть филиал «ИнжГео-ДВ», занимающейся только инженерными изысканиями. В Москве функционирует филиал «ИнжГео-Москва», занимающийся только проектны-ми работами. Развивать в России широкую фили-альную сеть пока не планируем. Но мы создаем ком-плексные мобильные бригады, которые способны ра-ботать на территории всей РФ через организованные на местах штабы. Также у нас есть достаточно хоро-шая производственная база в плане обеспечения

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

От первого лица

17

повторно использовать решения в будущих про-ектах; безболезненно вносить изменения в про-ект, основываясь на последних данных, получен-ных от заказчика. Мы прекрасно отдаем себе от-чет в том, что с компаниями, приходящими в Рос-сию 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 высокотехно-логичный бизнес. То, что мы проектируем сегод-ня, будет построено через несколько лет. И мы, чтобы быть одной из лучших и конкурентноспо-собных компаний, должны предугадывать буду-щие технологии, должны видеть тенденции их раз-вития на несколько лет, а то и десятков лет впе-ред. Основная цель изучения и внедрения пере-довых технологий — оптимизация и ускорение ра-бочих процессов. Возьмем, к примеру, технологию создания топо-графических планов методом воздушно-лазерного сканирования. Ширина полосы съемки составля-ет 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. Зна-чит, 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 заключает-ся 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 сотруд-ников — 35 лет. Институт достаточно молодой: новое поколение приходит с новыми знаниями и пониманием новых технологий работы. Обучать молодежь довольно легко. Но одного высшего об-разования недостаточно, чтобы реализовать все потребности предприятия. Поэтому у нас есть се-рьезная программа по обучению сотрудников. Мы закладываем соответствующий бюджет на вну-треннее 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 про-граммами будет просто некому.

ской стороны, а не внедрять заново абсолютно но-вые 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 потреб-ность в наших услугах. Существуют проекты, име-ющие государственное значение, например, «Тру-бопроводная система «Восточная Сибирь — Ти-хий океан», «Строи тель ство нефтепроводов для транспортировки российской нефти в страны Азиатско-Тихоокеанского региона», «Балтийская трубопроводная система — 2». Это глобальные ин-фраструктурные проекты, связанные с развитием и соединением между собой территорий. В таких про-ектах мы и участвуем. Также мы участвуем в проектах, заказчиком кото-рых являются крупные бизнес-структуры. Сейчас, например, на Дальнем Востоке для ОАО «НК "Рос-нефть"» проектируем транспортную систему постав-ки сырой нефти на завод и дальнейшей транспор-тировки готовой продукции в порты и перевалоч-ные базы — это объекты «Нефтепровод-отвод» Восточная Сибирь — Тихий океан — Комсомоль-ский НПЗ»; «Нефтепродуктопровод «Комсомоль-ский НПЗ — порт Де-Кастри». Есть стратегия разви-тия 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.

— И какова стратегия развития вашей ком-пании?— 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 от-слеживаем лучшие мировые технологии, которые помогают нам конкурировать с зарубежными пар-тнерами. 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 строитель-ства объекта, повысить эффективность эксплуа-тации объектов, сделать производство более безопасным, а также снизить затраты на будущие ремонт и реконструкцию. Данная технология по-зволяет интегрировать данные; стандартизиро-вать процесс проектирования; анализировать совместимость технологического оборудования;

ЧТОБы БыТь ОДНОй Из ЛУЧШИХ И КОНКУРЕНТОСПО-СОБНыХ КОМПАНИй, Мы ДОЛЖНы ПРЕДУГАДыВАТь БУ-ДУщИЕ ТЕХНОЛОГИИ, ДОЛЖНы ВИДЕТь ТЕНДЕНЦИИ ИХ РАзВИТИя НА НЕСКОЛьКО ЛЕТ, А ТО И ДЕСяТКОВ ЛЕТ ВПЕРЕД.,

От первого лица

19 20№ 2 (9) 2010

Персона Ираида Коляда: «Каждый проект для нас индивидуален»

раида Александровна, редко можно встретить женщину на такой сложной и ответственной должности, которая

была бы еще и достаточно хорошим техни-ческим специалистом. Расскажите, как все начиналось? — В 1978 году я закончила Краснодарский техно-логический университет по специальности «авто-мобильные дороги». После окончания учебы по распределению попала в НПО «СоюзТермнефть», где проработала до 2002 года. Проектировать при-ходилось большей частью объекты обустройства нефтяных месторождений, объекты хранения и транс-порта 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 деятель-ности. 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 кол-лективом?— Безусловно, сложно и очень ответственно. Руко-водство — это принятие решений, от которых зависит эффективность производства, персонала, характер

ИРАИДА КОЛяДА: «КАЖДый ПРОЕКТ ДЛя НАС ИНДИВИДУАЛЕН»

И взаимоотношений с партнерами. Цена ошибочного решения руководителя чрезвычайно высока, понима-ние этого держит его в постоянном напряжении, за-ставляет 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 рам-ками его компетенции, задачу. Множество решенных задач в итоге складываются в продукт деятельности коллектива. Увидеть и оценить масштабность и пер-спективу всего процесса, руководить достижением це-лей совместной деятельности путем умножения сво-их физических и интеллектуальных сил коллективны-ми 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 по-ставленные задания. Но и те, кто имеют задатки лидера, организатора, могут стать хорошими ру-ководителями, имея определенный багаж знаний, навыков и опыта. Теорию можно изучить и за корот-кий период, но умение применить ее на практике приходит с опытом.

— Ираида Александровна, приходилось ли вам принимать решения, от которых проектируе-мый объект менялся полностью?— Время от времени подобные решения приходится принимать. Например, в объекте МН «Тихорецк-

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».

Туапсе-2», участок Тихорецк–Заречье, проектиро-вание которого мы недавно закончили, пришлось изменить решения по прокладке нефтепровода на очень сложном горном участке уже после про-ведения инженерных изысканий.

— Мешает ли данная должность или помо-гает в личной жизни, в семье?— Сейчас в моей жизни главное — работа. Дети выросли, живут самостоятельно, у них появились свои дети, и мое участие в заботе о семье уменьши-лось. 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 объ-ектам «Комплексное развитие Новороссийского транспортного узла (Краснодарский край)», «Неф-тепродуктопровод «Комсомольский НПЗ — порт Де-Кастри», «Газификация сел, поселков и цен-тральной части Адлерского района (проектные и изыскательские работы) в части газопроводов низкого давления», работает над проектированием объектов «Нефтепровод-отвод «ВСТО — Ком-сомольский НПЗ»; комплекса наливных грузов в морском торговом порту «Усть-Луга», объектов технического перевооружения и реконструкции компании ОАО «Черномортранснефть», расши-рения КТК (разработка рабочей документации резервуарного парка на морском терминале), строительство Покровской УКПГ в Грачевском районе Оренбургской области. Также сейчас в ра-боте у нас объекты технического перевооружения и реконструкции ОАО «Связьтранснефть», которое является для нас новым заказчиком. Мы сотруд-ничали с ним по объекту «Тихорецк–Туапсе-2» и с тех пор продолжаем сотрудничать, разрабатывая совместно несколько проектов.Сотрудники института трудятся напряженно. Рабо-та по проектам проходит несколько стадий: пред-проектная проработка, изыскания, собственно про-ектирование, согласования, экспертиза, авторский надзор. На сегодняшний день в плане института порядка ста объектов.

— Если сравнить по технологии и по масшта-бам, то какой самый сложный проект, над которым приходилось работать институту? Расскажите о нем.— Это объект «Первая очередъ трубопроводной системы «Восточная Сибирь–Тихий океан» — спец-морнефтепорт «Козьмино». По данному объекту институт выполнял функции генеральной про-ектной организации. Данный объект является наи-более сложным и наиболее масштабным из всех объектов, которые мы проектировали. Тем более, что мы его вели, начиная со стадии выбора пло-щадки до сдачи в эксплуатацию, и в полной мере ощутили на себе ответственность «генерального проектировщика».

ВыБОР ТОГО ИЛИ ИНОГО СПОСОБА И МЕТОДА ПРИМЕНЕ-НИя ИНГИБИТОРОВ АСПО НАПРяМУЮ зАВИСИТ ОТ КОН-КРЕТНыХ УСЛОВИй РАБОТы ДОБыВАЮщЕй СКВАЖИНы.

беседовала

Дроздецкая О. А.фото

Абрамчук А.

— Можно ли сказать, что при проектиро-вании объектов «ИнжГео» применяет свои собственные технологические решения?— Каждый проект индивидуален по своим тех-ническим решениям. При работе над объектом наши специалисты вкладывают в него свое ви-дение, и один и тот же объект, спроектированный разными проектными институтами, естественно, будет разным. Показательным является объект «Камеры пуска-приема средств очистки и диагностики на н/б Гру-шевая». Работавшая первоначально над этим

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

21 22№ 2 (9) 2010

решению не было. Институтом было принято ре-шение о прокладке трубопроводов на организован-ной выше резервуара полке, разница отметок пол-ки и дна резервуара составляла около 10 метров. В связи с тем, что склон, на котором проводились работы, был оползневым, с низовой стороны пол-ки запроектировали противооползневые сооруже-ния таким образом, чтобы в дальнейшем под их за-щитой вести демонтаж железобетонных резервуа-ров и строительство РВСПК-50000. Сложность ре-шений заключалась в том, что железобетонные ре-зервуары, являясь подземными глубиной порядка 8 м, размещались на двух нарезанных в склоне ру-чья полках с разницей высотных отметок в 6 м. При решении вопроса посадки на этом месте металли-ческого резервуара мы столкнулись с необходимо-стью принятия решения о размещении резервуара либо на коренном грунте (при этом необходимо было разработать выемку глубиной около 15 м в непосред-ственной близости от оползневого склона), либо ча-стично на коренном грунте, час тично на насыпном. В общем, задача была достаточно сложная, и я не думаю, что до нас кто-либо подобную задачу ре-шал. Для реализации был выбран второй вари-ант. В связи с тем, что заказчик сомневался в пра-вильности принятых решений, нам пришлось об-ращаться в независимую экспертизу, которая подтвердила верность выполненных расчетов. В настоящее время резервуар построен и вве-ден в эксплуатацию.

объектом проектная организация сделала заключе-ние, что ввиду насыщенности сооружений и комму-никаций и крайне стесненных условий разместить камеры для диагностики трубопроводов, проложен-ных в технологическом тоннеле, на выбранных для этого площадках, не удастся. НИПИ «ИнжГео» взя-лось за эту работу, и камеры были спроектирова-ны, построены и введены в эксплуатацию.Для нас была новой работа по разработке проек-тов замены на объектах ОАО «АК Транснефть» железобетонных резервуаров на металлические.

Один из разработанных ЗАО «НИПИ «Инжгео» проектов состоял в замене на н/б Грушевая че-тырех железобетонных резервуаров емкостью 10 000 куб. м на один металлический резервуар ем-костью 50 000 куб. м. Обследовав площадку строи-тельства, специалисты института определили, что перед началом демонтажа резервуаров необходи-мо вынести из каре резервуаров транзитные техно-логические трубопроводы. В связи с крайне стес-ненными условиями площадки аналогов данному

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 запроек-тированы сливо-наливные эстакады, резервуарные парки, перекачивающие насосные станции, системы измерения количества и качества нефти, наливные устройства, системы автоматизации, электроснабже-ния, пожаротушения, теплоснабжения, водоснабже-ния, связи, здания и сооружения административно-хозяйственного назначения, очистные сооружения.ЗАО «НИПИ «ИнжГео» запроектированы н/б Перевоз-ная, сооружения в Новороссийском торговом порту, выполнены проектные проработки по Таманскому наливному терминалу. Сегодня компания выполняет работы по объектам «Расширение КТК», «Комплекс на-ливных грузов в Морском торговом порту «Усть-Луга», в составе которого выделены четыре этапа строитель-ства 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, харак-теризующихся резко пересеченным рельефом мест-ности и наличием опасных геологических процессов, знакомы со спецификой работ в данных условиях. Да и располагаемся мы на Северном Кавказе, боль-шинство объектов, которые мы выполняем, находятся здесь — это своеобразная региональная особенность и одновременно преимущество института.

— В каких проектах институт планирует участ вовать в перспективе?— Пусть эти объекты станут предметом для следую-щего разговора.

— 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 проекти-ровщиком вопросов по разработке технологиче-ской схемы и размещению комплекса сооружений, в которые входят сливо-наливные эстакады, тру-бопроводы, резервуарные парки, насосные, при-чальные сооружения, соору жения, обеспечиваю-щие учет и налив нефти и нефтепродуктов в танке-ра. Кроме того, размещение этих объектов связа-но с предварительным проведением значительно-го количества согласований со всеми заинтересо-ванными организациями.

— Какой самый сложный и масштабный объект выполняло «ИнжГео» из морских терминалов?— 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», успеш-но 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 Глав-госэкспертизой, с Минтрансом. Получено санитарно-эпидемиологическое заключение, водохозяйственная экспертиза, экспертиза промышленной безопасности, государственная экологическая экспертиза. К работе над объектом были привлечены субподрядные орга-низации: ЗАО Востсибтранспроект», ОАО «Гипротру-бопровод», ЗАО «Эскортцентр», «23 ГМПИ», ЗАО ГТ «Морстрой» и др.При разработке проектной документации были про-работаны технологии разогрева и слива нефти из железнодорожных вагоно-цистерн, ее перекачки в резервуарный парк нефтебазы, подачи нефти на береговые сооружения для осуществления учетных

КАЖДый ПРОЕКТ ИНДИВИДУАЛЕН ПО СВОИМ ТЕХНИЧЕ-

СКИМ РЕШЕНИяМ, И НАШИ СПЕЦИАЛИСТы ПРИ РАБОТЕ

ВКЛАДыВАЮТ В НЕГО СВОЕ ВИДЕНИЕ.

Персона Ираида Коляда: «Каждый проект для нас индивидуален»

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

Спецморнефтепорт «Козьмино»

23 24№ 2 (9) 2010

3

Клапан

Винтлевый

Обоймалевая

Обоймаправая

Винтправый

Основание

Муфтаэксценриковая

Муфта обгоннаякулачковая

Структура условного обозначения электронасоса

Габаритные размеры насосов ЭВН 5

Марка насоса

ЭВН 5-12-1500ЭВН 5-16-1200ЭВН 5-16-1500ЭВН 5-25-1000ЭВН 5-63-1500ЭВН 5-25-1500ЭВН 5-100-1000ЭВН 5-100-12002ЭВН 5-12-10002ЭВН 5-50-1200ЭВН 5-25-1700

38903490389034904290477041404440349044404590

Длина насоса L, мм

2 ЭВН 5 12 1000 B5Насос комплектуется шестиполюснымэлектродвигателем с частотой вращения1000 об/мин или редукторной пристав-кой (при отсутствии цифры 2 в обозна-чении насос комплектуется четырехпо-люсным электродвигателем с частотойвращения 1500 об/мин)

Обозначение насоса:Э — привод от погружного электродвигателя;В — винтовой;Н — насос;5 — группа насоса для колонны обсад- ных труб диаметром 146 мм с ми- нимальным внутренним диаметром 121,7 мм

Подача, м /сут

Напор, м

Климатическое исполнение и категорияразмещения по ГОСТ 15150-69

казанное в полной мере относится к ООО «РН-Краснодарнефтегаз», в эксплуатацион-ном фонде которого находится большое ко-

личество низко- и среднедебитных скважин с вы-соковязкой извлекаемой продукцией. Традицион-ные механизированные способы добычи нефти цен-тробежными и штанговыми насосами (ШГН и ЭЦН), а также газлифтные (ГЛ) методы не обеспечивают требуемых показателей по снижению себестоимо-сти продукции. Наиболее полное удовлетворение в решении проблемы эксплуатации скважин, продуци-рующих вязкими и высоковязкими пластовыми жид-костями, дают одновинтовые насосы (ВНО), насосы винтовые сдвоенного типа (ЭВН5. Рис. 1) и насосы плунжерно-диафрагменного типа (ПДН). Их харак-теристики и описание приводятся в работах [1, 2, 3].Анализ публикаций показывает, что при эксплуа-тации скважин ЭЦН (рис. 2) с малыми значения-ми дебита (до 25 м3/сут.) возможен периодический срыв подачи из-за невозможности стабильного ре-гулирования производительности насоса при ма-лых подачах. Это приводит к простою оборудова-ния, многократным повторным запускам, оседа-нию и засорению насоса выносимыми твердыми частицами в период остановки. ЭЦН установки не являются мультифазными, дают сильную эмульга-цию нефти с водой, срывы в подаче при выделе-нии свободного газа, а добыча высоковязкой жид-кости с большим содержанием твердой фазы при-водит к износу оборудования и снижению рабочих характеристик насоса. Недостатки ШГН заключа-ются в том, что это одна из самых металлоемких и ремонтоемких установок, требующих постоянного внимания. Наличие твердых частиц в добываемой

Материалы и оборудование Современные методы интенсификации добычи высоковязкой нефти

СОВРЕМЕННыЕ МЕТОДы ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБыЧИ ВыСОКОВязКОй НЕФТИ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИХ ПРИМЕНЕНИя

С

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

для нефтегазодобывающих объединений является снижение удельных совокупных

затрат на единицу готовой продукции.

