[email protected] 2/2013 o i l & g a s i n d u s t r y o f u k [email protected] 2/2013...

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

Владика В.М.,Владика В.М.,Нестеренко М.Ю.,Нестеренко М.Ю.,

Балацький Р.С.Балацький Р.С.

Особливості Особливості розробки покладів розробки покладів нетрадиційного газунетрадиційного газу

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

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

Дригулич П.Г., Пукіш А.В.Дригулич П.Г., Пукіш А.В.

ISSN 0548–1414. Нафтогазова галузь України. 2013. № 2

З 11 по 16 березня 2013 року у м. Яремче Івано-Франківської області відбулася Міжнародна кон-ференція «Надійність та ефективність газотран-спортних систем».

Зі вступним словом та привітанням учасників виступив С.Винокуров – голова правління ПАТ «Укр-транс газ». У роботі міжнародної конференції взяли участь представники провідних вітчизняних та світових нафтогазових компаній.

Представники Національної акціонерної ком-панії «Нафтогаз України» С.О. Сторчак та В.О. Заєць підготували та презентували доповідь на тему: «Основні напрями діяльності Департамен-ту охорони праці, промислової безпеки та надій-ності транспортування газу і нафти Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України». Запро-понована до уваги презентація щодо діяльності Компанії за напрямом транспортування та під-земного зберігання газу викликала широку зацікав-леність представників таких іноземних компаній, як АТ «Молдовагаз», ВАТ «Газпром», ТОВ «Газпром-ВНИИГАЗ», NET4GAS, Eustream a.s. та ін.

Досить ґрунтовна доповідь головного інжене-ра ПАТ «Укртрансгаз» І.В.Лохмана щодо стратегії модернізації ГТС України для підвищення ефектив-ності і надійності її роботи дала змогу визначи-ти основні пріоритети у забезпеченні подальшої ефективної роботи унікального комплексу з тран-спортування та підземного зберігання газу.

Виступи чеських та словацьких партнерів щодо шляхів управління активами та впливу будів-ництва «Північного потоку» на роботу ГТС Словач-чини заслуговували на особливу увагу фахівців.

Міжнародна конференція проходила на високо-му професійному рівні та спонукала фахівців про-відних світових компаній до обміну думками та до-свідом роботи.

Як одностайно визнали учасники міжнародної конференції, тісна співпраця між представниками нафтогазової спільноти різних країн світу не лише сприяє налагодженню партнерських відносин з га-зотранспортними компаніями Європи, а й забезпе-ченню надійності газопостачання та формуванню позитивного іміджу України за кордоном.

Міжнародна конференція « Надійність таефективність газотранспортних систем»

ЗМІСТ

ГЕОЛОГІЯ НАФТИ І ГАЗУ

ВЛАДИКА В.М., НЕСТЕРЕНКО М.Ю., БАЛАЦЬКИЙ Р.С.

Методика досліджень і тестові експерименти з вивчення петрофізичних власти-

востей слабоконсолідованих і сипучих порід. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3

ОРЛЮК М.І., ДРУКАРЕНКО В.В.

Вивчення фізичних параметрів порід осадового чохла північно-західної частини ДДЗ

у зв’язку з її нафтогазоносністю. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6

ПОЛУХТОВИЧ Б.М., ГАЛКО Т.М., КРИШТАЛЬ А.М., ЯКУБЕНКО Г.М.

Нафтогазоносність палеоценових карбонатних утворень Південного нафтогазо-

носного регіону . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

БУРІННЯ СВЕРДЛОВИН

ОГОРОДНІКОВ П.І., СВІТЛИЦЬКИЙ В.М., ГОГОЛЬ В.І.

Аналіз вібраційної міцності бурильної колони з використанням теорії випадкових

коливань . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

ЛУБАН Ю.В., ЛУБАН С.В., ДУДЗИЧ В.В., БОЙКО А.Г., СЕМЕНЮК В.Г.

Застосування безглинистих промивальних рідин в умовах високих пластових тис-

ків і температур . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

ВОЄВІДКО І.В.

Специфіка забурювання бічного стовбура в обсадній колоні свердловини. . . . . . . . . . 23

ВИДОБУВАННЯ НАФТИ І ГАЗУ

ДОРОШЕНКО В.М., ЗАРУБІН Ю.О., ГРИШАНЕНКО В.П., ПРОКОПІВ В.Й., ШВИДКИЙ О.А.

