ISSN 0548–1414. Нафтогазова галузь України. 2013. № 3 · Гриценко Олександр Іванович – д-р техн . наук, член-кореспондент

ISSN 0548–1414. Нафтогазова галузь України. 2013. 3

ЕКОНОМІКА ТА ПРОБЛЕМИ РОЗВИТКУ

МАРчЕНКО А.І., СТУКАЛЕНКО І.О.

Міжнародні ринки природного газу: проблеми та шляхи їх подолання . . . . . . . . . . . . . . .3

ГЕОЛОГІЯ НАФТИ І ГАЗУ

ХАРчЕНКО М.В., ПОПОВА Т.Л., ПОНОМАРЕНКО Л.С.

Пріоритетні напрями освоєння ресурсів вуглеводнів Глинсько-Солохівського нафто-

газоносного району Дніпровсько-Донецької западини . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6

ТУМАНОВ В.Р., чЕБАН В.Д.

Застосування методу тепловізійної генералізації для оцінки умов накопичення

вуглеводнів у Західній пустелі Єгипту . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

КУХТІНА-ГОЛОДьКО Л.М., ГОЛОДьКО Б.І.

Перспективи нафтогазоносності в’єтнамського материкового схилу і прилягаючо-

го шельфу Південно-Китайського моря . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

МАчУжАК М.І., ЛИЗАНЕць А.В.

Перспективи відкриття значних за запасами родовищ газу на великих глибинах

у Дніпровсько-Донецькій западині . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

БУРІННЯ СВЕРДЛОВИН

ОГОРОДНІКОВ П.І., СВІТЛИцьКИй В.М., ГОГОЛь В.І.

Зносостійкість деяких елементів бурильної колони у процесі буріння . . . . . . . . . . . . . 24

ВИДОБУВАННЯ НАФТИ І ГАЗУ

ДОРОшЕНКО В.М., ПРОКОПІВ В.й., РУДИй М.І., ЩЕРБІй Р.Б.

Щодо впровадження полімерного заводнення на нафтових родовищах України . . . 29

НАГОРНИй В.П., ДЕНИСюК І.І., ЛІХВАН В.М., шВЕйКІНА Т.А.

Розсіювання акустичної хвилі пухирями газу в нафтоносному пласті . . . . . . . . . . . . . 33

ТРАНСПОРТУВАННЯ ТА ЗБЕРІГАННЯ НАФТИ І ГАЗУ

ПРИТУЛА Н.М., ПРИТУЛА М.Г., шИМКО Р.Я., ГЛАДУН С.В.

Розрахунок режимів роботи Більче-Волицько-Угерського підземного сховища газу

(програмний комплекс) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

НЕТРАДИцІйНІ ТЕХНОЛОГІЇ ТА ЕНЕРГОЕФЕКТИВНІСТь

КОМПАН А.І., РЕДьКО А.О., шЕЛЕСТ С.Б.

Когенераційна схема використання ВЕР газопереробного заводу . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

ПАНЕВНИК О.В.

Визначення граничних умов використання струминного апарата системи утиліза-

ції вуглеводнів . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

ПРОФЕСІОНАЛИ ГАЛУЗІ

Пилипець І .А . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

Назва видання

Нафтогазовагалузь України

Науково-виробничий журналВиходить один раз на два місяці

СпівзасновникиНаціональна акціонерна компанія

«Нафтогаз України» Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу

Головний редакторБакулін Є.М.

3/2013(3) травень-червень

Індекс 74332

Тираж 1000 примірників

ціна згідно з Каталогом видань України 22,63 грн

Адреса видавця та редакції01001, Київ-1, вул. Богдана Хмельницького, 6

Телефони: (044) 586 3681, 586 3683Факс: 594 7669

E-mail: [email protected] www.naftogaz.com/naftogaz_galuz

Адреса друкарніТзОВ «Компанія Імперіал Груп»

м. Львів, 79000, а/с 6104 тел.: (032)290 15 80, (063)122 26 25

E-mail: і[email protected]

ЗАРЕЄСТРОВАНОв Міністерстві юстиції України.

Свідоцтво про державну реєстрацію друкованого засобу масової інформації серії КВ 19813-9613Р від 09.04.2013 р.

Видавець

Журнал реферується University of Tulsa (USA) і ВИНИТИ РАН (Росія)

Рекомендовано до друку Вченою радою Івано-Франківського національного

технічного університету нафти і газу та Науково-технічною радою

Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України»


Інформація . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9, 16, 41, 45, 49

ЗМІСТ

contEnts


oil & gasindustry of Ukraine

Головний редакторБакулін Євген Миколайович – голова правління Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України»Заступники головного редактораЧупрун Вадим Прокопович – заступник голови правління Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України»Крижанівський Євстахій Іванович – д-р техн . наук, член-кореспондент НАН України, ректор Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу

Редакційна колегіяАдаменко Олег Максимович – д-р геол .-мінерал . наукБанахевич Юрій Володимирович – д-р техн . наукБойченко Сергій Валерійович – д-р техн . наукБратичак Михайло Миколайович – д-р хім . наукБутинець Франц Францович – д-р екон . наукВарламов Геннадій Борисович – д-р техн . наукВасилюк Володимир Михайлович – канд . техн . наукВенгерцев Юрій Олександрович – д-р філософії, канд . техн . наукВижва Сергій Андрійович – д-р геол . наукВитвицький Ярослав Степанович – д-р екон . наукГінзбург Михайло Давидович – д-р техн . наукГладун Василь Васильович – д-р геол . наук Гожик Петро Федосійович – д-р геол . наук, академік НАН України Гораль Ліліана Тарасівна – д-р екон . наукГриценко Олександр Іванович – д-р техн . наук, член-кореспондент РАН (Росія)Грудз Володимир Ярославович – д-р техн . наукДанилюк Микола Олексійович – д-р екон . наукДовжок Тетяна Євгенівна – канд . геол . наукДорошенко Володимир Михайлович – д-р техн . наукДраганчук Оксана Теодорівна – д-р техн . наукЄгер Дмитро Олександрович – д-р техн . наук, член-кореспондент НАН УкраїниЗарубін Юрій Олександрович – д-р техн . наукЗейкан Олександр Юрійович – канд . геол . наукКарп Ігор Миколайович – д-р техн . наук, академік НАН УкраїниКарпаш Олег Михайлович – д-р техн . наукКарпенко Олексій Миколайович – д-р геол . наукКісіль Ігор Степанович – д-р техн . наукКоболев Володимир Павлович – д-р геол . наукКолбушкін Юрій Петрович – д-р екон . наукКондрат Роман Михайлович – д-р техн . наукКрасножон Михайло Дмитрович – д-р геол . наукКуровець Ігор Миколайович – канд . геол .-мінерал . наукЛігоцький Микола Володимирович – канд . техн . наукЛукін Олександр Юхимович – д-р геол .-мінерал . наук, академік НАН УкраїниМаєвський Борис Йосипович – д-р геол .-мінерал . наукМакогон Юрій Федорович – д-р техн . наук (Техаський університет, США) Мачужак Михайло Іванович – канд . геол .-мінерал . наукОрлов Олександр Олександрович – д-р геол .-мінерал . наукОсінчук Зиновій Петрович – канд . техн . наукПавлюк Мирослав Іванович – д-р геол .-мінерал . наук, член-кореспондент НАН УкраїниПетренко Віктор Павлович – д-р екон . наукПетровський Олександр Павлович – д-р геол . наукСвітлицький Віктор Михайлович – д-р техн . наукСередюк Марія Дмитрівна – д-р техн . наукСередюк Орест Євгенович – д-р техн . наукСтаростенко Віталій Іванович – д-р фіз .-мат . наук, академік НАН УкраїниСторчак Сергій Олександрович – д-р техн . наукУніговський Леонід Михайлович – д-р техн . наукФедоришин Дмитро Дмитрович – д-р геол . наукФик Ілля Михайлович – д-р техн . наукХомик Павло МиколайовичЧудик Ігор Іванович – д-р техн . наукЧухліб Анатолій Петрович – канд . екон . наукШвидкий Едуард Анатолійович – канд . екон . наукШвидкий Олег АнатолійовичШевчук Анатолій Степанович – канд . техн . наук

Над номером працювалиУправління науково-технічної політики Національної акціонерної компанії«Нафтогаз України»Сектор організації видання науково-виробничого журналу

Начальник секторуТ.П. Умущенко

Редактор Н.Г. Ворона

Здано до складання 01.10.2013. Підписано до друку 05.11.2013Формат 205×285. Папір крейдований. Офсетний друк

Information . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9, 16, 41, 45, 49

EconoMY AnD DEVELoPMEnt

MArchEnko А.І., stUkALEnko І.О.

International natural gas markets: problems and possible ways of solving . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

oIL AnD GAs GEoLoGY

khArchEnko М.V., PoPoVA Т.L., PonoMArEnko L.s.

Priorities for the development of hydrocarbon resources of the Hlinsk-Solohivskyi oil and gas

region of the Dnipro-Donets basin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

tUMAnoV V.r., chEbAn V.D

The application of the thermal imaging generalization method for hydrocarbon

accumulation evaluation in the Western Desert of Egypt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10

kUkhtInA-hoLoDko L.М., hoLoDko b.І.

Oil and gas prospects for Vietnamese continental slope and adjacent shelf of the South

China Sea . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17

MAchUzhAk М.І., LYzAnEts А.V.

Discovery potential of important deposits deeply buried in the Dnipro-Donets basin . . . . . .20

WELL DrILLInG

ohoroDnIkoV P.І., sVItLYtskYI V.М., hohoL V.І.

Wearing capacity of some elements of the drill string during boring . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .24

oIL AnD GAs ProDUctIon

DoroshEnko V.М., ProkoPIV V.Y., rUDYI М.І., shchErbIY r.b.

Prior to the introduction of polymer watering in oil fields of Ukraine . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .29

nAhornYI V.P., DEnYsIUk І.І., LIkhVAn V.М., shVEIkInA Т.А.

Acoustic wave scattering by gas bubbles in reservoirs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .33

oIL AnD GAs trAnsPortAtIon AnD storAGE

PrYtULA n.M., PrYtULA M.h., shYMko r.Ya., hLADUn s.V.

Calculation of work modes of Bilche-Volytsia-Uhersko underground gas storage facility

(program complex) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .36

UnconVEntIonAL tEchnoLoGIEs AnD EnErGY EFFIcIEncY

koMPAn А.І., rEDko А.О., shELEst s.b.

Co-generation recovery scheme of secondary resources using in the gas processing

plant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .42

PAnEVnYk О.В.

Limiting conditions determination of using the hydrocarbon utilization system jet

apparatus . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .46

InDUstrY EXPErts

Pylypets І .А . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .23


3ЕКОНОМІКА ТА ПРОБЛЕМИ РОЗВИТКУ

«Україна є найважливішою транзитною країною для по-ставок газу до Європи», – ці слова, які прозвучали на спільній конференції «Україна – ЄС» щодо модернізації газотранспорт-ної системи України, дуже вагомо окреслюють роль газової інфраструктури в функціонуванні європейського ринку газу. Проте зараз цього замало, бо Україна та її газова інфраструк-тура поступово стають частиною єдиного європейського рин-ку, який створюється. Крім того, на сьогодні в правовому полі ЄС терміна «транзит» не існує взагалі.

На вересневій 2012 року конференції «Baltic Energy Market Interconnection Plan» ще раз наголошувалося, що основою кон-сенсусу між урядами, споживачами та промисловістю у сфері енергетики в Європі є прагнення створити ефективно функці-онуючі та конкурентні енергетичні ринки у внутрішніх кордо-нах Європи. Ціни на цих ринках повинні відповідати попиту та пропозиції [1]. Як відомо [2], Євросоюз разом із Балканськими країнами та Туреччиною створили Енергетичне Співтовари-ство з метою заснувати інтегрований ринок природного газу та розробити як його важливу частину єдиний механізм для транскордонного транспортування природного газу, електро-енергії та інших енергетичних товарів. Договір про заснування Енергетичного Співтовариства (ДЕС) передбачає співробітни-цтво з безпеки постачання газу, спільні заходи з регулювання імпорту та експорту газу, єдиний простір регулювання тор-гівлі газом. Важливим є принцип солідарності. Енергетичне Співтовариство може вжити заходів для регулювання імпорту та експорту газу до третіх країн для забезпечення стабільного функціонування внутрішнього ринку. В країнах-членах Енер-гетичного Співтовариства заборонені митні та кількісні обме-ження імпорту та експорту газу.

Україна є повноправним членом ДЕС, що зобов’язує впро-ваджувати положення єдиного нормативно-правового поля Європейського Союзу в сфері газу та дозволяє стати учасни-ком інтегрованого ринку газу та інфраструктурних послуг,

Міжнародні ринки природного газу: проблеми та шляхи їх подолання

А.І. Марченкоканд. техн. наукІ.О. СтукаленкоНаціональна акціонерна компанія «Нафтогаз України»

Розглянуто можливості співробітництва в газовій сфері між Україною та ЄС, використання інструментів Енергетичного Співтовариства, глибокої і всеосяжної зони вільної торгівлі, входження України до єдиного європейського ринку природного газу. Проаналізовано нормативно-правову базу СНД у газовій сфері і зроблено висновок щодо нагальної потреби її вдосконалення та розвитку. Показано основні тенденції на міжнародних газових ринках.

Рассмотрены возможности сотрудничества в газовой сфере между Украиной и ЕС, использования с этой целью инструментов Энергетического сообщества, глубокой и всеобъемлющей зоны свободной торговли, вхождения Украины в единый европейский рынок природного газа. Проанализирована нормативно-правовая база СНГ в га-зовой сфере и сделан вывод о настоятельной необходимости ее совершенствования и развития. Показаны основ-ные тенденции на международных газовых ринках.

The opportunity for cooperation in oil and gas sphere between Ukraine and the EU, the use of Energy Community tools, the deep and comprehensive free trade area, Ukraine’s joining the single European market for gas was discussed. The CIS analysis of the standardization and Legal Framework in the gas sector and the urgent need of it improvement and development was made. The main trends in the international gas markets were shown.

УДК 339.13; 621.6.028

пов’язаних зі зберіганням та транскордонним транспортуван-ням газу.

До переліку базових документів, на яких будується єдиний ринок газу ЄС та країн-членів Енергетичного співтовариства, входять документи Європейського парламенту та Ради щодо спільних правил внутрішнього ринку природного газу [3] та умов доступу до мереж транспортування природного газу [4], у т. ч. встановлюються спільні правила у сфері транспортуван-ня, постачання, розподілу, зберігання газу та доступу до інфра-структури для транскордонного обміну газом.

Створюється єдиний регуляторний простір. Агенція зі співробітництва національних енергетичних регуляторів (ACER) є органом ЄС, який також регулює питання функціо-нування транскордонної інфраструктури: порядок і умови до-ступу до інфраструктури, моніторинг ринків газу, підготовка пропозицій та висновків для Єврокомісії. Україна може і пови-нна брати участь у роботі ACER та інших інституцій, створе-них у ЄС з метою впровадження ідеї єдиного ринку.

Важливі рішення, які сприяють утворенню єдиного ринку газу Україна–ЄС, ухвалено 2012 року:Національний план дій щодо впровадження Програми

економічних реформ на 2010–2014 рр. «Заможне суспільство, конкурентоспроможна економіка» містить розділ «Політична асоціація та економічна інтеграція України в Європейський Союз», який передбачає «завершення процесу укладання» та «створення національного механізму імплементації Угоди про асоціацію між Україною та ЄС»;парафовано проект Угоди про глибоку та всеосяжну зону

вільної торгівлі Україна–ЄС (DCFTA). Імплементація угоди відкриває нові можливості для інтеграції ефективного викорис-тання енергетичних ринків, співробітництва у газовій торгівлі, ефективного використання наявної газової інфраструктури та безпеки постачання газу. Зокрема, стимулюватиме розвиток торговельних відносин у сфері послуг із транспортування та

Рис. 1. Динаміка цін (2012) на природний газ на умовах довгострокових контрактів (LTC) та в центрах (HUB) термінової торгівлі (spot)

Рис. 2 . Загальний імпорт скрапленого природного газу (LNG) до Європи в 2008–2011 рр., млрд м3



зберігання природного газу, здійснення диверсифікації замов-ників послуг. Реалізація угоди дасть можливість імпортерам газу в Європі вибирати маршрут отримання газу: обхідними і дуже дорогими або територією України – випробуваним, на-дійним, економічно привабливим шляхом. Особливо важли-во, що транскордонне транспортування імпортованого газу здійснюватиметься територією країни, в якій діє нормативно-правове поле ЄС (НПП ЄС) у межах єдиного ринку, за одними правилами.

Угода DCFTA з Європейським Союзом визначає перелом-ний момент, після якого Україна стає невід’ємною частиною європейського ринку газу, а її газова інфраструктура, у тому числі підземні сховища газу, перетворюються на ланки вироб-ничого ланцюга європейських компаній. Це дасть змогу Украї-ні надавати зацікавленим компаніям інфраструктурні послуги, які будуть застосовуватись у недискримінаційний спосіб, за європейськими правилами та прозорими тарифами, враховувати потребу в збереженні, мо-дернізації та розвитку інфраструктури, відображати фактично понесені витрати. Тарифи мають сприяти ефективній торгівлі газом, підтримувати або створю-вати експлуатаційну сумісність транспортних мереж [4]. Повноправна участь в європейському ринку дасть можливість скористатися його перевагами – значно нижчими цінами на природний газ, солідарністю, без-пекою. Розвинений конкурентний диверсифікований ринок сприяє розвитку термінової (spot) торгівлі, що впливає на ціни, за якими імпортується газ (рис. 1) [5].

Принцип солідарності в ЄС видно на прикладі країн Балтії, які мають лише одне джерело та марш-рут імпорту газу, що призводить до ускладнень на ринку, зокрема до високих цін. Єврокомісія розглядає газовий ринок країн Балтії (Фінляндія, Естонія, Лат-вія і Литва) як ізольований. 2008 року було створено Групу високого рівня під головуванням Єврокомісії,

яка розробила Балтійський план об’єднання енер-гетичного ринку (BEMIP – Baltic Energy Market Interconnection Plan). Згідно з планом BEMIP вжи-вається ряд заходів із метою залучення країн Бал-тії до загальноєвропейського контексту безпеки поставок, досягнення високого рівня диверсифіка-ції маршрутів і джерел надходження газу. З цією метою здійснюються проекти інфраструктурних з’єднань із можливістю реверсних потоків газу, роз-витку підземних сховищ, побудови інфраструктури для скрапленого природного газу (LNG – liquefied natural gas) [6, 7]. Важливо, що плани ЄС передба-чають і механізми, за якими здійснюється фінансу-вання зазначених проектів.

Раніше Європейський парламент ухвалив рі-шення про допомогу Україні у переговорах щодо умов постачання газу з Росії, щоб забезпечити від-повідність умов газової торгівлі Україна–РФ стан-дартам та цінам ЄС [8].

У той же час потрібно зауважити, що біль-шість природного газу в Україну імпортується на український–російський кордон. Сьогодні це єди-ний шлях, яким фізично може надходити природ-

ний газ із родовищ РФ, Казахстану, Узбекистану, інших країн Співдружності незалежних держав (СНД). Серед міжнарод-них документів СНД назвемо два: про проведення узгодженої політики у сфері транзиту природного газу та аналогічний документ щодо наф-ти і нафтопродуктів. Угоди СНД в сфері транзиту вуглеводнів важливі, оскільки передбачають:

заходи для забезпечення вільного транзиту під час його трубопровідного транспортування;

зобов’язання вживати необхідних заходів, у т.ч. спільних, для того, щоб жодна зі сторін не опинилася під загрозою від-ключення від джерел газопостачання.

Після відомих подій 2006 і 2009 років дуже зрозуміла важливість останнього і ступінь дієвості угод СНД. Угоди є чинними для більшості країн СНД, проте РФ 2007 р. (Розпо-рядження Уряду РФ від 29.10. 2007 р. 1507-р) і 2008 р. (Розпо-

Рис. 3 . Порівняння обсягів світового імпорту LNG та газу, доставленого трубопроводами, у 2011 р.



рядження Уряду РФ від 01.02.2008 р. 97-р) припинила тим-часове застосування зазначених угод.

У липні 2012 року Верховна Рада України ухвалила Закон 5193-VI, яким ратифіковано новий Договір про зону вільної торгівлі (ЗВТ СНД). У ст. 7 «Свобода транзиту» вказаного До-говору зазначено, що регулювання транзиту товарів здійсню-ється відповідно до положень Світової організації торгівлі (СОТ). Але на відміну від документів СОТ, «положення цієї статті (договору ЗВТ СНД) не поширюються на трубопровід-ний транспорт». Договір не усунув митних бар’єрів. Країни-експортери продовжують застосовувати мито (до 30 %) під час експортування природного газу.

Нормативно-правове поле СНД сьогодні не дає можливос-ті ефективної співпраці в газовій галузі і потребує розвитку та вдосконалення на базі чинних багатосторонніх докумен-тів СОТ, Енергетичної Хартії з урахуванням досвіду газового ринку ЄС. Існує необхідність підвищити ефективність засто-сування чинних угод СНД шляхом встановлення регулярного моніторингу їх виконання.

Газові ринки світу і Європи зокрема відчутно змінилися останнім часом. Швидко розвивався імпорт LNG на європей-ські ринки. За 4 роки (з 2008 по 2011 рр.) обсяги імпорту збіль-шилися на 65 % (із 55 у 2008 р. до 91 млрд м3 у 2011 р.) (рис. 2) [9].

До групи найбільших імпортерів увійшла Велика Британія, яка збільшила свій LNG-імпорт із 1 до 25 млрд м3 (28 % імпор-ту до Європи) і потіснила Іспанію (27 %) на першій сходинці в Європі. 2011 року імпорт LNG становив: у Франції – 16 %; в Іта-лії – 9 %; Бельгії і Турції по 7 % від річного імпорту в Європу. Загалом у світі 2011 року імпорт LNG сягав 330,8 млрд м3, що становить 32 % від загального імпорту та 52 % від обсягу імпор-ту газу (694,6 млрд м3) трубопровідним транспортом (рис. 3) [9].

Продовжується тенденція диверсифікації імпорту природ-ного газу. 2011 року Польща, Чехія, Угорщина одержували газ не тільки з РФ, а також із Норвегії, Німеччини та інших країн ЄС. Здійснюється модернізація та розширення інфраструктури під-земного зберігання як важливого фактору надійності та безпеки поставок газу. Здійснення проектів, які внесені в інвестиційну

базу даних GSE (організація представляє інтереси 31 оператора сховищ газу, потенціал яких становить 85 % від наявного в ЄС), дасть змогу збільшити потужність сховищ на 70,8 млрд м3 [10]. Україна зберігає лідируючу позицію за наявної інфраструктури підземного зберігання газу. Коефіцієнт співвідношення можли-востей ПСГ до річного обсягу споживання становить в Україні понад 60 % порівняно з 15–25 % в інших країнах.

Отже, нормативно-правове поле СНД потребує подальшо-го розвитку як щодо використання газової інфраструктури, так і впровадження моніторингу виконання чинних угод.

Входження України до єдиного газового ринку ЄС, вико-ристання інструментів Договору про заснування Енергетично-го Співтовариства, положень Угоди про глибоку та всеосяжну зону вільної торгівлі Україна – ЄС (DCFTA) дасть можливість скористатися європейським досвідом із метою створення еко-номічно ефективного діючого ринку газу, що має диверсифіко-вані джерела, маршрути постачання газу і використовує пере-ваги біржевої і спотової торгівлі.

Список літератури1. oettinger G., EU Commissioner for Energy, Opening speech at the BEMIP Regional Conference/Vilnus, 14.09.2012. – Режим досту-пу: http://ec.europa.eu/commission_2010-2014/oettinger/headlines/ speeches/2012/09/doc/2012_09_13_bemip_final.pdf.2. Про ратифікацію Протоколу про приєднання України до Догово-ру про заснування Енергетичного Співтовариства: Закон України від 15 грудня 2010 2787-VI // Відомості Верховної Ради України. – 2011. – 24. – С. 170.3. DIrEctIVE 2009/73/Ec OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL of 13 July 2009 concerning common rules for the internal market in natural gas and repealing Directive 2003/55/EC // Official Journal of the European Union, 14.8.2009.4. rEGULAtIon (Ec) no 715/2009 OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL of 13 July 2009 on conditions for access to the natural gas transmission networks and repealing Regulation (EC) No1775/2005 // Official Journal of the European Union, 14.8.2009.5. DG EnErGY, Quarterly Report on European Gas Markets, Market Observatory for Energy, Vol.5, 2012, Issues 2,3 2012. – Режим доступу: http://ec.europa.eu/energy/observatory/ gas/gas_en.htm; http://www.apxendex.com/market-results/spot-markets/apx-gas-nl/.6. Memorandum of Understanding on Baltic Energy Market Interconnection Plan/ http://ec.europa.eu/energy/infrastructure/doc/ 2009_bemip_mou_signed.pdf.7. bEMIP /BALTIC ENERGY MARKET INTERCONNECTION PLAN – 4th progress report. – June 2011 – May 2012. – Режим доступу: http://ec.europa.eu/energy/infrastructure/doc/20121016_4rd_bemip_progress_report_final.pdf.8. European Parliament resolution of 1 December 2011 containing the European Parliament,s recommendations to the Council, the Commission and the EEAS on the negotiations of the EU-Ukraine Association Agreement (2011/2132(IN). – Режим доступу: http://www.europarl.europa.eu/sides/getDoc.do?pubRef=-//EP//TEXT+TA+P7-TA-2011-0545+0+DOC+XML+V0//EN.9. bP statistical review of World Energy, June 2012. – Режим доступу: http://www.bp.com/.10. GsE Investment Database. – Режим доступу: http://www.gie.eu.com/index.php/maps-data/gse-investment-database.


6ГЕОЛОГІЯ НАФТИ І ГАЗУ

Пріоритетні напрями освоєння ресурсів вуглеводнів Глинсько-Солохівського

нафтогазоносного району Дніпровсько-Донецької западини

М.В. Харченкоканд. геол.-мінерал. наукДП «Науканафтогаз»Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України»Т.Л. ПоповаУкрДГРІЛ.С. ПономаренкоДП «Науканафтогаз»Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України»

УДК 553.98.04 (477.5)

Охарактеризовано ресурсний потенціал Глинсько-Солохівського нафтогазоносного району, виділено зони на-фтогазонакопичення (НГН). Методом графічного аналізу визначено ступінь освоєння ресурсного потенціалу району та виділених зон НГН. Проведено аналіз розподілу нерозвіданих ресурсів (у т. ч. локалізованих) по зонах, перспективних комплексах та глибинах. Визначено найбільш перспективні зони. Надано рекомендації щодо про-ведення подальших ГРР із метою підвищення ефективності робіт на нафту і газ.

Охарактеризован ресурсный потенциал Глинско-Солоховского нефтегазоносного района, выделены зоны не-фтегазонакопления (НГН). Методом графического анализа определена степень освоения ресурсного потенциала района и выделенных зон НГН. Проведен анализ распределения неразведанных ресурсов (в т.ч. локализованных) по зонам, перспективным комплексам и глубинам. Определены наиболее перспективные зоны. Даны рекоменда-ции по проведению дальнейших ГРР с целью повышения эффективности работ на нефть и газ.

The resource potential of the Hlynsko-Solokhivskyi oil and gas region, selected area of oil and gas accumulation (OGA) was described. By means of graphical analysis the extent of the area resource potential development and selected areas of OGA was defined. The analysis of non-discovered resources (including localized) in areas, promising and producing complexes and deeps was made. The most promising areas were determined. The appropriate recommendations on further geology exploration for the purpose of improving the efficiency on oil and gas were given.

Глинсько-Солохівський нафтогазоносний район (НГР) за величиною нафтогазового потенціалу на сьогодні є одним із найбільш перспективних у межах Дніпровсько-Донецької западини (ДДЗ). Серед 15 нафтогазоносних і перспективних районів регіону за величиною початкових сумарних ресурсів (ПСР) вуглеводнів (1403 млн т умовно-го палива (УП) або 26 % усіх початкових вуглеводневих ресурсів ДДЗ) Глинсько-Солохівський НГР посідає друге місце, поступаючись лише Машівсько-Шебелинському НГР. Проте, зважаючи на суттєву реалізацію ресурсів ву-глеводнів (ВВ) у Машівсько-Шебелинському НГР, за вели-чиною нерозвіданої частини ресурсів на перше місце ви-ходить саме Глинсько-Солохівський НГР (690,5 млн т УП). Отже, за цим чинником його територія є пріоритетною для освоєння у регіоні.