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

кубанский государственный технологический университет (г. краснодар)

продукции приводит к износу пары плунжер-втулка, повышению утечек и снижению КПД насоса. Технико-экономические предпосылки применения по-гружных винтовых насосов сдвоенного типам ЭВН5 заключаются в том, что пластовая жидкость может содержать смесь нефти, нефтяного газа и воды в лю-бых пропорциях. При этом максимальная кинемати-ческая вязкость жидкости может быть до 10-3 м2/с, со-держание попутной воды до 99 %, свободного газа на приеме насоса — до 50 % по объему, концентра-ция твердых частиц — до 0,8 г/л, допустимая тем-пература нагрева — до 110 оС. Таким образом, при-менение ЭВН5 позволяет решить следующие вопро-сы: увеличить среднюю наработку на отказ погруж-ного 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» о с л о ж н е н н ы й ф о н д с к в а ж и н с в я з к о й (до 30 сСт≈30*10-6 м2 /с) и высоковязкой (более 30 сСт) составляет более 200 скважин. С целью вне-дрения ЭВН нами были проанализированы 16 сква-жин на различных месторождениях и способах эксплуатации (СЭ). Были выбраны 4 скважины на Абино-Украинском месторождении: две скважи-ны с ЭЦН, одна скважина с ШГН и одна фонтан-ная скважина (ФОН). В 2007 году в рамках опытно-промышленной эксплуатации в эти скважины были спущены 4 насоса ЭВН5А производства ООО ОП «СК «Борец». Результаты проведения опытно-промышленных испытаний приведены в таблице 1.Видно, что внедрение нового оборудования позво-

Рисунок 1. насосы погружные винтовые сдвоенного типа эвн 5.

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

ти, коэффициент дисконтирования, норма аморти-зации, прирост нефти, прирост жидкости.При расчете эксплуатационных затрат использо-вались показатели условно-переменных затрат на 1 тонну углеводородного сырья, включающие в себя затраты на извлечение, подготовку и транс-портировку нефти. В капиталовложениях учтены за-траты на покупку оборудования. Ставка дисконти-рования на весь рассматриваемый период прини-малась равной 9,5 %.При расчете выгоды от внедрения проекта рассма-тривалась выручка от реализации углеводородно-

25 26№ 2 (9) 2010

го сырья, экономия за счет увеличения средней на-работки на отказ относительно ШГН, а также эконо-мия электроэнергии.В качестве критерия эффективности применения УЭВН на фонде скважин с вязкой и высоковязкой нефтью рассматривался показатель накопленного дисконтированного денежного потока (NPV) [6]. Рас-чет проводился для средних показателей из 16 вы-бранных 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 со-ставит 2 т/сут. При этих условиях NPV к концу рас-четного периода составит ≈7 млн у. е. по всему про-екту соответственно.

Таким образом, по результатам проведенных расче-тов эффективности внедрения, можно сделать вы-вод об экономической целесообразности примене-ния погружных винтовых установок на фонде сква-жин с вязкой нефтью.Накопленный дисконтированный денежный поток к концу расчетного периода в среднем на 1 скважи-ну составит 37,8 млн у. е.Накопленный дисконтированный денежный поток к концу расчетного периода в соответствии с про-ектом составит 605 млн у. е.Вместе с тем общераспространенным осложнени-ем для всех способов эксплуатации скважин явля-ются асфальто-смолисто-парафиновые отложе-ния (АСПО), что приводит к снижению производи-тельности скважин и отказам насосов. Эффектив-ное использование методов борьбы и профилакти-

ки АСПО возможно при условии планомерной, си-стематической работы по анализу режимов работы скважин, результатов ПРС и депарафинизационных работ. Обоснованный межочистной период (МОП), разбитый на категории, позволяет свести к миниму-му неэффективное использование средств борьбы с АСПО. Добыча и транспортировка нефтей также сопровождается отложением асфальто-смолисто-парафиновых образований (АСПО) на скважинном оборудовании, шлейфах скважин, внутрипромысло-вых и магистральных трубопроводах.Одной из актуальных проблем, от успешного реше-ния которой зависит текущая добыча нефти, а так-же нефтеотдача в целом, является проблема про-гнозирования смолопарафиновых отложений в при-забойной зоне пласта с последующей разработкой эффективных методов предотвращения или борьбы с ними. С наибольшей остротой эта проблема вста-ет на месторождениях с низкими пластовыми темпе-ратурами и нефтями, характеризующимися высоким содержанием тяжелых углеводородных соединений, а также высокими температурами кристаллизации парафинов. Анализ причин образования смолопа-рафиновых отложений в призабойной зоне пласта дает возможность разделить их на две группы факто-ров. К первой группе относятся факторы, характери-зующие компонентный состав и физико-химические свойства добываемых нефтей, а также влияющие на изменение этих показателей во время разработки месторождения; ко второй — факторы, определяю-щие тепловое состояние призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации скважины [4].Принято считать, что одним из существенных факто-ров, обусловливающих интенсивность парафиниза-ции призабойной зоны пласта и нефтепромыслового оборудования, являются физико-химические свой-ства промыслового парафина. Иногда оценка этого фактора упрощается до количественной характери-стики, а именно процентного содержания парафи-на, смол и асфальтенов. В этом отношении нефти подразделяются на высокопарафинистые, парафи-нистые и низкопарафииистые. Такая градация, хотя и дает в общем плане представление о возможных условиях парафинизации, тем не менее не являет-ся определяющей. Последние исследования по это-

Таблица 1. результаты опытно-промышленных испытаний погружных винтовых насосов

№ сквсэдо

спуска эвн5а

режим работы до испытанийсно, сут.

режим работы уэвнсно, сут.

ув. сно, раз

прирост добычи ож,

мз/сутQж, м3/сут Qводы, % Qн, м3/

сутQж, м3/

сут Qводы, % Qн, м3/сут

1 эцн 18,6 1 18 136 29,0 1 27,4 213 2 10,4

2 шгн 34,0 10 29 67 39,7 4 36,5 258 4 5,7

3 фон 8,7 3 8 73 10,0 3 9,2 215 3 1,3

4 эцн 34,0 34 21 84 36,3 26 25,6 66 1 2,3

Материалы и оборудование Современные методы интенсификации добычи высоковязкой нефти

ОДНОй Из АК Т УА ЛьНыХ ПРОБЛЕМ яВ ЛяЕ ТС я ПРОБЛЕМА

ПР О Г Н ОзИР О ВА НИ я С МОЛ О ПАРАФИН О ВыХ ОТЛ ОЖ ЕНИй

В   П Р И з А Б О й Н О й з О Н Е П Л А С Т А С П О С Л Е Д У Ю щ Е й

РАзРАБОТКОй ЭФФЕКТИВНыХ МЕТОДОВ ПРЕДОТВРАщЕНИя.му вопросу говорят о том, что количественная ха-рактеристика указанных компонентов и их соотно-шение являются лишь начальной информацией, в неполной мере характеризующей структуру и свой-ства промыслового парафина.Применяемые методы повышения нефтеотдачи так-же не являются безучастными в изменении усло-вий образования твердых углеводородных отложе-ний в пласте. В наибольшей степени на выпадение твердых углеводородных соединений нефти вли-яют такие, как закачка в пласт сжиженных углево-дородных газов или применение способов, повы-шающих окислительные процессы нефтепродук-тов в пластовых условиях. При смешении с легки-ми углеводородными соединениями нефть в них хорошо растворяется, снижая при этом свою вяз-кость. Исключением являются асфальтены и наибо-лее конденсированные смолы, которые не только не растворяются в низкомолекулярных углеводородах,

но и способны выпадать в осадок при снижении об-щей вязкости системы.Разработка месторождений с применением различ-ных способов повышения нефтеотдачи существенно изменяет и термодинамические условия разработ-ки залежи. Особенно существенное влияние оказы-вает применение заводнения. В результате нагне-тания в пласт больших объемов холодной воды на-рушается первоначальный тепловой режим залежи, что в ряде случаев приводит к созданию благопри-ятных условий кристаллизации парафина и образо-вания в породах пласта асфальто-смолисто пара-финовых отложений (АСПО).В условиях призабойной зоны пласта количество факторов, способствующих образованию углево-дородных отложений значительно возрастает. К ним можно отнести разгазирование нефти во время экс-плуатации скважин при забойных давлениях ниже давления насыщения, снижение температуры при-

Скважина, оборудованная погружнымэлектроцентробежным насосом (ЭЦН)

20 Электрический кабель21 Кабельный ввод22 Хомут крепления кабеля23 Динамический уровень24 Сбивной клапан25 Обратный клапан26 Секции насоса ЭЦН27 Газосепаратор28 Приемная сетка29 Гидрозащита30 Погружной электродвигатель (ПЭД)

Скважина, оборудованная штанговымглубинным насосом (ШГН)

31 Сальник31 Полированный шток33 Колонна штанг34 Центратор35 Выкидное отверстие плунжера36 Корпус насоса37 Плунжер38 Нагнетательный клапан39 Всасывающий клапан40 Хвостовик

Кроме ЭЦН и ШГН для добычи скважинной жидкости применяются также винтовые, диафрагменные, струйные и прочие погружные агрегаты.

Рисунок 2. упрощенная конструкция скважин, оборудованных эцн и шгн

27 28№ 2 (9) 2010

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 вну-тренней поверхности насосно-компрессорных труб от асфальто-смолисто-парафиновых отложений на скважинах, эксплуатирующихся с глубинными насо-сами и фонтаном. Механизм выполнен в виде мо-дульной конструкции, содержащей редуктор, бара-бан для проволоки, устройство контроля натяжения проволоки и систему автоматического управления с контроллером. На барабан наматывается прово-лока с закрепленным на конце скребком. При вра-щении барабана проволока разматывается и скре-бок опускается в скважину, очищая стенки НКТ от парафина. При достижении заданной контролле-ром глубины, барабан начинает вращаться в дру-гую сторону и скребок подниматься вверх, также очищая стенки НКТ. Питание механизма осущест-вляется от трехфазной сети переменного тока с фазным напряжением 220 В, частотой 50 Гц; рабо-тоспособность должна сохраняться при изменении

напряжения питающей сети от плюс 10 % до минус 15 % от номинального напряжения. В комплект вхо-дит станция СУЛС-10, предназначенная для ручного и автоматического управления процессом депара-финизации труб скребками в составе «Лебедки Су-лейманова», в т. ч. совместно с работой ЭЦН. Стан-ция обеспечивает включение, отключение и работу установки в режимах: ручной, автоматической, за-пуск от ЭЦН. Измерение с погрешностью не более 2 %, индикацию и передачу через интерфейс RS-485 параметров, а также защиту оборудования депара-финизации, отработку и смену установок. Исходя из того, что при установке МДС-010 нет не-обходимости привлечения сторонней организации на выполнение скребкования передвижным скреб-

правило, приводит к переносу смоло-парафиновых компонентов в глубь пласта в зону пониженных тем-ператур, что создает условия вторичного образова-ния отложений.На основании изложенного можно сделать вывод о том, что изменение температурных параметров ПЗП во время вскрытия пласта и последующей экс-плуатации скважин оказывает достаточно суще-ственное влияние на фильтрационную характери-стику пород. Игнорирование этого, особенно для нефтей с повышенной вязкостью, может привести к снижению темпов отбора нефти из пласта. В нагне-тательных скважинах — к снижению приемистости, пласта и уменьшению охвата пласта заводнением.Для повышения эффективности обработки приза-бойной зоны пласта, поровое пространство которого покрыто экранирующим слоем асфальтосмолистых веществ или полностью заблокировано смолопара-финовыми отложениями, применяются тепловые, химические или термохимические методы воздей-ствия на пласт. Наибольшая эффективность таких обработок, при прочих равных условиях, отмечает-ся в однородном по проницаемости пласте. С увели-чением неоднородности пласта по проницаемости эффективность их резко падает. В таких условиях теплоноситель или хим.реагент поступает, как пра-вило, в пласты с наилучшей проницаемостью, что снижает эффективность обработки в целом по пла-сту и еще более дифференцирует обрабатываемый интервал пласта по гидропроводности. Эффектив-ность обработок однородных пластов достигается лишь в том случае, если расплавленные углеводо-родные отложения извлекаются из пласта сразу же после термокислотного воздействия. В противном случае расплавленные смолопарафиновые отло-жения перемещаются вместе с кислотным раство-ром в отдаленные более холодные зоны пласта, где происходит их вторичное отложение. Это в значи-тельной степени снижает эффективность ОПЗ. Бо-лее 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 совре-менные и высокоэффективные химические реа-генты: ингибиторы парафиноотложений типа МЛ, ТЭМП и СНПХ различных модификаций. Данные ре-агенты можно использовать как для предупрежде-ния и удаления АСПО с нефтяного оборудования, так и для очистки призабойной зоны пласта, а так-же при глушении скважин, что способствует улуч-шению фильтрационной зоны пласта и облегчению освоения скважин. Стоимость многих химических реагентов достаточно высока, особенно импорт-ных,— 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 малоде-битных скважин по совокупным затратам это эконо-мически не выгодно, т. к. срок окупаемости достига-ет 5-ти и более лет.На месторождениях ООО «РН-Краснодарнефтегаз» в основном применяются следующие методы

Таблица 2. итоговые показатели внедрения уэвн

кол-во предлагаемых к внедрению установок, шт. 16

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 менее года

Таблица 3. фонд скважин, осложненных аспо, и среднегодовые затраты по видам обработок

наименование показателя пгв пгн скребкование электропрогрев

фонд скважин, осложненный аспо, скв. 400 90 50 55

количество скважин по видам обработок, скв. 120 30 45 20

средний моп по видам обработок, сут. 15-40 30-60 7-30 15-25

сред. затраты в год, у. е. 20 586 4912 2529 5377

Материалы и оборудование Современные методы интенсификации добычи высоковязкой нефти

П Р Е И М У щ Е С Т В А У С ТА Н О В О К С Г Р Е Ю щ И М К А Б Е Л Е М :

УВЕЛИЧИВАЕТСя ТЕМПЕРАТ УРА ВНУ ТРИ ЛИФТА СКВАЖИНы;

У М ЕН ьШ А Е ТС я В яз КО С Т ь Н ЕФТ И зА С Ч Е Т ЕЕ Н А Г РЕВА ;

УВЕЛИЧИВАЕТСя ТЕКУЧЕСТь НЕФТИ зА СЧЕТ УМЕНьШЕНИя ЕЕ

ВязКОСТИ; УМЕНьШАЕТСя ОСАЖДЕНИЕ ПАРАФИНА НА СТЕНКАХ

СКВАЖИНы зА СЧЕТ УВЕЛИЧЕНИя СКОРОСТИ ЖИДКОСТИ И

ТЕКУЧЕСТИ НЕФТИ.