Основні напрями вдосконалення систем розробки родовищ та потенціал нарощу-

вання видобутку нафти в Україні . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

ТРАНСПОРТУВАННЯ ТА ЗБЕРІГАННЯ НАФТИ І ГАЗУ

ЛОХМАН І.В.

Проект реконструкції української газотранспортної системи: надійність і ефек-

тивність транзиту газу до Європи . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

ПЕРЕРОБКА НАФТИ І ГАЗУ

БРАТИЧАК М.М.

Від газолінових заводів Прикарпаття до сучасної нафтопереробної промисловості

України. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

НЕТРАДИЦІЙНІ ТЕХНОЛОГІЇ ТА ЕНЕРГОЕФЕКТИВНІСТЬ

КАСЯНЧУК С.В., МЕЛЬНИК Л.П., КОНДРАТ О.Р.

Особливості розробки покладів нетрадиційного газу. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

ОХОРОНА ПРАЦІ ТА ДОВКІЛЛЯ

ДРИГУЛИЧ П.Г., ПУКІШ А.В.

Проблеми урбанізованих територій під час розробки нафтогазових родовищ (на

прикладі міста Борислава) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

ПРОФЕСІОНАЛИ ГАЛУЗІ

М.В. Мацялко . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37


Інформація . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17, 22, 26, 43

Назва видання

Нафтогазова галузь України

Науково-виробничий журналВиходить один раз на два місяці

СпівзасновникиНаціональна акціонерна компанія

«Нафтогаз України»Івано-Франківський національнийтехнічний університет нафти і газу

Головний редакторБакулін Є.М.

2/2013(2) березень-квітень

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]

Адреса друкарніТзОВ «Компанія Імперіал Груп»

м. Львів, 79000, а/с 6104Тел.: (032) 290 1580, (063) 122 2625

E-mail: [email protected]

ЗАРЕЄСТРОВАНО

в 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 Науково-технічною радою Національної

акціонерної компанії «Нафтогаз України»


CONTENTS

OIL AND GAS GEOLOGY

VLADYKA V.M., NESTERENKO M.Yu., BALATSKYI R.S.

Research technique and test experiments for the analysis of petrophysical properties of

weak-consolidated and friable rocks . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

ORLIUK M.I., DRUKARENKO V.V.

Analysis of the physical parameters of the sedimentary cover rocks of the northwestern part

of DDD in connection with its oil and gas bearing capacity . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

POLUKHTOVYCH B.M., HALKO T.M., KRYSHTAL A.M., YAKUBENKO H.M.

Oil and gas bearing capacity of Paleocene carbonate formations of the southern oil and gas

bearing region. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10

WELL DRILLING

OHORODNIKOV P.I., SVITLYTSKYI V.M., HOHOL V.I.

Analysis of drill string vibration strength using the theory of random vibrations. . . . . . . . . . . 13

LUBAN Yu.V., LUBAN S.V., DUDZYCH V.V., BOYKO A.H., SEMENIUK V.H.

Application of clayless drilling fl uids under conditions of high reservoir pressures and

temperatures . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

VOIEVIDKO І.V.

Specifi city drilling of the sidetracks in well casing . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

OIL AND GAS PRODUCTION

DOROSHENKO V.M., ZARUBIN Yu.O., HRYSHANENKO V.P.,

PROKOPIV V.Y., SHVYDKYI O.A.

Main directions for improving fi eld development systems and potential for buildup of oil

production in Ukraine . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .23

OIL AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE

LOKHMAN I.V.

Ukrainian gas transmission system renovation project: reliability and effi ciency of gas transit

to Europe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .45

OIL AND GAS PROCESSING

BRATYCHAK M.M.

From gasoline plants of Precarpathians to the modern petroleum refi ning industry of

Ukraine . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49

UNCONVENTIONAL TECHNOLOGIES AND ENERGY EFFICIENCY

KASIANCHUK S.V., MELNYK L.P., KONDRAT O.R.

Peculiarities of the development of unconventional gas deposits. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .51

LABOR AND ENVIRONMENT PROTECTION

DRYHULYCH P.H., PUKISH A.V.