За комплексом геологічних критеріїв, серед яких про-відним визначено тектонічний, у межах Глинсько-Со-лохівського НГР виділено 4 зони нафтогазонакопичення (НГН) (рис. 1): Срібненська, Василівсько-Матвіївська, Яблунівсько-Абазівська і Чорнухинсько-Сагайдацька. Ці зони мають певні відмінності у геологічній будові, страти-графічному діапазоні нафтогазоносності та умовах форму-вання пасток ВВ, що позначається передусім на їх ресурс-ному потенціалі.

За ступенем освоєння ресурсного потенціалу зони на-фтогазонакопичення Глинсько-Солохівського НГР суттє-во різняться. З метою аналізу ступеня освоєння ресурс-ного потенціалу виділених зон нафтогазонакопичення та Глинсько-Солохівського НГР у цілому використано метод графічного аналізу структури початкових сумарних ре-сурсів (ПСР), запропонований В.П. Орловим у 1991 році на основі аналізу великого обсягу матеріалу з освоєння ре-сурсної бази СРСР*. На трикутній діаграмі (рис. 2) виділе-но стадії збалансованого стану ПСР: початкового вивчен-ня, розвитку, зрілості, виснаження та вибуття. Відхилення від стадій збалансованого стану пояснюється відставан-ням чи випередженням певних етапів і стадій геологороз-відувальних робіт.

Аналіз стану ресурсної бази Глинсько-Солохівського НГР із використанням зазначеної діаграми свідчить про таке. Загалом Глинсько-Солохівський НГР перебуває на стадії відставання підготовки об’єктів до пошуково-роз-відувального буріння. Аналогічну характеристику спо-стерігаємо також для Василівсько-Матвіївської зони НГН. Для Срібненської зони НГН властиве вже значне відста-вання підготовки об’єктів, випередження стадії розвідки та, можливо, пошукової стадії. Яблунівсько-Абазівська зона НГН перебуває на границі між зонами виснаження

* Орлов В.П. Ресурсный потенциал и государственное регулирование недропользования / В.П. Орлов // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2006. – 4. – С. 18–21.

Рис. 1. Карта перспектив нафтогазоносності Глинсько-Солохівського НГР Східного регіону за щільністю нерозвіданих (коди класу 333+334) ресурсів ВВ до глибини 7 км (середньокам’яновугільний, серпухівський, верхньовізейський, нижньовізейсько-турнейський, девонський комплекси) (за матеріалами Т.М. Пригаріної та ін., 2012 )



та відставання підготовки об’єктів. У цілому Глинсько-Солохівський НГР і зазначені зони нафтогазонакопичен-ня (особливо це стосується Василівсько-Матвіївської та Срібненської зон) характеризуються незбалансованим ста-ном ПСР. Єдиною певною мірою збалансованою відносно стану ПСР є Чорнухинсько-Сагайдацька зона НГН, проте вона знаходиться лише на стадії початкового вивчення.

За наявних ПСР для Глинсько-Солохівського НГР сума запасів і ресурсів кодів класів 122+333 для збалансо-ваного стану ПСР повинна становити близько 42 % ПСР (зараз 21 %). Відповідно, для Срібненської зони НГН сума запасів і ресурсів кодів класів 122+333 повинна становити близько 42 % ПСР (зараз 18 % ), для Василівсько-Матвіїв-ської зони НГН – близько 38 % (зараз 23 %), Яблунівсько-

Абазівської – близько 34 % (зараз 21 %). Щодо Чорнухин-сько-Сагайдацької зони НГН, то вона перебуває на стадії початкового вивчення, що передусім потребує інтенсифі-кації проведення ГРР.

У надрах району загалом міститься 690,5 млн т УП ресурсів ВВ залишкового (нерозвіданого) ресурсного по-тенціалу. Пріоритетним за глибинами виявився інтервал 5–7 км, який зосередив 392,8 млн т УП (57 % залишкового ресурсного потенціалу), а за комплексами – верхньовізей-ський із 315,7 млн т УП (46 %) ресурсів.

Серед зон нафтогазонакопичення першочерговою для освоєння є Василівсько-Матвіївська зона з нерозвіданими ресурсами (коди класів 333+334) – 220,3 млн т УП (близько 32 % нерозвіданих ресурсів району). Основним перспек-

Зони нафтогазонакопичення

Підготовлені Виявлені

Кількістькод класу 333 код класу 334

Кількістькод класу 334

нафта, млн т газ, млрд м3 нафта, млн т газ, млрд м3 нафта, млн т газ, млрд м3

Срібненська 2 – 3,314 – – 14 6,75 12,27Василівсько-Матвіївська 3 – 7,073 – – 3 – 6,574Яблунівсько-Абазівська 2 1,371 4,4 – – 4 – 4,4

Чорнухинсько-Сагайдацька 5 – 9,528 0,653 1,107 9 0,32 7,081Всього 12 1,371 24,315 0,653 1,107 30 7,07 30,325

ТаблицяРозподіл підготовлених і виявлених структур та ресурсів ВВ Глинсько-Солохівського нафтогазоносного району (станом на 01.01.2012 р.).



тивним комплексом є верхньовізейський із 45 % залишко-вих ресурсів ВВ зони, друге місце посів нижньовізейсько-турнейський, третє – серпухівський. Загалом ресурсний потенціал мегакомплексу нижнього карбону становить 92 %. Близько 81 % нерозвіданих ресурсів знаходяться на великих глибинах (5–7 км). Із глибинами 3–4 км пов’язано тільки 11 % нерозвіданих ресурсів.

Друге місце у районі за ступенем перспективності посіла Срібненська зона НГН, у надрах якої міститься 31 % залишкового ресурсного потенціалу ВВ району. Основним продуктивним комплексом є верхньовізей-ський із 60 % залишкових ресурсів ВВ зони, друге місце належить нижньовізейсько-турнейському (22 %), третє – серпухівському (10 %). Загалом ресурсний потенціал ме-гакомплексу нижнього карбону становить, як і в попе-редній зоні, 92 %. На глибинах 5–7 км сконцентровано 54 % нерозвіданих ресурсів ВВ зони, але порівняно з по-передньою зоною величина нерозвіданих ресурсів сут-тєво більша й на менших глибинах: на глибині 4–5 км – 28 %; на глибині 3–4 км – 16 %.

Третьою за величиною залишкового ресурсного по-тенціалу у районі є Чорнухинсько-Сагайдацька зона НГН із 20 % нерозвіданих ресурсів ВВ району. У цій зоні, на противагу першим двом, пріоритети має нижньовізей-сько-турнейський комплекс із 42 % нерозвіданих ресурсів ВВ зони, друге місце належить верхньовізейському комп-лексу (34 %), третє – девонському (14 %). Перше місце за глибинами освоєння у цій зоні належить інтервалу 3–4 км (53 %), друге – глибинам до 3 км (23 %). Отже, це єдина зона у районі з пріоритетами малих глибин.

Четверте місце за ступенем перспективності посідає Яблунівсько-Абазівська зона НГН із 17 % нерозвіданих ресурсів району. За цим показником вона дещо поступа-ється Чорнухинсько-Сагайдацькій зоні НГН через порів-няно більший ступінь освоєння ПСР. За розподілом не-розвіданих ресурсів ВВ за продуктивними комплексами ця зона практично не відрізняється від двох перших – 35 % ресурсів зони (основна частка) зосереджено у верх-ньовізейському комплексі і загалом 78 % – у мегакомп-лексі нижнього карбону. За глибинами пріоритети скон-центрувалися на глибоких горизонтах в інтервалі 5–7 км (74 % ресурсів) і тільки 16 % ресурсів ВВ зосереджено на глибинах 4–5 км.

На сьогодні Глинсько-Солохівське НГР має певний ресурсний потенціал підготовлених і виявлених локаль-них структур. Так, станом на 01.01.2012 р. у його межах нараховується 12 підготовлених структур із сумарними ресурсами нафти категорії С3 (код класу 333) – 1,371 млн т, категорії Д1

лок (код класу 334) – 0,653 млн т, газу категорії С3 (код класу 333) – 24,315 млрд м3, категорії Д1

лок (код кла-су 334) – 1,107 млрд м3 і 30 виявлених структур із ресур-сами нафти категорії Д1

лок (код класу 334) – 7,07 млн т, газу категорії Д1

лок код класу 334) – 30,325 млрд м3 (таблиця).Локалізовані ресурси окремих структур (коди класів

333 та 334) у межах Глинсько-Солохівського НГР розпо-ділені нерівномірно. На Срібненську та Чорнухинсько-Сагайдацьку зони нафтогазонакопичення припадає від-повідно близько 34 % та 29 % локалізованих ресурсів

району. В межах першої зони зосереджено 16 виявлених і підготовлених структур, другої – 14. Локалізовані ре-сурси структур Василівсько-Матвіївської та Яблунів-сько-Абазівської зон НГН становлять близько 21 % та 16 % відповідно від загальних локалізованих ресурсів району.

Локалізовані ресурси вуглеводнів сьогодні станов-лять невелику частку від загальних нерозвіданих ресурсів Глинсько-Солохівського НГР. Загалом сумарні ресурси ви-явлених і підготовлених структур становлять 64,841 млн т УП, що становить 9,4 % від загальних нерозвіданих ресур-сів району. В окремих зонах нафтогазонакопичення частка локалізованих ресурсів від загальних нерозвіданих ресур-сів відповідної зони становить: Срібненській – 10,4, Васи-лівсько-Матвіївській – 6,2, Яблунівсько-Абазівській – 8,5 та Чорнухинсько-Сагайдацькій – 13,74 %. Завдяки більшій частці локалізованих ресурсів ВВ порівняно з іншими зо-нами Чорнухинсько-Сагайдацька зона НГН характеризу-ється відносно збалансованим станом ПСР.

Отже, в межах Глинсько-Солохівського НГР на сьо-годні існує певний потенціал (підготовлені структури) для проведення пошуково-розвідувального буріння, однак він є недостатнім для повноцінного освоєння ре-сурсного потенціалу району. Необхідність активізації проведення геологорозвідувальних робіт, зокрема сей-сморозвідки, для підготовки нових об’єктів є одним із першочергових завдань галузі. Потрібно зазначити, що певний резерв ресурсів зосереджений у фонді виявлених структур району, тому роботи потрібно сконцентрувати

Рис. 2. Глинсько-Солохівський нафтогазоносний район. Ступені освоєння ресурсної бази (станом на 1.01.2011)

Умовні позначення:Стадії стану ПСР: I – початкового вивчення, II – розвитку, III – зрілості, IV – виснаження VI – вибуття, А – відставання підготовки об,єктів, Б – значне відставання підготовки об,єктів, випередження стадії розвідки та, можливо, пошукової стадії, В – відставання стадії розвідки і часткове випередження стадії підготовки об,єктів, Г – випередження стадії підготовки об,єктів і часткове відставання стадії розвідки.



також і на довивченні виявлених структур і переведенні їх у підготовлені.

Проведений аналіз стану ресурсної бази вуглеводнів Глинсько-Солохівського НГР дав змогу зробити такі ви-сновки.

Глинсько-Солохівський НГР має значний ресурсний потенціал і є найбільш перспективним у Дніпровсько-До-нецькій западині.

За комплексом геологічних критеріїв в межах району виділено чотири зони нафтогазонакопичення: Срібнен-ська, Василівсько-Матвіївська, Яблунівсько-Абазівська і Чорнухинсько-Сагайдацька.

Виділені зони мають певні відмінності у геологічній будові, стратиграфічному діапазоні нафтогазоносності, умовах формування пасток ВВ, ступені освоєння ресурс-ного потенціалу, кількості підготовлених і виявлених структур та їх ресурсів.

У межах Глинсько-Солохівського НГР необхідно ін-тенсифікувати роботи з підготовки структур до прове-дення глибокого буріння, зокрема переведення виявле-них структур у підготовлені.

Необхідно значно активізувати проведення геолого-розвідувальних робіт у межах Чорнухинсько-Сагайдаць-кої зони нафтогазонакопичення.

Основними продуктивними комплексами визна-чають: у Срібненській, Василівсько-Матвіївській та Яблунівсько-Абазівській зонах – верхньовізейський, у Чорнухинсько-Сагайдацькій зоні – нижньовізейсько-тур-нейський.

Пріоритетними глибинами для концентрації нафтога-зопошукових робіт є: у Василівсько-Матвіївській, Яблу-нівсько-Абазівській та Срібненській зонах – 5–7 км із 81; 74 та 54 % нерозвіданих ресурсів ВВ відповідно; у Чорну-хинсько-Сагайдацькій зоні – 3–4 км із 53 % нерозвіданих ресурсів ВВ.

Автори статті

Харченко Микола ВасильовичЗакінчив геологічний факультет Львівського університету ім. І. Франка. Кандидат геолого-мінералогічних наук. Нині працює на посаді заступника завідувача Центру нафтогазогеологічних досліджень – завідувача Відділення геології нафти і газу ДП «Наука-нафтогаз» Національної акціонерної компанії

«Нафтогаз України».Наукові інтереси – обґрунтування напрямів пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ в нафтогазоносних регіонах України.

Попова Тетяна ЛеонідівнаЗакінчила Львівський державний університет ім. І. Франка. Нині працює на посаді науково-го спів-робітника відділу методики нафтога-зопошукових робіт Українського державного геологорозвідувального інституту.Наукові інтереси – аналіз стану ресурсної бази вуглеводневої сировини Східного на-фтогазоносного регіону та перспектив неантиклінальних пасток у турнейсько-нижньовізейських відкладах ДДЗ.

Пономаренко Леся СергіївнаЗакінчила геологічний факультет Київського національного університету імені Т.Г. Шевченка.Нині працює на посаді молодшого наукового співробітника Центру нафтогазогеологічних досліджень ДП «Науканафтогаз» Національ-ної акціонерної компанії «Нафтогаз України».Наукові інтереси – прогнозування нових пер-спективних об’єктів пошуків вуглеводнів в на-

фтогазоносних регіонах України.

Росія і Данія підписали угоду про розширення газопроводу «Північний потік»Президент Російської Федерації В.В. Путін та прем’єр-міністр Данії Гелле Торнінг-Шмідт під час зустрічі у Копенгаге-

ні були присутні на підписанні угоди про наміри щодо розширення газопроводу «Північний потік» до Нідерландів і потенцій-но – до Великої Британії. Керівники компаній «Газпром» і Gasunie О. Міллер і П. Ван Ґельдер підписали відповідні документи.

Ця угода є складовою частиною широкої програми будівництва нових експортних газопроводів, які разом із існуючими потужностями значно перевищували б прогнозні експортні можливості Росії до Європи або будь-які прогнози європей-ських потреб у російському газі. Росія урешті-решт припинить використання української газотранспортної системи.

Запропоноване розширення газопроводу «Північний потік» додало б третю і четверту нитки до існуючих двох, про-кладених по дну Балтійського моря з Росії до Німеччини; ці дві нитки досягнули б Нідерландів, четверта нитка могла б служити для постачання газу до Великої Британії з використанням існуючого газопроводу по дну Північного моря. Третя і четверта нитки плануються з річною продуктивністю у 27,5 млрд м3 кожна, тобто потужністю, рівною існуючим двом ниткам Північного потоку. Загальна продуктивність системи газопроводів збільшилася би з 55 до 110 млрд м3 на рік.

ВАТ «Газпром» має амбітні плани збільшення подачі газу до Великої Британії до 40 млрд м3 на рік із використанням четвертої нитки Північного потоку. Для реалізації таких планів Газпром прагне довгострокових контрактів, а не спотових ринкових угод.

Pipeline & Gas Journal / June 2013, p. 16

НОВИНИ



Застосування методу тепловізійної генералізації

для оцінки умов накопичення вуглеводнів у Західній пустелі Єгипту

В.Р. Тумановканд. геол.-мінерал. наукВАТ «Космічні технології» (Казань, РФ)В.Д. чебанканд. геол. наукНаціональна акціонерна компанія «Нафтогаз України»

УДК 553.98:528.852 (620)

У статті розглянуто результати застосування інноваційної технології – методу тепловізійної генералізації для оцінки обстановок, сприятливих для накопичення вуглеводнів в умовах Західної пустелі Єгипту. Метод уперше було використано в умовах акумулятивної пустелі в новій модифікації, яка застосовує не тільки поле теплово-го випромінювання, але й показник відносної водонасиченості. Це дало змогу підтвердити та уточнити вже відкриті контури нафтогазоносних покладів та за аналогією з ними виявити нові, що прогнозуються вперше.

В статье рассмотрены результаты применения инновационной технологии – метода тепловизионной генерали-зации для оценки обстановок, благоприятных для накопления углеводородов в условиях Западной пустыни Егип-та. Метод впервые был применен в условиях аккумулятивной пустыни в новой модификации, которая исполь-зует не только поле теплового излучения, но и показатель относительной водонасыщенности. Это позволило подтвердить и уточнить уже открытые контуры нефтегазоносных залежей и по аналогии с ними выявить новые, прогнозируемые впервые.

The article presents results of an innovative technologies application – the thermal imaging generalization method for environments assessing that make possible the accumulation of hydrocarbon in the Western Desert of Egypt. This method was first applied in the cumulative desert in new modification, which applies not only the field of thermal radiation, but also an indicator of relative water saturation. It gives an opportunity to confirm and specify the discovered contours of oil and gas deposits and similar to them to discover some new, which are predicted for the first time.

За останні декілька років для оцінки нафтогазонос-ності певних площ і територій все більшого застосування набуває інноваційна технологія – метод тепловізійної ге-нералізації, в основі якого лежить спосіб цифрової алгорит-мічної трансформації вихідних тепловізійних зображень у цифрову об’ємну модель поля теплового випромінювання. Він більше відомий за публікаціями [1–4] як метод відеоте-пловізійної генералізації, або метод відеотепловізійної ге-нералізації Мухамедярова (МВТГМ) – за прізвищем одно-го із основних його розробників Р.Д. Мухамедярова, д-ра техн. наук, професора, генерального директора і головного конструктора ЗАО «Институт аэрокосмического приборо-строения» [5]. Критерії пошуків вуглеводневої сировини цим методом розробив В.Р. Туманов [3]. У нашій статті використано термін «метод тепловізійної генералізації» (ТВГ), оскільки саме під такою назвою його застосовували під час виконання робіт у межах ліцензійного блока На-ціональної акціонерної компанії «Нафтогаз України» Alam El-Shawish East у Західній пустелі Арабської Республіки Єгипет.

Роботи з оцінки умов накопичення вуглеводнів за до-помогою методу ТВГ в межах ліцензійного блока Alam El-Shawish East було вирішено провести на завершально-му етапі геологорозвідувальних робіт. Як правило, такі роботи проводяться на регіональному етапі. Вартість ро-біт методом ТВГ одного погонного кілометра профілю чи одного квадратного кілометра площі більше ніж у 10–20 разів нижча від вартості сейсморозвідувальних дослі-

джень відповідно 2D і 3D. Тому роботи методом ТВГ до-цільно проводити до постановки сейсморозвідувальних робіт для того, щоб зосередити останні саме на виявлених ним об’єктах зі сприятливими умовами для накопичення вуглеводневої сировини і завдяки цьому здешевити вар-тість геологорозвідувальних робіт. На момент прийняття рішення щодо застосування методу ТВГ на території бло-ка Alam El-Shawish East на 80 % його площі (північна та південна частини) було проведено сейсморозвідувальні роботи 3D та пробурено всього близько 20 пошуково-роз-відувальних свердловин. Виняток становила тільки пів-денно-східна частина площі (близько 200 км2), на яку на той час із не залежних від Компанії причин не було отри-мано дозволу на проведення в її межах сейсморозвіду-вальних досліджень 3D та буріння нафтогазопошукових свердловин. Виходячи з цього, постановка робіт методом ТВГ на всій території блока Alam El-Shawish мала на меті вирішення таких завдань:

по-перше, отримати прогноз нафтогазоносності для північної та південної частин ліцензійного блока для по-дальшого використання під час визначення місцеположен-ня та послідовності закладання і буріння пошукових та розвідувальних свердловин, а також для визначення гра-ниць гірничих відводів;

по-друге, у ході вирішення попереднього завдання оці-нити ефективність і достовірність методу на основі зістав-лення його результатів, отриманих на основі мінімальної вихідної інформації, з результатами сейсморозвідувальних



досліджень 3D та буріння нафтогазопошукових і розвіду-вальних свердловин;

по-третє, одержати прогноз нафтогазоносності для пів-денно-східної частини площі блока Alam El-Shawish East, ґрунтуючись на оцінених ефективності та достовірності методу за результатами його застосування у північній та південній частинах.

Важливо відзначити також те, що для оцінки умов на-копичення вуглеводнів за допомогою методу ТВГ у межах ліцензійного блока Alam El-Shawish East застосовано роз-роблену В.Р. Тумановим нову модифікацію, яка викорис-товує не тільки поле теплового випромінювання, але й по-казник відносної водонасиченості.

Суть методу тепловізійної генералізації полягає в по-слідовному осередненні оцифрованого інфрачервоного зображення, що дає змогу крок за кроком простежувати теплові неоднорідності та границі між ними від поверхні Землі на глибину. Тобто в процесі реалізації методу здій-снюється формалізований відбір, згладжування або філь-трація зображення відповідно до заданих алгоритмів і фор-мальних критеріїв, що за визначенням і є генералізацією.

Тепловізійні космічні знімки відображають радіаційну температуру, зв’язану з термодинамічною температурою залежністю [6]:

(1)

де Тр – радіаційна температура; e – випромінювальна здат-ність поверхні; Тт – термодинамічна температура.

Випромінювальна здатність для кожної конкретної речовини є функцією довжини хвилі і температури, вона дорівнює одиниці для «абсолютно чорного» тіла і може бути безкінечно малою для «абсолютно білого» тіла. Якщо e дорівнює 1, то молекулярна і радіаційна температури рівні. Значення e для гірських порід оцінюють величина-ми близько 0,95–0,65. Тому карта радіаційних температур завжди буде відрізнятися від карти молекулярних темпе-ратур через неоднорідну випромінювальну здатність речо-вин, навіть якщо молекулярна температура поверхневого шару однорідна.

Обчислені шляхом пошарової генералізації об’ємні мо-делі поля теплового випромінювання в надрах є жорстко узгодженими з багатозональним зображенням поверхні Землі, задовольняють уявлення про дисипативні структу-ри в неврівноважених відкритих енергетичних системах та добре ув’язуються з моделями, отриманими за допомогою інших геофізичних і геологічних методів.

У геологічному аспекті перед методом ТВГ стояло за-вдання: виявити структуру неоднорідностей поля теплово-го випромінювання та класифікувати ці неоднорідності за формою, співвідношенням зі структурними поверхами – до-кембрійською основою, палеозойським, юрським, трьома крейдовими (беріас-нижньоаптським, верхньоаптським-ко-

Рис. 1. Вихідні зображення на основі оцифрованих космознімків із супутника Landsat 7: а – середнє геометричне значення літніх і зимових значень в інфрачервоному діапазоні; б – візуалізоване співвідношення літніх значень до зимових. Інтенсивність тону відображає відносну водонасиченість у поверхневому шарі

а б



ньякським, сантон-маастрихтським), двома кайнозойськи-ми (палеоцен-средньоеоценовим та міоценовим), а також і гідрогеологічними поверхами, за напрямками векторів те-плового випромінювання та за ймовірними механізмами те-пломасопереносу (кондуктивного або конвективного).

Вихідними даними для виконання робіт методом ТВГ були космічні знімки земної поверхні (зимові та літні) в інфра-червоному діапазоні хвиль 8–12 мкм та у видимому діапазоні. Підбір космознімків здійснювали з урахуванням таких вимог:

максимальна роздільна спроможність;приблизно один і той же час доби різночасових зйомок,

бажано близький до ранкової зорі;максимально контрастні пори року: одна сцена – у роз-

палі літа, інша – в максимально холодний час зими.

На початковому етапі як вихідні дані для інтерпретації використовували тільки зведений стратиграфічний розріз та чотири навчаючі часові сейсмічні профілі. У подальшому до них також долучили зведення про результати випробу-вань на завершених бурінням свердловинах на той час. На основі цих зведень із 21 свердловини було складено табли-цю кореляції за покрівлями формацій та їх потужностями, яку використовували для прив’язки теплових неодноріднос-тей і границь між ними, що виділялися в ході робіт.

Використання контрасту літніх теплових потоків по відношенню до зимових стало результатом тривалого по-шуку більш чутливого параметра для методу ТВГ. Гостро ця проблема постала також у зв’язку з тим, що на почат-ковому етапі робіт інтерпретація пробних вертикальних

а б

Рис. 2. Щільності потоку теплового випромінювання (а – верхні два фрагменти) та показник відносної водонасиченості (а – нижні два фрагменти) для глибин 300 і 1500 м. Вертикальні розрізи показника відносної водонасиченості (б) та відповідно зверху вниз його перша і друга похідні

0,645

0,448

0,286

0,161

0,071

0,017

0

-0,019

-0,079

-0,177

-0,316

-0,494

1

0,909

0,818

0,727

0,636

0,545

0,454

0,363

0,272

0,181

0,090

0

Water saturation slice

First vertical derivative

Second vertical derivative

33m

54

33m

55

33m

56

33m

57

33m

58

33m

59

33m

60

33m

61

33m

62

33m

63

33m

64

33m

65

33m

66

33m

67

33m

68

33m

69

33m

70

33m

71

33m

72

33m

73

33m

74

33m

75

33m

76

33m

77

33m

78

33m

79

33m

80

33m

81

33m

82

33m

83

33m

54

33m

55

33m

56

33m

57

33m

58

33m

59

33m

60

33m

61

33m

62

33m

63

33m

64

33m

65

33m

66

33m

67

33m

68

33m

69

33m

70

33m

71

33m

72

33m

73

33m

74

33m

75

33m

76

33m

77

33m

78

33m

79

33m

80

33m

81

33m

82

33m

83

33m

54

33m

55

33m

56

33m

57

33m

58

33m

59

33m

60

33m

61

33m

62

33m

63

33m

64

33m

65

33m

66

33m

67

33m

68

33m

69

33m

70

33m

71

33m

72

33m

73

33m

74

33m

75

33m

76

33m

77

33m

78

33m

79

33m

80

33m

81

33m

82

33m

83



розрізів поля теплового випромінювання по 4-х сейсміч-них профілях в блоці Alam El-Shawish East показала не-задовільні результати, хоч до цього часу у ході робіт в інших кліматичних зонах таких труднощів не виникало. Через велику однорідність поверхні залежна від потоку поля теплового випромінювання картина на глибинах порядку 3 км і глибше, які представляють інтерес, ви-явилася позбавленою деталей, неінформативною.

Згідно з формулою (1) радіаційний температурний потік залежить від випромінювальної здатності поверхні об’єктів та від термодинамічної температури. Випромінювальна здатність поверхні ґрунтів влітку і взимку в умовах Західної пустелі Єгипту практично однакова (через відсутність снігу взимку). Це дає змогу вважати, що контраст літньо-зимових емісійних теплових потоків та контраст літніх температур до зимових чисельно рівні. Завдяки цьому фактор випроміню-вальної здатності поверхні об’єктів із подальшого розгляду виключаємо як величину постійну.

На основі узагальнення даних щодо теплопровідності пластових нафт, вод та гірських порід [7] було встанов-

лено, що чим більша їх теплоємність, тим мен-ше вони нагріваються влітку й охолоджуються взимку. Подібний характер має залежність тем-пературного контрасту від теплопровідності, температуропровідності, теплової інерції в умо-вах кондуктивного тепломасопереносу. При цьо-му аналіз взаємовпливів зазначених показників на температурний контраст показав, що в умо-вах, коли вирівнюється фактор теплопровідності і на перший план виходить фактор теплоємності, найбільш яскраво проявляється фактор водона-сиченості.