забойной зоны во время глушения и промывок сква-жин и так далее. Изучение всех этих факторов име-ет большое значение с точки зрения оценки сово-купного влияния их на интенсивность образования углеводородных соединении на месторождении в це-лом или отдельных его участках и пластах во вре-мя их эксплуатации.Пластовая температура относится к числу факторов, определяющих температурный режим добывающих скважин. Чем больше разница между пластовой тем-пературой и температурой насыщения, тем ближе к устью скважины отодвигается зона парафиниза-ции. Однако для оценки теплового состояния ство-ла скважины правильнее брать усредненный гради-ент, представляющий собой отношение пластовой температуры к глубине скважины.Кроме того, изменение пластовых температур и тем-ператур насыщения нефти парафином наблюдает-ся и по простиранию залежей месторождений, а по-этому их усредненные значения по группе скважин не могут характеризовать истинное значение Тпл и Тн для конкретной скважины, расположенной на том же месторождении. Однако отклонения значе-ний температур в ту или иную сторону, как правило, столь значительны, чтобы не использовать усред-ненные их значения.Анализируя значения депрессий на скважинах ме-сторождении, 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. Раз-газирование нефти в пласте, делает нефть менее подвижной из-за возрастания вязкости.Очевидно, преобладающее влияние на уменьше-ние фильтрации нефти в ПЗП будут оказывать дру-гие факторы, связанные с разгазированием. К ним следует отнести снижение температуры ПЗП за счет адиабатического расширения газа, а также изме-

нение компонентного состава нефти в сторону уве-личения удельного содержания тяжелых углеводо-родных соединений, что при соответствующих тем-пературных условиях приведет к интенсификации процесса образования смоло-парафиновых отло-жений в призабойной зоне скважин, а также сниже-нию фазовой проницаемости нефти с появлением в ее составе свободного газа. Одним из наиболее ак-тивных составляющих тяжелых углеводородных со-единений являются асфальтены. Они наиболее чув-ствительны к изменению физико-химических и тепло-вых условий в призабойной зоне скважин. При нару-шении термодинамического равновесия происходит адсорбция асфальтенов в пористой среде. Что ка-сается количественной оценки снижения температу-ры за счет адиабатического расширения, то, осно-вываясь на результатах ранее проведенных иссле-дований в этой области, установлено, что ее вели-чина зависит от начальной газонасыщенности пла-стовой нефти, состава газа и глубины разгазиро-вания. Для условий Удмуртии эта величина не пре-вышает 1,5 оС. При равных по значению пластовой температуры и температуры насыщения нефти па-рафином такое снижение температуры ПЗП следу-ет рассматривать как интенсифицирующий фактор процесса парафинообразования.Анализ применения традиционных тепловых мето-дов воздействия на смолопарафиновые отложения в ПЗП, основанных на промывке скважин жидкост-ным теплоносителем в условиях месторождений го-ворит о низкой их эффективности. Для ПЗП радиу-сом 1–1,5 м (область наиболее вероятного запара-финивания) до температуры, превышающей темпе-ратуру плавления отложений, необходимо длитель-ное удержание значительно большей температуры на забое, так как скорость продвижения теплово-го фронта при контакте теплоносителя со стенками скважины очень мала. Осуществление прогрева ПЗП путем частичной закачки теплоносителя в пласт, как

29 30№ 2 (9) 2010

Показатели фонда скважин, осложненных АСПО и среднегодовые затраты по видам обработок приве-дены 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 соответ-ствии со сроком полезного использования внедря-емого оборудования [6].Для оценки эффективности внедрения установок по-догрева скважин был взят горизонт планирования 6 лет (с 2009 по 2014 гг.), что соответствует сред-ним срокам полезного использования внедряемо-го оборудования.При расчете затрат на внедрение проекта использо-вались следующие показатели: стоимость монтажа (спуска) оборудования, упущенная выгода от реали-зации углеводородного сырья за период проведе-ния ремонта и вывода скважины на режим, аморти-зационные отчисления, затраты на электроэнергию.Для оценки эффективности внедрения МДС го-ризонт планирования принят также равным 6 лет (с 2008 по 2013 гг.), соответствующий срокам по-лезного использования оборудования, а исходные данные аналогично вышеприведенным. При расче-те затрат на внедрение проекта учитывалась стои-мость обслуживания оборудования (текущий и ка-питальный ремонт оборудования) и амортизацион-ные отчисления.Итоговые показатели внедрения трех проектов све-дены в таблице 4.В заключение необходимо отметить, что в настоя-щее время в научно-технических публикациях не-достаточно 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, ориентиро-ванные на отечественное оборудование.

Список использованных источников и литературы

1. Ковалев Н. И., Гилаев Г. Г., Хиисметов Т. В. Спра-вочное 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. Не-фтегазопромысловое 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 подзем-ное оборудование.— Краснодар: «Советская Ку-бань», 2003.— 320 с.

4. Кудинов В. Н., Сучков Б. М. Интенсификация до-бычи вязкой нефти из карбонатных коллекто-ров.— М.: «Недра», 1994.— 223 с.

5. Вартумян Г. Т., Стрельцова Ю. Г., Калустов Г. Д., Ку-сов Г. В. Оценка эффективности применения мето-дов 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 эффектив-ности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. Официальное издание.— М., 2000.— 253 с.

7. Люшин С. Ф., Рассказов В. А., Шейх-Али Д. М. Борь-ба с отложениями парафина при добыче неф-ти.— М: ГНТИ НИГТЛ, 1961.— С. 150 .

Материалы и оборудование

Таблица 4. итоговые показатели расчета эффективности внедрения проектов

наименование показателя внедряемые методы

мион упс мдс

количество устройств, спущенных в скважину в соотв. с проектом, шт. 113 20 48

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

от + 1200 до –1200 Эрстед. При воздействии магнит-ного поля на нефть происходит коагуляция пара-магнитных и ферромагнитных частиц находящихся в ней. Образующиеся в объеме нефти более круп-ные частицы, являются зародышами «кристаллиза-ции» растворенных в нефти АСПО. Таким образом, при дальнейшем движении нефти по НКТ происхо-дит активная «кристаллизация» асфальтенов, смол, парафинов, серы и солей. Уменьшение взаимодей-ствия с телом трубы существенно сокращает отло-жение асфальтенов, солей, смол и парафинов, что приводит к значительному увеличению межочистно-го, межремонтного периодов и обеспечивает повы-шение эффективности работы скважины в целом.Установка прогрева скважин УПС «Фонтан» пред-назначена для прямого прогрева внутреннего про-странства насосно-компрессорных труб с помощью нагревательного кабеля диаметром 20–25 мм, поме-щенного внутрь нефтедобывающих и газовых сква-жин при фонтанном, газлифтном и электромехани-ческом способе добычи, а также на выкидных и ма-гистральных трубопроводах с целью предотвра-щения образования АСПО и парафино-гидратных отложений, в нефтяных скважинах, для снижения вязкости нефтяной эмульсии при добыче высоко-вязких и битумных нефтей, прогрева трубопрово-дов при транспортировке парафинистых и вязких нефтей. В этом случае нагревательный кабель по-мещается непосредственно внутрь НКТ или трубо-провода, при этом КПД использования отдаваемой тепловой мощности составляет 90–95 %.На конце нагревательного кабеля находится темпе-ратурный датчик, предназначенный для определе-ния геотермы и последующей настройки рабочего режима. Второй температурный датчик расположен в манифольде и служит для автоматического кон-троля температуры выходящего потока. Роликовый блок используется при спуско-подъемных операциях.В зависимости от типа скважин используют различ-ные модификации УПС «Фонтан». На фонтанных, газ-лифтных и скважинах с УЭЦН применяется модифи-кация УПС «Фонтан», где грузонесущий, нагреватель-ный кабель спускается внутрь НКТ до максималь-ной глубины АСПО. В УПС «Фонтан-Н» используется плоский нагревательный кабель, располагающийся по наружной поверхности НКТ. Эта установка приме-нима на скважинах с ШГН или, если требуется сво-бодный лифт, например, для геофизических работ.Преимущества установок с греющим кабелем за-ключаются в следующем: увеличивается темпера-тура 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 тем-пературный комфорт, способствующий исключению отложения парафина на стенках НКТ и увеличива-ется дебит скважины (на фонтанирующей — до 2-х раз, с применением ЭЦН — до 1,6 раза, на газлифт-ной — в 1,8 раза). Указанное позволяет восстано-вить добычу нефти на скважинах, ранее полностью забитых парафином.

ком, можно рассчитать выгоду от внедрения таких установок на фонд скважин, где регулярно прово-дится удаление АСПО скребкованием.Магнитные индукторы обработки нефти (МИОН), устройства магнитные скважинные (УМС) предна-значены для магнитной обработки нефти, водонеф-тяных эмульсий и воды в добывающих и нагнета-тельных скважинах.Устройство магнитное скважинное состоит из кор-пуса с цилиндрическим пазом, в котором размеще-на магнитная система, и внутренней трубы из не-магнитного материала, для прохода потока неф-ти. При прохождении жидкости по гидравлическому каналу через систему постоянных магнитов ее фи-зические свойства изменяются. Магнитная система изготовлена с постоянными магнитами Nd-Fe-B та-ким образом, что в зоне магнитной обработки неф-ти реализуются магнитные поля разной полярно-сти, перпендикулярные потоку нефти. Магнитная система должна обеспечивать в зоне обработки нефти напряженность магнитного поля в диапазоне

Коробка монтажная

Герконы

Электродвигатель

Редуктор

Стопорный болт

Основание

Датчик ДВПС–03 Лубрикатор

Крышка основания

Болты крепления основания

Лубрикаторное уплотнение «Чайник»

Рычаг механизмаконтроля провисаи закусывания проволоки

Проволока

Пробка заливная(контроль уровня масла)

Барабан

Щетка механизма контроля провиса

и закусывания проволоки

Рисунок 3. механизм депарафинизации скважины мдс 010

31 32№ 2 (9) 2010

арактерной особенностью нефтей Харья-гинского месторождения является высо-кое содержание парафина. Содержание

парафина в учтенных балансом залежах нефти по данным различных определений колеблет-ся от 7,07 до 43,57 % вес..В четырех залежах (пласты №№ 5, 3 и 2 в верх-ней перми Северного купола и пачка основ-ных песчаников в среднем девоне Южного купола) содержание парафина колеблется oт 7,07 до 10,03 % веса. В трех залежах пла-ста № 3 в верхней перми на северо-западном осложнении, в рифогенных известняках верх-него девона и в пачке верхних песчаников сред-него девона на Северном куполе содержание парафина изменяется от 10 % до 20 % веса. В остальных залежах, приуроченных к сред-недевонским отложениям, содержание пара-фина превышает 20 % веса.Нефть Харьягинского нефтяного месторож-дения содержит до 32,1 % парафиновых отло-жении, до 4,54 % смол, до 7,6 % асфальтенов, что ведет к отложению парафина на стенках насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трапов, промысловых нефтепроводов и емко-

О Ц Е Н К А И СО В Е Р Ш Е Н С Т В О В А Н И Е ХИМИЧЕСКИХ МЕ ТОДОВ БОРьБы С ПАРАФИНИзАЦИЕй ОБОРУДОВАНИя НА ХАРьяГИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Кусов Г. В. старший преподаватель кафедры нефтегазового

промысла кубгту (г. краснодар)

Шостак Н. А. ассистент кафедры

нефтегазового промысла кубгту

(г. краснодар)

Х стей при добыче парафинистой нефти.В результате экспериментальных работ приш-ли к выводу, что температура насыщения неф-тей парафинами IV, V и VI объектов близка к начальной пластовой температуре. Это обсто-ятельство приводит к осложнениям не только в скважине, но и в нефтяном пласте. Нагнета-ние холодной воды приведет к выделению па-рафина в продуктивных пластах.

1. Технологии применения инги-биторов АСПО

Применение различных реагентов для предот-вращения парафиноотложений введением их в поток добываемой жидкости существенно от-личается от других химических методов борь-бы с АСПО, таких как промывки скважин.Сре-ди технологий применения ингибиторов так-же имеются существенные различия. Рассмо-трим основные общепринятые технологии ин-гибирования ACПO в добывающих скважинах.Различают два основных метода ввода инги-битора в систему:

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».

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 гидрав-лическими насосами, целесообразно примене-ние глубинных дозирующих устройств. Много-летняя практика применения показала эффек-тивность глубинных дозаторов, выполненных в виде полых НКТ, которые скреп ляются между собой и после заполнения их реагентом спуска-ются в скважину под насосом в виде хвостовика ближе к забою. В нижней глухой части дозато-ра выполняют отверстия минимального диаме-тра, через которые ингибитор поступает посте-пенно в поток нефти. Недостаток данного типа глубинного дозатора заключается в возможности закупорки отверстий при спуске его в скважину.

Более технологичными являются глубинные до-заторы для скважин, оборудованных гидравли-ческими насосами. В этом случае реализуется использование энергии деформации НКТ, кото-рая приводит в действие устройство внутри на-соса, и ингибитор подается в поток добываемой жидкости равными малыми дозами в отличие от описанного выше типа дозаторов, работа кото-рых не регулируется подобным образом.

1) ударная разовая многообъемная либо дол-гопериодическая дозировка;

2) непрерывная дозировка.Первый метод наиболее прост в осуществле-нии и реализуется закачкой большого объема ингибитора в затрубное пространство скважи-ны, где он за счет более высокой, чем у нефти, плотности спускается к насосу, подхватывает-ся ненормируемыми дозами в поток жидкости и предотвращает ACПO по типичному для сво-ей группы механизму. При этом зона ввода ин-гибитора в обрабатываемые среды желатель-но должна быть при как можно более высоких температурах.На некоторых месторождениях проведена по-дача ингибиторов-модификаторов ACПO поли-мерной природы ударной дозой по следующей технологии.Раствор ингибитора закачивают в скважину и продавливают в пласт нефтью, имеющей плот-ность, меньшую по сравнению с плотностью раствора полимера. Объем продавочной жид-кости в 2–5 раз превышает объем раствора полимера. В процессе эксплуатации залежи полимер-модификатор из раствора диффунди-рует в нефть, проходящую по поровым каналам. Тем самым осуществляется его дозировка, про-лонгированная во времени. Однако при такой подаче ингибитора АСПО в систему необходи-мо учитывать ряд факторов, среди них — прие-мистость пласта в данных условиях и сорбиру-емость ингибиторов породой коллектора.Технологии непрерывной дозировки ингибиторов АСПО в систему «добываемая жидкость — не-фтепромысловое оборудование» различают по месту ввода рабочего агента. Применяются для этих целей глубинные и устьевые дозаторы. При-чем наибольшее распространение до настояще-го времени имеют устьевые дозаторы, примене-ние которых возможно практически при любом способе эксплуатации скважин. Они представ-ляют собой дозировочный насос, устанавливае-мый на устье скважины, с широким диапазоном расходов реагента, который позволяет произво-дить заданную дозировку в зависимости от де-бита. Расход ингибитора при непрерывной до-зировке определяется по формуле, где:

V — расход ингибитора, л/сут; q — удельный расход ингибито-ра, г/т; Q — дебит скважины по нефти, тонн/сут; ρ — плотность ингибитора, г/см3.

Основной проблемой подачи реагентов непо-средственно на прием или выход из насоса является разработка технологии подачи. Подача его по трубке, спущенной внутрь НКТ, предпола-гает отказ от скребков, а по трубке, крепящейся

(1)

V = (q · Q/ρ) ВыБОР ТОГО ИЛИ ИНОГО СПОСОБА И МЕТОДА ПРИМЕНЕ-НИя ИНГИБИТОРОВ АСПО НАПРяМУЮ зАВИСИТ ОТ КОН-КРЕТНыХ УСЛОВИй РАБОТы ДОБыВАЮщЕй СКВАЖИНы.

Воздействие асфальтосмолопарафиновых отложений на нефтяное оборудование

Оценка и совершенствование химических методов борьбы с парафинизацией оборудованияРазработка и обустройство нефтегазовых месторождений

33 34№ 2 (9) 2010

Э — эффективность ингибирова-ния, %; АК — масса парафиновых отложе-ний в контрольном опыте, г; А — масса парафиновых отложе-ний в опыте с ингибитором, г:

Ограничением применения данного метода явля-ется использование обводненной пробы нефти в присутствии ПАВ. Как правило, в таком случае вода выделяется из нефти, и данные значитель-но искажаются.Описание методики лабораторной оценки эф-фективности и подбора ингибиторов АСПО при-менительно к нефтям Харьягинского месторож-дения приведено ниже.Для оценки эффективности различных реаген-тов в качестве ингибиторов парафиноотложений в высоком стакане навеску нефти массой 150 г нагревали в термостатируемой бане до темпера-туры на 20 оС выше ее температуры застывания. Затем в стакан с исследуемой нефтью погружа-ли до определенного уровня «холодный палец», представляющий собой цилиндр с циркулирую-щей внутри него водой. Температуру воды, по-ступающей на охлаждение, поддерживали при помощи ультратермостата на 5 оС ниже ее тем-пературы застывания. Время контакта нефти с пальцем составляло 30 минут. После этого па-лец вынимали из нефти и взвешивали. По раз-нице весов чистого и запарафиненного пальца определяли количество отложившегося за вре-мя эксперимента парафина.На основании «Методики оценки эффективно-сти ингибиторов парафиновых отложений ком-плексного действия на отмыв пленки нефти, дис-пергирование и отмыв парафиновых отложений пластовой водой»:

• отличным считается диспергирование от-ложений в однородные частицы размером 0,5–1 мм, стенки колбы чистые;

Выбор того или иного способа и метода приме-нения ингибиторов АСПО напрямую зависит от конкретных условий работы добывающей сква-жины. В связи с этим реализацию любой про-граммы ингибиторной борьбы с АСПО следует начинать с тщательного анализа работы фонда скважин, геолого-технических характеристик экс-плуатации и опираться на достоверные данные лабораторных исследований по составам обра-батываемых сред и воздействия на них того или иного реагента (группы реагентов).