The problems of urban areas in developing oil and gas fi elds on the example of Boryslav . . .56

INDUSTRY EXPERTS

M.V. Matsialko . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .37

Information . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17, 22, 26, 43

Oil & gas

industry of Ukraine

Головний редактор

Бакулін Євген Миколайович – голова правління Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України»Заступники головного редактора

Чупрун Вадим Прокопович – заступник голови правління Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України»Крижанівський Євстахій Іванович – д-р техн. наук, професор, член-кореспондент НАН України, ректор Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу

Редакційна колегія

Адаменко 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-кор. РАН (Росія)Грудз Володимир Ярославович – д-р тех. наук, професорДанилюк 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 Миколайович Чудик Ігор Іванович – д-р техн. наукЧухліб Анатолій Петрович – канд. екон. наукШвидкий Едуард Анатолійович – канд. екон. наукШвидкий Олег Анатолійович

Шевчук Анатолій Степанович – канд. техн. наук

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

Начальник секторуТ.П. Умущенко

Редактор Н.Г. Ворона

Здано до складання 04.09.2013. Підписано до друку 10.10.2013

Формат 205×285. Папір крейдований. Офсетний друк.


3ГЕОЛОГІЯ НАФТИ І ГАЗУ

Практичний досвід проведення досліджень слабо-консолідованих і сипучих порід [1–5] свідчить про те, що одержати необхідну детальну інформацію про їх фільтраційно-ємнісні та електричні властивості зде-більшого неможливо, оскільки подібні колектори руй-нуються у процесі буріння і виносяться на поверхню у вигляді шламу або піску.

Попередній аналіз результатів лабораторних до-сліджень, виконаних В.М. Бортницькою, Т.С. Ізотовою і Ю.С. Гу ба но вим для крихких піщано-алевритових по-рід середньомайкопських відкладів Стрілкового родо-вища в Південному НГР показує, що зменшення порис-тості пісковиків за всебічного навантаження залежить від глинистості. За її значень від 6,3 до 43,2 % коефіці-єнт ущільнення змінюється від 1 до 1,76 [1]. Безумовно, подібні дослідження потрібно виконувати із застосу-ванням відповідного обладнання та пристроїв, що кон-структивно відрізняються від тих, які використовують для вивчення консолідованих порід-колекторів.

Метою статті є розроблення методики досліджень і створення багатофункціональної, простої та надій-ної установки, за допомогою якої почергово на одному і тому ж зразку можна вивчати фільтраційно-ємнісні, деформаційні та електричні властивості слабозцемен-тованих і сипучих порід-колекторів нафти і газу.

Установка (рис. 1) містить у собі кернотримач 1, у корпус якого впресовано фторопластову втулку 2, все-редині якої розміщено слабоконсолідований чи сипу-чий зразок або дезінтегровану пробу шламу 3. Знизу і зверху зразка (проби) встановлено перфоровані ме-талеві шайби з радіальними прорізами і кільцями із фільтрувального паперу 4, штоки 5 і 6, по периметру яких вставлено ущільнюючі гумові кільця 7. Нижній 5 і верхній 6 штоки мають центральні і бокові отвори для подачі на зразок і відведення від нього робочих аген-тів (газ, пластові флюїди, гексан), причому центральні отвори штоків можуть перекриватися запірними вен-тилями 8, 9.

Методика досліджень і тестові експерименти з вивчення

петрофізичних властивостей слабоконсолідованих і сипучих порід

В.М.Владика

М.Ю.Нестеренко

д-р геол. наукР.С.Балацький

Львівський комплекснийнауково-дослідний центр УкрНДІгазу

За допомогою створеного вимірювального комплексу для вивчення петрофізичних властивостей слабозцементо-ваних, розсипчастих і сипучих порід та проб шламу виконано тестові експерименти на пробах кар’єрного піску відомого гранулометричного складу, консолідованих і дезінтегрованих зразках порід майкопської серії Субботінського нафтового родовища. Експериментально встановлено, що темп усадки пухких зразків різко зменшується і затухає на рівні ефективних тисків 30–35МПа, що і призводить до стабілізації їх фільтраційно-ємнісних і деформаційних властивостей. Вивчення порід, які виносяться під час буріння у вигляді піску та шламу, відкриває можливості ши-рокого використання отриманих даних для інтерпретації ГДС та підрахунку запасів вуглеводнів.