Перші ж результати застосування параметра по-казника відносної водонасиченості показали цілком задовільний результат: на розрізах виразно прояви-лися нафтогазоносні інтервали та ряд тонких осо-бливостей, що дає змогу оцінювати нафтогазонос-ність. Отже, нову модифікацію, яка використовує не тільки поле теплового випромінювання, але й показ-ник відносної водонасиченості, вперше було засто-совано в умовах Західної пустелі Єгипту. Як вихідні дані для нової модифікації методу ТВГ були середнє геометричне літніх і зимових значень в інфрачер-воному діапазоні та візуалізоване співвідношення літніх значень до зимових, інтенсивність тону яких відображає відносну водонасиченість у поверхнево-му шарі (рис. 1).

У процесі реалізації ТВГ – послідовного циф-рового алгоритмічного згладжування (фільтрації) оцифрованого інфрачервоного зображення посту-пово простежуються теплові неоднорідності та границі між ними від поверхні до глибин, на яких подальше згладжування недоцільне, що свідчить про досягнення граничної глибинності методу, яка в свою чергу визначається роздільною спро-можністю вихідних знімків.

У ході програмно-математичної та тематич-ної обробок космознімків було реалізовано ряд

таких логічних процедур (операцій).1. Розрахунок щільності потоку теплового випроміню-

вання та показника відносної водонасиченості. Обчислен-ня цих параметрів виконують по зрізах із мінімальним по-чатковим кроком по глибині 60 м та у разі необхідності з поступовим кратним його збільшенням із глибиною. При-клади таких розрахунків приведено на рис. 2, а.

2. Побудова системи вертикальних розрізів теплового випромінювання і цифрового поля показника відносної водо-насиченості. Під час реалізації цієї операції визначають та-кож першу та другу похідні зазначених параметрів по заданій сітці та додатково – через задані сейсмічні розрізи (рис. 2, б).

3. Обчислення глибинної теплової моделі щільності теплового потоку та формальна класифікація поля тепло-вого випромінювання за такими елементами, як позитивні і негативні лінійні термопотоки, геотермічні штоки та апі-кальні частини позитивних геотермічних аномалій, гео-термічні пагорби, тераси, сідловини, ями.

4. Інтерпретацію вертикальних розрізів поля теплово-го випромінювання і цифрового поля показника відносної

Рис. 3. Карта прогнозів і рекомендацій

Ділянки з флюїдотермодинамічними обстановками, сприятливими для накопичення вуглеводнів:

Червоним хрестиком позначено устя сердловини. У похило-скерованих свердловин пурпурною лінією по-казано напрямок стовбура, а положення вибою – пурпурним хрестиком

НОМЕР СВЕРДЛ.

Номер ділянки

висока

середня

нез,ясована

Умовні позначення

Перспективність ділянок

Першочергові свердловини, рекомендовані до буріння

а - в формаціях верхньої крейди,б - в формаціях нижньої крейди - юри

Глибина до покрівлі, мГлибина до підошви, м

Зони, в яких флюїдотермодинамічні обстановки для накопичення вуглеводнів сприятливі або невизначені

Зони, в яких флюїдотермодинамічні обстановки для накопичення вуглеводнів несприятливі

а

б

довжина проходки до покрівлі об,єктадовжина проходки до вибою свердлов.


14

б

Два прогнозно продуктивні рівні, верхній (AR-“G”) показано яскраво-жовтим кольором, нижній – блідо-жовтим. Контури відкритих покладів показано темно-фіолетовим кольором, гірничих відводів – кольоровими пунктирами.

а

в

ГЕОЛОГІЯ НАФТИ І ГАЗУ

водонасиченості та першої і другої їх похідних проводять спочатку по кожному з таких розрізів, а потім її результати зводять у єдиний розріз.

5. Побудова багатошарових схем термодинаміки, які узагальнюють об’ємні дані за картами ізоліній щільності теплового випромінювання та горизонтальними його гра-дієнтами, з елементами геологічної інтерпретації за серія-ми зрізів в інтервалах глибин із урахуванням положення основних структурно-геотермічних комплексів.

6. Виділення та аналіз ситуацій, які узгоджуються з мо-делями термо- та флюїдодинамічних обстановок, розробка геотермальних критеріїв прогнозування пасток вуглевод-нів, а також додаткових ознак за показником відносної во-донасиченості. Ранжування геотермальних критеріїв, що проводилося за їх важливістю згідно з [3], у статті деталь-но не приводиться.

Критерії показника відносної водонасиченості аналізу-вали в такій послідовності:

наявність навскісних висхідних струменів підвищеної водонасиченості в інтервалі декількох сотень метрів над передбачуваним або встановленим об’єктом зі сприятли-вими умовами для накопичення та збереження вуглевод-невої сировини;

наявність глибокопроникних векторів сухості в лате-ральних обмеженнях об’єктів;

слабкі проявлення висхідних векторів сухості безпо-середньо в об’єктах і над ними (на великих глибинах не розрізнювані).

Рис. 4. Зіставлення фрагментів Карти відкритих родовищ (а) із контурами прогнозних об’єктів у межах північної (б) та південної (в) частин блока Alam El-Shawish East

7. Побудова карти прогнозів та рекомендацій із ранжу-ванням термо- та флюїдодинамічних ситуацій за нафтога-зоперспективністю (приведена на рис. 3).

У процесі виконання робіт методом ТВГ було побудова-но схему сучасної геодинаміки на основі дешифрування кос-мічних знімків у видимому діапазоні та отримано тривимірні цифрові моделі щільності потоку теплового випромінювання та поля показника відносної водонасиченості. Ці моделі для на-глядності та практичного застосування в комплексі з іншими геологічними і геофізичними даними трансформуються у до-сить широкий перелік результативних ілюстративних матері-алів: карт різних параметрів та їх вертикальних розрізів, схем термодинаміки та, власне, карту прогнозів і рекомендацій.

Ці ілюстративні матеріали можуть бути використані для аналізу геологічних передумов під час визначення місцепо-ложення закладання та послідовності буріння пошукових і розвідувальних свердловин. Із наведеного переліку ілюстра-тивних матеріалів найбільш вагомою і важливою є карта про-гнозів і рекомендацій (рис. 3), яку, без перебільшення, можна вважати головним здобутком виконаних робіт. На карті про-гнозів і рекомендацій виділено зони, що відповідають об’єктам із високими, середніми та нез’ясованими флюїдо- та термо-динамічними обстановками, сприятливими для накопичення родовищ вуглеводнів. Під час зіставлення прогнозних ділянок із високим ступенем таких обстановок цієї карти з картою ре-зультатів робіт, побудованою в Компанії за комплексними да-ними сейсморозвідки 3D та буріння 28 свердловин (див. рис. 3), виявилося, що практично всі вони збігаються з відкритими



родовищами в межах північної та південної частин блока Alam El-Shawish East. При цьому щодо перевірки підтверджуваності прогнозів, то тут потрібно зазначити таке:

за «сухими» свердловинами (9 од.) збіг прогнозів із ре-зультатами випробувань повний;

за продуктивними свердловинами (20 од.) – збіг за 19. Виняток становить тільки одна збіжність, пов’язана зі св. NWHg-1 із запасами нафти 0,07 млн т та площею покладу близько 1 км2 на глибинах 3266,3–3279,5 м. Ці дані мож-на прийняти за поріг визначення нафтогазових об’єктів на глибинах понад 3 км (0,07 млн т, площа менша 1 км2);

у відношенні глибин залягання об’єктів, що прогнозу-ються, підтверджуваність повна з урахуванням того, що точність прогнозів, зроблених за допомогою методу ТВГ, у просторі не може перевищувати 60 м, виходячи з розміру пікселя на космічному знімку.

Більш детально зіставлення фрагментів Карти відкри-тих родовищ із контурами прогнозних об’єктів у межах північної та південної частин блока Alam El-Shawish East показано на рис. 4. Особливий інтерес становлять прогноз-ні об’єкти нафтогазоносності, виділені в границях гірни-чих відводів Alam El-Shawish East-3 Lease Area та HG Lease Area. Тут методом ТВГ прогнозують два рівні нафтогазо-носності. Перший – це формації Bahariya –Abu Rawash «C». Цей об’єкт показано на фрагменті рис. 4, б яскраво-жовтим кольором і позначено цифрою 4, його покрівля знаходиться в інтервалі глибин 2800–3000 м, а підошва – 3200–3400 м. Є Нижче очікуються обводнені горизонти, що встановле-ні також за результатами буріння, а глибше прогнозується новий, ще не розкритий рівень нафтоносності. На фрагмен-ті рис. 4, б його показано блідо-жовтим кольором і позначе-но цифрою 5 із покрівлею в інтервалі глибин 2950–4100 м та підошвою 4500–4650 м. Не виключено, що його про-дуктивність потрібно оцінювати навіть вище за отриману з формацій Bahariya – Abu Rawash «С», оскільки контури цього об’єкта в більшій своїй частині охоплюють контури об’єкта 4. У північній частині блока прогнози за глибиною збіглися з відкритими покладами в межах зазначеної точ-ності. Різниця в ареалах прогнозних контурів та відкритих покладів пов’язана також із уже згаданою точністю мето-ду, а також – з отриманням принципово нової додаткової інформації, яка розширює контур нафтоносності і тим са-мим може збільшити оцінені запаси відкритих покладів. Із іншого боку, оскільки розвідка відкритих покладів не завершена, контури їх нафтоносності не можуть вважа-тися остаточно встановленими. Це навіть більшою мірою стосується контурів покладів, що знаходяться у межах гір-ничих відводів Karima Lease Area та Alam El-Shawish East-2 Lease Area (див. рис. 4, в). Так, контур нафтоносності в північній частині покладу Karima побудований за даними сейсморозвідки і на сьогодні не підтверджений результата-ми буріння. Також на основі сейсмічних даних побудовано контури нафтогазоносності гірничого відводу Alam El-Shawish East-2 Lease Area, у межах якої зі св. Malaka-1x під час випробувань було отримано невеликий приплив газу, а св. Tammam-1x дала досить високі припливи як нафти, так і газу. Ділянку на південний схід та південь від св. Malaka-1x, як і ділянку, що знаходиться на північний захід від св.

Tammam-1x, за даними методу ТВГ відносять до зони з не-сприятливими для накопичення вуглеводнів флюїдотермо-динамічними обстановками.

За результатами виконаних методом ТВГ робіт 40 % площі північної та південної частин ліцензійного блока Alam El-Shawish East відбраковано як безперспективну, що також було підтверджено «сухими» свердловинами. Крім того, Компанія сама відмовилася від 25 % площі в крайній південно-західній частині південної ділянки лі-цензійного блока як безперспективної за результатами проведеного аналізу геологічної будови на основі вико-наних в її межах досліджень 3D. Таким чином, загальна площа, що відбракована як безперспективна, становить майже 65 %. Маючи результати прогнозування умов на-копичення вуглеводнів за допомогою методу ТВГ до про-ведення сейсмічних досліджень 3D, їх обсяг міг би стано-вити 35–40 % від фактично виконаних. Це може свідчити про ефективність методу.

Зіставлення результатів прогнозування методом ТВГ нафтогазоперспективних об’єктів із даними буріння на-фтогазопошукових і розвідувальних свердловин у межах північної та південної частин ліцензійного блока Alam El-Shawish East наочно продемонструвало, що практично всі продуктивні свердловини знаходяться в межах прогнозних ділянок із високим ступенем обстановок, сприятливих для накопичення вуглеводнів. Такий висновок про підтверджу-ваність методу ТВГ дає можливість стверджувати, що він виявися достовірним та ефективним в умовах Східної пус-телі Єгипту.

Згідно з отриманим за допомогою ТВГ прогнозом на-фтогазоносності для південно-східної частини площі лі-цензійного блока Alam El-Shawish East виділено дві висо-коперспективні для накопичення та збереження вуглеводнів ділянки, які знаходяться на північному та південному сході цієї частини блока. Ці ділянки за сумарною площею не пе-ревищують третини зазначеної частини блока, а за місце-знаходженням збігаються з побудованими структурами за результатами сейсморозвідувальних досліджень 2D, вико-наних у середині 80-х років минулого століття. Сам по собі цей факт вже є підтвердженням ефективності методу ТВГ. У межах цієї площі в минулому столітті було пробурено дві пошукові свердловини. Першу з них – св. Agnes-1, що роз-крила на вибої відклади верхньої частини середньої юри, пробурено 1970 року. Проте вона знаходиться поза контуром південно-східного об’єкта і в результаті випробувань вияви-лась «сухою», що також свідчить на користь методу ТВГ. Інша свердловина – Hf-36/4, пробурена 1992 року до глибини 2106 м, зустріла на вибої відклади формації Bahariya. Сверд-ловина розміщена на південному закінченні північно-схід-ного об’єкта і в свій час не була випробувана, що потребує перегляду наявних даних цієї свердловини.

Отже, застосування в межах ліцензійного блока Alam El Shawish East нової модифікації методу ТВГ, що вико-ристовує не тільки поле теплового випромінювання, але й показник відносної водонасиченості, дало змогу в умовах акумулятивних пустель підтвердити та уточнити вже від-криті контури нафтогазоносних покладів та за аналогією з ними виявити нові, що прогнозуються уперше.



Список літератури

1. Мухамедяров Р.Д. Метод видеотепловизионной генерализа-ции его аэрокосмическое аппаратурное оснащение / Р.Д. Муха-медяров // Интервал. – 2002. – 9 (44). – С. 59–62.2. Мухамедяров Р.Д. «Око Земли» – аэрокосмическая система мониторинга / Р.Д. Мухамедяров // Аэрокосмический курьер. – 2006. – 3 (45). – С. 44–45.3. Туманов В.Р. Метод видеотепловизионной генерализации – одно из перспективных направлений исследований геологии углеводородов. Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки природных битумов / В.Р. Туманов, Р.Д. Муха-медяров. – Казань: Изд-во «ФЕН», 2007. – С. 580–585.4. Дабаев А.И. Метод видеотепловизионной генерализации и его геолого-геофизическое значение / А.И. Дабаев, Р. Д. Мухаме-дяров, В. Р. Туманов // Нефть и газ. – 2011. – 2(62). – С. 39–50.5. Мухамедяров Р.Д. Решение энергетических задач геоинтро-скопии на основе технологии метода видеотепловизионной ге-нерализации аэрокосмических и наземных снимков / Р.Д. Муха-медяров // Энергетика Татарстана. – 2011. – 3(23). – С. 17–25.6. Таубкин И.И. Предельная чувствительность и информатив-ность тепловизоров и других оптико-электронных преобразова-телей изображения / И. И. Таубкин, М. А. Тришенков // Оптичес-кий журнал. – 1996. – 6. – С. 18–41.7. Липаев А.А. Тепловые свойства горных пород нефтяных мес-торождений Татарстана. Справочник / А.А. Липаев, В.М. Гуревич, С.А. Липаев. – Казань: КМО, 2001. – 205 с.


Туманов Вадим РомазановичКанд. геол.-мінерал. наук, начальник геоло-гічного відділу ВАТ «Космічні технології». Закінчив геологічний факультет Казанського державного університету ім. В.І. Ульянова-Леніна, за спеціальністю інженер-геолог (геологічна зйомка і пошуки). Наукові інтереси пов’язані з інтерпретацією теплових и багато-зональних космічних знімків із метою об’ємного

геологічного картування, пошуків вуглеводневої сировини, підземних вод, рудних і розсипних корисних копалин.

Чебан Василь ДмитровичКанд. геол. наук. Начальник відділу впрова-дження закордонних інвестиційних проектів управління закордонних інвестиційних проектів Департаменту міжнародного співробітництва та зовнішніх проектів Національної акціонер-ної компанії «Нафтогаз України». Закінчив геологічний факультет Івано-Франківського інституту нафти і газу. Наукові інтереси – застосування геофізичних методів для вивчення геологічної будови нафтогазоносних регіонів, впли-ву небезпечних геологічних та техногенних процесів на навколишнє се-редовище, надрокористування та економіка нафтогазової промислово- сті зарубіжних країн.

Щодо участі української делегації у І Польсько-українській газовій конференції11 квітня 2013 року у м. Варшава (Польща) за ініціативи польсько-українського Клубу журналістів під патронатом голови

Польсько-української господарчої палати Яцека Пєхоти та Віце-прем’єр-міністра України Юрія Бойка проведено І Польсько-укра-їнську газову конференцію, у якій від Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» взяли участь заступник голови прав-ління В.П. Чупрун, директор Департаменту з видобування газу та нафти О.Ю. Зейкан та заступник директора Департаменту з видобування газу та нафти В.В. Гладун.

Конференція складалася з трьох сесій: «Інтеграція українського газового сектору з ЄС», «Термінали для отримання скрапле-ного газу в Польщі та в Україні – диверсифікація напрямків, поставок і постачальників LNG», «Сланцевий газ: досвід Польщі та України».

У своєму виступі В.П.Чупрун висвітлив ряд питань щодо стану та перспектив розвитку нафтогазового комплексу України у контексті загальноєвропейської енергетичної безпеки. Зокрема:

щодо стратегічного значення для Європейського Союзу української газотранспортної системи, яка міцно пов’язана з газо-транспортними системами сусідніх європейських країн й інтегрована в загальноєвропейську газову мережу;

ролі підземних сховищ газу України, які дають можливість створювати резерви природного газу як для України, так і для країн Західної та Центральної Європи;

модернізації газотранспортної системи України, що є важливим пріоритетом для Європейського Союзу, України та між-народних фінансових організацій;

поточного стану реорганізації Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» у контексті приєднання України до Договору про заснування Енергетичного Співтовариства та необхідності адаптації законодавства України до законодавства ЄС у сфері енергетики;

диверсифікації джерел і маршрутів постачання газу в Україну.Під час дискусії «Сланцевий газ: досвід Польщі та України» обговорювалися питання стосовно орієнтовних даних щодо по-

кладів сланцевого газу у Польщі та Україні та результати проведених у цьому напрямку досліджень. З урахуванням обопільної зацікавленості сторони домовилися продовжувати обмін досвідом у сфері розвідки та освоєння родовищ сланцевого газу.

НОВИНИ



На шельфі В’єтнаму виявлено близько 120 перспектив-них на нафту і газ структур. На більшості із них, опошуко-ваних різними надрокористувачами, відкрито поклади на-фти і газу у резервуарах міоцену, олігоцену і фундаменту (Білий Тигр, Дай Хунг, Дракон тощо). На значній кількості таких структур, як Баві, Бадон, Вовк, Там Дао та ін., після буріння одиничних безуспішних свердловин подальші по-шукові роботи припинено як на неперспективних структу-рах. Це істотно знизило ресурси вуглеводнів (ВВ) на цій території. Виконаний локальний аналіз робіт свідчить про перспективи відкриття на них покладів ВВ зі значними за-пасами.

Кільцеві від’ємні структури геологи тривалий час за-лишали без уваги як об’єкти для пошуків покладів ВВ. У 1987 р. у Швеції на Сільянській від’ємній структурі діа-метром близько 40 км розпочато буріння св. 1 проектною глибиною 6800 м. Прояви ВВ, що на 98 % складалися з метану, було зустрінуто у свердловині на глибинах 1250, 2582 і 4723 м. Під час випробування цих інтервалів отри-мано припливи нафти з високим вмістом ванадію і нікелю. У Канаді та США на від’ємних структурах розвідано по-над 20 родовищ ВВ, серед яких значне за запасами родови-ще газу Барроу на Алясці. Промислову нафтогазоносність колекторів різного віку встановлено на від’ємних структу-рах в Уїлстонському басейні, Південному Техасі, Сибіру, Татарстані (Аксубаєво-Ромашкінська кільцева структура), Середній Азії, на о. Борнео, материкових схилах Південно-Китайського моря та інших районах.

Перспективи нафтогазоносності в’єтнамського материкового схилу

і прилягаючого шельфу Південно-Китайського моря

Л.М. Кухтіна-ГолодькоБ.І. Голодько

УДК 551.35.054

На в’єтнамському шельфі Південно-Китайського моря поряд із відкриттям нафтових родовищ на багатьох структурах пошуки вуглеводнів (ВВ) виявилися безуспішними. На підставі аналізу результатів виконаних робіт автори роблять висновок про наявність у регіоні нетрадиційних пасток ВВ – кальдер і пояснюють причини нега-тивних результатів робіт. У світлі викладеної авторами концепції виявлені структури на в’єтнамському шельфі зберігають перспективи відкриття родовищ. Виявлені особливості будови магматогенних пасток дають змогу використовувати пропоновану авторами методику пошуків ВВ у регіонах зі схожою геологічною будовою.

На вьетнамском шельфе Южно-Китайского моря наряду с открытием нефтяных месторождений на многих структурах поиски углеводородов (УВ) оказались безуспешными. На основании анализа результатов выполнен-ных работ авторы делают вывод о наличии в регионе нетрадиционных ловушек УВ – кальдер и объясняют при-чины отрицательных результатов работ. В свете изложенной авторами концепции выявленные структуры на вьетнамском шельфе сохраняют перспективы открытия месторождений. Выявленные особенности строения магматогенных ловушек позволяют использовать предлагаемую авторами методику поисков УВ в регионах с похожим геологическим строением.

Over the Vietnamese shelf of the South China Sea in addition to oil deposits discovering in many structures the hydrocarbon searching (HC) were unsuccessful. According to the outcome analysis the authors come to conclusion about the presence in the region of hydrocarbons unconventional reservoir – the Caldera, and explain the reasons for negative working results. In light of the authors concept the structures found in Vietnamese shelf remain the discovery potentials. The identified features of the magmatogene deposit structure allow to use the proposed by authors hydrocarbon exploration technique explosives in regions with similar geological structure.

Результати дешифрування аерокосмічних знімків свідчать про те, що кільцеві структури на поверхні Землі дуже поширені, більшість із них утворилася в зонах вул-канічно-тектонічних депресій внаслідок магматичного

1. Нафтове родовище Білий Тигр – північне склепіння. Структурна карта по покрівлі горизонту АФ–СГ. Мірило 1:25000: 1 – ізогіпси покрівлі горизонту; 2 – тектонічні порушення; 3 – пробурені свердловини

1 2 3



діапіризму і зворотніх йому процесів. Багато дослід-ників розглядають вивчені глибокими свердловинами кільцеві від’ємні структури як астроблеми (метеоритні кратери). Виконаний аналіз структурних особливостей кільцевих структур і зіставлення критеріїв, за якими ви-діляють астроблеми і кальдери, показав, що всі схожі тектонічні утворення є результатом глибоких катакліз-мів, викликаних провалами палеовулканів. Депресії, які утворюються внаслідок зниження рівня магми після потужного виверження, призводять до просідання і по-дальшого руйнування вулкана і утворення кальдери.

У практиці геологорозвідувальних робіт на нафту і газ спеціальних досліджень палеовулканів, батолітів і каль-дер із метою виявлення перспектив їх нафтогазоносності поки що не проводили. Починаючи з 1990 р. автори статті здійснювали дослідження у цьому напрямку, результати яких дали змогу обґрунтувати основні критерії, необхід-ні для опошукування таких нетрадиційних об’єктів. По- етапний підхід досліджень динаміки геологічних про-цесів із використанням аналітичних методів дав можли-вість аргументовано викласти модель тектонічної будови нафтогазоперспективних структур на шельфі і материко-вому схилі Південно-Китайського моря.

На в’єтнамському шельфі з усіх структур найбільш детально розвідано Білий Тигр і Дракон. Обидві структу-ри на аерокосмічних знімках – це концентрично розташо-вані кола, а у гравітаційних і магнітних полях – позитив-ні і від’ємні аномалії. На сейсмічних розрізах вони чітко картуються по чотирьох відбиваючих горизонтах: СГ-АФ, СГ-12, СГ-7 і СГ-5. У плані палеовулкани і кальдери пред-ставлені позитивними і від’ємними структурами по до-олігоценовій поверхні. Обидві структури розташовані на близькій відстані одна від одної, і зони їх взаємовпливу в осадовому чохлі перекриваються, що спричиняє труд-нощі під час інтерпретації сейсмічних матеріалів і при-зводить до низької кондиційності структурних побудов у склепінні батоліт і похибок під час оцінки запасів ВВ.

Площі Білий Тигр і Дракон складені об’єктами різної геологічної будови: палеовулканами, батолітами і каль-дерами, розташованими у вулкано-тектонічній депресії – Кіулонзькій впадині. Зазначені об’єкти надійно карту-ються сейсморозвідкою (рис. 1). Будову палеовулканів частково вивчено на площі Дракон і південному схилі площі Білий Тигр. Зародження вулканів припускається у ранній крейді, а сліди їх останньої експлозії фіксуються у верхньому олігоцені. У період життя вулканів протя-гом майже 100 млн років відбувалися численні їх руйну-вання та відновлення вивержень.

Кратери вулканів – блюдцеподібні впадини з вер-тикальними стінками. Численні вприскування магми в осадові породи призвели до утворення гранітів різного віку. Кількість пластів ефузивних порід відповідає фа-зам пробудження вулкана. Тип магми кислий. На схилах вулканів поширені ущелини, що простягаються радіаль-но від вершини до підніжжя, так звані барранкоси. До цього часу геологи В’єтнаму батоліти вважають криста-лічним фундаментом.

Їх потрібно вважати за крупні інтрузивні тіла, що мають дно, а під метаморфізованими товщами заляга-ють осадові породи, ще не розкриті свердловинами. На схилах батолітів кальдери представлені впадинами, які утворилися на місці древніх вулканів унаслідок їх провалів чи руйнувань стін кратерів. Осадово-ефузив-ні товщі до вершин вулканів виклинюються, а під дією гравітації вони сповзли по схилах, утворюючи складки сповзання і олістостроми.

Усередині верхнього олігоцену вже був сформова-ний вулканічний рельєф. У пізньому олігоцені активі-зувалися процеси руйнування гірських порід, які спри-яли утворенню акумулятивних тіл. На початку міоцену рельєф, в основному, вже був знівельований. У пліоцені і плейстоцені в результаті активного зростання споруд рельєф набув різких обрисів (рис. 2).

З пізнього олігоцену характер формування осадової товщі став відносно спокійним. Морські течії перероз-поділили знесений із суші теригенний матеріал, внаслі-док чого утворилися бари, конуси виносу, коси та лінзи. У розкритих свердловинами розрізах виявлено пастки різних типів – літологічно, стратиграфічно і тектонічно екрановані, у яких резервуарами служать органогенні споруди, тріщинно-порові вапняки, пісковики та нетра-диційні породи – тріщинуваті аргіліти і грудкуваті гли-ни (рис. 3).

Основний горизонт нафтовидобування – кристалічні породи акустичного фундаменту, розкриті свердловина-ми на 20–550 м. Дебіти нафти зі свердловин не залежать від товщини розкритого горизонту, а визначаються міс-цем розташування свердловини на структурі. Після на-копичення достатніх даних на родовищі встановлено три зони продуктивності: І – із дебітами понад 300 м3/добу, ІІ – менше 300 м3/добу і ІІІ – із обмеженою продуктивністю, до 30 м3/добу.

Серед особливостей нафтових покладів на родовищі Білий Тигр потрібно відзначити відсутність пластової води та зростання у часі дебітів нафти зі свердловин. Це пояс-

Рис. 2. Нафтове родовище Дракон. Фрагмент сейсмічного розрізу за с. п. DR 93-800



нюється тим, що нафта абіогенного походження під час її просування вгору витіснила воду у верхні горизонти і там існують АВПТ. Перегріта водяна пара разом із газами про-никає в осадовий чохол, де відбувається їх диференціація.

Свердловини, що експлуатують поклад у склепінні батоліту, працюють нафтою з водою і газом, а свердлови-ни, що знаходяться на нижчих позначках, дають безводну нафту. Це дає підстави прогнозувати наявність у мульдах значних запасів нафти.

Установлено зв’язок між знаходженням покладу ВВ на структурі і складом нафти у ньому. У зонах впливу па-леовулкана отримано високопарафінисті нафти і нафтовий газ із вмістом водню. У зонах впливу кальдер набули по-ширення легкі нафти і конденсати з високими вмістами ванадію і нікелю, що є причиною зростання комерційної

Рис. 3. Нафтове родовище Білий Тигр. Палеогеологічні розрізи. Мірило 1:50000. Склала Л.М. Кухтіна за комплексом даних ГРР

ціни цих ВВ. Одержані результати дають підстави очіку-вати аналогічну диференціацію флюїдів у нововиявлених пастках.

Виконане районування території за перспективніс-тю з урахуванням палеовулканічних процесів допо-магає здійснити переоцінку перспективності площ із від’ємними результатами робіт, а також виявити на них нові резервуари для опошукування та нарощування за-пасів вуглеводнів.