2. Методы лабораторной оценки эффективности ингибиторов АСПО

Основными общепринятыми методиками предва-рительной оценки ингибиторов АСПО являются:

• методика оценки эффективности ингибито-ров парафиновых отложений комплексного действия на отмыв пленки нефти, диспер-гирование и отмыв парафиновых отложе-ний пластовой водой;

• метод холодного контакта.В отечественной и зарубежной практике лабора-торной оценки эффективности ингибиторов АСПО наибольшее распространение получил метод хо-лодного контакта, заключающийся в следующем. Имитируя реальные условия эксплуатации, про-изводят осаждение АСПО из исследуемой нефти, температура которой поддерживается на постоян-ном уровне на охлаждаемой металлической по-верхности в движущемся потоке. Эффективность ингибирования АСПО определяют по формуле, где:

Таблица 1. групповой углеводородный состав нефти и аспо харьягинского месторождения

№ скважины

Состав, масс. %

П/(А + С)вода

па-ра-фи-но-вые

аро-ма-ти-че-

ские

смо-лы

ас-фаль-тены

ме-ха-ни-че-

скиепри-меси

лег-кие при-меси

6034 (нефть) – 16,38 12,21 4,37 0,22 – 66,82 –

6034 (АСПО) 0,61 72,72 10,40 2,21 0,16 0,11 13,85 30,68

4146 (АСПО) 0,32 50,52 13,16 2,49 0,21 0,04 33,28 18,71

5084 (АСПО) 12,39 48,07 15,35 5,32 1,72 0,07 17,08 6,83

1126 (АСПО) следы 62,75 9,03 3,87 1,99 0,07 22,29 10,71

Образец АСПО, выделенных при подземном ре-монте скважин, подвергается обезвоживанию. Затем от обезвоженных отложений отгоняется растворитель и производится осаждение ас-фальтенов и механических примесей в алифа-тическом растворителе с последующей фильтра-цией суспензии через доведенный до постоян-ного веса фильтр. Полученный на фильтре оса-док промывается горячим ароматическим рас-творителем. Фильтр высушивается до постоян-ного веса и определяется количество механи-ческих примесей в отложениях.Раствор тяжелых компонентов с фильтра под-вергается доосаждению асфальтенов с после-дующей фильтрацией. Асфальтеновый осадок на фильтре промывается в доведенную до по-стоянного веса колбу, выпаривается, и опреде-ляется содержание асфальтенов в пробе АСПО.Фильтраты первой и второй ступеней осажде-ния собираются и после отгонки от них осади-теля загружаются в подготовленную хромато-графическую колонку.

Таблица 2. данные испытания реагента хпп-007 (тэ)

• хорошим считается диспергирование от-ложений в неоднородные частицы разме-ром от 0,1 мм до 3 мм, при этом допуска-ется незначительное загрязнение (замазы-вание) стенок колбы (менее 10 %) от рабо-чей поверхности;

• состояние, при котором образуются частицы размером до 2–3 мм или диспергирование до размера 0,1 мм в диаметре при незна-чительном загрязнении поверхности сте-нок колбы, считается удовлетворительным;

• неудовлетворительным считается состо-яние, при котором отложения не диспер-гированы или диспергированы в частицы более 5 мм и наблюдается полное загряз-нение рабочей поверхности стенок колбы.

Неудовлетворительным также считается дис-пергирование до недопустимо мелких разме-ров (диаметром менее 0,1 мм) и медленное от-стаивание, что может привести к осложнению работы скважин.Несмотря на хорошие результаты, полученные в лабораторных условиях, решение о применении ингибитора принимается обычно после проведе-ния опытно-промысловых испытаний.

3. Подбор ингибирующей композиции для Харьягинского месторождения

На начальной стадии исследований был про-веден анализ группового химического состава отобранных проб нефти и АСПО Харьягинско-го месторождения.Исследование группового химического состава АСПО способствует выяснению типа парафино-отложений и, как следствие, квалифицирован-ному подбору ингибирующей композиции. Для исследования группового химического состава АСПО нами выбран метод колоночной хромато-графии масляных и остаточных фракций нефти. Выбор обоснован тем, что после соответствую-щего усовершенствования метод становится не только пригодным для анализа АСПО, но и оста-ется одним из наиболее точных для этих целей. Краткое описание методики приведено ниже.

РеагентДозировка,

%Темпера-тура, оС

Совместимостьс пластовой

водой

Величиначастиц, мм

Налипание, %

Замазы-вание, %

Чистаяповерх-ность, %

холостая н/д 90 н/д > 25 10 80 10

ХПП-007 (ТЭ) 1 90 слабая эмульсия 0,1-1,0 10 10 80

ХПП-010 1 90 эмульсия 1,0-3,0 10 20 70

ХПП-007 (ТЭ) 1 34 слабая эмульсия 1,0-3,0 н/д н/д 100

Воздействие АСПО на НКТ

Оценка и совершенствование химических методов борьбы с парафинизацией оборудованияРазработка и обустройство нефтегазовых месторождений

Э = · 100 %АК – A

АК

(2)

35 36№ 2 (9) 2010

бируемых сред были выбраны нефти скважин №№ 5084 и 6034 с крайними значениями содер-жания твердых углеводородов по данным та-блицы 1.В качестве ингибиторов были испытаны реа-генты 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 предотвраще-ния АСПО в условиях эксперимента не позволя-ет добиться ни один из испытанных реагентов. Однако хорошим результатом считается эффек-тивность выше 50 %. Ингибиторы, показываю-щие такой уровень эффективности, можно реко-мендовать к опытно-промысловым испытаниям.Таким требованиям отвечают реагенты канад-ской фирмы Westhaven Chemikals Ltd и компози-ция 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 ъя в л я е м ы е к технологическому процессуДля опытно-промысловых испытаний выбирают-ся действующие скважины с интенсивным отло-жением парафина. Перед проведением испыта-ний по каждой скважине необходимо иметь сле-дующие исходные данные:• диаметр эксплуатационной колонны;• диаметр НКТ;• глубина спуска и тип насоса;• динамический уровень жидкости;

Следовательно, АСПО Харьягинского месторож-дения относятся к парафиновому типу.

Этот факт необходимо учитывать при подборе ингибиторов для Харьягинского месторождения и определения их дозировки, так как при исполь-зовании реагентов-диспергаторов и модифика-торов их удельный расход возрастет.Была проведена оценка эффективности реаген-та ХПП-007 (ТЭ) по методике «Оценка эффек-тивности ингибиторов парафиновых отложений комплексного действия на отмыв пленки нефти, диспергирование и отмыв парафиновых отложе-ний пластовой водой» и сравнительная лабора-торная оценка эффективности некоторых об-разцов ингибиторов отечественного и импортно-го производства, а также композиции комплекс-ного действия ФЛЭК-Д-020Ф по методу «холод-ный контакт» при введении реагента и без него.Данные испытания реагента ХПП-007 (ТЭ) при-ведены в таблице 2. Пластово-попутная вода, нефтяная эмульсия и АСПО взяты со скважины № 5097 (куст № 5).В соответствии с методикой эффективными счи-таются ингибиторы, обеспечивающие однород-ное диспергирование отложений до величины частиц 0,1–3,0 мм и чистоту отмыва поверхно-сти 70–80 %. Результаты эксперимента в лабо-раторных условиях положительные.При лабораторной оценке композиции комплекс-ного действия ФЛЭК-Д-020Ф в качестве инги-

С низа колонки путем экстракции (десорбции) различными растворителями последователь-но отбирают следующие компонентные группы: метано-нафтеновые (парафиновые), ароматиче-ские, смолы силикагелевые.В качестве растворителя АСПО в извлечении воды, экстрагента асфальтенов с фильтров и десорбен-та ароматических углеводородов при хроматогра-фии использовали толуол. В качестве осадителя асфальтенов и мехпримесей использовали гек-сан. Экстрагентом метанонафтеновых компонен-тов являлся гептан, смол силикагелевых — ацетон.Результаты анализа группового химического со-става нефти и АСПО представлены в таблице 1.Из таблицы 1 следует, что АСПО Харьягинского ме-сторождения характеризуются малым содержани-ем асфальтено-смолистых и повышенным содер-жанием твердых углеводородных компонентов.Кроме того, значительной обводненностью (бо-лее 12 %) обладают парафиноотложения из сква-жины № 5084. Для фонда скважин, характеризую-щихся подобным содержанием воды, следует вы-бирать водорастворимые ингибиторы с гидрофи-лизирующей функцией. Рассчитаем средний пока-затель асфальто-смоло-парафиновых отложений (Т) для исследованных АСПО по отношению, где:

П, А и С — содержание в АСПО соответственно метанонафте-новых веществ, асфальтенов и смол, масс. %.

Таблица 3. результаты оценки сравнительной эффективности ингибиторов аспо на нефтях харьягинского месторождения

№ скважины ИнгибиторЭффективность (%) при дозировке, г/т

100 200 300 500

5084 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) 0 15,0 18,9 35,5

5084 Сонпар (г. Уфа) 0 26,1 10,7 0

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) 0 23,2 24,3 25,6

6034 Сонпар (г. Уфа) 13,1 22,3 32,2 38,0

• дебит скважины по жидкости;• текущая обводненность продукции;• дата предыдущего ремонта или удаления АСПО;• средний межочистной период (МОП) за по -

следний год.Наземное и подземное оборудование скважин должно быть в исправном состоянии и не вызы-вать осложнений при осуществлении техноло-гического 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 тех-нологического процесса опытно-промысловых испытаний произвести очистку внутрискважин-ного оборудования от АСПО.Действующие скважины требуется промыть рас-творителем АСПО на углеводородной основе из расчета 5 м3 растворителя на 1000 м насосно-компрессорных труб через затрубное пространство.В качестве средств дозирования реагента в за-трубное пространство скважин используются:• дозировочное устройство типа БР по ТУ 26-

02-541-80;• дозировочное устройство гидростатическо -

го действия;• дозировочные насосы типа НД-2Э, НД-СК.В качестве нестандартного оборудования исполь-зуется емкость для реагента объемом не менее 0,2 м3, обвязанная с дозирующим устройством.Для осуществления процесса ингибирования

Рисунок 1. 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

Оценка и совершенствование химических методов борьбы с парафинизацией оборудованияРазработка и обустройство нефтегазовых месторождений

(3)

T = П / (A + C)

T = (30,68+18,71+6,83+10,71) / 4 = 16,73 %

(4)

37 38№ 2 (9) 2010

№ сква-жи-ны

Увели-чение МОП, раз

Тип ЭЦН

Глуби-на спу-ска, м

Динамиче-ский

уровень Ндин, м

Режим работы скважиныдо обработки

Режим работы скважиныпри обработке

до об-работ-

ки

при обра-ботке

дебит жидко-

стиQжид, м

3/сут

дебит нефтиQнефти, тонн/

сут

процент воды, %

про-цент пара-фина,

%

МОП, дней

дебит жидко-

стиQжид, м

3/сут

дебит нефтиQнефти, тонн/

сут

про-цент

воды, %

про-цент пара-фина,

%

МОП, дней

1042 9,5 80 x 1800 1980 984 1179 64 23,04 64 23,7 13 70 23,9 67 23,7 126

4180 4,5 50 x 1550 1618 999 1204 60 15 67 11,7 17 60 15 67 11,7 77

4183 6,8 80 x 1800 1666 1135 1227 80 61,8 3 5,1 14 80 61,8 3 5,1 95

79р 3 80 x 1550 1570 1054 1341 63 11,4 77 7,1 24 74 17,02 77 7,1 74

5092 14 80 x 1550 1600 578 759 115 11,5 90 14 7 120 12 90 14 98

5093 19,5 50 x 1550 1640 1348 l372 53 9,3 78 14 5 56 13,4 70 14 97

5097 9,5 80 x 1550 1461 478 849 107 60,9 28 13,2 10 107 60,9 28 13,2 95

5098 9 80 x 1550 1569 663 1233 97 32,3 58 13,8 8 97 32,3 58 13,8 71

4236 3 125 x 1500 1650 656 791 127 97,9 2 23,7 6 150 115,6 2 23,7 16

4237 2 50 x 1550 1580 1475 1502 36 24 13 23,7 6 40 24,6 22 23,7 13

4169 4 80 x 1550 1570 1426 1443 52 20,5 50 8,05 10 52 20,5 50 8,05 37

АСПО необходимо произвести предваритель-ный монтаж оборудования для наземного до-зирования реагента в затрубное пространство скважины.Подбор оборудования для подачи ингибитора в скважину, место его установки, схема монтажа и обвязки обусловливаются способом эксплуа-тации скважин и ее режимными параметрами.Для непрерывной подачи ингибитора в сква-жины могут быть использованы дозировочные устройства:• на скважинах, оборудованных УШГН и ШГН,—

дозировочное устройство типа БР, дозировоч-ные насосы типа НД-СК, устройства гидроста-тического действия;

• на скважинах, оборудованных ЭЦН,— дозиро-вочное устройство типа БР, дозировочные на-сосы типа НД-2Э, устройства гидростатиче-ского действия;

• на фонтанных скважинах и наземных транспорт-ных коммуникациях — дозировочное устрой-ство типа БР, дозировочные насосы типа НД-2Э, устройства гидростатического действия.

При обустройстве устья скважины дозировочны-ми устройствами их обвязку со скважинной ар-матурой целесообразно осуществлять с учетом принципиальной схемы, представленной на ри-сунке 1, которая в каждом конкретном случае мо-жет быть изменена или уточнена.Процесс предупреждения АСПО в скважинах с помощью непрерывного дозирования ингибито-ра включает следующие основные операции:• доставка реагента с базы хранения на объекты;• заправка емкости дозировочного насоса в коли-

честве, равном 0,8 ее номинального объема;• проверка герметичности всасывающей и на-

гнетательной линии дозирующего устройства;• регулирование дозировочного устройства

на расчетный расход ингибитора;• контрольный замер расхода ингибитора.Расход ингибитора в зависимости от произво-дительности скважины может быть рассчитан по формуле, где:

q — суточная потребность сква-жины в ингибиторе, л/сут; Qн — суточная производитель-ность скважины по нефти, тонн/сут; Uy — удельный расход ингибитора на тонну добываемой нефти, г/т;σ — плотность ингибитора при данных условиях, г/см3.

Перед началом подачи ингибитора в скважину производят смену объема в затрубном простран-стве. При остановленной откачке скважинной продукции производят закачку нефти или воды с добавкой 10 % реагента. Смена объема произ-

водится из расчета, где:Нподвески — длина подвески, м; Ндин — динамический уровень, м.

Начало дозирования ингибитора в скважину производится одновременно с окончанием замены объема в межтрубном пространстве и с запуском скважины в работу после пред-варительной подготовки. В течение первых 2–3 дней ингибитор подается в режиме удар-ной 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 растворите-лями парафиноотложений для удаления со сте-нок НКТ уже образовавшегося парафина. Ка-чество очистки проверяют шаблонированием.

4.2 Результаты проведения опытно-промысловых испытаний ингибиторов парафиноотложе-ний ХПП-007 (ТЭ) и ФЛЭК-Д-020Ф в 2001-2002 гг.

В качестве реагентов для условий Харьягинско-го 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

Оценка и совершенствование химических методов борьбы с парафинизацией оборудованияРазработка и обустройство нефтегазовых месторождений

Подбор оборудования для подачи ингибитора в скважину обусловливает-ся способом эксплуатации скважин и ее режимными параметрами.

Таблица 4. режим работы скважин, обрабатываемых ингибиторами парафиноотложений

проб нефти по скважинам этого месторождения.Для проведения опытно-промысловых испы-таний (ОПИ) ингибитора парафиноотложений ХПП-007 (ТЭ) были выбраны скважины; плот-ность ингибитора при данных условиях, г/см3.Перед началом подачи ингибитора в скважи-ну производят смену объема в затрубном про-странстве. При остановленной откачке сква-жинной 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 испыта-ний ингибитора парафиноотложений ФЛЭК-Д-020Ф были выбраны скважины IV объекта раз-работки №№ 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.

(5)

V = (Hподвески – Ндин) · 9,5

(4)

q = Qн · Uy / 1000 · σ

39 40№ 2 (9) 2010

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, отме-чается увеличение дебита по жидкости с одновременным незначительным увели-чением дебита по нефти. Одновременно произошло незначительное увеличение обводненности скважинной продукции;

• скважина № 4180 — межочистной период увеличился в среднем в 4,5 раза, осталь-ные параметры работы скважины не из-менились;

• скважина № 4183 — межочистной период увеличился в среднем в 5,5 раза, осталь-ные параметры работы скважины не из-

менились;• скважина № 79р — межочистной период

увеличился в среднем в 3 раза, отме-чается увеличение дебита по жидкости

с одновременным увеличением дебита по нефти;

• скважина № 5092 — межочистной пери-од увеличился в среднем в 14 раз, отме-чается увеличение дебита по жидкости с одновременным незначительным увели-чением дебита по нефти;

• скважина № 5093 — межочистной период увеличился в среднем в 19,5 раза, отме-чается увеличение дебита по жидкости с одновременным незначительным увели-чением дебита по нефти, также произошло снижение обводненности продукции, что, по всей вероятности, не связано с приме-нением 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, увеличил-ся дебит по жидкости с одновременным увеличением дебита по нефти;

• скважина № 4237 — межочистной пери-од увеличился в среднем в 2 раза, отме-чается увеличение дебита по жидкости с одновременным незначительным увели-чением дебита по нефти. Одновременно произошло незначительное увеличение обводненности скважинной продукции;

• скважина № 4169 — межочистной период увеличился в 4 раза.