С помощью созданного измерительного комплекса для изучения петрофизических свойств слабосцементирован-ных, рыхлых и сыпучих пород и проб шлама выполнены тестовые эксперименты на пробах карьерного песка из-вестного гранулометрического состава, консолидированных и дезинтегрированных образцах пород майкопской серии Субботинского нефтяного месторождения. Экспериментально установлено, что темп усадки рыхлых об-разцов резко уменьшается и затухает на уровне эффективных давлений 30–35МПа, что и приводит к стабилиза-ции их фильтрационно-емкостных и деформационных свойств. Изучение пород, которые выносятся при бурении в виде песка и шлама, открывает возможности широкого использования полученных данных в интерпретации ГИС и подсчете запасов углеводородов.

With the use of created measuring system for the study of petrophysical properties of incompetent, friable and loose rocks and sludge samples test experiments were performed on pit sand samples of known grain-size distribution, consolidated and disintegrated rock samples of Subbotin oil field of the Maykop formation. It was experimentally established that the shrinkage rate of soft rocks decreases sharply and attenuates at the effective pressure of 30 to 35MPa, which leads to stabilization of their filtration-capacitive and deformation behavior. The research of rocks, which are returned during drilling in the form of sand and cuttings, opens opportunities for using the obtained data for interpretation of production well logging and calculation of hydrocarbon reserves.

УДК [552.08.53]: 553.98.23.(477)



Нижній шток 5 встановлено на плунжері 10, який вертикально переміщається в опорному циліндрі 11. Опорний циліндр 11 разом із зазначеними складовими кернотримача 1 за допомогою шпильок 12, накидних га-йок 13, 14 і кришки 15 жорстко кріпиться до основи 16. До центрального отвору верхнього штока 6 під’єднано капіляр (із рухомим краном).

До плунжера 10 і верхнього штока 6 під’єднано блок вимірювання електричного опору 19. До бокового отво-ру опорного циліндра 11 за допомогою гідравлічної лі-нії через манометр 20 під’єднано гідравлічний вузол 21. Останній складається із ручного преса 22, фільтрацій-ної установки (типу УИПК – 1М), яка має плунжерний насос із електроприводом 23 і додатково встановленим гідроакумулятором 24 (знижує пульсування тиску), ви-готовленим у вигляді товстостінного металевого цилін-дра. До бокового отвору нижнього штока 5 є можливість під’єднання через маніфольд 25 вакуумного насоса 26. Крім того, до бокового отвору верхнього штока 6 через маніфольд 36 під’єднано вузол 27, що містить балон 28 газовий (азот) із редуктором, трубку хлоркальцієву 29, манометри 30, 34, маніфольд 31, поршневий розділювач 32, заповнений мінералізованою водою або її модел-лю, пластовою нафтою чи гексаном через вентиль 33. У принциповій схемі установки передбачено можливість під’єднання до маніфольда 31 пристрою для вимірюван-ня відкритої пористості порід газоволюметричним ме-тодом [6].

На розробленій апаратурі проведено тестові екс-перименти: оцінку можливої похибки в процесі дослі-джень за рахунок усадки з’єднань із різних матеріалів у кернотримачі (калібрувальна крива 1 на рис. 2); зміна довжини (L) дезінтегрованої проби (зразка) під час сту-пеневого вертикального навантаження (крива 2 на рис. 2) та зміна абсолютної проникності в процесі вже згада-ного навантаження (крива 3).

Уже перші пробні лабораторні експерименти засвід-чили, що установка спроможна працювати за наванта-жень, які перевищують 3000 кгс/см2·см2, що відповідає ефективному тиску понад 40 МПа і повністю охоплює інтервал глибин, на яких можуть зустрічатися крихкі та сипучі породи.

Для експериментів було обрано дві проби кар’єрного піску (м. Львів) та зразків крихких глинистих піскови-ків св. 2 Субботінського нафтового родовища, які ви-мушено руйнували в процесі насичення їх пластовою водою загальною мінералізацією 30 г/л. На кожному із зразків вивчали зміни його довжини (L/L) та почат-кові і поточні значення фільтраційно-ємнісних харак-теристик у процесі зростання вертикального наван-таження, яке моделює ущільнення подібних порід під дією ефективного тиску. Крім того, безперервно запи-суючи навантаження та зміни довжини зразків, визна-чали модуль деформації (Ест), тобто модуль Юнга при вертикальному стисненні [4].