Збільшення парку українських морських бурових платформ призведе найближчим часом до різкого зрос-тання обсягів бурових робіт в Азово-Чорноморському на-фтогазоносному басейні (А-Ч НГБ). З метою підвищення результативності пошукових робіт і, враховуючи, що в А-Ч НГБ магматогенні породи дуже поширені та з численни-ми газонафтопроявами, під час їх опошукування доцільно використати виявлені на в’єтнамському шельфі Південно-Китайського моря особливості будови і нафтогазоносності палеовулканів, батолітів і кальдер.

Список літератури1. Фам Нанг Ву. Комплексная обработка и интерпретация маг-нито-, грави- и сейсморазведочных данных с целью оконтури-вания зон развития эффузивных пород в Меконгской впадине: рукопись / Фам Нанг Ву, Нгуен Зуй, Нгок // Горно-геологический институт. – Ханой, 1990.2. шнип О.А. Литолого-петрографическая характеристика про-дуктивних пластов и покрышек месторождения Белый Тигр: ру-копись / Шнип О.А. – Вунгтау, СП «Вьєтсовпетро», 1989.

Автори статтіКухтіна-Голодько Лідія МиколаївнаЗакінчила Львівський політехнічний ін- ститут за спеціальністю геологія і розвідка нафтових і газових родовищ. Працювала на посадах геолога, ст. геолога, керівника тема-тичних партій у нафтогазорозвідувальних підприємствах трестів Харків-, Чернігів-, Кримнафтогазрозвідка, у Східній Німеччині і В’єтнамі. Коло інтересів: локальний про-

гноз нафтогазоносності виявлених сейсморозвідкою структур, особливості будови пасток нафти і газу і розподіл флюїдів у них. Померла у 2010 р.

Голодько Борис ІвановичЗакінчив Дрогобицький нафтовий технікум і геологічний факультет Харківського дер-жавного університету. З 1959 р. працював у розвідці нафти і газу на посадах бурового майстра, головного інженера експедицій і об’єднання «Кримморгеологія». 10 років працював керівником бурових робіт у Східній Німеччині і В’єтнамі. Коло інтересів: ефективні роз-криття і винос керна з продуктивних пластів у похило-ске-рованих свердловинах та геологічна будова нетрадиційних резервуарів нафти і газу.



Перспективи відкриття значних за запасами родовищ газу на великих глибинах у Дніпровсько-Донецькій западині

М.І. Мачужакканд. геол.-мінерал. наукПАТ «Укргазвидобування»А.В. Лизанецьканд. геол.-мінерал. наукУкрНДІгаз

УДК 553.98

Наведено нові дані з геологічної будови і газоносності нижньої частини відкладів візейського ярусу нижнього карбону – XIIа мікрофауністичного горизонту (МФГ). У центральній приосьовій зоні Дніпровсько-Донецької за-падини (ДДЗ) на схилах Срібненської та Жданівської депресій їх розглянуто як важливий пошуковий об’єкт для нарощування розвіданих запасів вуглеводнів. Надано літолого-фаціальну характеристику відкладів ХІІа МФГ, зроблено спробу палеогеографічної реконструкції умов їх осадконакопичення в зональному плані. На прикладі Ко-мишнянського газоконденсатного родовища як першочергового об’єкта пошукових робіт показано перспективи відкриття значних за запасами покладів газу на великих глибинах.

Приведены новые данные по геологическому строению и газоносности нижней части отложений визейского яруса нижнего карбона – XIIа микрофаунистического горизонта (МФГ). В центральной приосевой зоне ДДВ на склонах Срибненской и Ждановской депрессий они рассматриваются как важный поисковый объект для нара-щивания разведанных запасов углеводородов. Приведена литолого-фациальная характеристика отложений XIIа МФГ, сделана попытка палеогеографической реконструкции условий их осадконакопления в зональном плане. На примере Комышнянского газоконденсатного месторождения как первоочередного объекта поисковых работ по-казаны перспективы открытия значительных по запасам залежей газа на больших глубинах.

The new data on the geological structure and gas content of the Visean stage lower section – XIIa microfaunal horizon (MFH) were provided. In the central near-axial zones of the Dnipro-Donets basin (DDB) on the sides of Sribnensk and Zhdanivsk depressions they were considered as a main reservoir objective to increase proven reserves of hydrocarbons. The lithofacies analysis of sediments of the MFH section XIIa was given made attempts of back stripping conditions of sedimentation in the zonal plan. The discovery potential of deep reserves of natural gas was shown by the example of the Komyshniansk gas condensate reservoir as the primary object for oil reconnaissance.

Результати геологорозвідувальних робіт, які прово-дилися в останнім часом, засвідчили у відкритті дріб-них та дуже дрібних за запасами родовищ сталу тен-денцію. Більшість цих родовищ розташована в межах північного борту та північно-західних окраїн Донбасу.

Перспективи відкриття крупних та середніх родовищ пов’язуються із глибокозануреними кам’яновугільними відкладами центральної приосьової зони ДДВ.

Як самостійний об’єкт розвідки виступають відклади XIIа мікрофауністичного горизонту верхньовізейського під’ярусу нижнього карбону. До них приурочені основні за запасами поклади газу на Рудівсько-Червонозавод-ському, Луценківському, Комишнянському родовищах, ряд дещо менших за запасами покладів на Яблунівсько-му, Свиридівському, Харківцівському, Солохівському родовищах (рис. 1).

У загальних рисах басейн седиментації даних від-кладів можна характеризувати так. Трансгресія моря відбувалася із південного сходу приосьової зони запа-дини.

Берегова лінія басейну седиментації цього часового відрізка апроксимується у вигляді параболічної кривої із вершиною у районі західного замикання Срібненської депресії із проходженням північної гілки кривої в райо-ні Волошківського родовища і далі на Північний борт і південної гілки в районі Леляківської та Озерянської структур і далі на Південний борт (за А.О. Біликом,

УкрДГРІ). Для нижньовізейсько-турнейського комплек-су берегова лінія зміщена дещо східніше – у район Пів-нічно-Ярівського прогину [1].

Найбільш глибоководна частина басейну розташо-вувалася в районі Солохівської структури, де в розрізах свердловин горизонт представлено переважно глинис-тими відкладами з малочисельними малопотужними (1–3 м) прошарками пісковиків. Ця глибоководна зона розповсюджується на досить значну територію, охо-плює Семиренківську, Роднікову, Мачухську структури в південній частині басейну.

Північна частина басейну характеризується більш скороченим та менш потужним розрізом (Загорянська, Пірківська, Римарівська площі).

Найбільш цікавими для пошуків нафти і газу є міл-ководноморські фації приберегових течій, авандельти, конуси виносів, турбідіти або інші фації перехідних від континенту до моря відкладів, які можуть містити кондиційні піщані пласти-колектори. Тобто ділянки ба-сейну, що знаходяться відносно недалеко від джерела надходження теригенного матеріалу – південного борту западини. Одним із відносно вивчених за цими відклада-ми районів є Рудівсько-Червонозаводське родовище [2].

За результатами вивчення кернового матеріалу (шлі-фи, електронна мікроскопія) петрографами та літолога-ми ДГП «Чернігівнафтогазгеологія» (С.В. Онуфришин, В.А. Гальченко) пісковики горизонтів В-22 верх, В-22



низ, В-23 віднесено до мілководноморських та річкових фацій. Так, взірець керна із глибини 5309,6 м (горизонт В-22в) характеризується пористістю 11,6 %, проникніс-тю 13,1 мД. Він представлений типово мілководномор-ським пісковиком, сформованим у межах припливно-відпливної смуги.

Пісковик помірно та добре сортований, від алеври-тистого до середньозернистого матеріалу, який склада-ється переважно із монокристалічного кварцу з невели-кою кількістю слюд від каолінізованих до незмінених і плагіоклазових польових шпатів.

Взірці керна зі св. 3-Червонозаводської, горизонт В-22 в (глибина 5337,2 м, пористість 12,2 %, проникність 11 мД), 4-Червонозаводської, горизонт В-22в (глибина 5337,2 м, пористість 10 %, проникність 41,9 мД), 1-Ру-дівської, горизонт В-22в (глибина 5219,2 м, пористість 14,7 %, проникність 140,2 мД), 2-Рудівської, горизонт В-22в (глибина 4989 м, пористість 13,4 %, проникність 40,2 мД), 4-Рудівської горизонт В-22в, (глибина 5064 м, пористість 13 %, проникність 25,3 мД; глибина 5088,1 м, пористість 10,5 %, проникність 7,9 мД) віднесені до піс-ковиків авандельти розгалуженої ріки.

Взірці керна зі св. 6-Червонозаводської, горизонт В-22в (глибина 5309,6 м, пористість 11,6 %, проникність 13,1 мД), 3-Рудівської, горизонт В-22в (глибина 4946,4 м, пористість 14,6 %, проникність 55,5 мД) віднесені до мілководноморських (зони припливу-відпливу) піско-виків.

Ймовірно, Рудівська та Червонозаводська структури були сформовані як структури облягання тіл пісковиків

у процесі подальшого седиментогенезу.

Характерною ри-сою геологічної будови є лінійне розповсю-дження пісковиків го-ризонтів В-22, В-23 на родовищі, яке певною мірою наслідує про-стягання русла р. Сула. Найбільш продуктивні свердловини розташо-вані на родовищі в ме-жах осьових частин тіл пісковиків горизонтів В-22, В-23.

У результаті віднов-лення розвідувального буріння 2010–2012 р. на Комишнянському ро-довищі отримано нові дані щодо газоносності цих відкладів, суттєво змінено та уточнено ко-реляцію розрізів сверд-ловин нижньої частини візейського ярусу ниж-нього карбону від при-

йнятої на початковому етапі розвідки родовища у 90-х роках минулого століття [3].

Так, у результаті буріння св. 23 у межах північної частини власне Комишнянського блока встановлено промислову газоносність горизонту В-22 низ. Під час випробування інтервалу 6059–6057 м отримано при-плив газу дебітом 338 тис. м3/добу на 7 мм шайбі. За даними промислово-геофізичних досліджень (В.В. На-заришин, 2011), продуктивний горизонт представлено ущільненими нафтогазонасиченими пісковиками з по-ристістю 8 %, ефективною потужністю 1,6 м. Імовірно, колекторам продуктивного горизонту притаманна сут-тєва тріщинна складова проникності, що забезпечила хороші фільтраційно-ємнісні властивості та високий дебіт газу (рис. 2).

2012 р. у результаті буріння оціночно-експлуатацій-ної св. 51 підтверджено розвиток колекторів у горизонті В-22 низ у центральній частині Комишнянського блока. Під час випробування інтервалу 5995–6050 м отрима-но приплив газу дебітом 279 тис. м3/добу на 8 мм шай-бі. Продуктивний горизонт представлено пісковиками з пористістю від 7 до 10 %, газонасиченістю 82–86 % з ефективною товщиною 3,6 м у верхній частині та ущільненими нафтогазонасиченими пісковиками різної глинистості пористістю 5–6 і 7–8 % у нижній частині горизонту В-22 низ. Під час дослідження свердловини максимальний короткочасно зафіксований нестабілізо-ваний тиск на гирлі свердловини становив 720 атм.

Близькі до зазначених тиски на гирлі свердловини були отримані і під час випробування св. 23.

Рис. 1. Оглядова карта



Урахувавши дані буріння свердловини, пластовий тиск об’єкта випробування оцінено в близько 910 атм.

На Комишнянському родовищі в грудні 2012 р. за-

Рис. 3. Схема кореляції продуктивних горизонтів у верхньовізейських відкладах. Результати інтерпретації ГДС: 1 – ущільнені; 2 – ущільнені газонасичені; – газонасичені; 4 – розвиток газонасичених колекторів у продуктивному розрізі

кінчено випробуванням розвідувальну св. 29, яка роз-ташована в апікальній частині блока. Свердловину пробурено з метою розвідки продуктивних горизон-

тів нижньої частини верхньовізейського під’ярусу нижнього карбону (В-22-23) до глибини 6135 м. Її розріз задовільно корелю-ється із розрізами св. 488, 51, 23, 5, 7. Ви-бій свердловини знаходиться у карбонатних відкладах горизонту В-24 нижньовізей-ського під’ярусу нижнього карбону. З від-бором керна в свердловині пробурено 117 м проходки, при цьому винос керна становив 57,5 м. Керн відібрано із горизонтів В-17, В-18, В-20, В-22в, В-22н, В-23-24. Відібрані зразки пісковиків із горизонтів В-17, В-20, В-22в, В-22н, В-23 мали ознаки вуглеводне-вого насичення: запах вуглеводнів на свіжо-му зломі, характерне свічення під час люмі-несцентно-бітумінозного аналізу.

За даними інтерпретації комплек-су геофізичних досліджень у свердловині (В.В. Назаришин, 2012 р.) виділено низ-ку пластів колекторів, у т.ч. у горизонті В-22н в інтервалах 6023–6043, 6005–6018 м для оцінки їх промислової продуктивності (ущільнені нафтогазонасичені пісковики з пористістю 7–9 %). Вони були випробувані за допомогою фільтра.

У результаті випробування сверд-ловини отримано приплив газу дебітом 342 тис. м3/добу на 8 мм штуцері. Пластовий тиск – 980 атм, значення пластового тиску більше порівняно із даними, отриманими під час дослідження св. 51. Це пояснюється під-ключенням до роботи прошарків горизонту В-23, що випробувані фільтром разом із гори-зонтом В-22 низ.

У св. 488 продуктивний горизонт В-22 низ випадає по порушенню. Св. 7 і 5 не до-бурено до горизонту В-22 низ.

Отже, у межах Комишнянського родо-вища встановлено промислову газоносність Комишнянського і Бакумівського блоків по горизонтах В-22н, В-23.

Оцінка запасів і перспективних ресурсів горизонту В-22, В-23 Комишнянського родо-вища становить близько 10 млн т умовного палива. Нижня границя газоносності покла-дів (газоводяний контакт) не встановлена і може виходити на півночі за межі структур-ного виступу. Тому пріоритетним напрямом розвідки є буріння розвідувальних св. 27, 28 та свердловини в районі зчленування Ко-мишнянського і Бакумівського блоків.

Аналіз отриманих даних дає змогу зро-бити такі висновки.

Відклади XIIа мікрофауністичного гори-зонту приурочені до зануреної по скиду субши-

Рис. 2. Комишнянське родовище. Структурна карта покрівлі продуктивного гори-зонту В-22: 1 – південна границя поширення газових покладів горизонтів В-22-23, за даними буріння; 2 – площа розвіданих запасів газу горизонту В-22; 3 – площа перспективних ресурсів газу горизонтів В-22-23; 4 – лінія схеми кореляції

1 2 3 4

1 2 3 4



ротного простягання частини структури. В межах піднятих Південно-Комишнянського блока та припіднятих блоків св. 17 і 20 вони не накопичувалися (рис. 3).

Розкриті свердловинами розрізи XIIа мікрофауніс-тичного горизонту на Комишнянській площі задовіль-но корелюються із розрізами свердловин Рудівсько-Червонозаводського, Свиридівського, Луценківського та Яблунівського родовищ. Вони представлені мілко-водноморськими фаціями або, можливо, фаціями тур-бідітів [4].

Наявність подібних фаціальних умов можна спро-гнозувати в межах Жданівської депресії на Зв’язівській, Західно-Комишнянській, Клюшників-ській, Кошевойській, можливо, Лисовській і Пере-возівській структурах. Зазначені структури роз-глядаються як найбільш перспективні об’єкти для проведення пошукових робіт на відклади XIIа мікро-фауністичного горизонту, з якими пов’язують пер-спективи відкриття значних за запасами родовищ газу на великих глибинах.

Список літератури1. Алксне О.А. О нефтегазогеологическом расчленении нижневизейско-турнейских отложений ДДВ / О.А. Алксне, Б.Л. Крупский // Нафт. і газова пром-сть. – 1987. – 2. – С. 21–22.2. Зарубін ю.О. Результати дослідно-промислової експлуата-ції Рудівсько-Червонозаводського родовища / Ю.О. Зарубін,

М.І. Мачужак, В.О. Кривошея, А.В. Боднар // Геолог України. – 2003. – 1. – С. 47–49.3. Мачужак М.І. Новые данные о нижневизейско-турнейском комплексе южной прибортовой зоны Днепровско-Донецкой впадины / М.И. Мачужак // Советская геология. – 1988. – 9. – С. 19–27.4. Петтиджон Ф.Дж. Осадочные породы / Ф.Дж. Петтиджон. – М.: Недра, 1981. – 747 с.


Мачужак Михайло ІвановичКандидат геолого-мінералогічних наук, головний геолог ПАТ «Укргазвидобу-вання». Закінчив Івано-Франківський інститут нафти і газу. Наукові інтере-си – геологія, пошуки, розвідка і розробка родовищ нафти і газу.

Лизанець Аркадій Васильович

Кандидат геолого-мінералогічних наук, за-ступник директора з геології Українського науково-дослідного інституту природ-ного газу (УкрНДІгазу). Закінчив Івано-Франківський інститут нафти і газу. Наукові інтереси – геологія, пошуки, розвідка і розробка родовищ нафти і газу.

Кандидат технічних наук, член-кореспондент УНГА, фахівець із роз-робки нафтогазових родовищ, Іван Андрійович народився 12 квітня 1934 р. у с. Стоянів Радехівського району Львівської області. У 1957 р. закінчив гірничопромисловий факультет Львів-

ського політехнічного інституту і почав працюва-ти оператором (потім – помічником майстра, май-стром із видобування нафти) у Долинському НПУ. У 1962 р. став начальником науково-дослідної лабо-раторії з підтримання пластового тиску в нафтових покладах із заводненням, а протягом 1970–2006 рр. очолював виробничо-технічний (згодом – технічний) відділ управління. Упродовж 1980–1981 рр. Іван Пи-липець був консультантом із видобування нафти у Болгарії. З 1972 по 1976 рр. навчався в аспірантурі при Московському інституті нафтохімічної і газової промисловості ім. І.М. Губкіна, після закінчення якої захистив кандидатську дисертацію на тему «Вико-ристання термометрії для контролю і регулювання розробки багатопластових нафтогазових родовищ». Запропоновані Іваном Андрійовичем термометричні та гідродинамічні методи контролю і регулювання процесів розробки нафтових покладів знайшли за-стосування на практиці та дали змогу збільшити коефіцієнт охоплення заводненням пластів та їх нафтовилучення. За його активної участі поряд із

традиційними способами інтенсифікації видобутку нафти впроваджувалися нові технології і технічні пристрої для обробки свердловин міцелярним розчи-ном, імпульсно-хвильової дії на пласти, направленого впливу на привибійну зону свердловин із блокуванням високообводнених пластів, кислотні обробки з ви-користанням різних ПАР, розчинників, а також їх модифікацій. Розробив технологічні і конструктор-ські інновації, які охоплюють процес видобування і підготовки нафти. Вперше створив і запровадив новий спосіб розробки екранованих зон нафтових родовищ. І.А. Пилипець – автор 57 наукових публіка-цій, 43 патентів і авторських свідоцтв на винаходи, понад 150 раціоналізаторських пропозицій. Упро-довж 1958–1980 рр. був головою первинної організації Всесоюзного товариства винахідників та раціона-лізаторів, його двічі обирали делегатом всесоюзних з’їздів ВТВР. Удостоєний почесного звання «Заслуже-ний раціоналізатор Української РСР», нагороджений бронзовими медалями виставок досягнень народного господарства.

Помер І.А. Пилипець 4 червня 2013 р.Світла пам’ять про Івана Андрійовича назавжди

залишиться у наших серцях.

Друзі, редакція журналу

Пилипець Іван Андрійович



24

Розгляд стійкості колони бурильних труб показує, що під час роторного буріння навіть у вертикальній свердловині за мінімальних обертів ротора бурильні труби втрачають свою прямолінійну форму і з певною силою контактують зі стінкою свердловини. Таким чином, у процесі буріння на ділянках до-тиків виникають дотичні сили, на подолання яких витрачається значна робота, й елементи бурильної колони зношуються.

Під час буріння в нижній частині колони бурильні труби згинаються не тільки від дії відцентрових сил, але й від втра-ти стійкості, що призводить до збільшення поперечної сили, притискання півхвиль бурильної колони та її центрувальних і розширювальних елементів до стінок свердловини [1].

Сили тертя виникають також під час взаємодії озброєння долота з породою вибою. Надалі будемо розглядати визначен-ня зносостійкості кінематичних пар шарошкового долота та передусім його озброєння.

Абразивний знос руйнуючого елемента – долота (зуба) виникає під час його тертя по породі, яка є природним абра-зивом, унаслідок дряпання або мікроріжучої дії зерен абрази-ву під час проковзування по них зубців, а також у результаті прямого потрапляння зерен абразиву в поверхню контакту в момент удару зуба по вибою [2]. Він можливий тоді, коли абразивні частинки породи є більш твердими, ніж матеріал зубців. Подібний механізм зносу можна застосувати для цен-трувальних та різних розширювальних елементів конструк-ції бурильної колони.

Спроби підрахувати знос шарошкових доліт здійснюва-лися із урахуванням відомостей про проковзування шарошок [3], але при цьому проковзування обчислювали для гладкого вибою. Але таке явище пов’язано з неоднорідністю породи ви-бою, пульсацією промивальної рідини, випадковим характе-ром динамічних навантажень. Отже, знос зубців носить ймо-вірний характер.

Зносостійкість деяких елементів бурильної колони у процесі буріння

П.І. Огородніковд-р техн. наукМНТУВ.М. Світлицькийд-р техн. наукПАТ «Укргазвидобування»В.І. ГогольМНТУ

УДК 622.24.053

У статті розглянуто питання, пов’язані зі зносом елементів бурильної колони, зокрема абразивним зносом ша-рошкових доліт із фрезерованим і твердосплавним озброєнням. Наведено основні залежності для визначення ймовірних характеристик зносу і пошкоджень бурильного інструменту, що визначають його зносостійкість у процесі буріння.

В статье рассмотрены вопросы, связанные с износом элементов бурильной колонны, включая абразивный износ шарошечных долот с фрезерованным и твердосплавным вооружением. Приведены основные зависимости для определения вероятных характеристик износа и повреждений бурильного инструмента, определяющие его из-носостойкость в процессе бурения.

The article is concerned with questions of the wearing capacity of some elements of the drill string, including the abrasive drilling of hard-alloy insert rolling cutter drilling bits. The given basic dependencies on probably wear property and damage determining characteristics of drilling tools are determined its wearing capacity during boring.

У роботі [4] запропоновано знос сталі розглядати за-лежно від питомої потужності тертя. Оцінка абразивних властивостей гірських порід по зносу металу необхідна, оскільки знос металу визначає стійкість шарошкових до-літ.

Більшість гірських порід може зношувати метал, але швидкість зносу буде різною. Інтенсивність абразивного зносу інструмента залежить передусім від співвідношення механічних характеристик порід і твердості його поверхні. Абразивна здатність породи пропорційна до мікротвердос-ті мінералів, що входять до її складу.

Знос елементів бурильної колони залежить від бага-тьох факторів, у тому числі й динамічного стану. Усі вони носять ймовірний характер.

Озброєння шарошкових доліт в умовах буріння сверд-ловини може зазнавати руйнування таких видів:

фізичний знос під дією дотичних напружень зрізу, які виникають під час обертання шарошок під впливом осьо-вого навантаження;

абразивний знос робочих поверхонь під дією абразив-них частинок породи і абразивності промивальної рідини;

викришування робочих поверхонь під дією високих контактних напружень за наявності промивальної рідини, що являє собою локалізоване втомне руйнування поверхні;

викришування з розтріскуванням (обумовлене відко-люванням і зносом армованого шару);

поломка зуба від перевантаження;поломка зуба внаслідок втоми матеріалу з виникнен-

ням тріщин на протилежній стороні руху шарошки.На рис. 1 представлено знос шарошкового долота з ком-

бінованим озброєнням, на якому видно абразивний знос фрезерованих зубків і втомне руйнування твердосплавних вставних штирів. Втомне руйнування і руйнування доліт



25

зі штировим твердосплавним озброєнням за значних дина-мічних навантажень представлено на рис. 2.

Граничні розміри зносу озброєння шарошкових доліт потрібно визначати економічними та технічними критерія-ми наслідків. Так, граничний знос озброєння можемо визна-чити за критерієм економічних наслідків – різким знижен-ням показників буріння, передусім механічної швидкості, під час буріння у конкретних геолого-технічних умовах. Технічними наслідками є граничний знос озброєння, який може призвести до заклинювання опор кочення шарошок, руйнування тіла шарошки, а в деяких випадках – до при-хоплення інструмента.

Поділ критеріїв граничного зносу на технічний і еко-номічний є умовним, оскільки зміна технічних показників має, як правило, економічні наслідки.

У ряді випадків працездатність бурильної колони зале-жить від величини зносу не тільки однієї деталі, а й ком-плексу спряження. Характерним прикладом може бути опора кочення шарошки (цапфа – підшипник ковзання, цап- фа – кульковий підшипник, шарошка і стан її озброєння). Стан долота під час буріння визначають, використовуючи дані попередніх довбань в аналогічних геолого-технічних умовах буріння. Отже, для визначення стану зносу долота за роторного способу буріння можна використати нерівність, отриману на основі аналізу даних роботи [5]:

(1)

де Uгр.max(Mp.max) – граничне відхилення за критерієм безпе-ки (заклинення опори, критичний знос озброєння); Uгр.г(Р0, Mp) – граничне відхилення, обумовлене геолого-технічни-ми принципами (здатність поглиблення свердловини зі змі-ною геологічних умов буріння); Р0 – осьове навантаження на долото; Mp – крутний момент на роторі; Uгр.т – граничне відхилення, зумовлене технічними принципами (здатність задовільно виконувати робочі функції, критерій міцності, вібрації тощо); Uгр.е – граничне відхилення за критерієм еко-номічності.

Необхідно зазначити, що величини в правій частині рів-няння (1) є сумою граничних відхилень, пов’язаних між со-бою імовірними залежностями, які змінюються залежно від конкретних умов буріння.

Методи визначення граничних зносів не знайшли на-лежного застосування під час розрахунків бурильної колони для заглиблення свердловини, що пов’язано з різноманітніс-тю геолого-технічних умов буріння і недостатністю матері-алів із аналізу відробки доліт та інших елементів бурильної колони в процесі проводки свердловин у різних регіонах.

У ряді випадків для орієнтовних розрахунків на дов-говічність щодо зносу можна використати дані граничного зносу в деталях у подібних механічних системах. Напри-клад, величину допустимого розміру зносу розширюваль-них і центрувальних елементів можна визначити як

(2)

де kT – коефіцієнт, який залежить від породи, з яким контак-тує елемент, його граничного розміру, конструкції свердло-вини та режимів буріння; D – початковий діаметр.

Граничний знос за критерієм економічного фактора може бути визначено, виходячи з умови мінімуму питомих приведених витрат:

(3)

де Nc.o.п.(t) – приведена собівартість одного метра буріння; C(t) – експлуатаційні витрати; Y – нормативний коефіцієнт ефективності; R – балансова вартість бурильної колони; Z(t) – експлуатаційна продуктивність інструмента за зада-них режимів буріння та геологічних умов.

Наведений підхід визначення граничного зносу деталі буде дійсним тільки тоді, коли має місце значний вплив фак-тора продуктивності на закономірність функції Nc.o.п.(t).

Опора кочення шарошки являє собою комплекс спря-ження, яке включає декілька кінематичних пар (підшип-ників). При цьому граничне збільшення зазору буде дорів-нювати сумі зносу робочих поверхонь, які утворюють це спряження. Враховуючи, що знос поверхонь носить ймовір-ний характер, можна вважати, що граничний знос однієї де-талі за регламентованого зазору змінюється у певних межах залежно від зносу іншої деталі. Нижче приведено спроще-ну модель процесу зношування деталі до граничного стану (рис. 3), отриману в роботі [5], яку може бути використано для подальшого аналізу. На наведених графіках показано окремі криві зносу однотипних деталей. Передбачається, що після досягнення зносу, що дорівнює гранично допустимо-му, ресурс деталі вичерпується (стан відмови). Через відмін-ність кривих відбувається розсіювання ресурсу R. Випадко-ва величина ресурсу R має густину розподілення fR(t).