Положительный эффект от применения инги-

Таблица 5. режим обработки скважин ингибиторами парафиноотложений

№ скважиныТип

устройствадозирования

Режимдозирования Ингибитор Расход, кг/сут

1042

УДЭ

непрерывнаязакачка

в затрубноепространство

ХПП-007 (ТЭ) 14,0

4180 ХПП-007 (ТЭ) 12,0

4183 ХПП-007 (ТЭ) 16,0

79р ХПП-007 (ТЭ) 14,8

5092 ХПП-007 (ТЭ) 24,0

5093 ХПП-007 (ТЭ) 11,2

5097 ХПП-007 (ТЭ) 20,14

5098 ХПП-007 (ТЭ) 19,4

4236 ФЛЭК-Д-020Ф 30,0

4237 ФЛЭК-Д-020Ф 8,0

4169 ФЛЭК-Д-020Ф 10,4

Оценка и совершенствование химических методов борьбы с парафинизацией оборудованияРазработка и обустройство нефтегазовых месторождений

ПО ВСЕМ СКВАЖИНАМ ПРОИзОШЛО СНИЖЕНИЕ ТАКИХ ПОКА-

зАТЕ ЛЕй, К АК КОЛИЧЕС ТВО ПОДБРОСОВ, ТЕПЛОВыХ ОБРА-

БОТОК, ОБРАБОТОК ПО ТЕХНОЛОГИИ «КАСКАД», КОЛИЧЕСТВО

СПУСКОПОДъЕМНыХ ОПЕРАЦИй (СПО) СКРЕБКА С УСТАНОВ-

КИ ДЕПАРАФИНИзАЦИИ СКВАЖИН (УДС).

№ сква-жины

ДатаначалаОПИ

Дебитжид-кости,м3/сут

Дебитнефти,тонн

Закачивае-мый

ингибитор

Количествотепловыхобработок

за 2 месяца

Количествообработок

по технологии «Каскад»

за 2 месяца

Количествоподбросовза 2 месяца

до ОПИ ОПИ до

ОПИ ОПИ до ОПИ ОПИ

4059

20.08.2006 г.

34 21 ХПП-007 (ТЭ) 3 1 26 1 3 0

4066 59 45 ХПП-007 (ТЭ) 6 1 30 3 6 2

4069 33 27 ХПП-007 (ТЭ) 3 1 30 4 3 3

4070 32 26 ХПП-007 (ТЭ) 3 1 18 1 0 0

5036 65 6 ХПП-007 (ТЭ) 2 1 14 2 1 0

5041 53 31 ХПП-007 (ТЭ) 3 1 23 3 0 0

Таблица 6. анализ обработок скважин

Таблица 7. влияние обработок ингибитором на количество спускоподъемных операций и межочистной период работы

№ скважины

Расчетныйрасход, л/

сут

Процент воды, %

Процент АСПО, %

4059 14,2 5,7 25 0 16 7 62

4066 22,5 9,0 9 5 16 16 62

4069 8,1 5,4 1 0 16 7 62

4070 8,4 5,2 1 5 16 7 62

5036 1,8 1,2 89 0 16 4 62

5041 9,3 6,2 30 5 16 4 62

№ скважины Фактическийрасход, л/сут

Расчетныйрасход, л/сут

Процент воды, %

Процент АСПО, %

Количество СПО

скребка УДС(до ОПИ),раз/сут

Количество СПО

скребка УДС(ОПИ),раз/сут

Межочистнойпериод

во время ОПИ,дней

4059 14,2 5,7 25 0 16 7 62

4066 22,5 9,0 9 5 16 16 62

4069 8,1 5,4 1 0 16 7 62

4070 8,4 5,2 1 5 16 7 62

5036 1,8 1,2 89 0 16 4 62

5041 9,3 6,2 30 5 16 4 62

41 42№ 2 (9) 2010

Разработка и обустройство нефтегазовых месторождений

до после

Дебит нефти, м /сут

Межочистной период, дни

На основании вышеизложенного рекомендуется продолжить опытно-промысловые испытания ингибитора парафиноотложений ХПП-007 (ТЭ).Также рекомендуется, на основании опыта при-менения на Комаринском месторождении, при-менение глубинных дозаторов для закачки ин-гибиторов парафиноотложений. Внедрение глу-бинных дозаторов позволит равномерно пода-вать реагент на прием или выкид глубинных на-сосов. Также можно будет отказаться от смены объема жидкости, не содержащей ингибитор, на жидкость с ингибитором в затрубе скважи-ны и от ударной дозировки в начальный пери-од дозирования.Существенный минус применения глубинных дозаторов — это увеличение времени на под-земный ремонт за счет усложнения технологии ремонта (подготовка скважины к спуску доза-тора — скреперование эксплуатационной ко-лонны, АДП).

Сравнение затрат на обработку скважин до начала применения ингибитора парафиноот-ложений 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, проводи-лись 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 очист-ки от парафиноотложений, можно сделать вы-вод, что они должны быть: дешевыми, надеж-ными, эффективными, экологически безопас-

Рисунок 2. результаты опытно-промысловых испытаний

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 даль-ше, так как «горячие промывки» на сква-жинах, обрабатываемых ингибиторами, производятся в крайних случаях.

При испытаниях применение ингибитора ХПП-007 (ТЭ) дало положительный эффект при ре-комендуемой дозировке на всех скважинах. В отличие от ХПП-007 (ТЭ) ингибитор парафи-ноотложений ФЛЭК-Д-020Ф требует индивиду-ального подбора дозировки по каждой скважи-не опытным путем, что осложняет его внедре-ние в производство.

4.3. Результаты проведения опыт-но-промысловых испытаний инги-битора парафиноотложений ХПП-007 (ТЭ) в 2006 году

Для проведения опытно-промысловых испыта-ний 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 па-рафиноотложений ХПП-007 (ТЭ) на скважинах №№ 4059, 4066, 4069, 4070, 5036 и 5041. Далее

приведено описание результатов применения за период с 20.08.2006 по 20.10.2006 гг.Ингибитор ХПП-007 (ТЭ) подавался в затруб-ное пространство скважины дозировочной уста-новкой типа УДЭ. Перед дозированием ингиби-тора произведена промывка горячей нефтью в объеме 30 м3 с целью депарафинизации НКТ, затем в затрубное пространство скважины был закачан концентрированный 10 %-ный раствор нефти с ингибитором общим объемом 11 м3.В таблице 6 представлен анализ обработок ука-занных скважин.Как видно из приведенной таблицы, проведе-ние обработок уменьшает количество подбро-сов скребка. При этом необходимость в прове-дении обработок по технологии «Каскад» сни-жается значительно, а также очевидно сниже-ние 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 инги-битором на количество спускоподъемных опе-раций скребка и отражает межочистной пери-од работы скважин.Анализ работы скважин, обрабатываемых ин-гибитором парафиноотложений, показал:

• скважина № 4059 — межочистной период увеличился в 3,1 раза, процентное содер-жание АСПО — 0 %;

• скважина № 4066 — межочистной период увеличился в 6,2 раза, процентное содер-жание АСПО — 5 %;

• скважина № 4069 — межочистной период увеличился в 3,1 раза, процентное содер-жание АСПО — 0 %;

• скважина № 4070 — межочистной период увеличился в 3,1 раза, процентное содер-жание АСПО — 5 %;

• скважина № 5036 — межочистной период увеличился в 2 раза, процентное содер-жание АСПО — 0 %;

• скважина № 5041 — межочистной период увеличился в 3,1 раза, процентное содер-жание АСПО — 5 %.

По всем скважинам произошло снижение та-ких показателей, как количество подбросов, тепловых обработок, обработок по техноло -гии «Каскад», количество спускоподъемных операций (СПО) скребка с установки депара-финизации скважин (УДС). На рисунке 3 пока-заны результаты применения ингибитора па-рафиноотложений ХПП-007 (ТЭ). Но, несмо -тря на положительный эффект испытания ин-гибитора парафиноотложений, окончатель-ный вывод по изменению межочистного пе -риода делать преждевременно из-за малой наработки. Реальный эффект от применения ингибиторов можно проанализировать не ра-нее, чем через год.

Подбор оборудования для подачи ингибитора в скважину обусловливает-ся способом эксплуатации скважин и ее режимными параметрами.

43 44№ 2 (9) 2010

Опыт эксплуатации блока релейного адаптивного управления распределенными нагрузками Автоматизация и связь

d

ля повышения уровня пожаробезопасно-сти, экономии и снижения затрат электро-энергии на нужды наружного, рекламно-

го, уличного освещения, освещения лестничных площадок жилых домов, снижения затрат на за-мену ламп и обслуживание, увеличения ресурса работы оборудования было разработано и запа-тентованы технические решения для автомати-зации управления наружным и рекламным осве-щением различных объектов на базе серии при-боров типа адаптивного микропроцессорного за-щитного прибора управления и контроля «Блок релейного автоматического управления осве-щением» (БРУО) (рис. 1). Экономия при эксплуатации прибора составля-ет до 63%, а срок окупаемости затрат на уста-новку одного прибора составляет от 2,5 до 4 месяцев. Практика установки этих приборов на предприя-тиях и в организациях города Архангельска, Се-веродвинска и др. показывает, что перевод на-ружного освещения, рекламных щитов и выве-сок магазинов (рис. 2), крупных торговых цен-тров (рис. 3) на автоматическое управление с помощью БРУО, позволяет снизить оплату за потреб ление электрической энергии на нуж-ды наружного освещения.

ОПыТ ЭКСПЛУАТАЦИИ БЛОКА РЕЛЕй-НОГО АДАПТИВНОГО УПРАВЛЕНИя РАСПРЕДЕЛЕННыМИ НАГРУзКАМИ

автоматическое управление наружным освещением относится к наиболее эф-фективным техническим мероприятиям по экономии электроэнергии в элек-троосветительных установках. в настоящее время для управления наружным освещением наиболее широкое применение получили устройства автомати-ческого включения-выключения с помощью программируемых микропроцес-сорных блоков релейного управления.

Карелин Е. Н.инженер сф спбгмту

В настоящее время предлагаемое оборудо-вание успешно обеспечивает рациональное и оптимальное управление наружным и реклам-ным освещением на многих предприятиях и ор-ганизациях.БРУО осуществляет эффективное оптимизиро-ванное, полностью автоматическое, адаптиро-ванное для города Северодвинска и Архангель-ска управление наружным освещением. Адапта-цию оборудования можно провести практически для любого города или места установки с опре-деленными или заданными пространственны-ми координатами. Исходя из экономической целесообразности по потреблению электроэнергии, блок обеспечива-ет функцию экспертной системы «Энергосбере-гающее управление динамическими объектами». Мощность коммутируемых нагрузок, обеспечива-ющихся силовой электроникой, может варьиро-ваться 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.

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

Варианты применения блока:1. Включение-выключение уличного освещения.2. Включение-выключение освещения лестнич-

ных площадок подъездов домов.3. Включение ламп накаливания с плавным ра-

зогревом нити и регулировкой уровня мощно-сти, что делает лампы более долговечными.

4. Включение-выключение линий освещения.5. Имитация присутствия хозяина в пустую-

щих квартирах, дачах по программируемому включению-выключению света, радиоаппара-туры и других приборов.

6. Включение различных производственных уста-новок для выхода на необходимый режим к определенному времени.

7. Включение-выключение освещения по графи-ку и 3-х минутным включением в ночные часы.

8. Трехфазный бесконтактный программируемый ограничитель тока для защиты кабельных ли-ний 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 токове-дущим частям электроустановки;

— защиту при косвенном контакте с доступ-ными проводящими частями электроуста-новки 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 корот-кого замыкания), возникающих в электроу-становках зданий.

Обеспечивает защиту от сверхтоков, функцио-нально зависящие от напряжения сети бытового и аналогичного применения. Выполняет функцию

обнаружения дифференциального тока, сравне-ния его со значением дифференциального тока срабатывания и отключения защищаемой цепи в случае, когда дифференциальный ток превос-ходит это значение, а также функцию автомати-ческого отключения электроустановки при по-явлении сверхтоков.Опыт эксплуатации блока БРУО показывает, что линейка разработанных приборов харак-теризуется адаптивностью, автономностью ра-боты и может применяться на самых различ-ных объектах промышленности, техноторго-вых центрах или предприятиях, характеризуе-мых удаленностью и отсутствием обслуживаю-щего персонала.

Д

45 46№ 2 (9) 2010

КРАТКИй ОБзОР К АТА ЛИТИЧЕСКИХ 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.

Кузиков А. А.инженер экологической партии инженерно-

геологического отдела зао «нипи "инжгео"»

Топливо из лаборатории

В настоящее время деятельность многих отечествен-ных и зарубежных лабораторий направлена на раз-работку методов получения синтетического топлива, а также способов добычи и переработки альтернатив-ных традиционным видам ископаемых топлив. В част-ности, помимо нефти, угля и природного газа, в мире имеются запасы тяжелой нефти, горючие сланцы раз-личных геологических формаций, значительные объе-мы каменной смолы, запасы относительно стабильных гидратов метана (2). Все эти источники могут быть ис-пользоваться в будущем, несмотря на трудности в на-стоящем времени, связанные с освоением, в том чис-ле, с необходимостью вложения инвестиций в науч-ные исследования. Исследования стимулируются ра-стущими экологическими требованиями к чистоте то-плива, угрозой неизбежного истощения полезных ис-копаемых — традиционных энергетических ресурсов современной экономики (3). Метанол, как химическое сырье, может стать основой для производства орга-нических соединений, получаемых из нефти. Исполь-зуемый в качестве моторного топлива, он не уступа-ет, а по некоторым параметрам превосходит бензин. Следует отметить, возможность транспортировки ме-танола любым транспортом, жидкий спирт не требует при этом энергозатратного поддержания условий дав-ления и температуры, необходимых для транспорта сжиженного газа (4).

В настоящее время перспективным представляется ис-пользование дешевого низконапорного природного газа и попутного нефтяного газа как сырья для получения синтез-газа с последующей его переработкой в мета-нол. Общая цель в развитии новых технологий получе-ния метанола заключается в разработке процесса син-теза 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 произ-водства. Существующие в настоящее время процессы получения метанола из синтез-газа при низком, сред-нем, высоком давлении проводятся с использованием каталитических систем и реакторного оборудования, ко-торые характеризуются низкими степенями превраще-ния синтез-газа, необходимостью конденсации целе-вого 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 — превраще-ние в более реакционно-способный синтез-газ (смесь оксидов углерода и водорода), далее каталитическими методами преобразуемый в моторное топливо (7). Су-ществуют различные способы получения синтез-газа: паровая или углекислотная конверсия и окисление воз-

духом или чистым кислородом. Альтернативные пути дальнейшей переработки синтез-газа — так называе-мый синтез Фишера-Тропша и синтез метанола (8). Пер-вый из них приводит к получению некоего эквивалента нефти — смеси углеводородов, для которых требуется дальнейшая переработка. На втором базируется круп-нотоннажное производство (мировые мощности близки к 30 млн т), хорошо освоенное промышленностью. Его главный недостаток — неблагоприятная термодинами-ка, препятствующая образованию нужного соединения в значительной концентрации. Это обусловливает не-обходимость многократной циркуляции газовой смеси через реактор и влечет за собой значительный расход электроэнергии, рост себестоимости продукта метанола. Сотрудники Московского физико-технического институ-та создали малогабаритную установку, в которой метан превращается в синтез-газ (контракт 02.515.11.5040). Из синтез-газа на отечественных катализаторах полу-чают метанол. Установка способна работать в автоном-ном режиме, сама производит энергию для функциони-рования, сжигая часть промыслового газа. Объемная производительность установки в сотни раз больше, чем у заводских сооружений для получения синтез-газа, со-ответственно ее размеры и масса при той же произво-дительности 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. Топ-чиева 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 кубо-метров попутного газа. Разработали новые катализа-торы, превосходящие по эффективности зарубежные аналоги. На очереди промышленные испытания раз-работанных установок и технологий. При участии спе-циалистов из других организаций реализован ряд про-ектов, позволяющих повысить эффективность и сни-зить затраты на переработку природного газа и друго-го углеродосодержащего сырья в более ценные энер-гоносители. Применительно к первой стадии получения синтез-газа доктор химических наук Ю. А. Колбановский предложил решения, основанные на сжигании природ-ного газа в модифицированных дизельных и компрес-сионных двигателях, работающих в необычном режи-ме. Идея была реализована в 1998 году. в промышлен-ной установке мощностью 10 000 м 3 синтез-газа в 1 ч.