Готуючи кар’єрний пісок до досліджень, його просі-ювали, висушували, а пробу піску зважували, у втулці 2 з неї формували циліндричний зразок діаметром і за-вдовжки 30 мм. Зразки керна зі св. 2 Субботінського на-фтового родовища висушували, після чого їх руйнували

Рис. 2. Зміна колекторських властивостей від вертикального стиснення сипучих і дезінтегрованих порід: а – пісок кар’єрний (проба 1); б – пісок кар’єрний (проба 2); зразки зі св. 2 Субботінського нафтового родовища: в – лабораторний номер 19.1; г – лабораторний номер 19.11а; цифрами І, ІІ, ІІІ позначено відповідно залежності ΔL/L, Кп і Кпр від Р

Рис. 1. Принципова схема установки для визначення петрофізичних параметрів слабоконсолідованих і сипучих порід-колекторів та проб шламу

а

в

б

г



у ступці до консистенції піску, у втулці з них формували циліндричну пробу згаданого розміру.

Відносне зменшення довжини зразка в процесі наван-таження відбувалося поступово, без будь-яких різких змін. Починаючи з вертикальних тисків 250–300 кгс/см2 (24,5–29,4 МПа) темп усадки (стиснення) зразків дещо зменшується (див. рис. 2). На кожному ступені навантаження зразків роз-раховували поточну пористість порід, тоді як її початкові зна-чення були виміряні газоволюметричним способом [6]. Зміна пористості в ході досліджень відповідає співвідношенню:

,

де КП – початкове значення пористості, %; L0 – початкова довжина зразка, см; Lпот – поточна довжина зразка, см.

Справедливість цього співвідношення підтвердилася під час досліджень дезінтегрованих зразків (циліндрів) зі св. 2 Субботінської, коли за навантажень, подібних до гли-бин їх залягання, сформований в установці циліндр мав пористість, аналогічну тій, що була у вирізаного із керна циліндра. Так, якщо у такого циліндра (зразок 19.1) по-чаткова пористість становила 22,9 %, а у циліндра (зразок 19.11а) вона не перевищувала 19,95 %, то після стиснення їх дезінтегрованих проб до 300 кгс/см2 (29,4 МПа) пористість відповідно дорівнювала 22,76 і 19,97 %. Збіг матричної від-критої пористості і пористості проб (циліндрів), сформо-ваних в установці, дуже високий, але не виключено, що ця точність може зменшитися зі збільшенням обсягів дослі-джень і точності визначення ефективних тисків.

Одночасно з пористістю вивчали і зміну абсолютної газопроникності кар’єрного піску та штучно сформованих циліндрів піщано-глинистих порід Субботінського нафто-вого родовища. Усі дезінтегровані (сипучі) проби характе-ризувалися високою початковою абсолютною газопроник-ністю у межах (298–553)·10-3 мкм2. У процесі поступеневих навантажень вона поступово зменшувалася до 2 і більше разів. Максимальне зменшення проникності відбувалося у межах навантажень (139–2119,5) кгс/см2·см2, тоді як у по-дальшому абсолютна газопроникність зменшується слабо.

Отже, стабілізація фізичних властивостей слабокон-солідованих і крихких порід відбувається за ефективних тисків у 30–35 МПа.

Проведені розрахунки засвідчили, що модуль дефор-мації у сипучих породах значно менший (проби 1, 2), ніж у дезінтегрованих пісковиках Субботінського нафтового родовища з вмістом пелітової фракції 12,9–21,9 %.

Отже, проведені тестові дослідження сипучих порід засвідчили, що за допомогою вищеописаної установки можна проводити різноманітні лабораторні експерименти з вивчення петрофізичних характеристик згаданих порід. Ця апаратура також дає змогу проводити аналогічні до-слідження і з консолідованими породами-колекторами із використанням конструкцій стандартних кернотримачів.

Список літератури1. Бортницкая В.М. Определение кондиционных значений параме-тров сыпучих песчано-глинистых коллекторов / В.М. Бортницкая, Т.С. Изотова, Ю.С. Губанов // Геология нефти и газа. – 1978. – № 4. – С. 48–54.