Таку модель може бути використано для приблизно-го опису всіх видів зносу, за винятком викришування і скріплювання. Отже, залежність зносу деталі З(t) як ви-падкової функції напрацювання відповідно до [5] можна записати: (4)де aЗ – випадкова величина, яка залежить від властивостей поверхонь деталей, що взаємодіють, а для озброєння долота – від властивостей розбурюваних порід, армованої поверхні зубків та їх матеріалу; b – коефіцієнт, прийнятий постійним (знос підшипників кочення b=0,8; абразивний знос підшип-ників ковзання b=0,5-0,7; знос фрезерованих зубків b=1,8-2).У разі наявності коефіцієнта варіації VaЗ>0,4 можна вважати, що величина bЗ підпорядковується розподіленню Вейбулла і характеризує знос деталі за час приробки. Вважаючи, що його величина мала, ним можна знехтувати. Тоді рівняння (4) запишемо:

(5)

Виходячи із рис. 3 і формули (5), залежність для визначен-ня ресурсу озброєння шарошкових доліт можна записати так:

(6)

де Згр – граничний знос озброєння долота під час буріння (механічна швидкість прямує до нуля).



26

При цьому ймовірним аргументом є aЗ, R=j(aЗ). Для визначення ресурсу R може бути використано різні методи прогнозування.

Параметри, що характеризують цикли роботи різних елементів бурильної колони та їх спряження, змінюються в широкому діапазоні. Особливе значення має число циклів, яке припадає на одиницю напрацювання бурильної колони з урахуванням періодичності роботи спряження. При цьому за цикл можна вважати ступінчасту подачу інструмента, оберт долота і його шарошок, динамічний стан колони та її елемен-тів за довбання і та ін.

Одним із основних завдань вирішення проблеми тертя, змащення і зношування є розробка критеріїв для визначення провідного процесу в зоні тертя. Результати проведених до-сліджень свідчать про те, що одним із таких критеріїв є аналіз спектра коливань сил тертя [6], що буде розглянуто в подаль-шому.

Імовірність неруйнування опори кочення шарошкового долота з озброєнням шарошок із твердосплавними зубцями можна представити як P(A), оскільки в процесі буріння не один із z штирів не зруйнується. Імовірність P(A) неруйну-вання опор кочення завжди більша від імовірності P3 неруй-нування деякого умовно вибраного твердосплавного штиря, який ударно контактує з породою вибою (максимально наван-таженого) і в той же час знаходиться на найменш навантаже-ному вінчику шарошки: . Ця умова буде рівністю тоді, коли ударна міцність усіх штирів однакова і залежить від їх виготовлення. Достовірність неруйнування P3 можна розглядати як імовірність умови, що напруження sB0 у корені запресованого штиря буде меншим від напруження sr0 най-менш міцного зуба:

(7)

У теорії надійності [7] величина P є ймовірністю безвід-мовної роботи елемента або системи. Імовірність руйнуван-ня (відмовлення) Pр механічних систем пов’язана з надійніс-тю співвідношенням:

(8)За міру надійності деталей штирового долота можна

прийняти умову міцності, що визначається як імовірність перевищення несучої здатності R(t) під дією осьового наван-таження на шарошкове долото Q(t):

(9)

Ці величини в процесі заглиблення свердловини будуть змінюватися упродовж тривалого часу.

Якщо відомо закони розподілення R і Q, то формальне порівняння двох випадкових величин у теорії ймовірності [7] призводить до такої залежності:

(10)

де fQ(x) і fR(x) – густини розподілення осьового навантажен-ня Q і несучої здатності R; FQ(x) і FR(x) – функції розподілен-ня величин Q і R (рис. 4).

Використовуючи (10) та (8), визначимо:

(11)

де fB0(s) – густина розподілення напруження sB0; Fr0(s) – ін-тегральна функція розподілення напруження sr0.

Якщо напруження sB0 та sr0 розподілені за нормальним законом, то імовірність P3 можна знайти за таблицями нор-мального розподілення залежно від квантилі uP:

(12)

де vr0 і vB0 – коефіцієнти варіації напружень sr0 і sB0; n0 – умовний коефіцієнт запасу міцності:

де s r0 та sB0 – середнє значення напружень sr0 та sB0.Під час розрахунку на втомлену міцність (штирових

зубків із твердосплавних матеріалів) під руйнуючим на-

Рис. 1. Долото 295 ТЗ: абразивний знос фрезерованих зубців і втомне руйнування вставних штирів

Рис. 2. Долото 295 ТЗ: втомне руйнування твердосплавних вставних зубів



27

пруженням розуміють границю витривалості з нормальним розподіленням.

Параметри розподілення напруження sr0 як мінімально-го члена вибірки з нормальної сукупності рекомендується визначати [8] за формулами:

(13)

(14)

де Sr – середнє квадратичне відхилення напруження sr ; m і e – статистичні коефіцієнти (вибрані на основі експеримен-тальних даних залежно від об’єму вибірки, рівного числу зубців периферійних вінців шарошок); vr – коефіцієнт варі-ації руйнуючого напруження sr.

Аналіз розрахунків показує, що одним із ефективних способів підвищення надійності без збільшення середньої границі витривалості є зменшення коефіцієнтів варіації vr0 і vr. Зменшення vr пов’язано з використанням матеріалів із більш однорідною структурою і підвищенням стабільності армування озброєння, форми зубків, термообробки тощо.

Взаємодія озброєння шарошкового долота з вибоєм свердловини пов’язана з передачею напружень як на його еле-менти, так і на породу вибою. Така взаємодія має імпульсний характер. Величина передачі енергії імпульсами на вибій пов’язана з коливними процесами, які виникають у буриль-ній колоні, а також із геолого-технічними умовами буріння.

Численними дослідженнями [9] доведено існування впливу динамічного стану бурильної колони на показники буріння, а значить, і на надійність роботи долота в цілому та його елементів.

Аналіз записів вібрацій на долоті і квадратній штанзі [9] свідчить про те, що пікові навантаження нерівномірно розподіляються по всіх зубах озброєння. А це передусім пов’язано з неоднорідністю поверхні вибою (тріщини, анізотропія породи, яка розбурюється, тощо). Також час дії динамічного навантаження значно менший від часу, за якого шарошка робить один оберт. У зв’язку з цим розпо-діл навантажень відрізняється від розподілу динамічних

навантажень на бурильну колону.Через пропорційність між напруженням і віброшвидкіс-

тю було проведено записи вібрацій долота і верху бурильної колони і побудовано спектрограми (рис. 5).

Із рис. 5 видно, що пікові значення віброшвидкості долота і верху бурильної колони (під час синхронного запису) не збі-гаються за частотою.

Виникає необхідність застосувати методи статистичної ди-наміки і теорії ймовірних процесів для оцінки навантаженості деталей долота, включаючи озброєння в різних, подібних між собою геолого-технічних умовах, із різним компонуванням низу бурильної колони (КНБК) і за різних режимів буріння.

Для встановлення характеристики ймовірного процесу, який визначає режим навантаження деталей долота, вклю-чаючи озброєння, необхідно отримати амплітудно-частотну характеристику бурильної колони, до якої входить цей тип до-лота. Для цього необхідно розробити розрахункову схему, яка б характеризувала параметри приводу і враховувала спосіб бу-ріння, а також піддатливість елементів і коефіцієнтів демпфу-вання.

Вимушені коливання шарошкового долота в процесі бу-ріння є результатом силового впливу, викликаного взаємодією озброєння з породою вибою, нерівномірністю обертання бу-рильної колони, двигуна і змінним опором його переміщення, а також кінетичним збуренням у контакті озброєння долота з породою, обумовленого похибками виготовлення доліт.

Руйнування озброєння доліт із твердосплавними зубка-ми виникає в основному внаслідок тривалих циклічних змін напружень. За випадкових стаціонарних вібрацій бурильного інструмента певного порядку проходження великих і малих напружень немає, при цьому руйнуючий ефект та ефект зміц-нення за малих напружень взаємно компенсуються. Гіпотезу накопичення втомних пошкоджень було запропоновано дея-кими дослідниками, зокрема Пальмгреном [10]. Ця гіпотеза отримала назву лінійного закону. Вона так визначає показник ушкодження:

(15)

де ni – число циклів напружень із амплітудою si; Ni – число циклів до втомного руйнування за постійної амплітуди на-пруження si.

Показник ушкодження може змінюватися від нуля до одиниці, причому руйнування виникає, коли D досягає оди-ниці. Під час розрахунків є необхідність введення коефіцієн-тів, які б враховували фізико-механічні властивості породи вибою, частоту взаємодії зубка з породою, пов’язану з режи-мами буріння і КНБК.

Для подальшого пояснення руйнування твердосплавно-го штирового озброєння і визначення його надійності можна використати гіпотезу Шенлі [11], оскільки вона краще за всіх підходить для прямих фізичних тлумачень, а також для роз-рахунку надійності штирового озброєння.

У цій теорії передбачено, що руйнування під час втоми виникає внаслідок тріщини, яка розповсюджується у мате-ріалі за законом:

(16)

Рис. 3. Спрощена модель процесу зношування деталі до граничного стану



28

де h – глибина тріщини; A – постійна; b – коефіцієнт, який залежить від амплітуди напружень; n – число циклів зміни напружень.

Вираз (16) можна використати для визначення часу жит-тя зубка у вигляді штиря у ході лабораторних досліджень за таких умов.

1. Нехай h = h0 – глибина тріщини, при якій виникає руйнування.

2. Нехай n = N – число циклів до моменту руйнування.3. Нехай параметр b, який характеризує швидкість зрос-

тання тріщини, має вигляд:

(17)де C – постійна; s – номінальне напруження; a – показник, який визначається за експериментальними даними.

Підставляючи (17) у (16), отримаємо:

(18)Отже, у першому наближенні можна експерименталь-

но визначити надійність окремого твердосплавного зубка шарошкового долота, використовуючи приведені залеж-ності і віброзаписи коливань бурильного інструмента для обчислення кількості циклів навантаження.

Список літератури1. Сароян А.Е. Бурильные колонны в глубоком бурении / А.Е. Са-роян. – М.: Недра, 1979. – 229 с.

Рис. 4. Криві розподілення навантаження і несучої здатності [7]

Рис. 5. Спектрограми коливань штирового шарошкового долота (1) і верху бурильної колони (2) за одночасного запису в даних точках H = 800 м; POC = 200 кН; n = 70 об/хв; стрийська світа, долото СЗЄ-295

2. Симонов В.В. Работа шарошечных долот и их совершенство-вание / В.В. Симонов, В.Г. Выскребцов. – М.: Недра, 1975. – 238 с. 3. Симонянц Л.Е. Разрушение горных пород и рациональная ха-рактеристика двигателей для бурения / Л.Е. Симонянц. – М.: Не-дра, 1966. – 266 с. 4. Виноградов В.Н. Абразивное изнашивание бурильного ин-струмента / В.Н. Виноградов, Г.М. Сорокин, В.А. Доценко. – М.: Не-дра, 1980. – 209 с. 5. Волков Д.П. Надежность строительных машин и оборудования / Д.П. Волков, С.Н. Николаев. – М.: Высшая школа, 1979. – 400 с. 6. Костецкий Б.И. Качество поверхности и трение в машинах / Б.И. Костецкий, Н.Ф. Колесниченко. – К.: Техніка, 1969. – 216 с. 7. Капур К. Надежность и проектирование систем / К. Капур, Л. Лам-берсон. – М.: Мир, 1980. – 604 с.8. Костецкий Б.И. Надежность и долговечность машин / Б.И. Кос-тецкий, И.Г. Носовский, Л.И. Бершадский, А.К. Караулов. – К.: Техніка, 1975. – 406 с. 9. Огородников П.И. Управление углублением забоя скважины на базе изучения динамических процессов в бурильной колоне: дис. … докт. техн. наук / П.И. Огородников. – М., 1991. – 421 с.10. Коллинз Дж. Повреждение материалов в конструкциях / Дж. Кол-линз. – М.: Мир, 1984. – 624 с.11. shanley F.r. A Theory of Fatigue Based on Unbonding during Reserved Slip / F.R. Shanley // The Rand Corporation Report. – 1952. – P. 350.

Автори статтіОгородніков Петро ІвановичЗакінчив Львівський політехнічний інститут, механічний факультет, доктор технічних наук, професор, академік УНГА, член-кореспондент Гірничої академії України. Працює дека-ном факультету нафтогазової інженерії і комп’ютерних наук Міжнародного науково-технічного університету (м. Київ).

Світлицький Віктор МихайловичДоктор технічних наук, професор. Начальник науково-технічного відділу ПАТ «Укргазвидо-бування». Закінчив ІФІНГ за спеціальністю геологія та розвідка нафтових і газових родо-вищ. Основні напрями наукових досліджень – вивчення процесів, які відбуваються у покладах високов’язких та парафінистих нафт зі зміною термодинамічних умов; моделювання глибинних процесів під час фільтрації пластових флюїдів; дослідження дисперс-них систем порошкоподібних реагентів для iнтенсифiкацiї видобутку нафти i газу та магнiтокерованих дисперсних систем для обмеження та ізоляції припливів пластових вод.

Гоголь Віталій ІвановичАсистент кафедри транспортування та зберігання нафти і газу Міжнародного науково-технічного університету (м. Київ). Закінчив ІФНТУНГ за спеціальністю га-зонафтопроводи та газонафтосховища. Основний напрям наукових досліджень – динаміка і міцність бурильної колони.


29

Щодо впровадження полімерного заводнення на нафтових родовищах України

УДК 622.276

В.М. Дорошенкод-р техн. наукВ.й. Прокопівканд. геол наук ПАТ «Укрнафта»М.І. Рудийканд. техн. наукР.Б. ЩербійНДПІ ПАТ «Укрнафта»

У статті розглянуто питання можливості впровадження полімерного заводнення для умов Бугруватівського родовища. Подано результати дослідження впливу температури, складу води та механічної деструкції на за-гущувальну здатність полімерного розчину. Підібрано оптимальну концентрацію полімеру в розчині та об’єм облямівки полімерного розчину для ефективного витіснення залишкової нафти.

В статье рассмотрены вопросы возможности внедрения полимерного заводнения для условий Бугреватовского месторождения. Представлены результаты исследования влияния температуры, состава воды и механической деструкции на загущающую способность полимерного раствора. Подобраны оптимальная концентрация по-лимера в растворе и объем оторочки полимерного раствора для эффективного вытеснения остаточной нефти.

The article considers the opportunity of polymer watering introduction in the Bugruvativske oil field. The analysis reports on an influence of temperature, water composition and mechanical degradation over the thickening ability of the polymer solution are given. The optimum polymer in solution and the amount of fringe polymer solution for effective displacement of residual oil was selected.

У ПАТ «Укрнафта», що є однією з основних компаній нафтогазового комплексу України (68,3 % видобутку нафти з конденсатом та 10,6 % газу), визначилися дві негативні тен-денції. Це, по-перше, відставання темпів відтворення міне-рально-сировинної бази від темпів видобування вуглеводнів і, по-друге, перехід більшості високопродуктивних родовищ у завершальну стадію розробки, яка характеризується прогре-суючим виснаженням пластової енергії, обводненням сверд-ловин та зростанням частки важковидобувних запасів (рис. 1).

Якщо не перешкоджати розвиткові цих тенденцій, то за існуючих темпів видобування вже до 2020 р. рентабельні (ак-тивні) запаси нафти наблизяться до вичерпання і під питанням буде не тільки подальше зростання видобування, а й збережен-ня досягнутого рівня.

Розробка родовищ із важковидобувними запасами на-фти здійснюється низькими темпами і, як показує досвід, кінцева нафтовіддача в таких випадках не перевищує 30 % від початкових балансових їх запасів [1]. У таких умовах од-ним із напрямів стабілізації та нарощування видобутку нафти є впровадження методів підвищення нафтовилучення. Зараз на родовищах України, у т. ч. й ПАТ «Укрнафта», серед велико-го арсеналу відомих методів [2, 3] застосовують лише завод-нення, яке поступово, із переходом переважної більшості на-фтових родовищ на пізню стадію, втрачає свою ефективність [4]. Однак воно призводить до передчасного обводнення про-дукції видобувних свердловин, інтенсивного зниження дебіту нафти і, як наслідок, зупинки свердловин, набуття ними стату-су нерентабельних [5]. Особливо це притаманне для родовищ із високов’язкими нафтами, наприклад Бугруватівського (го-ризонти В-18–В-14), що охоплено системою заводнення, а по- точний коефіцієнт нафтовилучення становить 6,9 % за умови реалізації видобувних запасів 31,6 % і обводненості 47,6 %.

Бугруватівське родовище характеризується високою складністю геологічної будови і умов нафтонасичення про-

дуктивних пластів. Розробка покладів нафти ускладнюється блоковою геологічною будовою, значною неоднорідністю ко-лекторських властивостей продуктивних пластів із нафтою в’язкістю 19,9–40 мПа∙с у пластових умовах і густиною 892,1–898,5 кг/м3 [6]. Запаси нафти родовища, за проектними техніко-економічними показниками, можуть бути вилучені тільки за умови використання відомих методів підвищення нафтовилу-чення.

Для вирішення цієї проблеми у нафтовидобувній галузі все частіше застосовують розчини полімерів, які характеризу-ються високою в’язкістю, тиксотропністю, псевдопластичніс-тю. Потреба в полімерах виправдана тим, що вони здатні впли-вати на реологічні властивості водних систем і утворювати гелі необхідної в’язкості.

Полімерне заводнення підвищує ефективність витіснення нафти за рахунок зниження співвідношення рухливості нафти і води М = (kв/μв)/(kн/μн). За коефіцієнта М, близького до 1, ви-тіснення буде найбільш ефективним.

Аналіз співвідношення показує, що отримати високий ефект від витіснення можна за допомогою:

зниження ефективної проникності для води; зменшення в’язкості нафти;підвищення в’язкості води;збільшення ефективної проникності для нафти. Найпростіший шлях – збільшення в’язкості води шляхом

додавання до неї полімерів. Полімери широко використовують у світовій практиці як агенти для підвищення коефіцієнта ви-лучення нафти.

Полімерне заводнення полягає в додаванні полімеру у воду для зменшення її рухливості. Використання полімерів дає можливість значною мірою знизити проникність по водній фазі, вирівняти фронт витіснення нафти водою, продовжити безводний період експлуатації свердловин, що врешті-решт сприяє збільшенню повноти вилучення нафти.




30

Полімерне заводнення широко використовують на ро-довищах із високов’язкими нафтами. Наприклад, на базі ре-агентів компанії SNF FlOERGEL здійснюють полімерне за-воднення: США (9 проектів), Канада (33 проекти), Бразилія (4 проекти), Індонезія (2 проекти), Венесуела (2 проекти), Арген-тина (1 проект), Колумбія (1 проект), Ангола (1 проект), Оман (1 проект), Австрія (1 проект), Франція (1 проект), Англія (1 проект) [7].

За результатами багаторічних досліджень і промислових випробувань водорозчинних полімерів у процесах буріння та інтенсифікації нафтовидобування сформульовано основні ви-моги, які повинні задовольняти полімери:

швидко і повністю розчинятися у воді; не змінювати фізико-хімічних властивостей із часом та

під дією дії температури;бути стійкими до висолювання у плас-

тових водах;ефективно загущувати воду за невели-

ких концентрацій;фільтруватися через пористе середови-

ще; мати чинник опору, але разом із тим ад-

сорбція полімеру з розчину в пористому се-редовищі повинна бути мінімальною для за-безпечення просування облямівки реагенту на значну відстань по пласту;

не створювати невиправдано високого тиску на пласт у процесі нагнітання;

не викликати корозії устаткування;не бути токсичними.У ПАТ «Укрнафта» проведено комплекс

геолого-промислових та лабораторних до-сліджень, спрямованих на запровадження методу полімерного заводнення на дослід-ній ділянці горизонту В-16 Бугруватівського родовища з високов’язкими нафтами. Для цієї ділянки характерні такі умови: серед-ня глибина залягання продуктивного гори-

зонту становить 3306 м, тип колектору – пісковик, пластова температура 93 оС, в’язкість нафти в пластових умовах 20 мПа∙с, загальна мінералізація пласто-вої води становить 175 мг/дм3, рН=6, вміст іонів заліза Fe+2 – від 56 до 140, а іонів Fe+3 – від 2 до 26.

У зв’язку з високою температурою та мінералізацією пластової води проведено серію досліджень для підбору оптималь-ного полімеру компанії SNF FlOERGEL (Франція) для заводнення Бугруватів-ського нафтового родовища. Досліджено близько 20 марок сополімерів акриламіду різних типів (неіоногенні, аніоноактивні та катіоноактивні).

За результатами досліджень уста-новлено, що гелеподібні полімери марки РМ450 та РМ355 не розчиняються по-вністю в пластовій воді і частково висо-

люються. У той же час стандартні гідролізовані поліакриламі-ди серії FLOPAAM S із молекулярною масою від 8 до 22 млн дальтонів та ступенем гідролізу 20 – 30 мол. % мають кращі властивості загущення пластової води. Так, для 0,05 % роз-чину полімерів 3630S, 3530S, 3430S, 3330S динамічна в’язкість при швидкості зсуву 61,2 с-1 змінюється у межах від 2,0 до 2,35 мПа∙с. Дещо меншу загущувальну здатність мають по-лімери цієї ж серії 2530S, 2430S, 2330S із меншим ступенем гідролізу. Динамічна в’язкість змінюється у межах від 1,6 до 1,9 мПа∙с за тієї ж швидкості зсуву.

Дослідження термодеструкції полімерів серії FLOPAAM S проводили шляхом витримування цих полімерів при темпе-ратурі 90 оС не менше ніж сім діб. Найбільш термостабільни-ми полімерами серед досліджуваних є 2530S, 2430S та 3330S.

Рис. 1. Якісна характеристика видобувних запасів нафти ПАТ «Укрнафта»

Рис. 2. Залежність коефіцієнта динамічної в’язкості від швидкості зсуву для 0,05 % полімерного розчину



31

Ефективними для загущен-ня води є також сульфовані сопо-лімери акриламіду серії АN. Ди-намічна в’язкість 0,05 % розчину, приготованого на пластовій воді Бу-груватівського родовища при швид-кості зсуву 61,2 с-1, для полімерів серії АN (AN945VHM, AN934VHM, AN132, AN132SH, AN125VLM, AN113, AN113SH, AN105, AN105SH, AN125, AN125SH) змінюється від 2,0 до 3,0 мПа∙с. Для заводнення Бугру-ватівського родовища із сульфованих полімерів найбільш оптимальним ва-ріантом виявилися полімери AN 125, AN132 та їх модифікації.

Для порівняльної характеристи-ки: полімерні розчини готували на пластовій воді, що використовується в системі заводнення Бугруватівсько-го родовища, та на технічній воді. Для визначення в’язкості полімеру використовували віскозиметр із низькою швидкістю текучості типу Brookfield LVT із UL-адаптером.

На рис. 2 показано залежність динамічного коефіцієнта в’язкості від швидкості зсуву для 0,05 % полімерного розчину, приготованого на технічній та пластовій воді.

Отримані результати свідчать про те, що найбільшу загу-щувальну здатність для технічної води мають неіоногенний полімер 3630S та сульфовані полімери AN132SH і AN125SH. Дещо нижчі показники полімерів AN132 та AN125 поясню-ються тим, що їх молекулярна маса менша, ніж у вищезгада-них на тому ж ступені сульфування.

На рис. 3 наведено залежність динамічного коефіцієнта в’язкості від швидкості зсуву для 0,2 % полімерного розчину, приготованого на воді, що нагнітається у пласт.

Проаналізувавши результати досліджень, наведених на рис. 2 та 3, бачимо, що динамічні коефіцієнти в’язкості в пріс-ній і мінералізованій воді суттєво відрізняються. Це поясню-ється тим, що у прісному водному розчині в процесі іонізації поліелектроліту між мономірними вічками виникають сили електростатичного відштовхування, що призводить до роз-гортання клубка макромолекул та збільшення їх лінійних розмірів. У мінералізованій воді ці процеси притупляються протиіонами, і розгортання макромолекул не відбувається. Отже, за умови використання пластової води для досягнення одного і того ж значення динамічного коефіцієнта в’язкості

потрібно майже в чотири рази більше будь-якого сухого по-лімеру серії АN.

Виходячи із зазначеного, подальші дослідження про-ведено для полімерних розчинів, приготованих на тех-нічній воді з концентрацією 0,05 % та на пластовій воді з концентрацією 0,2 %. Для вищезазначеної групи поліме-рів проводили також дослідження на термостабільність їх розчинів (рис. 4). Полімерні розчини витримували сім діб при температурі 90 оС, після чого їх охолоджували до 20 оС і заміряли динамічний коефіцієнт в’язкості.

Порівнявши результати досліджень (див. рис. 4, гра-фіки а і б), бачимо, що у розчинів, приготованих на міне-ралізованій воді, зниження в’язкості полімерних розчинів проявляється меншою мірою, ніж у розчинів із прісною.

Крім температури, на стабільність полімерних роз-чинів впливає механічна деструкція, викликана гі-дравлічними опорами в процесі нагнітання у пласт (перемішування, запірна арматура, згини та звуження трубопроводу тощо).

Вибираючи режим дії на полімерний розчин, орієн-тир потрібно робити на існуючі режими перемішування розчинів у технологічних процесах під час їх застосуван-ня на промислах. Вибрано два режими перемішування, які різняться швидкістю обертання лабораторної мішал-ки, а саме: кругове перемішування з числом обертів 500 і 2000 за хв. відповідно. Час перемішування і температура досліду в першому і другому випадках були однаковими і становили 3 год і 20 оС відповідно.Таблиця 1

Зміна в’язкості 0,05 % полімерного розчину, приготованого на технічній воді, залежно від інтенсивності перемішування

Режим перемішування,

об/хв

Динамічний коефіцієнт в’язкості, мПа•с

AN125 AN125SH AN132 AN132SH FLOPAAM 3630S

до перемішування 4,27 5,13 4,32 5,01 6,29

500 4,2 4,95 4,13 4,18 4,762000 3,3 4,6 3,14 4,09 3,52

Таблиця 2Зміна в’язкості 0,05 % полімерного розчину, приготованого на пластовій воді, залежно від інтенсивності перемішування

Режим перемішування,

об/хв

Динамічний коефіцієнт в’язкості, мПа•с

AN125 AN125SH AN132 AN132SH FLOPAAM 3630S

до перемішування 5,05 5,88 4,7 6,15 2,35500 4,93 4,95 4,23 4,69 1,87

2000 2,86 4,18 2,88 3,89 1,78

Рис. 3. Залежність коефіцієнта динамічної в’язкості від швидкості зсуву для 0,2 % полімерного розчину, приготованого на воді з системи заводнення



32

Рис. 4. Термостабільність полімерних розчинів: а – 0,05 % розчин полімеру на технічній воді; б – 0,2 % розчин полімеру на воді з системи заводнення

Для досліджень впливу на механічну деструкцію ви-брано два види полімерів – сульфований та гідролізований. Полімерні розчини готували на технічній та пластовій воді з відповідними концентраціями 0,05 та 0,2 %. Перед та після перемішування проводили заміри в’язкості. Результати наве-дено в табл. 1 та 2.

Із наведених даних видно, що мала швидкість перемішу-вання практично не призводить до деструктивних змін по-лімерного розчину. Помітна зміна в’язкості спостерігається у сульфованих сополімерах AN125 та AN132 під час інтенсив-нішого перемішування (2000 об/хв), що вказує на механічну деструкцію полімеру.

Резюмуючи результати табл. 1 та 2, можна стверджувати, що зі збільшенням обертів мішалки під час перемішування для високомолекулярних сульфованих сополімерів акрила-мідів AN125SH та AN132SH інтенсивність деструкції полі-мерних розчинів збільшується, але не призводить до різкого падіння в’язкості. Це, вочевидь, пояснюється тим, що інтен-сивність перемішування в умовах експерименту була недо-

статньою для розриву міжмолекулярних зв’язків у всьому об’ємі полімерного розчину.

Для згаданих полімерів проведено серію дослі-джень на насипних моделях для визначення нафто-витісної здатності. Коефіцієнт пористості – 30 %, проникність – 150 мкм2, температура – 95 оС.