Два очевидных преимущества делают данный про-цесс привлекательным для удаленных регионов стра-ны. Прежде всего, в нем в качестве сырья может вы-ступать природный газ низкого давления, в том числе поднимающийся из скважин, не пригодных к эксплуа-тации в обычных условиях. Кроме того, для окисления исходного сырья подходит воздух, а двигатель может

ДЛя ОКИСЛЕНИя ИСХОДНОГО СыРья ПОДХОДИТ ВОзДУХ, А ДВИ-

ГАТЕЛь МОЖЕТ БыТь ИСПОЛьзОВАН ОДНОВРЕМЕННО И ДЛя

ОСУщЕСТВЛЕНИя ХИМИЧЕСКОй РЕАКЦИИ, И ПО ПРяМОМУ НА-

зНАЧЕНИЮ — ДЛя ПОЛУЧЕНИя ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Краткий обзор каталитических процессов получения метанола из природного газаЭкология и промышленная безопасность

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

47 48№ 2 (9) 2010

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

Подчеркнем: все перечисленные процессы основаны на окислении метана при высоких температурах с до-ведением смеси до состава, близкого к равновесному. При этом резко уменьшается рабочий объем аппаратов,

но появляется и негативная «черта»: состав синтез-газа становится труднорегулируемым параметром. По дан-ным доктора химических наук Розовского А. Я. (9), наи-более доступным, по- видимому, является соотношение Н 2 /СО=1,5 -1,6. Коррекция состава при этом возможна, од-нако приводит к ухудшению экономических показателей.Сотрудники Института нефтехимического синтеза им. А. В. Топчиева РАН детально изучили и процессы, про-текающие на второй стадии,— синтез Фишера-Тропша и синтез метанола. Это привело, в частности, к пересмо-тру общепринятых представлений о механизме и зако-номерностях последнего, вплоть до составляющих хи-мических реакций. Как было показано в лаборатории кандидатом химических наук Г. И. Лин и другими, вошед-шая в школьные учебники реакция СО+2Н 2 = СН 3 ОН на самом деле не протекает, а синтез метанола осущест-вляется в результате превращений диоксида углерода СО 2 +3Н 2 = СН 3 ОН+Н 2 О. Исходя из этого, ученые ин-ститута разработали новые физико-химические основы процесса как такового, а потом предложили технологию получения нужного продукта, позволяющую вдвое уве-личить производительность единицы объема реакторов.И все же применительно к общей схеме переработ-ки природного (попутного) газа синтез метанола оста-ется слабым звеном из-за указанных выше термоди-намических ограничений. Поэтому, по мнению уче-ных института, предпочтительным является синтез диметилового эфира, при котором эти ограничения практически исчезают. Действительно, тогда снача-ла по приведенной выше реакции образуется мета-нол, а затем он превращается в диметиловый эфир: 2СН 3 ОН=СН 3 ОСН 3 +Н 2 О. Если эти реакции протека-ют одновременно, то метанол непрерывно выводится из системы и не накапливается в значительных количе-ствах. Так удается обойти пресловутые термодинами-ческие ограничения.

Последующие исследования показали: диметиловый эфир (ДМЭ) является прекрасным сырьем для синте-за бензина, превосходящим метанол. В итоге возник альтернативный путь превращения синтез-газа в бен-зин, в котором обе стадии характеризуются более вы-сокой эффективностью, чем в традиционном вариан-те. Наконец, совсем недавно было обнаружено, что ДМЭ — весьма перспективное дизельное топливо, а также конкурент сжиженного газа как энергоносите-ля для газотурбинных установок. Тем самым ДМЭ вы-двинулся в ряд потенциально крупнотоннажных про-дуктов, масштабы потребления которых в перспекти-ве могут оказаться сопоставимыми с таковыми для столь распространенных энергоносителей, как бен-зин и дизельное топливо.В настоящее время ДМЭ получают дегидратацией ме-танола 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 синтез-газа. Затем аналогичную разработку (жидкофазный про-цесс) выполнили фирма NKK (Япония) и Институт не-фтехимического синтеза им. А. В. Топчиева РАН с уча-стием специалистов из других организаций (газофазный процесс). В последнем варианте процесс проходит под давлением 5–10 М Па и характеризуется весьма высо-кой эффективностью, что особенно наглядно при срав-нении его с близким по технологии синтезом метанола. Например, если в первом случае в каталитическом ре-акторе превращается 60–80 % оксидов углерода, то во втором — всего 15–20 %. Соответственно резко возрас-тает производительность единицы объема реактора, что приводит к улучшению всех технико-экономических пока-зателей. Процесс настолько эффективен, что в нем мо-жет 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 эквивалент-ного количества метанола. Правда, высокая эффектив-ность процесса прямого синтеза ДМЭ из синтез-газа об-условливает выделение значительного количества теп-ла. Это требовало тщательной проработки инженерных решений. И. В. Кубиков с соавторами создали специаль-ный аппарат, обеспечивающий интенсивный отвод теп-ла из зоны реакции. Осуществлена и последующая стадия получения бен-зина. Г. И. Лин с другими сотрудниками лаборатории со-вместно с коллективом лаборатории, руководимой док-тором химических наук Е. С. Мортиковым (Институт ор-ганической химии РАН), проведен синтез высокоокта-нового бензина непосредственно из синтез-газа через стадию получения диметилового эфира. Важно, что это моторное топливо также имеет экологические показа-тели, превышающие характерные для обычного бензи-на. Например, при октановом числе 92–93 в нем прак-тически отсутствуют вредные примеси (бензол, дурол, изодурол), а низкое содержание непредельных углево-дородов (~1 %) обеспечивает хорошую стабильность.Результаты проведенных исследований были реализо-ваны в опытно-промышленной установке. В настоящее время на ней идут пусконаладочные работы.Значимость достигнутых результатов в перспективе выходит за рамки рассматриваемой проблемы. В пер-

Краткий обзор каталитических процессов получения метанола из природного газаЭкология и промышленная безопасность

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

яПОНСКИЕ УЧЕНыЕ ДОБИЛИСь УСПЕХОВ В РАзРАБОТ-КЕ МИКРОКАНАЛьНыХ СИСТЕМ, МИКРОРЕАКТОРОВ, ПО-зВОЛяЮщИХ ДОСТИЧь БОЛьШИХ СКОРОСТЕй РЕАКЦИИ.

49 50№ 2 (9) 2010

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 преде-лах, 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 углеро-да. Таким образом, двигаясь дальше по намеченному нами пути, можно создавать производства моторных топлив из разнообразных, в том числе возобновляе-мых сырьевых источников.

«Метанольная экономика»

Учеными Российского химико-технологического уни-верситета им. Д. И. Менделеева проведено экспери-ментальное исследование процессов парокислород-ной конверсии метана и конверсии синтез-газа в мета-нол на лабораторных и пилотных установках. Предло-жена новая безрециркуляционная по сырью техноло-гия процесса получения метанола из природного газа. Качества производимого метана-сырца высокое (ор-ганические примеси присутствуют в следовых коли-чествах), что позволяет снизить эксплуатационные и капитальные затраты на стадии ректификации. Пред-ложен новый способ получения метанола из азотсо-держащего синтез-газа, получаемого парциальным окислением метана воздухом в каталитических агре-гатах. Синтез-газ подвергается конверсии в метанол в трех последовательно работающих реакторах с про-

межуточным выводом метанола из реакционной систе-мы 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 па-ралелльно работающих реакторах 75–85 % в зависи-мости от состава синтез-газа, поступающего на кон-версию. В продуктах реакции содержится в основном метанол, его концентрация достигает 99,5 % масс. при отдельных режимах работы реакторного оборудова-ния. В целом концентрация метанола в продуктах ре-акции изменяется в пределах 92–99,5 % масс. Побоч-ным продуктом является вода, содержание в катали-зате других органических соединений (метилформиа-та, формиата, альдегидов, кетонов, диметилового эфи-ра) в следовых количествах.Перспективно и экологически значимо совмещение про-изводства: метанол — водород и метанол-аммиак. Уче-ными Новомосковского института (филиал) Российского химико-технологического университета им. Д. И. Менде-леева обоснованы возможность и необходимость соз-дания совместных производств. В статье, опубликован-ной в журнале «Химия и химические технологии» про-веден анализ существующих схем конверсии метана для целей использования их в совместных производ-ствах, предложены варианты совместных производств при использовании различных схем конверсии, приве-дены технические показатели предложенных схем (10).В западной литературе широко применяется термин и торговая марка «метанольная экономика» (methanol economy), зарегистрированная доктором Южно-Калифорнийского университета G. Olah (США)(11). В своих работах ученый подробно сравнивает тради-

ционные и альтернативные виды энергетических ре-сурсов, описывает перспективы ориентации экономи-ки на метанол, в качестве основного сырьевого ком-понента (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 ка-тализатор, позволяющий конвертировать метан в ме-танол (14). Система может стать альтернативой суще-ствующим промышленным способам получения ме-танола из природного газа. Реакция ускоряется твер-дым катализатором на основе триазиновой систе-мы, платина координируется за счет бипиридиновых фрагментов. Катализатор обладает высокой активно-стью, его можно легко отделить от реакционной сме-си и повторно использовать без потери активности. Один из способов маломасштабного превращения ме-тана в метанол основан на использовании платино-вого катализатора, около десяти лет назад Перианой (Periana) и коллегами, в котором платиновый метал-лоцентр координирован с бипиримидиновыми остат-ками (15). Полученный комплекс растворяют в олеу-ме, при пропускании через систему олеум/платиносо-держащий комплекс метан окисляется до метанола; недостатком этой системы является то, что дорого-стоящую платину практически невозможно выделить из раствора. Исследовательская группа Ферди Шута (Ferdi Schth) получила твердый катализатор, облада-ющий эффективностью катализатора Перианы, кото-рый, однако, может быть легко извлечен из раствора практически без потери платины. Процесс получения катализатора достаточно прост. Первоначально полу-чают полимерный носитель — для этого тримеризуют 2,6-дицианопиридин в расплавленном хлориде цин-ка. Затем тример, нагревая, полимеризуют, в резуль-тате чего образуется аморфный высокопористый по-лимер. Введение платинасодержащего прекурсора и

полимера в олеум способствует образованию катали-затора in situ.При выдерживании метана с каталитиче-ской системой в автоклаве метан превращается в ме-танол со скоростью превращения, сравнимой с про-изводительностью системы Перианы, однако твердый катализатор легко выделить из реакционной смеси по-сле протекания реакции. Японские ученые добились успехов в разработке микроканальных систем, микрореакторов, позво-ляющих достичь больших скоростей реакции. Ли-дерами по разработке и использованию микроре-акторов в химической промышленности считаются Научно-исследовательский центр Карлсруэ, Инсти-тут микроэлектроники в Майнце (IMM) (Германия), и Северо-Западная тихоокеанская национальная ла-боратория (PNNL) (США). Там уже разработаны и из-готовлены несколько вариантов микрореакторов, ми-кросмесители и микротеплообменники. Возможно дан-ные разработки будут иметь значение для совершен-ствования процесса получения метанола из низкона-порного газа. В частности, PNNL и Космический центр Джонсона (США) в рамках проекта NASA по освоению космического пространства работают над тем, как мож-но использовать природные ресурсы Марса (16). Пред-полагается, что ракетное топливо будет производить-ся прямо на месте. Разработки в сфере переработки природного газа, повышения эффективного синтеза метанола имеют большое значение с точки зрения перспектив использования данного соединения в ка-честве топливного и химического сырья. В настоящее время, ведутся всеми основными ведущими лабора-ториями мира, получены опытные установки. В этой связи, очевидна экономическая эффективность инве-стиций в эту проблему.В результате этого обзора становится очевидным, что каталитические процессы более сложные и более до-рогие, чем процессы прямого окисления, тем не менее требуют дальнейшего сравнения технологических и эко-номических 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/351716310. Козлов А. М., Мещеряков Г. В. Совместные производства: метанол-водород и метанол-аммиак. Известия вузов. Химия и хими-

ческая 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).

Краткий обзор каталитических процессов получения метанола из природного газаЭкология и промышленная безопасность

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

51 52№ 2 (9) 2010

ТЕКТОНИКА РОССИйСКОГО СЕКТОРА ЧЕРНОГО МОРя

Для этого достаточно сравнить фрагменты времен-ных разрезов по близко расположенным профилям, отработанным в разное время с различными техни-ческими средствами и с различной глубиной обра-ботки на вычислительных центрах (рис. 1). Интер-претация новых сейсмических разрезов позволяет составить объективное представление о морфоки-нематических 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 пре-делах первого прогиба широко развита эшелони-рованная система складчато-надвиговых дисло-каций антикавказского простирания, представляю-щих собой морское продолжение антиклинальных зон Таманского полуострова: Карабетовской, Зе-ленского, 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 бо-лее) и верхнемеловые отложения. Структура по-следних изучена слабо.

российский шельф черного моря, начиная с 70–80-х годов прошлого века, является объектом систематических поисковых и детальных 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.

Требуется ясность

Недостаточная плотность наблюдений по профилям в сложной геологической обстановке и слабый уро-вень обработки первичных материалов обусловли-вали проявление локальных поднятий на времен-ных немигрированных разрезах с растянутым вер-тикальным масштабом в виде симметричных бра-хиантиклиналей, в ядрах которых не фиксирова-лась регулярная сейсмическая запись. Такие разрезы при недостаточных количествах на-коплений и плотности наблюдений по профилям создавали видимость широкого развития диапи-ровых структур, образованных пластичными гли-нами майкопской серии. Сама же мощная толща майкопских отложений в большинстве случаев на сейсмических записях отображалась сейсмически неслоистой или весьма слабо слоистой. Отмечен-ные особенности сейсмических записей не вызы-вали у большинства интерпретаторов сомнений в диапировой природе локальных поднятий в се-верной части Черного моря на протяжении от юж-ной оконечности Крыма до г. Сочи [Туголесов, 1985 и многие др.].Применение новых технологий проведения сейсми-ческих наблюдений и методик обработки получае-мых материалов [Исмагилов и др., 2001, 2002] по-зволило получить качественно новую информацию о строении осадочного покрова акватории и решить многие принципиальные вопросы о его структуре.

Попков В. И.академик раен, доктор геол.-минер.наук, профессор, декан

геологического факультета, гоу впо кубанский государ-

ственный университет (г. краснодар)

Тектоника российского сектора Черного моря

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

t, с

0,0

1,0

2,0

3,0

t,mc

C

C

a

б

ю

ю

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).

Рисунок 1. разрезы, иллюстрирующие качество сейсмических материалов различных лет

Инженерные изыскания

53 54№ 2 (9) 2010

Рисунок 2. обзорная тектоническая схема зоны сочленения кавказа и черного моря.

Рисунок 3. временной разрез по профилю кт9813, иллюстрирующий строение дислокаций керченско-таманского прогиба

Складки юго-восточной вергентности. Амплиту-ды смещения по разрывам в отдельных местах превышают 1500 м. Поверхности надвигов в верх-них секциях разреза крутые, с глубиной они вы-полаживаются в северо-западном направлении.