Для умов Бугруватівського родовища витіснен-ня нафти моделювали різними агентами, а саме:

дослід 1: пластовою водою до припинення ви-несення нафти з моделі пласта, коефіцієнт витіс-нення за безводний період становив 42 %, кінце-вий – 45 %;

дослід 2: 0,05 % полімерним розчином, при-готованим на пластовій воді в об’ємі 0,2 порового простору, потім розчин протискували пластовою водою, коефіцієнт витіснення за безводний період сягав 43 %, кінцевий – 45 %;

дослід 3: 0,05 % полімерним розчином, при-готованим на технічній воді в об’ємі 0,2 порового простору, після чого закачували технічну воду (бу-фер) в об’ємі 0,1 порового простору, потім розчин протискували пластовою водою, коефіцієнт витіс-нення за безводний період – 48 %, кінцевий – 53 %.

Швидкість закачування цих агентів у процесі витіснення становила близько 0,17•10-9 м3/с.

Отже, для умов Бугруватівського родовища найбільш прийнятними для полімерного заводнен-ня є полімери AN125SH та AN132SH, використання яких забезпечує збільшення коефіцієнта витіснен-ня нафти на 8 % порівняно із застосуванням плас-тової води в існуючій системі заводнення.

Список літератури1. Гнип М.П. Принципы стабилизации уровня добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений / М.П. Гнип, В.Й. Прокопив, В.М. Дорошенко // Problemy techniczne i technologiczne pozykiwania weglowodorow a zrownowazony rozwoj gospodarki. – Prace Instytutu Nafty I

Gazu. – 2006. – 137. – C. 801–808.2. Довідник з нафтогазової справи / За заг. ред. д-рів техн. наук В.С.Бойка, Р.М. Кондрата, Р.С. Яремійчука. – К.: Львів, 1996. – 620 с.3. Оганов К.О. Нові методи підвищення нафтовилучення пластів / К.О. Оганов, В.М. Дорошенко, Ю.О. Зарубін, М.П. Ковалко. – К.: Науко-ва думка, 2005. – 352 с.4. Дорошенко В.М. Напрямки вирішення проблеми розробки ви-снажених родовищ нафти і газу / В.М. Дорошенко, Д.О. Єгер, Ю.О. За-рубін, Р.М. Кондрат // Розвідка та розробка нафтових та газових родо-вищ. – 2007. – 4. – С. 108–110.5. Дорошенко В.М. До проблеми експлуатації «нерентабельних» свердловин / В.М. Дорошенко, М.П. Гнип, В.Й. Прокопів // Проблеми нафтогазової промисловості: зб. наук. праць. – К.: ДП «Науканафто-газ», 2009. – С. 125–129.6. Атлас родовищ нафти і газу: у 6 т. / М.М. Іванюта, В.О. Федишин, Б.І. Денега [та ін.].; за заг. ред. М.М.Іванюти. – 1998. – Т.1. – 1998. – 494 с.7. Flopaam. Увеличение нефтеотдачи. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.resource-gr.com/files/uploads_dynamic/partners_doc/31.pdf


ISSN 0548–1414. Нафтова і газова промисловість. 2013. 3

33

Розсіювання акустичної хвилі пухирями газу в нафтоносному пласті

В.П. Нагорнийд-р техн. наукІ.І. Денисюкканд. техн. наукІГФ НАН УкраїниВ.М. ЛіхванГПУ «Полтавагазвидобування»Т.А. швейкінаУкрНДІгаз

У статті розглянуто питання розсіювання акустичної хвилі пухирями газу. Отримані результати дають змогу визначити резонансну частоту акустичної дії, за якої ефект хвильової обробки нафтоносного пласта з пухиря-ми газу максимальний.

В статье рассмотрен вопрос рассеивания акустической волны пузырями газа. Полученные результаты дают возможность определить резонансную частоту акустического воздействия, при котором эффект волновой об-работки нефтеносного пласта с пузырями газа максимальный.

The article is concerned with questions of acoustic wave scattering by gas bubbles. The results obtained allow determining the acoustic resonant frequency, in which the effect of oil-producing formation wave treatment with gas bubbles is maximum.

УДК 532.595

Із фахової літератури відомо, що для підвищення дебіту нафтовидобувних свердловин застосовують акустичні ме-тоди дії на геосередовище продуктивних пластів [1–5]. Під час акустичної обробки продуктивних пластів основними параметрами є частота та амплітуда імпульсної дії. Особли-вої актуальності така технологія набуває на нафтових родо-вищах, що знаходяться на пізній стадії розробки, для яких характерним є наявність у флюїді газових пухирів певного розміру. Це спостерігається у випадку, коли тиск у флюїді стає меншим, ніж тиск насичення нафти газом.

Питання взаємодії падаючих хвиль із пухирями газу у газорідинному середовищі, викладені в працях [1–5], до-сить повно характеризують картину амплітуд хвильового поля, що створюється в газорідинному середовищі в ре-зультаті коливань пухирів. Проте дослідженню розсіяних хвиль, що виникають під час взаємодії падаючої хвилі з пухирями, та оцінці при цьому амплітуд хвильового поля приділено недостатню увагу.

Розглянемо питання визначення резонансної частоти акустичної дії на газонасичене середовище.

Нехай в однорідному середовищі, яке характеризуєть-ся густиною ρ і швидкістю звуку с, поширюється акустич-на гармонічна хвиля з частотою ω: (1)

де p0(r) = pmeikr– комплексна амплітуда тиску; – хви-льове число; – комплексне число.

Надалі часовий множник e-iωt опускаємо, оскільки роз-глядаємо усталені процеси.

За наявності в середовищі перешкоди у вигляді газо-вого пухиря до падаючої хвилі (1) додається хвиля, яку називають розсіяною хвилею. Амплітуду її тиску позна-чимо через ps(r). Сума тисків p0(r) + ps(r) = p(r) визначає акустичне поле тисків у середовищі за наявності в ньому пухиря.

Проникну хвилю в середовище пухиря позначимо че-рез pn(r). Розглядається розсіювання акустичних хвиль на пухирях, розміри яких значно менші від довжини падаючої хвилі kR0<<1.

Отже, розглядаємо розсіювання плоскої акустичної гармонічної хвилі (1) із частотою ω на газовому пухирі ра-діусом R0, заповненому газом із густиною ρn зі швидкістю звуку сn, що знаходиться в рідині.

Амплітуда тиску p(r) у середовищі задовольняє рівнян-ня Гельмгольца [6]:

(2)

Оскільки розсіяне поле тиску ps(r) = p(r) – p0(r), а падаюча хвиля задовольняє рівняння Гельмгольца, то і для розсіяної хвилі маємо:

(3)

Розсіяна хвиля повинна задовольняти умову випромі-нювання, тобто визначати біжучу хвилю, яка прямує від пу-хиря у нескінченність. На межі перешкоди (пухиря) повинні виконуватися граничні умови: рівність тисків і нормальних складових швидкості частинок на поверхні пухиря (r=R0):

(4)

(5)

де pn – тиск газу (повітря) на поверхні пухиря;

– коливальна швидкість нормальних зміщень поверхні пу-хиря.

Нехтуючи в’язкістю і теплопровідністю, вважаємо, що газ усередині пухиря описується лінеаризованим рівнян-ням стану [6]:


34ВИДОБУВАННЯ НАФТИ І ГАЗУ

(6)

Рівняння (6) можна представити через коливальну швидкість νn у вигляді [6]:

(7)

де νn = dR/dt – коливальна швидкість нормальних зміщень поверхні пухиря; R – змінний радіус пухиря; k = ρn0

c2n –

пружність газу в пухирі; ρn0 – середня густина газу.

Поле тиску, розсіяне газовим пухирем, шукаємо у ви-гляді ряду

(8)

де Hn(1)(kr) – функція Ханкеля 1-го роду; Pn(Θ) – поліном

Лежандра; Bn – коефіцієнти, що визначаються із граничних умов задачі (4), (5).

При kr <<1 можна обмежитися першим доданком, для якого n = 0. Тоді, беручи до уваги, що поліном Лежан-дра P0(Θ) = 1 і асимптотика функції H0

(1) (kr) має вигляд

розсіяне поле (8) можна представити у вигляді:

(9)

де коефіцієнт B0 відповідає монопольному розсіюванню.Коефіцієнт B0 визначаємо із граничних умов (4), (5), які

при r = R0 мають вигляд:

(10)

(11)

Розкладемо функцію eikR0 у ряд Тейлора за степенями kR0. Узявши до уваги, що kR0 <<1, представимо ряд тільки двома першими членами: (12)

Підставляючи (12) у систему рівнянь (10)–(11), одержимо:

(13)

Розв’язавши систему рівнянь (13) відносно коефіцієнта B0, знаходимо:

(14)

де – квадрат власної кругової частоти коливань газового пухиря.

Після підстановки (14) у (9) одержимо формулу для ви-значення поля, розсіяного газовим пухирем, під час дії на нього акустичної хвилі (1):

(15)

Зауважимо, що коефіцієнт B0 (14) визначає комплексну амплітуду розсіяної хвилі. Як видно, амплітуда розсіяної хвилі має резонансний характер. Вона набуває максималь-ного значення при ω = ω0.

Зазначимо: якщо у виразі (14) знехтувати малим чле-ном (kR0)2, тоді одержимо:

що збігається із результатом роботи [6], де членами (kR0)2 зне-хтувано і не враховується радіальної складової швидкості

в падаючій хвилі

Модуль співвідношення (15) визначає залежність ам-плітуди тиску розсіяної хвилі від частоти падаючої хвилі та безрозмірного параметра kR0, яка має вигляд:

(16)

Після введення безрозмірної частоти −ω = ω0/ω формула (16) набуває вигляду:

(17)

Під час акустичної дії на газовий пухир, як правило, (kR0)2 <<1 і цим членом можна знехтувати. Тоді із (17) одер-жимо:

(18)

що збігається з даними [6] при (kR0)2 <<1.Проте формула (17) у точці −ω = 1 дає змогу точно ви-

значити амплітуду розсіяного поля, на відміну від залеж-ності (18).

Таким чином, одержано залежність для визначення амплітуди хвилі тиску, розсіяної газовим пухирем, під час взаємодії його з падаючою акустичною хвилею (1) із часто-тою ω без урахування впливу дисипативних втрат енергії через в’язкість і теплопровідність, які наявні у реальному середовищі. Ця залежність може бути застосована для оцінки полів тиску, випромінюваних газовим пухирем, під час вибору режимів акустичної дії на середовище.

Зазначимо, що в [5] одержано більш загальну формулу для хвилі тиску, що випромінюється газовим пухирем, з урахуванням дисипативних втрат, які характеризуються параметром b згасання падаючої акустичної хвилі тиску та



35

коефіцієнтом (η – динамічна в’язкість середовища).

Скориставшись цією залежністю і заклавши в ній параме-три b=0, a=1 (середовище без в’язкості та дисипативних втрат), одержимо формулу для амплітуди хвилі тиску, ви-промінюваної газовим пухирем, у вигляді:

(19)

Для середовища без опору ω0 = Ω [5]. Отже, залежність (19) збігається з формулою (17), одержаною для ідеалізова-ного середовища. У реальних умовах розсіяння резонанс-ними пухирями є значним, але не настільки, як за теорією, що не враховує втрат механічної енергії. Резонансні пухи-рі не тільки розсіюють, а й поглинають енергію падаючої акустичної хвилі, і внаслідок великої амплітуди коливань роблять це досить ефективно.

У табл. 1 приведено дані для розрахунку безрозмірної амплітуди тиску розсіяної хвилі для деяких радіусів пухиря

при залежно від безрозмірної частоти −ω .

Із даних табл. 1 видно, що пухир сильно реагує на частоту −ω = 1 (ω0 = ω), тобто на його резонансну частоту. На інших

частотах −ω розсіяне поле тиску несуттєво

залежить від −ω і не залежить від розмірів пухиря.У табл. 2 приведено залежність відношення безроз-

мірної амплітуди розсіяної падаючої хвилі тиску від без-розмірної відстані r/R0 для деяких співвідношень частот −ω . Як видно із табл. 2, відношення ps/pm при −ω = 1 (резонанс-ний режим) значно перевищують відповідні їм значення при −ω = 2. Тобто за резонансного режиму досягається максимальне розсіяне газовим пухирем поле тиску, що діє на оточуюче його середовище.

Узагальнюючи проведені теоретичні дослідження, можемо зробити висновок про те, що найкращого ефекту обробки флю-їду з пухирями можна досягти в резонансному режимі з часто-

тою акустичної дії ω, яка збігається з власною частотою пухиря. За такої дії ефект хвильової обробки середовища з пухирями, пов’язаний із амплітудою розсіяних хвиль, найбільший, що спри-яє зменшенню в’язкості і зв’язку рідини (нафти) з твердою фазою середовища пласта, що супроводжується покращенням припли-ву флюїдів до вибоїв свердловин і підвищенням їх дебіту.

Особливо це важливо для виснажених нафтових родовищ, які знаходяться на завершальній стадії їх експлуатації і для яких характерний пухирцевий режим течії флюїдів.

Список літератури1. Горбачев ю.И. Физико-химические основы ультразвуковой очистки призабойной зоны нефтяных скважин / Ю.И. Горбачев // Геоинформатика. – 1998. – 3. – С. 62–65.2. Свалов А.М. О механизме волнового воздействия на про-дуктивные пласты / А.М. Свалов // Разраб. и эксплуат. нефт. место-рождений. – 1996. – 7. – С. 27–29.3. Орентлихерман Э. Технология акустической реабилитации скважин и пластов для решения задач повышения нефтеотдачи / Э. Орентлихерман, Д. Воронин, А. Исхаков, Ю. Горбачев // Нефть и газ. – 2002. – 5. – С. 51–55.4. Афанасенков И.И. Опыт и перспективы промышленного ис-пользования акустического воздействия в различных скважинах / И.И. Афанасенков, Е.Ф. Жуйков // Нефт. хоз-во. – 1999. – 12. – С. 16–19.5. Нагорний В.П. Імпульсні методи інтенсифікації видобутку вугле-воднів / В.П. Нагорний, І.І. Денисюк. – К.: Ессе, 2012. – 323 с.6. Грінченко В.Т. Основи акустики / В.Т. Грінченко, І.В. Вовк, В.Т. Маца-пура. – К.: Наук. думка, 2007. – 640 с.

Автори статтіНагорний Володимир ПетровичДоктор технічних наук, завідуючий відділом Інституту геофізики ім. С.І. Субботіна НАН України. За фахом – механік. Основний напрям наукових досліджень – розробка нафтових та газових родовищ, трубопровідний транспорт, нафтогазосховища.

Денисюк Іван ІвановичКанд. техн. наук, старший науковий співробіт-ник Інституту геофізики ім. С.І. Субботіна НАН України. За фахом – механік. Основний на-прям наукових досліджень – імпульсні методи підвищення дебіту видобувних свердловин.

Ліхван Вадим МаксимовичГоловний геолог ГПУ «Полтавагазвидобування». Освіта за фахом – геолог.Основний напрям діяльності – розробка нафто-вих і газових родовищ.

Швейкіна Тетяна Адамівна

Науковий співробітник Українського науково-дослідного інституту природних газів. За фа- хом – хімік. Основний напрям діяльності – хімічна обробка продуктивного пласта.

Таблиця 1Залежність безрозмірної амплітуди розсіяної хвилі від безрозмірної частоти −ω для різних розмірів пухирів

−ω 0 0,5 1 2 3 4 5

1,0 1,333 500,0 0,333 0,125 0,066 0,041

1,0 1,333 5000,0 0,333 0,125 0,066 0,041

Таблиця 2Залежність безрозмірної амплітуди розсіяної хвилі від відстані за різних режимів взаємодії акустичної хвилі з пухирем

r/R0 1 10 100 500 1000 5000

ps/pm (ω− =1) 500 50 5 1 0, 5 0,1

ps/pm (ω− =2) 0,333 0,333 0,333 6,66•10-4 3,33•10-4 6,66•10-5

при R0 = 1.10-4 м

при R0 = 1.10-5 м



36

Одним із основних інструментів для науково обґрунто-ваного прийняття рішень стосовно раціональної експлуатації газового сховища є моделювання. Розробка моделей та моде-люючих комплексів є довготривалим процесом. Щоб стати ефективним інструментом у роботі диспетчерських служб, моделюючі комплекси повинні відповідати певним вимогам, серед яких: простий інтерфейс користувача, автоматизація процесу актуалізації технологічної схеми та вхідних даних, швидка реакція системи на запити користувача, візуалізація результатів розрахунку, автоматизація процесу побудови мо-делі підземного сховища газу (ПСГ) та розв’язування задач тощо. Розроблений моделюючий програмний комплекс «ПСГ Режим» задовольняє більшу частину цих вимог.

Аналізуючи сучасний стан розробок із цієї тематики, бачи-мо, що більшість монографій та статей у доступній періодиці присвячено, в основному, питанням видобування вуглеводнів, газорідинних сумішей із можливими фазовими переходами та дослідженню свердловин. Проблемами моделювання газосхо-вищ займається незначна кількість дослідників, зокрема [1–11]. Фільтраційні та газодинамічні процеси, які проходять у ПСГ, є більш динамічними та змінними, ніж у газових родовищах. І тому на них суттєво впливають неоднорідності за проникніс-тю, анізотропією, а також існуючі невизначеності. Дослідження зазначених процесів потребує побудови високоточних моделей та швидкозбіжних методів їх реалізації. Дати об’єктивну оцін-ку відомим розробкам на основі проведення їх порівняльної ха-рактеристики проблематично через їх відсутність на вітчизня-ному ринку. Багато підходів до моделювання ПСГ ґрунтуються на балансовій моделі його пласта (пластів) або декларується, що пластові тиски визначаються чи можуть визначатися трьох-вимірною гідродинамічною моделлю в середовищі Eclipse. Часто згадується використання засобів моделювання компанії Schlumberger ([email protected]) для розрахунку режимів робо-ти промислів як єдиної термогідравлічної системи [12].

Н.М. Притула канд. техн. наук М.Г. Притулаканд. фіз.-мат. наук ТОВ «Математичний центр»Центр математичного моделювання ІППММ ім. Я.С.Підстригача НАН України Р.Я. шимкоканд. техн. наук С.В. ГладунПАТ «Укртрансгаз»

УДК 621.64.029

В роботі подано опис функціональності розробленого програмного комплексу, що апробований на реальних да-них. Приведено приклади розв’язування конкретних задач та зроблено аналіз припущень, на яких ґрунтується розробка моделюючого комплексу.

В работе дается описание функциональности разработанного программного комплекса, апробированного на реальных данных. Приведены примеры решения конкретных задач и сделан анализ предположений, на которых основывается разработка моделирующего комплекса.

The functionality description of the developed software approved on real date is given in the article. Examples of the solution of specific problems and the analysis of assumption on which development of the modeling software is based are described.

Розрахунок режимів роботи Більче-Волицько-Угерського

підземного сховища газу (програмний комплекс)

Коротка характеристика об’єкта моделюванняУ 1983 році розпочалося закачування газу у виснажений

XVI горизонт Більче-Волицького родовища. Це стало почат-ком створення одного з найбільших у Європі Більче-Волиць-ко-Угерського ПСГ (БВУ ПСГ), яке має найбільш сприятливі умови зберігання газу – відносно невелика глибина залягання пласта-колектора, високі фільтраційно-ємнісні геолого-фізичні параметри, достатня герметичність, зв’язок із газотранспорт-ною системою та вигідне географічне розташування.

Згідно з проектними рішеннями, розбурювання, облашту-вання та підключення свердловин ПСГ до 1994 року було за-вершено. Збудовано газозбірні пункти (ГЗП) 1, 2, 3, 4, до яких підключено 291 свердловину на Більче-Волицький поклад і 50 свердловин на Угерський поклад. Більче-Волицька дотиску-вальна компресорна станція (ДКС) обладнана 28 газоперекачу-вальними агрегатами (ГПА) Ц-16 і ГПА Ц-6,3.

Зазначене ПСГ з’єднане з системою газопроводів Івацеви-чі–Долина III, Київ–Захід України–II, Більче–Волиця–Долина, який через своє продовження газопровід Долина–Богородчани з’єднується з магістральними газопроводами «Союз» та Урен-гой–Помари–Ужгород.

Характеристика програмного комплексуРозроблений програмний комплекс забезпечує:розрахунок термогідравлічних параметрів для всіх об’єктів,

які беруть участь у нагнітанні, зберіганні та відбиранні газу;автоматизацію процесу формування моделі у випадках змі-

ни обладнання в процесі модернізації та реконструкції окремих об’єктів і ПСГ у цілому;

адаптацію моделей технологічних об’єктів до змінних умов їх роботи та їх газогідродинамічного стану;

простоту експлуатації, впровадження, супроводження та актуалізації даних;

оперативне проведення багатократних розрахунків для по-шуку оптимальних режимних параметрів на значних інтерва-



37

лах часу та, у разі необхідності, порівняльного аналізу можли-вих варіантів реконструкції ПСГ.

Розроблені і реалізовані основні вимоги до методів, алго-ритмічного та програмного забезпечення.

1. Знаходження параметрів газових потоків у складних газогідродинамічних системах зорієнтоване, в основному, на забезпечення виконання першого і другого законів Кірхгофа (система вибій свердловин–магістральний газопровід пред-ставлена в термінах теорії графів) і не прив’язане до типу мате-матичного подання моделей об’єктів.

2. Збіжність методу забезпечується, якщо включити до розра-хунку велику кількість об’єктів із різним математич-ним поданням моделей газових потоків в об’єктах.

3. Гідравлічний розрахунок багатоцехових компресорних станцій із різнотипними газопере-качувальними агрегатами дає змогу враховувати індивідуальні характеристики кожного з них.

4. Розрахунок початкового розподілу тиску в області пластів-колекторів проводиться за зна-ченнями тисків, заміряними в окремих свердло-винах із одночасною ідентифікацією параметрів неоднорідного пласта за умов виконання балансо-вих показників. Розподіл тиску в пласті і дебітів свердловин розраховується за умов нестаціонарної фільтрації газу.

Розрахунок режимів роботи ДКСРозглянемо можливі варіанти роботи Більче-

Волицько-Угерського (БВУ) газосховища. Техно-логічна схема БВУ ПСГ дозволяє багатоваріантну її роботу. Об’єднуючи потоки різних ГЗП, можна подати газ на вхід ДКС одним або двома потоками. Ці ж потоки на виході ДКС також можуть бути як об’єднаними, так і не об’єднаними і спрямованими в різні чи в один із газопроводів. Наявність двох потоків газу через ДКС умовно призводить до роз-биття її технологічної схеми на дві незалежні ДКС (ДКС1 і ДКС2).

Значна кількість цехів із різнотипними ГПА та з набором змінних різних проточних частин дає змогу реалізувати один і той же режим роботи ДКС багатьма способами. Критерій вибору кращого варіанта включає сумарну витрату паливного газу, віддаленість від зони помпажа, а також схему роботи ДКС. До критерію вибору входять параметри, які є конкуруючими, тобто мінімум за паливним газом не завжди забезпечує надійність (стій-кість) роботи, яка характеризується певною віддаленістю від зони помпажа. У таких випадках потрібен розумний компроміс.

Задачі, які розв’язує програмний комплекс, зазначені у вікні розрахунку ДКС (рис. 1). Основна задача: за пара-метрами газу на вході та тиском газу на виході компре-сорної станції потрібно знайти параметри режимів робо-ти (10) (схем включення цехів, кількості ГПА на кожному ступені стиску газу, обертів та проточних частин відцен-трових нагнітачів). У комплексі передбачено можливість знаходження за двома фіксованими з трьох можливих параметрів (2) (тиск на вході, тиск на виході КС та продук-тивність) третього. Розв’язуючи режимні задачі, користу-

вач програми має можливість задавати обмеження мінімальної та максимальної кількості ГПА (3), оберти на кожному зі ступе-нів кожного із цехів, типи наявних у цехах ГПА, величини кро-ків перебору, критерій оцінки оптимальності режиму та спосіб розподілу потоку газу між паралельно працюючими ГПА цеху. В основній задачі необхідно також вказати множину режимів (1), серед яких буде проводитися пошук оптимального.

Розв’язані задачіРежим роботи ПСГ розраховується для відомого початко-

вого розподілу пластових тисків, температур і складу пласто-вого газу на розглядуваний прогнозний період часу за заданим

Рис. 1. Головна форма програми «Розрахунок ДКС Більче-Волиця»

Рис. 2. Головна форма програми та закладка «Обробка замірів». Верхні два графіки – розра-хований і заміряний пластові тиски в області відбирання газу, а нижній – надходження (над віссю) та відбирання (нижче осі) газу



38

розподілом витрати (відбирання чи нагнітання) та тиску газу в магістральному газопроводі. Втрати тиску в привибійній зоні і робочій свердловині описуються згідно з [12]. Така модель ро-боти свердловини потребує наявності відомих фільтраційних коефіцієнтів, коефіцієнтів гідравлічного опору рухові газу в свердловині, а також в обв’язці свердловини. Під час розрахун-ку режиму роботи свердловин передбачено можливість ура-хування обмежень на максимальні дебіти та депресії тиску на пласт в області привибійних зон.

Гідравлічні втрати в шлейфово-колекторній системі, як і у привибійних зонах, свердловині та обв’язці свердловин, розра-ховують за допомогою одного і того ж програмного комплексу, який використовується для розрахунку розподільних мереж ви-сокого тиску.

Існує набір прямих і обернених режимних задач, які по-трібно розв’язати. До прямих задач відносимо ті, для яких про-цес обчислення проводиться у напрямку від пласта до входу ДКС чи до входу в магістральний газопровід. Якщо вхідними даними є тиск або витрата на вході ДКС (у магістралі), а потріб-но розрахувати пластовий тиск на контурі області живлення свердловин, то в цьому випадку задачу називатимемо оберне-ною. Всі постановки задач проведено для ізотермічного випад-ку. Питання термо-гідравлічного розрахунку розглянуто в кін-ці параграфа. В усіх задачах вважаємо заданими граф-схему ШКС-ВС, її геометричні параметри (внутрішні діаметри та довжини) та функцію втрат тиску на обв’язці гирл свердловин залежно від витрати газу та буферного тиску для всіх наявних типів обв’язок.

Задача 1Задано: коефіцієнти фільтраційних опорів привибійних

зон свердловин, гідравлічні опори свердловин та ділянок шлей-фово-колекторної системи; одна з величин – середній пласто-вий тиск в області відбору; пластовий тиск для кожної сверд-ловини, сумарний дебіт свердловин, дебіт кожної свердловини; одна із величин на ГЗП – тиск або витрата.

Знайти: дебіт кожної свердловини, витрату чи тиск газу на ГЗП (те, що є незаданим).

Потрібно пам’ятати, що на розподіл пластового тиску сут-тєво впливають параметри пласта (пористість, проникність, ефективна товщина, геологічні, геометричні та ін.), які відомі здебільшого досить наближено. І тому дуже часто вхідні пара-метри задовольняють відповідні математичні рівняння та сис-теми також наближено.

Задача 2Задано (протягом сезону відбирання/нагнітання): одна із

величин – середній пластовий тиск в області відбору; пласто-вий тиск для кожної свердловини, сумарний дебіт свердловин, дебіт кожної свердловини; одна із величин на ГЗП – тиск, ви-трата, тиск і витрата.

Знайти: коефіцієнти фільтраційних опорів привибійних зон свердловин, гідравлічні опори свердловин і шлейфово-ко-лекторної системи.

Коефіцієнти гідравлічних опорів ділянок ШК для кожного ГЗП відрізняються незначно, і тому вважаємо їх рівними. До-пустимість такого припущення підтверджують проведені чис-лові експерименти.

Числові експериментиДля Більче-Волицько-Угерського газосховища реалізовано

Таблиця 1Відбирання газу

ДеньQ1

(млн м3/ добу)

Q1р (млн м3/

добу)

Q2 (млн м3/

добу)

Q2p (млн м3/

добу)%

10 124,6 0,12 – – –20 127,8 0,23 122 0,32 14530 128,9 0,33 122 0,44 13940 127,7 0,43 122 0,8 19450 128,5 0,57 122 1,04 19160 123,8 0,73 100 0,8 13670 113,2 0,78 100 0,91 13180 101,6 0,78 95 0,95 13190 95,1 0,78 89 0,97 132

100 81,5 0,73 81 0,95 131110 70,9 0,63 66 0,76 130120 66,9 0,63 61,5 0,72 125130 57,3 0,63 – – –140 47,8 0,52 – – –150 43 0,47 – – –160 38,2 0,42 – – –165 38,2 0,42 – – –

Таблиця 2Нагнітання газу

ДеньQ1

(млн м3/добу)

Q1р (млн м3/

добу)

Q2 (млн м3/

добу)

Q2p (млн м3/

добу)%

10 – – – – –20 102,2 0,14 – – –30 106,8 0,18 100 0,27 16440 106,7 0,21 100 0,29 14450 106,5 0,26 100 0,34 14060 106,4 0,29 100 0,38 13870 106,3 0,32 100 0,46 15480 106,2 0,35 100 0,63 19390 102,8 0,36 100 0,66 186

100 108,6 0,42 100 0,68 177110 101 0,42 100 0,71 172120 107,1 0,47 100 0,74 169130 100,8 0,47 100 0,77 165140 106,3 0,52 100 0,83 169150 102,4 0,62 100 0,85 139

Таблиця 3Режими роботи ДКС Більче-Волиця

День Режим роботи компресорної станції30 [1]1:Ц-6,3/41[6318], [2]9,10,12:НЦ-16/56[4124]40 [1]1:Ц-6,3/41[6108], [2]9,10,12:НЦ-16/56[4395]50 [1]1:Ц-6,3/41[6035], [2]9,10,12:НЦ-16/56[4936]60 [1]1:Ц-6,3/41[6879], [2]9,10,12:НЦ-16/56[5067]70 [2]9,10,12,13:НЦ-16/56[5087], [4]24:Ц-6,3В/29[6448]

80 [2]9:НЦ-16/56[4765],11:НЦ-16/41[4671] – [2]12,13:НЦ-16/56[4119], [4]24,25:Ц-6,3В/29[6204] – [4]27,28:Ц-6,3В/41[6300]

90 [2]9:НЦ-16/56[4765],11:НЦ-16/41[4671] – [2]12,13:НЦ-16/56[4349], [4]24,25:Ц-6,3В/29[6204] – [4]27,28:Ц-6,3В/41[6642]

100 [2]9:НЦ-16/56[4924],11:НЦ-16/41[4674] – [2]12,13:НЦ-16/56[4685], [4]24,25:Ц-6,3В/29[6006] – [4]27,28:Ц-6,3В/41[6092]

110 [2]9:НЦ-16/56[4924],11:НЦ-16/41[4674] – [2]12,13:НЦ-16/56[4872], [4]24,25:Ц-6,3В/29[6006] – [4]27,28:Ц-6,3В/41[6468]

120 [2]9,10:НЦ-16/56[5150] – [2]12,13:НЦ-16/56[4410], [4]24,25,26:Ц-6,3В/29[6045] – [4]27,28:Ц-6,3В/41[6478]

130 [2]9,10:НЦ-16/56[4860],11:НЦ-16/41[5030] – [2]12,13:НЦ-16/56[4484], [4]24,25:Ц-6,3В/29[6325] – [4]27,28:Ц-6,3В/41[6254]

140[2]9,10:НЦ-16/56[4692],11:НЦ-16/41[4872] – [2]12,13:НЦ-16/56[4562],14:НЦ-16/76[4564], [4]24,25:Ц-6,3В/29[6086] – [4]27,28:Ц-6,3В/41[6511]

150 [1a]22:Ц-16/29-1.6[5506],23:НЦ-16/41[3985] – [2]9,10,12:НЦ-16/56[4279] – [3]15,16,17,18,19:НЦ-16/100[4506]



39

газовий режим відбирання та нагнітання газу. В межах існую-чих точностей заміряних даних і зміни пластових тисків водо-напірний режим роботи не проявляється.

Комплекс «ПСГ Режим» допомагає проводити адаптацію моделей технологічних об’єктів на значних часових інтервалах. Для цього реалізована можливість візуалізації розрахованих і заміряних даних, що дає можливість швидко оцінити вплив зміни того чи іншого параметра на зміну пластового тиску. Програмний комплекс «ПСГ Режим» реалізований у середови-щі DELPHI і має зручний інтерфейс користувача, який відпо-відає основним вимогам до графічних інтерфейсів.

Головне меню комплексу складається із: назви періоду; початкових даних (сумарного об’єму газу в газосховищі, тем-ператури газу в пласті, середньопластових тисків у Більче-Волицькому та Угерському пластах); значень основних пара-

метрів пласта (пористість, проникність у робочій області та в областях, які межують із пластом, середня потужність пласта); графічного вікна з можливістю вибору набору даних для гра-фічного представлення.

Розрахунок пластового тиску Більче-Волицького ПСГ про-тягом чотирьох періодів відбирання/нагнітання газу показано на рис. 2.

Приклад 1Числові експерименти проведено на програмному ком-

плексі для оцінки ефективності використання агрегатів фірми WARTSILA за паливним газом порівняно з існуючими агрега-тами за заданих тисків на вході та виході ДКС. На виході ДКС приймалося 5,5 МПа.

Приклад розрахунку процентів у шостому стовпчику (див. дані з табл. 1): 145 %=100 % * (0,32/122)/(0,23/127,8). Це свідчить

Таблиця 4Розраховані сумарні добові відбори за різних пластових тисків у робочих зонах та заданих тисків на входах ДКС та МГ

Середній тиск у робочій області (МПа) Добовий об’єм відбору з (млн м3/добу) Тиск на вході (МПа)Сумарний добовий відбір

(млн м3/добу)Більче-Волицького Угерського Більче-Волицького Угерського першої ДКС у МГ

5,50 3,60 123,8 20,9 1,80 4,00 144,65,20 3,50 115,0 19,9 1,80 4,00 134,94,90 3,40 106,2 18,9 1,80 4,00 125,14,60 3,30 97,3 17,9 1,83 4,00 115,24,30 3,20 88,2 16,8 1,83 4,00 105,14,00 3,10 78,9 15,8 1,83 4,00 94,73,70 3,00 69,3 14,7 1,83 4,00 84,03,40 2,90 59,3 13,6 1,83 4,00 72,93,05 2,80 46,9 12,4 1,85 4,00 59,32,75 2,70 35,1 11,2 1,85 4,00 46,32,45 2,60 21,1 9,9 1,85 4,00 30,92,10 2,45 7,1 7,64 1,85 4,00 14,7


Середній тиск у робочій області (МПа) Добовий об’єм відбору з (млн м3/добу) Тиск на вході (МПа)Сумарний добовий відбір (млн м3/добу)

Більче-Волицького Угерського Більче-Волицького Угерського першої ДКС у МГ

5,50 3,60 116,6 17,3 2,30 4,00 133,95,20 3,50 107,4 15,8 2,30 4,00 123,24,90 3,40 97,9 14,6 2,30 4,00 112,64,60 3,30 88,3 13,3 2,33 4,00 101,64,30 3,20 78,3 11,9 2,33 4,00 90,24,00 3,10 67,8 10,4 2,33 4,00 78,33,70 3,00 56,7 8,8 2,33 4,00 65,53,40 2,90 44,5 6,9 2,33 4,00 51,43,05 2,80 27,6 4,5 2,35 4,00 32,12,75 2,70 5,4 0,1 2,35 4,00 5,4


Середній тиск у робочій області (МПа) Добовий об’єм відбору з (млн м3/добу) Тиск на вході (МПа)Сумарний добовий відбір(млн м3/добу)


5,50 3,60 107,3 10,8 2,80 3,60 118,15,20 3,50 97,3 8,9 2,80 3,60 106,24,90 3,40 86,9 6,7 2,80 3,60 93,64,60 3,30 76,0 3,6 2,83 4,00 79,64,30 3,20 64,4 2,6 2,83 4,00 67,04,00 3,10 51,6 – 2,83 4,00 51,63,70 3,00 36,9 – 2,83 4,00 36,93,40 2,90 17,3 – 2,83 4,00 17,3



40

про те, що газоперекачувальні агрегати ДКС Більче-Волиця використовують на 45 % паливного газу на одиницю об’єму газу більше, ніж ГПА фірми WARTSILA. У табл. 1 та 2: дру-га колонка – добові об’єми (млн м3) перекачування ГПА фірми WARTSILA; третя колонка – добові об’єми (млн м3) перекачу-вання ГПА на ДКС Більче-Волиця; 130–165 день – наявні ГПА на ДКС Більче-Волиця не в змозі забезпечити запланованих ре-жимів за відбиранням газу.

У табл. 3 представлено результати розрахунку режимів ДКС за даними табл. 2.

Структура стрічки режим [2]9,10:НЦ-16/56[4692], 11:НЦ-16/41[4872] – [2]12,13:НЦ-16/56[4562],14:НЦ-16/76[4564], [4]24,25:Ц-6,3В/29[6086] – [4]27,28:Ц-6,3В/41[6511] є такою: [ цеху] ГПА1, ГПА2 [оберти] – [ цеху] ГПА1, ГПА2 [оберти], [ цеху] ГПА1, ГПА2 [оберти] – [ цеху] ГПА1, ГПА2 [оберти], де «–» – роз’єднує ступені, а «,» – працюють паралельно.

Приклад 2Проведено числові експерименти на предмет пікових від-

борів для заданих умов на пластові тиски в робочих зонах Біль-че-Волицького й Угерського пластів та тиски в магістральному газопроводі. Задавалися різні тиски на вході першого ступеня ДКС. Розраховувалися максимально можливі відбори із кож-ного пласта окремо. Після цього проводився розрахунок ДКС. В останньому стовпчику виділені жирним шрифтом ті добові відбори, які може забезпечити (існує режим роботи) ДКС (див. табл. 4–7). Звідси випливає, що основним фактором обмеження піковості ПСГ є ГПА ДКС.

Пояснення до прийнятих припущень1. Фільтраційні процеси в пластах-колекторах є по-

стійно нестаціонарними. 2. Фільтраційні коефіцієнти вибійних зон свердловин

не дають змоги однозначно розрахувати як дебіт свердло-вин, так і депресію пласта в області вибою свердловини.

Величина фільтраційних коефіцієнтів конкретних свердловин суттєво залежить від параметрів сформова-них областей їх живлення. Ці області (живлення свердло-вин) є змінними в часі і формуються залежно від багатьох факторів, які впливають на розподіл пластового тиску і дебіт свердловин. Фільтраційні коефіцієнти є стабільними на значних інтервалах часу для систем видобування газу, оскільки фільтраційні процеси в родовищах газу є близьки-ми до стаціонарних і їх області живлення, що встановлю-ються протягом значного часу, є досить стабільними.

Потрібно очікувати, що на величину фільтраційних параметрів найбільший вплив має ближня зона вибою свердловин. Встановлення середніх значень фільтрацій-них коефіцієнтів свердловин та їх дисперсій потребує об-робки даних на значних інтервалах часу.

3. Для управління режимами роботи ПСГ не завжди є обов’язковим знання фільтраційних коефіцієнтів кожної свердловини. В багатьох випадках достатньо знати їх се-реднє значення, яке на значних інтервалах часу є досить стабільним. Стабільно розраховується і середньопласто-вий тиск в області відбирання / нагнітання газу. Для цьо-го потрібно знайти середню проникність окремих частин пласта-колектора за замірами пластових тисків у наявних робочих та спостережних свердловинах протягом 3–5 ос-танніх років.

4. Проведені числові експерименти підтвердили, що значне випадкове збурення пластового тиску з нульовим середнім у широкому діапазоні не призво-дить до зміни розрахованих параметрів газу на вході ДКС. Це обґрунтовує окремі сформульовані вище ви-сновки.

5. Розподіл пластового тиску в усій області пласта-колектора формується протягом значного інтервалу часу. Для його відтворення необхідне моделювання роботи ПСГ також протягом певного часу (три–п’ять років). На розподіл пластового тиску впливають як режим відби-рання та нагнітання газу, так і розподілені параметри (пористості, проникності) та геометричні параметри пласта-колектора. Більшість із указаних параметрів відо-мі наближено. Встановлення розподілу пластового тиску проводиться одночасно з ідентифікацією розподілених параметрів пласта. У такий спосіб вдається домогтися збігу розрахованих та заміряних середньопластових тис-ків в області відбирання та нагнітання газу. Відкритим є питання однозначності відтворення параметрів пласта (рівняння одне – фільтрації, а параметрів, які потрібно ідентифікувати, – багато).

Основні результатиЗапропонована в роботі модель ПСГ та розроблені

ітераційні процедури забезпечили достатню точність розрахунку розподілених параметрів (тисків, дебітів тощо) і з необхідною точністю забезпечують параметри матеріального балансу в пластах ПСГ. Потрібно зазна-чити, що на сьогодні двовимірна модель фільтрації газу в пористих неоднорідних пластах за точністю і опера-тивністю повністю задовольняє диспетчерські розра-хункові задачі.

Список літератури1. Бузинов С.Н. Расчет технологической цепочки пласт–сква-жина–шлейф–КС–соединительный газопровод при цикличес-кой эксплуатации ПХГ / С.Н. Бузинов, Г.Ф. Толкушин // Транспорт и хранение газа. – 1980. – 7. – С. 13–20.


Середній тиск у робочій області (МПа) Добовий об’єм відбору з (млн м3/добу) Тиск на вході (МПа)Сумарний добовий відбір (млн м3/добу)


5,50 3,60 95,3 7,4 3,50 4,00 102,7

5,20 3,50 84,0 – 3,50 4,00 84,0

4,90 3,40 72,0 – 3,50 4,00 72,0



41

2. Тетерев И.Г. Управление процессами добычи газа / И.Г. Тете-рев, Н.Л. Шешуков, Е.М. Нанивский. – М.: Недра, 1981. – 248 с. 3. Ковалев А.Л. Опыт создания и использования программных комплексов для расчета технологических показателей ПХГ/ А.Л. Ковалев, Г.С. Крапивина // Международная конференция «Подземное хранение газа: надежность и эффективность». – М.: ООО«ВНИИГАЗ», 2007. – Т.1. – С. 144–151.4. Коротаев ю.П. Добыча, подготовка, транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2-х т. / Ю.П. Коро-таев, Р.Д. Маргулов. – М.: Недра, 1984. – 360 с.5. Лейбензон Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде / Л.С. Лейбензон. – М: Изд-во технико-теоре-тической литературы, 1947. – 245 с.6. Бузинов С.Н. Программный комплекс «GAHRAN» расчета тех-нологических режимов отбора и закачки газа на ПХГ / С.Н. Бузи-нов, А.Л. Ковалев, Г.С. Крапивина, Г.С. Трегуб // Сборник научных трудов «Подземное хранение газа. Проблемы и перспективы». – М.: ВНИИГАЗ, 2003. – С. 257–263.7. Вечерік Р.Л. Математичне моделювання процесу руху газу в системі пласт підземного сховища газу–магістральний газо-провід / Р.Л. Вечерік, Я.Д. П’янило, М.Г. Притула, Ю.Б. Хаєцький // Нефть и газ. – 2004. – 6. – С. 83–89.8. Вечерік Р.Л. Математичний аналіз акумулюючої здатності газоносних пластів ПСГ / Р.Л. Вечерік, Я.Д. П’янило, М.Г. При-тула, Ю.Б. Хаєцький // Нафт. і газова пром-сть. – 2005. – 6. – С. 55–59.9. П’янило Я.Д. Неусталений рух газу в трубопроводах і порис-тих середовищах / Я.Д. П’янило, М.Г. Притула, Н.М. Притула // Фізико-математичне моделювання і інформаційні технології. – 2006. – Вип. 4. – С. 72–80. 10. Лопух Н.Б. Розрахунок початково- граничних умов в за-дачах фільтрації газу в пористих середовищах / Н.Б. Лопух, Я.Д. П’янило, М.Г. Притула, Н.М. Притула // Вісник Національ- ного університету «Львівська політехніка». Комп’ютерні науки та інформаційні технології. – 2009. – 638. – С. 239–243.11. Притула Н. Математична модель Більче-Волицького схови-ща газу / Н.Притула, М.Притула, Р.Боровий, О.Химко // Вісник На-ціонального університету «Львівська політехніка». Комп’ютерні науки та інформаційні технології. – 2010. – 686. – С. 192–198.12. Ротов А.А. Моделирование режимов работы газово-го промысла как единой термогидравлической системы / А.А. Ротов, А.В. Трифонов, В.А. Сулейманов, В.А. Истомин // Газо-вая промышленность. – 2010. – 10. – С. 46–50.

Автори статтіПритула Назар МирославовичКанд. техн. наук, докторант ІППММ НАН України, провідний інженер сектору алгоритмізації та математичного моделюван-ня відділу адміністрування систем управління виробництвом Департаменту ІТ та СУВ ПАТ «Укртрансгаз». Основний напрям наукових до-сліджень – розробка методів розв’язування пря-

мих та обернених задач математичної фізики; оптимізації складних нелінійних систем із розподіленими параметрами; оптимального ке-рування газопотоками.

Притула Мирослав ГригоровичКанд. фіз.-мат. наук. Директор ТОВ «Мате-матичний центр», ст. науковий співробітник Центру математичного моделювання ІППММ НАН України, начальник секто-ру алгоритмізації та математичного мо-делювання відділу адміністрування систем управління виробництвом Департаменту ІТ та СУВ ПАТ «Укртрансгаз». Основний напрям наукових досліджень – аналіз, синтез, моделювання та оптимізація дискретних та неперервних процесів різної фізичної природи.

Шимко Роман ЯрославовичКанд. техн. наук, директор департаменту підземного зберігання газу ПАТ «Укртрансгаз». За фахом – інженер-механік. Основний напрям діяльності, наукових досліджень – оптималь-на експлуатація газосховищ; фільтрація газу в багатозв’язних неоднорідних порових середо- вищах.

Гладун Сергій ВалентиновичЗаступник начальника оперативно-дис-петчерського управління ПАТ «Укртранс-газ». Освіта за фахом – інженер-механік. Основний напрям діяльності – оптимізація режимів газотранспортної системи; оп-тимальне планування та оптимальна експлуатація підземних газосховищ у складі газотранспортної системи.

Нафтопровід Самсун – Джейхан не має перспективиЯк заявив Міністр енергетики Росії О. Новак, проект будівництва нафтопроводу Самсун–Джейхан економічно не

виправданий, оскільки транспортування нафти танкерами через Босфорську протоку обходиться на 40 % дешевше.Нафтопровід завдовжки 550 км планувалося прокласти через центральну частину Туреччини, щоб забезпечити по-

дачу нафти з портів Чорного моря до Середземного і таким чином зменшити небезпеку транспортування нафти через перевантажений Босфор.

Pipeline & Gas Journal / June 2013, p. 16

НОВИНИ



42

Важливою проблемою нафтопереробної промисло-вості є використання застарілих енергоємних і економіч-но недосконалих технологій, що потребують модерніза-ції. Питомі витрати енергоресурсів на заводах, що діють, удвічі–утричі перевищують зарубіжні аналоги. На сьо-годні помітні тенденції зростання питомого споживання електроенергії на 2,5–3,0 %, теплової енергії – на 8,5– 9,0 %, при цьому вживання утилізованої теплоти знижу-ється [1–6].

Аналіз робіт із підвищення енергоефективності газо-переробних підприємств показав актуальність і необхід-ність комплексного вирішення проблеми. Обґрунтовано технічні рішення щодо створення джерела теплоенерго збереження на базі ПГУ–ТЕЦ [6].

Організація систем енерготехнологічного комбіну-вання дає змогу виробляти технологічний і енергетичний продукт у рамках одного виробництва. Пріоритетним напрямом у розвитку енергогосподарств підприємств на-фтохімічного комплексу є перехід до замкнутих систем енергозабезпечення.

Сучасне нафтохімічне виробництво забезпечує свої потреби в тепловій енергії на 50 % за рахунок власних джерел, при цьому питання електропостачання опрацьо-ване недостатньо. Температурний потенціал високотем-пературних ділянок виробництв органічного синтезу становить близько 800 °С, що допускає можливість вико-ристання парогазових технологій.

Когенераційна схема використання ВЕР газопереробного заводу

А.І. КомпанТОВ «Регіональна газова компанія» А.О. Редькод-р техн. наукХНУБАС.Б. шелестКачанівський ГПЗ

УДК 662.99

У статті описано теплову схему використання ВЕР для вироблення електроенергії, а також приведено технологічну схему утилізаційної енергетичної установки. Наведено результати чисельного дослідження термодинамічної ефективності циклів енергетичної установки з різними робочими речовинами. Показано, що використання ВЕР забезпечує вироблення значного об’єму електроенергії, необхідної для власних потреб підприємства.

В статье описана тепловаю схема использования ВЭР для выработки электроэнергии, а также показана техно-логическая схема утилизационной энергетической установки. Приведены результаты численного исследования термодинамической эффективности циклов энергетической установки с различными рабочими веществами. Показано, что использование ВЭР обеспечивает выработку значительного объема электроэнергии, необходи-мой для собственных нужд предприятия.

This article describes the thermal protection schemes application of the secondary resources to generate electricity, as well as the technological plan for energy disposal plant is given. The analyses of numerous research works in the sphere of thermodynamic effectiveness of power plant cycles with different working substances were presented. It is shown that the application of secondary resources provides a considerable volume of electricity for balance-of-plant needs.

На нафто- та газопереробних заводах використову-ють технологічні установки – радіаційно-конвективні печі для підігрівання нафти, газу та інших рідин у сис-темах нафтогазозбору. Теплова ефективність таких печей недостатньо висока, термічний ККД становить близько 0,5–0,6. Заміна пальників на ефективніші дає можливість підвищити ККД сучасних печей до 0,7–0,8. Проте темпе-ратура відхідних газів сягає близько 400–500 °С, і це дає змогу застосовувати вторинні енергоресурси (ВЕР) для тепло- і енергопостачання підприємств. Використання ВЕР у системах теплопостачання ускладнюється обме-женням теплової потужності протягом року. Іншим на-прямом використання ВЕР є когенераційне вироблення теплоти і електроенергії для власних потреб підприємств.

Мета роботи – підвищення енергоефективності пали-вовикористовуючого устаткування газопереробного під-приємства шляхом комплексного перетворення теплоти відхідних газів в електроенергію.

Використання енергетичних установок із низько-температурним циклом Ренкіна (the Organic Rankine Cycle – ORC) забезпечує глибоке охолодження продук-тів згоряння і конденсацію водяної пари. Установки по-ширені в промисловості як нові технології утилізації скидної теплоти різних процесів. ККД енергетичних утилізаційних установок становить 0,13–0,17, а кіль-кість потужності, що додатково виробляється, близько 130–150 кВт на МВт встановленої теплової потужності


43НЕТРАДИцІйНІ ТЕХНОЛОГІЇ ТА ЕНЕРГОЕФЕКТИВНІСТь

паливовикористовуючої установки, що забезпечує виро-блення і споживання електроенергії на власні потреби. Реконструкція опалювальних котельних у міні-ТЕЦ із використанням газотурбінних або газопоршневих уста-новок забезпечує вироблення на 1 МВт установленої електричної потужності 1,5–2 МВт теплоти. При цьому знижуються витрати на споживання електроенергії, під-вищується надійність систем теплопостачання, виклю-чаючи аварійні зупинки під час мережевого електропос-тачання. Проте є проблеми розміщення газотурбінних надбудов у котельних установках. У разі використання інших палив (вугілля, мазут) можливе також застосу-вання парових турбін або паропоршневих двигунів для вироблення електроенергії, але їх ККД значно нижчий, ніж у газотурбінних [6–13].

У низькотемпературних ORC різного призначення (геотермальні, когенераційні і утилізаційні та ін.) вико-ристовують різні робочі речовини – органічні речовини та озонобезпечні хладони, тому що вибір робочої речови-ни циклу (з урахуванням ефективності теплообмінного

устаткування, ККД турбіни і насоса) багато в чому визначає ефективність установки утилізації в ціло-му [7, 14–17].

Застосування знаходять нові озонобезпечні речовини, – фреони, що не містять хлору і брому. Перевагу надають природним холодоагентам (ву-глекислота (R 744), аміак (R 717), вуглеводи – пропан (R 290), ізобутан (R 600а), пентан (R 601) та їх сумі-ші). Ефективними в холодильних машинах є суміші вуглеводнів із аміаком і діоксидом вуглецю [16].

У статті наведено результати досліджень докри-тичних (цикл Ренкіна) і надкритичних (трикутний цикл) циклів одноступеневих енергетичних устано-вок. Як робочі теплоносії вивчали робочі речовини R 600, R 600а, R 601а, R 602, R 13в, R 134а, R 142в, R 143а, R 404а, R 407а, R 410а, R 503в, R 600а/R 161, R 600а/R 141, R 600а/R 601, NH3/R 170, ін. органічні речовини та їх суміші.

Термодинамічна ефективність циклів ви-значається термічним ККД циклів або коефіці-єнтом термомеханічного перетворення (СОР – Coefficient of Performance), а також ексергетич-ним ККД (коефіцієнтом утилізації). Термічний ККД (або СОР) визначається згідно з виразом:

(1)

де Wкор – корисна робота циклу; l1,2 та l3,4 – відпо-відно робота адіабатичного стискування та роз-ширення в насосі і турбіні в оборотному процесі; Q2-3 – підведена теплота.

Робота підвищення тиску, що виконується насо-сом, дорівнює:

(2)

де m – витрата робочої речовини; стан 2 і 2S від-повідають реальному процесу і ізоентропному;

ηн – дійсний ККД насоса.Робота розширення пари в турбіні визначається з ви-

разу:

(3)

де ηТ – дійсний ККД турбіни; стан 4 і 4S відповідають реальному та ізотропному процесам. Ексергетичний ККД або коефіцієнт утилізації визначається як відношення дійсної корисної потужності установки до максимальної теоретичної потужності, яку можна отримати від охоло-джування продуктів згоряння:

Таблиця 1Об’єми димових газів залежно від потужності печі

Показник, м3/годТеплова потужність печі

12 гкал/год 14 гкал/годОб’єм димових газів за нормальних умов 19 762,0 23 016,9

Об’єм димових газів при t=300 ºC 43 287,5 49 063,4Об’єм димових газів при t=400 ºC 46 721,8 52 955,9

Рис. Теплова схема використання теплоти відхідних газів (а) та цикл утилізаційної енергетичної установки (б)

а

cw

т. к

S, кДж/кгК

∆tmin

б



(4)

де mпр зг – витрата продуктів згоряння теплогенератора; i, i0, S, S0 – відповідно ентальпія та ентропія продуктів згоряння при температурі на вході в установку і при тем-пературі довкілля; Т0 – температура довкілля.

Термічний ККД циклу (або СОР) змінюється у вузько-му діапазоні 0,13–0,16, що недостатньо повно характери-зує ефективність циклів, а тому більш показовим крите-рієм вибору робочої речовини є робота, що отримується внаслідок розширення пари в турбіні.

Розрахунки виконували за таких припущень: пере-пад температур між продуктами згоряння і робочою ре-човиною ∆tmin=3; 5 ºС; ККД турбіни – 0,7–0,8; ККД насоса 0,75–0,80; процес розширення пари в турбіні завершуєть-ся в однофазній області; конденсація пари після турбіни відбувається у повітряному конденсаторі; температура атмосферного повітря 15 ºС (288,15 К).

У результаті дослідження та оптимізації циклів із багатьма робочими речовинами як у докритичному, так і в надкритичному циклах в одноступеневій енергетич-ній установці було встановлено, що максимальне виро-блення електроенергії забезпечується в надкритичному циклі.

Як джерело ВЕР розглядається піч підігрівання ста-більного конденсату в десорбері К-230 у складі маслоаб-сорбційної установки.

На Качанівському ГПЗ в експлуатації знаходиться піч тепловою потужністю 12,0 МВт. Тип пальників – ГБПш; РГПЗ (радіаційні) або ECO-FLAME, витрата газу – 40 м3/год (на пальник); коефіцієнт надлишку повітря – 1,05; те-плова потужність пальника – 395 кВт.

Витрата паливного газу на піч – 2640 м3/год. Об’єм продуктів згоряння (aе=1,05) – 27 720 м3/год; масова ви-трата продуктів згоряння (tпр=400 ºС) – 4 кг/с.

Дані вимірів теплотехнічних параметрів печі по-казують, що температура відхідних газів сягає близько 400÷500 ºС, а термічний ККД печі – близько 0,45÷0,5 (су-часних до 0,8).

Теплоносій-абсорбент з температурою 210 ºС потра-пляє до конвективної камери печі, де нагрівається до 250 ºС, а потім – радіаційної камери, де підігрівається до 310÷330 ºС.

Як паливо печі П-201 використовується паливний газ високого тиску, зазадалегідь відсепарований і підігрітий.