Часто они имеют чешуйчатую и У-образную фор-му (рис. 3, 4). Максимально дислоцированы поро-ды во фронтальных частях надвигов, в результа-те чего сейсмическая запись в ряде случаев ста-новится хаотической, трассирование отражений затрудняется. Не исключено, что на таких участ-ках может происходить тектоническое нагнетание пластичных толщ майкопа в своды антиклиналей при существенном увеличении их дислоцирован-

ности. В межантиклинальных зонах слои имеют по-логоволнистое залегание.При приближении к береговой линии и далее на суше простирание акваториальных антикли-нальных зон меняется на общекавказское. Анти-клинальные зоны Таманского полуострова, как известно, несут в себе грязевые вулканы. Изуче-ние особенностей тектоники Тамани позволило нам сделать следующие выводы [Попков, 2008].1. Грязевые вулканы пространственно связаны с принадвиговыми локальными поднятиями, груп-пирующимися в протяженные узкие субпараллель-ные антиклинальные цепи, разделенные более ши-рокими плоскими синклиналями. Складки ослож-нены глиняными диапирами, ядра которых слага-ются отложениями майкопской серии и несут гря-зевые вулканы. В результате их деятельности об-разуются синклинали вдавливания.2. Глины майкопской серии, независимо от их мощ-ности, под влиянием одной лишь литостатической нагрузки не испытывают пластического течения и, соответственно, не могут сформировать гли-няные диапиры и грязевые вулканы. Первопри-чиной и толчком к началу пластического течения глин служит тангенциальный стресс, приводящий к образованию складчато-надвиговых дислокаций, нагнетанию и скучиванию глинистах толщ во фрон-тальных частях надвигов (глиняный диапиризм), к их разжижению в результате отжима флюидов, созданию АВПД и образованию грязевых вулка-нов. Активизация грязевулканической деятель-ности связана с импульсивной разрядкой крити-ческих тектонических напряжений во фронталь-ных частях надвиговых структур, обусловленных продолжающимся и на современном этапе прояв-лением сил бокового сжатия.3. Следы тангенциального сжатия со срывом пла-стичных осадочных пород отмечены по разрезам ряда скважин, установившим зоны эпигенетиче-ского тектонического скучивания и нагнетания гор-ных пород с крипповыми текстурами и меланжем (комковатая глинистая брекчия, зеркала скольже-ния в глинах, сухие гравийные меланжевые обра-зования, щебнисто-глинистая диапировая грязе-каменная жижа). Разбуривание подобных зон ча-сто сопровождается сложными авариями: откры-тыми выбросами газа, смятием колонн, прихватам бурового инструмента, спонтанному забуриванию второго ствола и т. д.Полагаем, что сделанные выводы могут быть рас-пространены и на морские дислокации Керченско-Таманского прогиба.С юго-востока область складчато-надвиговых структур Керченско-Таманского прогиба от Анап-ского выступа отделяет региональный Пионерский надвиг [Попков, 2001, Исмагилов и др., 2002]. Этот надвиг является самым южным из ему подобных, с которыми связана система асимметричных скла-док, в строении которых основная роль принадле-жит майкопским отложениям. В пределах большей части Анапского выступа отложения этого возрас-та уничтожены эрозией. Дислокации, развитые в палеоцен-эоценовых и меловых отложениях выступа, не имеют явной

ПРИМЕНЕНИЕ НОВыХ ТЕХНОЛОГИй ПРОВЕДЕНИя СЕйС-МИЧЕСКИХ НАБЛЮДЕНИй И МЕТОДИК ОБРАБОТКИ ПО-ЛУЧАЕМыХ МАТЕРИАЛОВ ПОзВОЛИЛО ПОЛУЧИТь КАЧЕ-СТВЕННО НОВУЮ ИНФОРМАЦИЮ О СТРОЕНИИ ОСАДОЧ-НОГО ПОКРОВА АКВАТОРИИ И РЕШИТь МНОГИЕ ПРИНЦИ-ПИАЛьНыЕ ВОПРОСы О ЕГО СТРУКТУРЕ.

чешуйчато-надвиговой природы и ярко выражен-ной вергентности. Контролирующие их надвиги и взбросы часто У-образного, иногда «ветвящего-ся» вида, в результате чего их плоскости сходятся с увеличением глубины, образуя клинообразные формы (рис. 5, 6). Поверхности основных надви-гов имеют тенденцию выполаживания с глубиной.Располагающийся восточнее Туапсинский про-гиб резко асимметричен, выполнен на боль-шей его части складчато-надвиговыми дисло-кациями. Простирание их типично кавказское. Вергентность юго-юго-западная, как и у струк-тур Новороссийско-Лазаревского синклинория на суше. Морфология их схожа с Керченско-Таманскими дислокациями. Примечательно, что в пределах южных зон прогиба домайкоп-ские отложения не дислоцированы и монокли-нально погружаются под северные аллохтон-ные структуры (рис. 7). По мере приближения к Новороссийско-Лазаревскому синклинорию в складчатость вовлекаются меловые и палеоцен-эоценовые отложения в переходных фациях от Восточно-Черноморской плиты к флишевым об-разованиям 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

г. Анапы до г. Сочи. Несколько западнее г. Сочи южная граница флишевых образований пересе-кает береговую линию и в районе антиклинали Ацху-Кацирха они по системе надвигов сочленя-ются с майкопской толщей Сочи-Адлерской де-прессии. Граница сочленения разнотипных зон на северо-западных участках этого района пе-рекрыта Воронцовским покровом.

Условные обозначенияТектонические элементыКрымско-Кавказская складчатая система

КТП

ПС

КМ

ВШ

АнВ

ТП

СЗК

ВЧВ

ЦК

Керченско-Таманский про-гиб

Крымский мегатиклинорий

Анапский выступ

Северо-Западный Кавказ

Прогиб Сорокина

Вал Шатского

Туапсинский прогиб

Восточно-Черноморская впадина

Ia

Ia

IIб

IIб

III

IIаIIа

I

I

Cз ювкм

пс

ктп

вш

вчв

вчв

анв

сзк

цк

тп

вш

0 25 50 75 100 125 km

Тектоника российского сектора Черного моря

черное море

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

ПО ХАРАК ТЕРУ И СТИЛЮ ДЕФОРМАЦИй В ПРИКАВКАзСКОй

ЧАС ТИ ЧЕРНОГО МОРя ВыДЕ ЛяЕТСя ТРИ ТЕК ТОНИЧЕСКИХ

зОНы: КЕРЧЕНСКО-ТАМАНСКИй, Т УАПСИНСКИй ПРОГИБы И

РАзДЕЛяЮщИй ИХ АНАПСКИй ВыСТУП.

Инженерные изыскания

55 56№ 2 (9) 2010

Рисунок 5. фрагмент временного разреза по профилю кт9828, иллюстрирующий строение дислокаций анапского выступа

История Черного моря с точки зре-ния геологии и геофизики

Изучение геолого-геофизических материалов позволяет представить историю формирования геологических структур рассматриваемых и со-предельных районов следующим образом [Поп-ков, 2001, Исмагилов и др., 2002]. К концу позд-него эоцена на месте Северо-Западного Кавка-за и, в частности, Новороссийско-Лазаревского синклинория, располагался сравнительно узкий прогиб, выполненный преимущественно тер-ригенным и терригенно-карбонатным флишем мел-палеоцен-эоценового возраста. Значитель-ное место в разрезе этих образований на восто-ке занимают и вулканиты. Прогиб обрамляла об-ласть с достаточно мощными осадочными ком-плексами в переходных к платформенным фа-циях. Максимально эти отложения были развиты на западном продолжении флишевого прогиба и вдоль его южного борта. К югу от прогиба с от-ложениями в переходных фациях должна была располагаться Восточно-Черноморская плита, сложенная преимущественно мезозойскими кар-бонатными отложениями в платформенных или субплатформенных фациях. В конце эоцена произошли интенсивные текто-нические подвижки, которыми кардинальным об-разом был изменен тектонический облик обшир-ных областей, включая и рассматриваемый ре-гион. С этого времени началось формирование

горно-складчатых образований всего Кавказа, воз-никли депрессионные области в новых контурах, заполнявшиеся майкопскими осадками. Именно с этим временем мы связываем начало пододви-гания Восточно-Черноморской плиты под Кавказ. Олигоцен, ранний и средний миоцен были време-нем относительного тектонического спокойствия, когда депрессионные области пассивно заполня-лись майкопскими и среднемиоценовыми отло-жениями. Основной поток обломочного материа-ла поступал с севера. Роль растущих Кавказских гор как источника обломочного материала имела второстепенный характер. Тектонические подвижки в регионе активизи-ровались с конца сарматского времени и осо-бенно интенсивными они были в позднем пли-оцене, проявляясь в процессах пододвигания Восточно-Черноморской плиты под прилегаю-щие области Кавказа. Максимального развития эти процессы достигали на участке между горо-дами Новороссийск и Сочи. По всей видимости, и область Северо-Западного Кавказа не была ста-бильной и, судя по складчатости на Таманском по-луострове, должна была перемещаться в север-ном и северо-западном направлениях. Смена на-правлений движения с северо-северо-восточного на северо-северо-западное к западу от мериди-ана г. Анапы и другие, отмеченные ранее геоло-гические факты, определили трансформный ха-рактер Джигинского разлома на берегу и Абрау-ского в пределах Черного моря и могут быть свя-

Рисунок 4. фрагмент временного разреза по профилю кт9810 через поднятие маячное керченско-таманского прогиба.

Н А И Б О Л Е Е В А Ж Н ы М Р Е з У Л ьТАТ О М М О Ж Н О С Ч И ТАТ ь

ДОКАзАННый ФАКТ ОТСУТСТВИя МАСШТАБНОГО ПРОяВЛЕНИя

Г Л И Н я Н О Г О Д И А П И Р И з М А И Е Г О О П Р Е Д Е Л я Ю щ Е й

СТРУКТУРОФОРМИРУЮщЕй РОЛИ

1511 1461 1411 1361 1311 1261 1211 1161 1111 1061 1011 961 911 861 811 761 711 661 611 561 511 461 411 361 311 261

40 80 120 160 200 240 280 320 360 400 440 4800,000

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

Ia Ia

I

IIa IIa

IIa

I

III

III

IV

юз св

заны со сдвиговой северо-западной составляю-щей смещения Восточно-Черноморской плиты. В плиоцен-плейстоцене сформировались главные черты современного структурного плана изуча-емого района. Проявившиеся в это время текто-нические движения сопровождались размывами отложений на приподнятых участках, что в зна-чительной мере отражается в резких изменени-ях мощности майкопскийх отложений в централь-ной и южной частях шельфа. Таким образом, имеющиеся к настоящему вре-мени материалы позволяют однозначно решить вопрос о генезисе дислокаций российского сек-тора Черного моря. Наиболее важным результа-том можно считать доказанный факт отсутствия масштабного проявления глиняного диапириз-ма и его определяющей структуроформирую-щей роли. В области шельфа на месте выделяв-шихся ранее симметричных брахиантиклиналей с диапировыми ядрами закартирована система сладчато-надвиговых дислокаций. Главные чер-ты строения кайнозойских прогибов свидетель-ствуют о том, что они возникли в коллизионных обстановках. При этом складчато-надвиговые структуры Туапсинского прогиба и смежных рай-онов суши развиваются в результате поддвига Восточно-Черноморской плиты под Кавказ. Фор-мирование структур Керченско-Таманского про-гиба и Анапского выступа можно объяснить при-сутствием сдвиговых позднеплиоценовых пере-мещений в области Северо-Западного Кавказа.

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

Интересно отметить, что еще 47 лет назад в моно-графии, посвященной геологии Кавказа, Е. Е. Ми-лановский и В.Е. Хаин писали: «Если стоять на точке зрения участия в создании складчато-сти Большого Кавказа тангенциального сжатия, то следует допустить более активное поведе-ние Закавказского срединного массива, как бы пододвинувшегося под Большой Кавказ» [Мила-новский, Хаин, 1963]. Сегодня это предположе-ние можно считать подтвержденным и не подле-жащим сомнению.Таким образом, объяснение условий образова-ния складчатых структур прикавказской части Черного моря за счет процессов глиняного диа-пиризма, которое в 70–80-е гг. прошлого столе-тия разделялось большинством геологов, оказа-лось непродуктивным.

Тектоника российского сектора Черного моря

0001020304050607080910111213141516171819202122232425262728293031323334353637383940414243444546474849505152535455565758596061626364

Инженерные изыскания

57 58№ 2 (9) 2010

Рисунок 6. фрагмент временного разреза по профилю кт9819, иллюстрирующий строение дислокаций анапского выступа

Рисунок 7. фрагмент временного разреза, иллюстрирующий строение дислокаций туапсинского прогиба

ненными надвигами складками могут быть свя-заны главным образом сводовые пластовые за-лежи. Подобные залежи в большинстве случа-ев должны быть тектонически и стратиграфи-чески экранированными. Вместе с этим необ-ходимо иметь в виду, что отложения на сводах многих поднятий подвергались эрозии в пери-оды перерывов в осадконакоплении, что могло привести к размыву основного среднемиоце-нового нефтегазоносного комплекса на неко-торых поднятиях, но с сохранением его в под-надвиговых частях. В северной части шельфа залежи углеводоро-дов могут быть связаны и с домайкопской частью разреза. Представляют интерес нижне- и верх-немеловые отложения, к которым, как извест-но, приурочены нефтегазопроявления и боль-шие дебиты пластовой воды с растворенным газом и на поднятиях Таманского полуострова и Дообская газовая залежь в Новороссийско-Лазаревском синклинории на суше.В пределах Анапского выступа и его перифе-рии отмечается увеличенная мощность отло-жений палеоцен-эоцена. И хотя в прибрежных частях выступа эти отложения глубоко размы-ты, по периферии его в них могут быть закарти-

0

1

2

3

4

5

6

7t, c

юв юз сз св4 км

Ia А

IIa

IV

I

III

Будущее черноморского шельфа

Изложенные представления об особенностях строе-ния и формирования основных структурных элемен-тов рассмотренного региона позволяют внести кор-рективы в оценку перспектив его нефтегазоносности, определить возможные типы ловушек и направление дальнейших геолого-геофизических исследований.

До конца 80-х годов перспективы нефтегазонос-ности российского шельфа оценивались не очень высоко. Отнесение структур к глиняным диапирам предполагало, что ловушки углеводородов долж-ны соответственно иметь кольцевой или полуколь-цевой вид в плане. Полученные результаты позво-ляют предполагать, что с асимметричными, ослож-

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000 VI

H

I

Im

П Р Е Д С ТА В Л я Ю Т И Н Т Е Р Е С Н И Ж Н Е - И В Е Р Х Н Е М Е Л О В ы Е

ОТЛОЖЕНИя, К КОТОРыМ , К АК ИзВЕС Т НО, ПРИ У РОЧЕНы

НЕФТЕГАзОПРОяВЛЕНИя И БОЛьШИЕ ДЕБИТы ПЛАС ТОВОй

ВОДы С РАСТВОРЕННыМ ГАзОМ

рованы тектонически экранированные ловушки и залежи стратиграфического типа.

Список использованных источни-ков и литературы

1. Исмагилов Д. Ф., Козлов В. Н., Попков В. И., Те-рехов А. А. Генезис нефтегазоносных струк-тур Таманского полуострова и прилегаю-щей акватории Черного моря // Материалы V международной конференции. Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Не-фтегазовая 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.— Ставро-поль: 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 дислока-ции.— М.: Научный мир, 2001.— 139 с.

5. Попков В. И. Складчато-надвиговые дислокации

Таманского шельфа как индикатор геодинамиче-ской обстановки замыкания Северо-Западного Кавказа // 7-я Международная конференция по тектонике литосферных плит им. Л. П. Зонен-шайна.— М.: Научный мир, 2001.— С. 395–398.

6. Попков В. И. Коллизионная тектоника Северо-Западного Кавказа // Тектоника и металло-гения Северной Циркум-Пацифики и Вос-точной Азии.— Хабаровск: ИТиГ ДВО РАН, 2007.— С. 279–282.

7. Попков В. И. Геодинамическая обстановка гря-зевого вулканизма и глиняного диапиризма (на примере Крымско-Кавказской области) // Геодинамика внутриконтинентальных ороге-нов и геоэкологические проблемы. Четвер-тый международный симпозиум.— Бишкек, 2008.— С. 93–100.

8. Попков В. И. Тектоническая позиция Керченско-Таманских грязевых вулканов // Дегазация Земли: геодинамика, геофлюи-ды, 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 мезо-кайнозойских отложений Черноморской впа-дины.— М: Недра, 1988.— 324 с.

Тектоника российского сектора Черного моряИнженерные изыскания

59 60№ 2 (9) 2010

Условные обозначенияИзогипсы поверхностифундамента

Основные разломы

Граница Прикаспийскойвпадины

Границы крупныхструктурных элементов

Границы среднихструктурных элементов

Прикаспийская впадина

Волгоградско-Оренбургскаясистема моноклиналей

Новоалексеевский прогиб

Северо-Атыраусскаясистема моноклиналей

Астраханско-Актюбинскаясистема поднятий

Ащикольское поднятие

Караулкельдинское поднятие

Коскольское поднятие

Енбекское поднятие

Жаркамысское поднятие

Северо-Каспийское поднятие

I-в

I-г

I-д

I-е

I-ж

I-з

–10.0

–14.0

–13.0

–12.0

–16.0

–10.0

–14.0

–18.0 –20.0

–16.0

–18.0

–14.0

–14.0

–12.0

–10.0

–9.0

–7.5

–10.

0

–9.0

–9.0

–9.0

–9.0

–8.0

–8.0

–10.0

–10.

0

–12.0

–8.0

–9

.0

–7.0

–7.0

–7.0

–8.0

Атырау

I-Б

I-Ж

I-Д

I-в

I-г

I-д

I-е

I-е

I-Е

I-Ж

Актюбинск

о

о

I-ж

о

о

Изогипсы поверхностиэйфельско-франскогокомплекса

Основные разломы

Граница Прикаспийскойвпадины

Границы крупныхструктурных элементов

Границы среднихструктурных элементов

Прикаспийская впадина

Волгоградско-Оренбургскаясистема моноклиналей

Центрально-Прикаспийскийпрогиб

Новоалексеевский прогиб

Северо-Атыраусскаясистема моноклиналей

Астраханско-Актюбинскаясистема поднятий

Енбекско-Жаркамысскоеподнятие

Гурьевское поднятие

Условные обозначения

ПЕРСПЕКТИВы НЕФТЕГАзОНОСНОСТИ ЕНБЕКСКО-ЖАРКАМыССКОГО ПОДНя-ТИя ВОСТОЧНОГО БОРТА ПРИКАСПИй-СКОй ВПАДИНы

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.

Пантюшев Ю. А.

гл. геофизик тоо «мгк» (г. алма-ата)

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 северо-восточное положение в Астраханско-Актюбинской си-стеме поднятий (рис 1, 2).Енбекский выступ кристаллического фундамента (рис. 1, I-е) на юге сопряжен через субширотный глубинный раз-лом с Жаркамысским выступом фундамента (рис. 1, I-ж). Оба выступа разбиты на блоки субширотными оперя-ющими разломами и вытянуты грядой на 360 км вдоль зоны глубинных разломов, опоясывающих восточный борт впадины. Приподнятые участки выступов фун-дамента оконтуриваются в своде изогипсами с отмет-кой — 7.0 км, в подошве - изогипсами с отметкой 8.0 км. Породы, облекающие эрозионную поверхность высту-пов, представлены терригенными отложениями ордо-вика, силура и нижнего девона. На этом раннепалеозой-ском 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 припод-нятая часть свода Енбекско-Жаркамысского поднятия вскрыта параметрической сважиной П-4 Кумсай на глу-

бине 4830 метров и оконтуривается изогипсой с отмет-кой — 5.2 км. в подошве, 4.8 км в кровле. Свод поднятия находится над зоной сопряжения выступов кристалли-ческого фундамента (рис. 2, 1).Енбекско-Жаркамысское поднятие вытянуто вдоль бор-та впадины. Его северное крыло лежит над Енбекским выступом фундамента, южное — над Жаркамысским выступом. Если породы северного крыла полностью покрывают Енбекский выступ фундамента с увеличе-нием мощности слоев в южном направлении к сводо-вой части поднятия, то отложения южного крыла, только наполовину протяженности покрывают Жаркамысский выступ до зоны развития оперяющего разлома по фун-даменту, отсекающего его южный блок (рис. 1, 2). Се-верное крыло поднятия осложнено рядом субмериди-альных и оперяющих субширотных дизъюнктивных на-рушений и относительно плавно погружается в север-ном направлении. Поверхность южного крыла подня-тия относительно круто погружается в южном направ-лении. Свод поднятия находится над разломом, над зоной сочленения Енбекского и Жаркамысского высту-пов. Неравномерное облекание выступов терригенной подложки, увеличение мощности пород к сводовой ча-сти поднятия и над зонами разломов, обусловлено пре-имущественно карбонатной седиментацией в средне-девонское время.

Рисунок 1. схема поверхности кристаллического фундамента восточной части прикаспийской впадины

Инженерные изыскания

Е

Перспективы нефтегазоносности Енбекско-Жаркамысского поднятия восточного борта Прикаспийской впадины

Рисунок 2. схема структурно-тектонического районирования эйфельско-франского комплекса пород восточной части прикаспийской впадины.

61 62№ 2 (9) 2010

Мезозойскиетерригенныеи карбонатные породы

Верхнепермскиетерригенные породы

Соль

Терригенные породы

Шельфовые и рифовые карбонаты

Разломы

СаркрамабасБактыгарын Бозоба Кумпсай В. Мортук Жанажол ЛоктыбайС3 Ю

P2

C3

C2m2

Clv

Clt

D3f

P2

Plk

Г-1 Г-9 П-4 G-1 1-C 3 70 км 16

P2

1

2

3

4

5

6

7

P1k

P1

C1b

C1vD3fm

P1k

D1 - D2I II III IVкм км

Условные обозначения

Рисунок 3. разрез пород осадочного чехла енбекско-жаркамысского поднятия по линии с северо-запада на юг

Разрез пород осадочного чехла (рис. 3), по линии пере-секающей Енбекско-Жаркамысское поднятие в направ-лении с северо-запада на юг, отображает его обобщен-ное геологическое строение.

Характерной особенностью поверхности самой припод-нятой части свода эйфельско-франских пород является отсутствие над ней терригенных пород визея, покрыва-ющих карбонатные породы девона на остальной части поднятия. Характерной особенностью разреза свода поднятия является толща карбонатных пород живетско-го яруса среднего девона, залегающая в его пределах. На структурной карте (рис. 4) по кровле верхнедевон-ских карбонатных отложений отображен участок зоны сочленения крыльев поднятия в районе нефтяных ме-сторождений Восточный Мортук и Саркрамабас, между

глубокими поисковыми скважинами G-1 В. Мортук и 1-С Саркрамабас, расположенных на краях грабенообразно-го прогиба. Брахиантиклинальная складка Саркрамабас находится юго-восточнее Эмбинского-III разлома, в пре-делах южного крыла поднятия, складка Восточный Мор-тук 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 компенсиру-ет и грабенообразный прогиб. Грабенообразный про-гиб, проекция которого на дневной поверхности совпа-дает с поймами рек Темир и Эмба от точки их слияния, простирается в северо-восточном и западном направ-лениях, обозначая линию границы крыльев Енбекско-Жаркамысского поднятия. На дневной поверхности ли-ния границы зоны сочленения крыльев поднятия ото-бражается долинами рек Темир и Эмба простирающи-мися с запада на восток в субширотном направлении (рис. 7). Таким образом, свод эйфельско-франских кар-бонатных пород находится в пределах юго-восточной части северного крыла складки, на участке между опе-ряющим 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, находящих-ся в зоне сочленения крыльев поднятия, наблюдается выклинивание пород средне-верхнекаменноугольного возраста в северо-западном направлении и их полное отсутствие в пределах северного крыла поднятия. Ха-рактерной особенностью разреза пород блоков, состав-ляющих зону сочленения и прилегающих с той и другой стороны к грабенообразному прогибу, является резкое сокращение терригенных пород нижней пачки подоль-ского горизонта московского яруса или их полное отсут-ствие. Так, в пределах блока Саркрамабас на южном крыле поднятия в разрезе скважины 1-С отсутствуют терригенные породы подольского горизонта, а в раз-резе скважины G-1 на блоке Восточный Мортук на се-верном крыле терригенные породы подольского гори-зонта присутствуют в небольшом объеме.В районе глубокой скважины Г-1 Бактыгарын, севернее оперяющего разлома, наблюдается увеличение мощно-сти терригенных пород визейского возраста перекры-вающих карбонатные породы фаменского яруса верх-него девона. На южном крыле поднятия относительно глубоко погруженные породы девона покрыты, соответ-ственно, более мощной толщей визейских терригенных пород. И в направлении на юг, юго-запад по мере по-гружения поверхности девонских пород в районе меж-ду месторождениями Жанажол и Локтыбай породы ви-зея перекрывают терригенные отложения турнейского яруса нижнего карбона. Вышележаща я карбонатна я толща средне -верхнекаменноугольных пород представлена Темир-ской и Жанажольской карбонатными платформами, со-ставляющими соответственно северное и южное кры-лья поднятия. По кровле этой толщи пород свод под-нятия переместился и фиксируется уже в северной ча-сти южного крыла, в пределах Жанажольской шель-фовой карбонатной платформы (рис. 3). Вершины сво-да находятся над участками нефтяных месторождений Алибекмола и Жанажол.Грабенообразный прогиб оконтуривается линиями глу-бинных разломов Темирским II, окаймляющим его с северо-западной стороны, и Эмбинским III, окаймляю-щим 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 суб-широтном направлении, определяя зону сочлене-ния крыльев поднятия. Эмбинский III разлом, продол-жаясь на юго-запад, ограничивает блок Саркрама-бас с западной стороны и далее проходит по запад-ной окраине свода Енбекско-Жаркамысского подня-тия средне-верхнекаменноугольного возраста карбо-натных пород. От Эмбинского III глубинного разлома в северо-восточном направлении ответвляется оперяю-щий разлом IV, проходящий между блоком Саркрама-бас 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 средне-верхнекаменноугольных пород поднятия, ограничивая развитие пачки терригенных пород подольского гори-зонта на этом блоке (рис. 3).В среднекаменноугольное время на терригенной подложке визейского возраста в пределах Енбекско-

Жаркамысского поднятия начали формироваться две карбонатные платформы — Темирская и Жанажоль-ская (рис. 5). В конце каменноугольного периода завер-шилось формирование обеих карбонатных платформ, и они были погребены под толщей раннепермских под-солевых терригенных ассельско-артинских пород и кун-гурской соленосной пачки. Сами карбонатные платфор-мы сочленяются между собой через грабенообразный

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-

В СРЕДНЕКАМЕННОУГОЛьНОЕ ВРЕМя НА ТЕРРИГЕННОй ПОД-

ЛОЖ К Е ВИзЕйСКОГО В ОзРАС ТА В ПРЕ ДЕ ЛА Х ЕНБЕКСКО -

ЖАРКАМыССКОГО ПОДНяТИя НАЧАЛИ ФОРМИРОВАТьСя ДВЕ

КАРБОНАТНыЕ ПЛАТФОРМы — ТЕМИРСКАя И ЖАНАЖОЛьСКАя

Инженерные изыскания Перспективы нефтегазоносности Енбекско-Жаркамысского поднятия восточного борта Прикаспийской впадины

ПОРОДы, ОБЛЕКАЮщИЕ ЭРОзИОННУЮ ПОВЕРХНОСТь Вы-СТУПОВ, ПРЕДСТАВЛЕНы ТЕРРИГЕННыМИ ОТЛОЖЕНИяМИ ОРДОВИКА, СИЛУРА И НИЖНЕГО ДЕВОНА.

001 C1 001

L700

L600

L500

L400

II

III

III

II

Рисунок 4. структурная карта поверхности девон-ских отложений (данные 3д могт)

63 64№ 2 (9) 2010

Палеозойские породыКристалический фундаментКарбонатные породы Региональный разлом

Условные обозначения

Палеозойские нефтяные и газовые месторождения

1. Кенкияк2. В. Мортук3. Урихтау4. Жагабулак5. Алибекмола6. Жанажол7. Синельниковское8. Кожасай9. Локтыбай

Прикаспийская впадина

Темирскаякарбонатнаяплатформа

Актюбинск

Остансукско-Актюбинский

прогиб

Жанажольская карбонатнаяплатформа

Уральская складчатость

мола) карбонатные платформы, отображено обобщенное геологическое строение центральной части Енбекско-Жаркамысского поднятия. На общем фоне моноклиналь-ного ступенчатого погружения слоев пород обеих кар-бонатных платформ на запад, к центру Прикаспийской впадины, слои пород Темирской карбонатной платфор-мы и северная краевая часть Жанажольской карбонат-ной платформы погружаются и в северном направлении. Северная краевая часть Жанажольской шельфовой кар-бонатной платформы вдоль зоны сочленения платформ погружается в Остансукско-Актюбинский прогиб (рис. 5).Остансукско-Актюбинский прогиб, как и Жанажольская платформа, залегает вдоль Мугоджарских гор, являю-щихся геоморфологически выраженной южной оконеч-ностью Уральской складчатой системы, и сопрягает-ся с ними через зону глубинных разломов опоясыва-ющих восточный борт Прикаспийской впадины. Остан-сукско-Актюбинский прогиб отделяет Темирскую карбо-натную платформу от Мугоджар и раскрывается на се-вер в глубоко погруженную часть Прикаспийской впа-дины. На юге он продолжается узким грабенообраз-ным прогибом юго-западного направления, разделя-ющим 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 карбонатно-терригенной толщи и трехслойной толщи слева от про-гиба, отображающей строение северного крыла. Основ-ное отличие в строении крыльев проявляется в виде ки-лометровой мощности терригенно-карбонатной толщи, сформировавшейся в каменноугольный период в пре-делах Жанажольской платформы. А в разрезе осадоч-ных пород Темирской платформы эта толща отложений в интервале, начиная с московского яруса среднего кар-бона 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 место-рождений. На обоих крыльях поднятия месторождения нефти и газа расположены в пределах южной части Те-мирской платформы и северной части Жанажольской, в интервале подсолевой карбонатной толщи пород сред-него и верхнего карбона (рис. 5).На структурной схеме (рис. 7) солянокупольной текто-ники кунгурского яруса нижней перми в пределах вы-деленной зоны наблюдаются разрывы непрерывности линий соляных гряд, вытянутых вдоль восточного бор-та. Гряды разбиваются на отдельные, разно ориентиро-ванные соляные купола.Это явление обусловлено тем, что приподнятые карбо-натные массивы краевых частей платформ предопре-делили свою собственную сеть ослабленных зон, про-низывающих вышележащий осадочный чехол, отлич-ную от региональной субмеридиально ориентирован-ной вдоль борта. Массы соли под действием силы тя-жести, а также увеличивающегося давления вышеле-

Рисунок 5. структурно-тектоническая схема восточно- го борта прикаспийской впадины

Инженерные изыскания Перспективы нефтегазоносности Енбекско-Жаркамысского поднятия восточного борта Прикаспийской впадины

жащих накапливающихся толщ терригенных отложений верхней перми сместились вдоль поверхности припод-нятого участка основания солеродного бассейна в по-ниженные его части (рис. 3). Поверхность приподнято-го участка, в свою очередь, была осложнена локальны-ми поднятиями. На выступающих над ложем солерод-ного бассейна сводах этих структур, имеющих шерохо-ватую поверхность, происходила первоначальная кон-солидация части соленосной массы бассейна. В по-следующем в процессе терригенного осадконакопле-ния в эти приподнятые соленосные массы происходил подток соли из опущенных участков, что привело к об-разованию соленосных останцев, которые сформиро-вались в отдельные купола под терригенной толщей облекания. Этот приподнятый участок дна солеродно-го бассейна располагается над участком зоны скопле-ния подсолевых залежей и, как правило, отдельные со-ляные купола в его пределах расположены над место-рождениями углеводородов. То есть на рассматривае-мой схеме расположения соляных куполов наблюдает-ся участок свода Енбекско-Жаркамысского поднятия, совпадающий в плане с площадью участка скопления подсолевых месторождений УВ и сводами эйфельско-франского и средне-верхнекаменноугольного карбонат-ных комплексов пород.

З Кенкияк В. Мортук Сакрамабас Алибекмола В0

1

2

3

4

5

6

км

IIIII

Условные обозначения

Мезозойские терригенныеи карбонатные породы

Верхнепермскиетерригенные породы

Соль

Терригенные породы

Карбонатно-терригенныепороды

Шельфовыеи рифовые карбонаты

Нефть

Разломы

Рисунок 6. разрез пород осадочного чехла центральной части енбекско-жаркамысского поднятия.

Таким образом, исходя из выполненного анализа ге-ологического строения и тектонических критериев, формирования зон нефтегазонакопления Енбекско-Жаркамысского поднятия восточного борта Прика-спийской 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 под-нятий кристаллического фундамента;2) в центральной части Енбекско-Жаркамысского под-нятия выявлен свод, где в подсолевых породах камен-ноугольного возраста в настоящее время обнаружена основная часть нефтяных и газовых месторождений;3) мощная толща терригенных пород визея, облекаю-щих и нивелирующих рельеф поверхности карбонат-ного девона, позволяет определить в качестве перво-очередных нефтегазопоисковых объектов в верхнеде-вонских карбонатных породах южного крыла подня-тия, 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

65

Инженерные изыскания

поймами рек Эмба и Темир, проходит глубинный раз-лом, расчленяющий Енбекско-Жаркамысское поднятие на два крупных блока. Это предопределило структу-ру строения поднятия в виде двух крыльев, как квази-синхронных седиментационных геологических обра-зования и обусловило имеющиеся особенности раз-реза пород;

5) соляные гряды и отдельные соляные купола на вос-точном борту Прикаспийской впадины в процессе ста-новления контролируются выступами и приподняты-ми участками ложа солеродного бассейна, являясь, тем самым, одним из тектонических критериев опре-деления зон нефтегазонакопления в подсолевых от-ложениях.

Темир

Бактыгарын

Баркымбай С-3

Баркымбай

Бозоба

Аякудук

ИтассайКоздысай

Коздысай Ю.

Сарксымола

Комистобе

Жанажол

Саркрамбас

Алибекмола Ю.

Алибекмола

В. Алибек

ШонгельшийМортук

Кенкияк

Башенколь

Талдышоки

Арансай

Остансук

Джиландысай

Карнак

Рисунок 7. структурная схема солянокупольной тектоники отложений кунгурского яруса нижней перми в пределах восточного борта прикаспийской впадины

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 гравиметри-ческих 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.