Вміст кисню в димових газах визначається за до-помогою газоаналізаторів А I72, А I73, переносного

TESTO-350. Витрата паливного газу на піч 0,38–0,44 кг/с (1360÷1584 кг/год). Кількість димових газів, що залежить від режиму роботи печі та їх температури, приведено в табл. 1 (ККД 0,8).

Теплова схема когенераційної установки включає до-даткове розміщення теплообмінника-випарника в газохо-ді печі. Схему енергетичної установки утилізації теплоти показано на рисунку.

Значення параметрів енергетичної установки приве-дено в табл. 2.

Аналізуючи чисельні результати, можемо побачити, що потужність, що виробляється, у турбіні з водяною па-рою у декілька разів менша, ніж у турбіні з органічними робочими речовинами.

Порівнявши різні органічні речовини, можемо ска-зати, що вироблення питомої електричної потужності в турбіні з деканом становить 114,7 кВт/(кг/с). При цьому суміш С7Н16 (80 %)+Н2О (20 %) дає змогу збільшити пи-тому електричну потужність до 138,9 кВт/(кг/с), тобто на 17,2 %.

Результати порівняння питомого перепаду ентальпії пари в турбінах із різними робочими речовинами при th=347 ºС показують, що для гептанової турбіни питомий перепад ентальпії пари становить 208,6 кДж/кг, а для суміші гептан (80 %)+Н2О (20 %) – 375,7 кДж/кг. У [7] приведено значення перепаду ентальпії в n-пентановій турбіні близько 200 кДж/кг при температурі пари близь-ко 350 °С.

Таким чином, властивості робочої речовини істотно впливають на ефективність циклів енергетичних уста-новок.

Використання енергетичної установки в технологіч-ній схемі утилізації ВЕР газопереробного заводу за витра-ти продуктів згоряння печі у 6,7–7,7 кг/с (зі збільшенням потужності печі до 11,9–14,7 кг/с) забезпечує вироблення електроенергії в об’ємі 904–1070 кВт та більше, яка може бути використана на власні потреби підприємства (при-від насосів, вентиляторів, компресорних установок), та теплоти водяного конденсатора в об’ємі (2,5–3)•103 МДж/год, яка може бути використана в системах опалення чи гарячого водопостачання підприємства.

Результати чисельного дослідження показують можливість застосування утилізаційних енергоуста-новок із органічними робочими речовинами, що ви-користовують теплоту відхідних газів паливовикорис-товуючих агрегатів, для вироблення електроенергії та теплоти.

Список літератури1. Лейтес Н.Л. Теория и практика химической энер-готехнологии / Н.Л. Лейтес, М.Х. Сосна, В.П. Семенов. – М.: Хи-мия, 1998. – 280 с.2. Писаренко Б.И. Использование вторичных энергоресурсов на НПЗ / Б.И. Писаренко. – М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1982. – 47 с.3. Лисицын Н.В. Оптимизация нефтеперерабатывающего про-изводства / Н.В. Лисицын. – СПб: Химиздат, 2003. – 184 с.4. Конь М.Я. Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая

Таблиця 2Потужності, що виробляються в утилізаційних установках

Робоча речовина NT, кВт(кг/с) ηц, % m, кг/сН2О 17,78 10,4 0,057

С7Н16 (гептан) 106,5 18,4 0,53С8Н18 (октан) 109,6 18,9 0,54С10Н22 (декан) 114,7 19,4 0,59

С7Н16(80 %)+Н2О(20 %) 138,9 24,3 0,38



промышленность за рубежом / М.Я. Конь, Е.М. Зелькинд, В.Г. Шершун. – М.: Химия, 1996. – 184 с.5. Нормы технологического проектирования газопе-рерабатывающих заводов. – РД 51-1-95.6. Долотовский И.В. Энергетический комплекс газо-перерабатывающих предприятий. Системный анализ, моде-лирование, нормирование / Е.А. Ларин, И.В. Долотовский, Н.В. Долотовская. – М.: Энергоатомиздат, 2008. – 440 с.7. Пятничко В.А. Утилизация низкопотенциального тепла в энергетических установках с органическими теплоносителя-ми / В.А. Пятничко // Экотехнологии и ресурсосбережение. – 2002. – 5. – С. 10–14.8. Утилизационные энергетические установки с органичес-кими теплоносителями / Г.В. Шварц, С.В. Голубев, Б.П. Левыкин [и др.] // Газовая промышленность. – 2000. – 6. – С. 14–18.9. Басок Б.И. Анализ когенерационных установок. Ч. 1. Клас-сификация и основные показатели / Б.И. Басок, Е.Г. Базеев, В.М. Диденко, Д.А. Коломейко // Промышленная теплотехника. – 2006. – Т. 28. – 3. – С. 83–89.10. Басок Б.И. Анализ когенерационных установок Ч. 2. Анализ энергетической эффективности / Б.И. Басок, Д.А. Коломейко // Промышленная теплотехника. – 2006. – Т. 28. – 4. – С. 79–83.11. Степаненко В. Реконструкция промышленной энергетики Украины в 21 веке / В. Степаненко // ЭСКО. – 2005. – 7. 12. Долинский А.А. Эффективность когенерационных тепловых схем / А.А. Долинский, Б.И. Басок, Д.А. Коломейко. – К.: ИТТФ, 2008. – Т. 61. – Вып. 4в. – С. 30–38.13. Барков В.М. Когенераторные технологии: возможности и перспективы / В.М. Барков // ЭСКО – электронный журнал энергосервисной компании «Экологические системы». – 2004. – 7. 14. DiPippo r. Geotermal Power Plants: Principles, Application and Case Studies. – Oxford OX51GB, UK. – 2005. – 450 р.15. Алхасов А.Б. Геотермальная энергетика: проблемы, ресурсы, технологии / А.Б. Алхасов. – М.: ФИЗМАТЛИТ, 2008. – 376 с.16. Редько А.А. Методы повышения эффективности сис-тем геотермального теплоснабжения. – Макеевка: ДонНАСА, 2010. – 302 с.

17. Артеменко С.В. Выбор рабочих тел для низ-котемпературных циклов Ренкина на органических веще-ствах. Ч. II. Фторированные эфиры / С.В. Артеменко, Д.Н. Ни-китин // Холодильна техніка і технологія. – 2010. – 1 (9123). – С. 6–10.

Автори статтіКомпан Артем ІгорoвичАспірант кафедри теплогазопостачан-ня, вентиляції та використання тепло- вих вторинних енергоресурс ів Хар-ківського національного університету будівництва і архітектури (ХНУБА). Закінчив Полтавський Національний технічний університет ім. Ю. Кондратю-ка, спеціальність – обладнання нафтога-зового промислу. Наукові інтереси: облік і

раціональне використання природного газу, енергозбереження в промисловості.

Редько Андрій ОлександровичДоктор технічних наук, професор кафедри теплогазопостачання, вентиляції та ви- користання теплових вторинних енер- горесурсів Харківського національного уні- верситету будівництва і архітекту- ри (ХНУБА). Наукові інтереси: низь-копотенційна енергетика, альтернативні джерела енергії, термодинаміка процесів перетворення енергії.

Шелест Сергій БорисовичНачальник технічного відділу Кача-нівського газопереробного заводу ПАТ «Укрнафта». Закінчив Український заоч-ний політехнічний інститут, м. Харків. За фахом – інженер-механік. Виробничі інтереси пов’язані з енергозбереженням.

Аргентина планує видобувати нафту і газ із нетрадиційних колекторів

Компанія Шеврон підписала угоду з аргентинською компанією YPF щодо інвестування 1,24 млрд дол. США в освоєння сланцевої нафти і газу на найбільшій у Південній Америці площі Vaca Muerta в Аргентині. Таким чином ця держава хоче нарощувати видобуток нафти і газу, який протягом тривалого часу продовжує знижуватися.

На початковому етапі компанії планують пробурити 100 свердловин на ділянках Loma La Lata Norte і Loma Campana площею 2 тис. га. На другому етапі планується пробурити 1500 свердловин. За оцінками американського Департаменту енергетики, запаси газу в сланцевих породах в Аргентині, здебільшого на площі Vaca Muerta, ста-новлять 21,9 трлн м3, що більше, ніж в Європі загалом.

Pipeline & Gas Journal/August 2013, p. 16

НОВИНИ



У негерметизованих системах збору та підготовки на-фти широкого застосування набули нафтові резервуари, у яких втрати легких фракцій досягають 3 % видобутку продукції зі свердловини [1]. Значні економічні втрати, підвищена вибухопожежонебезпека та забруднення навко-лишнього середовища зумовили формування у норматив-но-законодавчій базі граничних норм викидів вуглеводнів в атмосферу. Захист рівноваги екосистем та сприяння стій-кому економічному розвитку є одним із головних пріорите-тів VI Рамкової програми ЕС (розділ «Стійкі екосистеми»). Невпинне зростання уваги світової спільноти до проблеми викидів нафтових газів свідчить про актуальність дослі-джень, спрямованих на підвищення ефективності експлуа-тації систем утилізації вуглеводнів [2].

Зважаючи на технічну складність регулювання об’єму вільного простору в нафтовому резервуарі, основним спо-собом зменшення викидів залишається відсмоктування продуктів випаровування нафти. Одна з основних схем уловлювання вуглеводнів передбачає використання в скла-ді системи утилізації струминних апаратів [3, 4]. Недолік конструкції ежекційних систем полягає у необхідності використання автономного робочого приводу струминно-го апарата у вигляді відцентрового насоса. У конструкції ежекційної системи, розробленої Івано-Франківським на-ціональним технічним університетом нафти і газу, привід

О.В. Паневникд-р техн. наукІФНТУНГ

УДК 622.691.12

Запропоновано методику розрахунку кавітаційних характеристик струминного апарата системи уловлюван-ня пари нафти і газу у вільному просторі нафтового резервуара. На основі використання рівняння Бернуллі, записаного для характерних перерізів гідравлічної системи, встановлено взаємозв’язок між рівнем нафти в резервуарі і мінімальним тиском у проточній частині струминного апарата. Проведені дослідження дали можливість визначити мінімальний діаметр робочої насадки струминного апарата, що допомагає здійснювати його експлуатацію в докавітаційному режимі.

Предложена методика расчета кавитационных характеристик струйного аппарата системы улавливания па-ров нефти и газа в свободном пространстве нефтяного резервуара. На основе использования уравнения Бернул-ли, записанного для характерных сечений гидравлической системы, установлена взаимосвязь между уровнем нефти в резервуаре и минимальным давлением в проточной части струйного аппарата. Проведенные исследова-ния позволили определить минимальный диаметр рабочей насадки струйного аппарата, помогающий осущест-влять его эксплуатацию в докавитационном режиме.

The cavitations sensitivity design procedure for oil and gas emissions system jet apparatus in the free space of oil reservoir was provided. Based on the Bernoulli equation, written for specific sections of the hydraulic system, was defined a relationship between the level of oil in the tank and the minimum pressure in the flow of the jet apparatus. The studies provide an opportunity to determine the minimum diameter of the working nozzle jet apparatus that helps make its operation in pre-cavitations condition.

Визначення граничних умов використання струминного апарата

системи утилізації вуглеводнів

струминного апарата здійснюється за рахунок енергії стов-па нафти в резервуарі (рис. 1) [5]. У роботі [6] приведено теоретичне обґрунтування робочого процесу ежекційної системи, що базується на визначенні тисків у характерних перерізах струминного апарата та виведенні рівняння ха-рактеристики гідравлічної системи з подальшим розрахун-ком параметрів робочої точки насосної установки. Границі використання розробленої математичної моделі обмежені збереженням неперервності потоку в гідравлічній систе-мі струминного апарата. Висока ймовірність порушення суцільності потоку та виникнення кавітаційних явищ у запропонованій гідравлічній системі потребує уточнення області використання методики розрахунку струминного апарата з «гідростатичним» приводом.

Метою досліджень, результати яких приведено в стат-ті, було визначення кавітаційних характеристик струмин-ного апарата системи утилізації вуглеводнів та розрахунок граничних конструкторських та режимних параметрів, що забезпечують його ефективну експлуатацію.

Кавітаційні властивості струминного насоса визнача-ють один із граничних режимів його роботи і мають безпо-середній вплив на величину таких граничних параметрів, як максимальна витрата робочого потоку та мінімальний діаметр отвору робочої насадки. У струминному насосі ка-вітація виникає переважно в струминному приграничному



47

шарі на межі поділу робочого й інжектованого потоків, де внаслідок інтенсивного вихроутворення в камері змішу-вання формуються зони мінімального тиску [7]. Унаслідок інтенсивного виділення парогазових бульбашок процес змішування порушується і напір насоса різко зменшуєть-ся. Парогазові бульбашки концентруються у струминному приграничному шарі і тільки в поодиноких випадках за-повнюють увесь переріз камери змішування. Тому в стру-минних насосах проточна частина менше піддається каві-таційному руйнуванню, ніж у лопаткових гідромашинах, що зменшує імовірність виникнення кавітаційного режиму роботи пристрою.

Дослідженням руху рідини в проточній частині стру-минного насоса встановлено, що виникнення кавітації най-більш імовірно в двох областях: на виході робочого потоку з насадки і у вхідному перерізі інжектованого потоку в ка-мері змішування. Під час проведення розрахунку режиму роботи струминного насоса необхідно враховувати ту його ділянку проточної частини, де першочергово починаються кавітаційні явища. Враховуючи, що наперед не відомо, на якій ділянці струминного апарата за даних умов його робо-ти першочергово виникає кавітація, у кожному конкретно-му випадку необхідно визначити кавітаційні параметри як

робочої насадки, так і камери змішування. Завдання дослі-дження кавітаційних характеристик спрощується у випад-ку застосування струминного апарата системи утилізації вуглеводнів. Робочим середовищем є нафта, а інжектова-ним – газ, унаслідок чого на практиці може бути реалізова-но виключно кавітаційний режим робочої насадки.

У процесі дослідження кавітаційних властивостей струминного апарата використовуємо закон збереження енергії в характерних перерізах ежекційної системи. До-слідження кавітаційних характеристик передбачає визна-чення витрати рідини в гідравлічній системі струминного апарата.

Запишемо рівняння Бернуллі для перерізів 1–1 та 3–3 (рис. 2):

(1)

де z1, z3 – відмітки геометричних положень перерізів що розглядаються; p1, p3 – значення тисків в перерізах 1–1 та 3–3 відповідно; ρ — густина нафти; g – прискорення віль-ного падіння; V1,V3 – швидкості руху потоку; a1, a3 – кое-фіцієнти нерівномірності розподілу швидкостей; h1–3 – гі-дравлічні втрати в потоці рідини між перерізами 1–1 та 3–3.

Зважаючи на особливості розрахункової схеми, про-аналізуємо складові рівняння (1).

Вихідні дані для аналізу рівняння (1) мають вигляд:

(2)

де pг – величина тиску на вільну поверхню нафти в резер-вуарі; pк – кавітаційний запас тиску відцентрового насоса.

Нижче наведено пояснення щодо вибору вихідних да-них (2).

Відповідно до розрахункової схеми, геометрична від-мітка перерізу 1–1 визначається висотою розміщення рівня нафти в резервуарі H. Величина тиску p1 характеризується тиском газу на вільну поверхню нафти в резервуарі. Швид-кість руху нафти на поверхні резервуара є малою, оскіль-ки площа перерізу 1–1 суттєво перевищує площу перерізу трубопроводу. Геометрична відмітка z3, враховуючи, що площа порівняння проведена через вісь трубопроводу, на-буває нульових значень. Величину тиску в перерізі 3–3 приймаємо з урахуванням необхідного для нормальної ро-боти відцентрового насоса мінімального паспортного зна-чення. Тоді рівняння (1) має вигляд:

(3)

Остання складова рівняння (3) визначається сумарною втратою напору в робочій насадці струминного апарата hp та лінійній частині трубопроводу hтp. Втрати напору в ро-бочій насадці визначаємо за формулою [8]:

(4)

де ∆pp – втрати тиску в робочій насадці; mрн – коефіцієнт

Рис. 1. Система утилізації вуглеводнів: 1 – нафтовий резервуар; 2 – всмоктувальна лінія струминного апарата; 3 – струминний апа-рат; 4 – напірна лінія струминного апарата; 5 – відцентровий насос; 6 – сепаратор

Рис. 2. Розрахункова схема гідравлічної системи струминного апарата: 1 – резервуар; 2 – струминний апарат; 3 – трубопровід; 4 – відцентровий насос



витрати робочої насадки; fpн – площа перерізу робочої на-садки; dpн – діаметр робочої насадки.

Втрати напору в лінійній частині трубопроводу визна-чаємо з урахуванням формули Дарсі–Вейсбаха [9]:

(5)

де λ – коефіцієнт лінійного гідравлічного опору; lтр, dтр – довжина та діаметр трубопроводу відповідно; Vтр – швид-кість руху нафти в трубопроводі.

У процесі здійснення перетворень (5) враховано зв’язок між швидкістю та витратою потоку.

Визначення коефіцієнта λ передбачає стандартну про-цедуру розрахунку швидкості руху рідини, числа Рейнольд- са, границь турбулентних зон та встановлення їх типу.

Враховуючи рівняння (4) та (5), формула для визначен-ня втрати напору на ділянках між перерізами 1–1 і 3–3 на-буває вигляду:

(6)

Після заміни швидкості на витрату та підстановки формули (6) у рівняння (3) запишемо:

(7)

Розв’язок рівняння (7) дає змогу визначити витрату по-току через проточну частину струминного апарата:

(8)

Зважаючи на залежність коефіцієнта λ від витрати Q, розв’язання рівняння (8) передбачає застосування методу послідовних наближень.

Графічне зображення рівняння (8) приведено на рис. 3. Витрата через проточну частину струминного апарата пропорційна діаметру робочої насадки та висоті рівня на-фти в резервуарі.

Дослідження кавітаційних характеристик зумовлює необхідність порівняння тиску на виході робочої насад-ки струминного апарата з величиною тиску насичених парів нафти. Значення тиску на виході робочої насадки струминного апарата можна обчислити за допомогою рівняння Бернуллі, записаного для перерізів 1–1, 2–2 (див. рис. 2).

(9)

На відміну від рівняння (1), остання складова формули (9) визначає втрати напору виключно в насадці струмин-ного апарата.

Останнє рівняння може бути спрощене за допомогою очевидних співвідношень

z1=H; p1=pг; V1=0; z2=0.Тоді, враховуючи співвідношення для визначення

втрат напору в робочій насадці струминного апарата (рів-няння (4)), отримаємо формулу для визначення мінімаль-ного тиску ежекційної системи

(10)

Рівняння (10) дає змогу визначити ймовірність кавіта-ційної роботи струминного апарата шляхом порівняння величини тиску p2 із значенням тиску насичених парів на-фти pНП для заданої температури. Нормальна робота стру-минного апарата, очевидно, відповідає умові pГ>pНП.

Рис. 3. Залежність витрати від діаметра робочої насадки струмин-ного апарата для різних рівнів нафти в резервуарі: 1 – 8 м; 2 – 10 м; 3 – 11 м; 4 – 12 м

Рис. 4. Залежність тиску в камері змішування струминного апарата від діаметра робочої насадки для різних рівнів нафти в резервуарі: 1 – 8 м; 2 – 10 м; 3 – 11 м; 4 – 12 м


Графічне зображення рівняння (10) приведено на рис. 4. Робота струминного апарата в кавітаційному режимі можлива, коли рівень нафти в резервуарі становить H=12 м (крива 4). Крім того, кавітаційний режим роботи струмин-ного апарата реалізується для випадку, коли рівень нафти в резервуарі становить H=11 м (крива 3), а діаметр робочої насадки не перевищує величини dкр

рн=16,5 мм (точка А на кривій 3, рис. 4).

Ураховуючи взаємозв’язок між витратою та діаме-тром робочої насадки для цієї гідравлічної системи, до-цільно визначати критичне співвідношення цих параме-трів або, зважаючи на структуру рівняння (10), критичне кавітаційне число

Проведені дослідження дають змогу розв’язувати пря-му та зворотну задачі, які полягають у визначенні критич-ного рівня нафти в резервуарі або критичного діаметра робочої насадки. Отримані результати визначають грани-ці використання струминного апарата системи утилізації вуглеводнів із «гідростатичним» приводом. Завданням по-дальших досліджень є дослідна перевірка отриманих ре-зультатів.

Список літератури1. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды / Г.С. Лутошкин. – М.: Недра, 1977. – 192 с.2. Хохлов В.А. Применение струйных насосов для утилизации нефтяных газов / В.А. Хохлов // Нефтяное хозяйство. – 2005. – 3. – С. 104–105.3. Донец К.Г. Гидроприводные струйные компрессорные уста-новки / К.Г. Донец. – М.: Недра, 1990. – 174 с.

4. Тарасов М.ю. Разработка и промысловые испытания тех-нологии утилизации низконапорного нефтяного газа с по-мощью струйных компрессоров / М.Ю. Тарасов, А.А. Зобнин, А.Б. Зырянов, В.Е. Панов // Нефтяное хозяйство. – 2009. – 2. – С. 43–45.5. Паневник О.В. Підвищення екологічної безпеки в ході екс-плуатації нафтових резервуарів / О.В. Паневник // Науковий ві-сник. – 2009. – 1 (19). – С. 36–40.6. Паневник О.В. Визначення режиму роботи гідравлічної сис-теми уловлювання парів вуглеводнів / О.В. Паневник // Науко-вий вісник. – 2010. – 1 (23). – С. 143–146.7. Лямаев Б.Ф. Гидроструйные насосы и установки / Б.Ф. Ляма-ев. – Л.: Машиностроение, 1988. – 256 с.8. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении / Н.Р. Рабинович. – М.: Недра, 1989. – 270 с.9. Кулінченко В.Г. Гідравліка, гідравлічні машини і гідропривід / В.Г. Кулінченко. – К..: Інкос, 2006. – 616 с.

Автор статті

Паневник Олександр ВасильовичЗавідувач кафедри нафтогазової гідро- механіки Івано-Франківського націо-нального технічного університету нафти і газу, доктор технічних наук, професор. Основний напрям наукових досліджень – дослідження та розробка свердловин-них ежекційних систем для буріння та експлуатації нафтогазових свердловин,

математичне моделювання робочого процесу вибійних стру-минних насосів, визначення граничних умов експлуатації сверд-ловинних ежекційних систем.

ПЕРЕДПЛАТА

journa

l@nafto

gaz.net

1/2013

O i l & g

a s i

n d u s

t r y o

f U k r

a i n e

Перспективи

нафтогазоносності

українського сектора

Азовського моря за

комплексною оцінкою

даних аерокосмічних

досліджень

Євдощук М.І., Галко Т.М.,

Седлерова О.В., Волкова О.В.,

Якубенко Г.М.

Моделювання процесу

намивання гравійної

набивки фільтра у

свердловині зі знач-

ним кутом відхилення

від вертикалі або

горизонтальнійСтрюков Є.Г.

Деякі напрями

удосконалення

технологій

спорудження

свердловин на

сланцевий газ

Мислюк М.А., Хоминець З.Д.,

Салижин Ю.М., Богославець В.В.,

Волошин Ю.Д.

[email protected] 2/2013

O i l & g a s i n d u s t r y o f U k r a i n e

Методика досліджень і тестові експерименти з вивчення петрофізичних властивостей слабоконсолідованих і сипучих порід

Владика В.М.,Нестеренко М.Ю.,

Балацький Р.С.

Особливості розробки покладів нетрадиційного газу

Касянчук С.В., Мельник Л.П., Кондрат О.Р.

Проблеми урбанізованих територій під час розробки нафтогазових родовищ (на прикладі міста Борислава)

Дригулич П.Г., Пукіш А.В.


49

У журналі «Нафтогазова галузь України» публікуються матеріали, що висвітлюють актуальні проблеми розвитку галузі: економіки, геології нафти і газу, буріння свердловин, розробки родовищ, видобу-вання, транспортування та зберігання нафти і газу, автоматизації та інформаційних технологій, пере-робки нафти і газу, охорони довкілля, а також інші матеріали, пов’язані з нафтогазовим комплексом .Відповідно до рекомендацій ВАК України наукові

статті українською, російською (або іншими регіональними) та англійською мовою, що пода-ються до друку, повинні мати такі необхідні еле-менти: постановка проблеми у загальному вигляді та її зв’язок із важливими науковими чи практични-ми завданнями, аналіз останніх досліджень, у яких започатковано розв’язання цієї проблеми і на які спирається автор, виділення не вирішених раніше частин загальної проблеми, котрим присвячується означена стаття; формулювання цілей статті (постановка завдання); виклад основного матеріалу дослідження з повним обґрунтуванням отриманих наукових результатів; висновки з цього дослідження та перспективи подальших досліджень у вказаному напрямі . Кількість авторів статті – не більше чо-тирьох осіб . Рукопис статті, індекс якої згідно з УДК є обо-

в’язковим, потрібно подавати із нумерацією всіх сторінок . Обсяг матеріалу, враховуючи таблиці, список літератури, підписи до рисунків та анотації українською, російською і, бажано, англійською мо-вами, не повинен перевищувати 6–8 сторінок . Авторський рукопис друкується у текстово-

му форматі у програмі WinWord через півтора інтервалу шрифтом розміром 14 на одному боці аркуша білого паперу форматом А4 (електронний варіант додається) .Фізичні та хімічні символи у тексті, а також

математичні формули слід розмітити, виділивши курсив, малі й великі літери . Верхні та нижні індекси, показники степеня необхідно виділити дужка-ми догори чи донизу (Р32, С18), грецькі літери обве-сти червоним олівцем . Усі позначення у формулах потрібно розшифровувати . Кількість формул має бути мінімальною . Літери латинського алфавіту у формулах і поясненнях подаються курсивом .Обов’язковим є дотримання чинних ДСТУ на терміни

і визначення, а також міжнародної системи СІ .

Таблиці повинні мати тематичні заголовки і по-рядкові номери . Примітки до таблиць друкуються

під ними . На полях рукопису потрібно проставити номери таблиць проти місць їхнього розташуван-ня під час набору, а у тексті зробити посилання на таблиці .Ілюстрації (не більше чотирьох) додаються до ру-

копису окремо у двох примірниках на білому (схеми, рисунки) або глянцевому (фотографії) папері, чорно-білі або повнокольорові (програми ілюстративної графіки Adobe Photoshop, Adobe Illustrator, Corel Draw, форматів .АІ, .ЕРS, .CDR (бажано Adobe Illustrator – .AI, .EPS); растрової графіки форматів .TIFF, .JPG, .EPS) . Фотографії повинні бути чіткими . Різні позначен-ня на фотографіях наносяться тільки на одному примірнику . На зворотному боці обох примірників необхідно олівцем позначити номер ілюстрації у по-рядку згадування в тексті, прізвище автора, верх і низ ілюстрації . Позиції на рисунках необхідно прону-мерувати арабськими цифрами, починаючи з 1, без пропусків і повторень, за годинниковою стрілкою . Місце розташування ілюстрації у тексті необхідно зазначити на полях рукопису .Увага! Ілюстрації ні в якому разі не заверстува-

ти в текст статті, а давати окремими файлами.

Список літератури складають у порядку згадуван-ня . До нього слід включати лише джерела, на які є посилання у статті . Посилатися можна тільки на опубліковані роботи . Слід чітко дотримува-тися порядку бібліографічного опису, поданого у «Бюлетні ВАК України» 3, 2008 р . Обидва примірники рукопису підписують усі

автори . До рукопису обов’язково додається експертний ви-

сновок . В авторських картках потрібно зазначити прізвища,

імена та по батькові авторів статті, навчальний заклад, де отримали вищу освіту, посади і наукові ступені, місце роботи, коло виробничих і наукових інтересів, службові та домашні адреси і телефони, а також вказати прізвище автора, з яким буде ве-стися листування у процесі роботи над статтею . До авторських карток необхідно додати фото авторів .Неправильно оформлені рукописи без розгляду буде

повернуто авторам на доопрацювання .

Тел . редакції 044-586-36-81 044-586-36-83тел ./факс: 044-594-76-69

e-mail: journal@naftogaz .net www .naftogaz .com/naftogaz_galuz

Умови публікації матеріалів у науково-виробничому журналі «Нафтогазова галузь України»

ISSN

054

8-14

14Ін

декс

743

32


Documents

ISSN 0548–1414. Нафтогазова галузь України. 2013. № 3 · Гриценко Олександр Іванович – д-р техн . наук, член-кореспондент