2. Нестеренко М.Ю. Петрофізичні основи обґрунтування флюїдо-насичення порід-колекторів: монографія / М.Ю. Нестеренко. – К.: УкрДГРІ, 2010. – 224 с.3. Шишигин С.И. Методика определения коллекторских свойств сеноманской залежи Уренгойского месторождения газа / С.И. Шишигин, Н.Н. Шиповалова // Труды ЗапСибНИГНИ, 1980. – Вып. 158. – С. 62–67.4. Спивак А.И. Механика горных пород / А.И. Спивак, А.Н. По-пов. – М.: Недра, 1975. – 200 с.5. Петрофизические исследования пород новых продуктивных объектов Западно-Сибирской равнины с целью обоснования подсчетных параметров: в 2 т. – Тюмень: ЗапСибВНИИ Геофи-зика, 1983. – Т. 1: Петрофизические исследования пород новых продуктивных объектов Западно-Сибирской равнины с целью обоснования подсчетных параметров / В.Г. Мамяшев, А.М. Верхо-вский, С.И. Куваев [и др.]. – 223 с.6. Нестеренко М.Ю. До питання визначення відкритої пористос-ті порід за допомогою газоволюметричного методу / М.Ю. Нес-те ренко, Я.А. Пилип, В.В. Іванов, Ю.М. Віхоть // Нафт. і газова пром-сть. – 2011. – № 2. – С. 17–21.

Автори статтіВладика Віталій МиколайовичЗавідувач Львівським комплексним на-уково-дослідним центром УкрНДІга-зу. Закінчив Львівський національний університет «Львівська політехніка» (за фахом інженер-технолог) та Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу (за фахом гір-ничий інженер із видобування нафти і газу). Коло наукових досліджень: розроб-ка родовищ вуглеводнів, фізика пласта.

Нестеренко Микола ЮрійовичПровідний науковий співробітник Львівського комплексного науково-до-слідного центру УкрНДІгазу, доктор геологічних наук. Закінчив Київський геологорозвідувальний технікум та Івано-Франківський інститут на-фти і газу (геологорозвідувальний факультет, спеціальність – гірничий інженер-геолог). Коло наукових інтер-есів: нафтогазопромислова геологія, фізика пласта, петрофізика. Автор близько 70 наукових пу-блікацій, 10 патентів на винаходи, шести галузевих стан-

дартів України.

Балацький Роман СтепановичМолодший науковий співробітник Львівського комплексного науково-до-слідного центру УкрНДІгазу. Закінчив Львівський національний університет ім. І. Франка (геологічний факультет, спеціальність геологічна зйомка, пошу-ки та розвідка). Коло наукових інте-ресів: нафтогазопромислова геологія.


6ГЕОЛОГІЯ НАФТИ ТА ГАЗУ

Проблема прогнозування нафтогазоносності земної кори потребує розгляду широкого кола процесів і явищ, які так чи інакше можуть бути пов’язані з різними аспектами походження, міграції та накопичення вуглеводнів. Одним із перспективних регіонів у цьому плані є північно-захід-на частина Дніпровсько-Донецької западини. Поклади на-фти і газу тут пов’язуються з палеозойськими відкладами осадового чохла, а також, ймовірно, з докембрійськими утвореннями фундаменту. Тут пробурено параметричні і пошукові свердловини: 333-Строївську (глибина – 3803 м), 15-Борковську (4776 м), 338-Ніжинську (5337 м), 370-Зор-ківську (6200 м), 303-Борзнянську (4508 м), 305-Гужівську (5501 м), 361-Савинківську (6005 м) і 1-Петрівську (5501 м), завдяки яким отримано важливу інформацію про склад і структуру осадового чохла, а також його зв’язок зі структу-рами фундаменту. Магнітна сприйнятливість і щільність порід є важливими параметрами, дуже чутливими до скла-ду і будови геологічного розрізу, а також до процесів, що відбуваються в земній корі в цілому і в осадовому чохлі зо-крема. Ці параметри використовують для вивчення умов осадконакопичення, магнітостратиграфічного розчлену-вання осадового чохла, а також прогнозування шляхів мі-грації і скупчення вуглеводнів [1-4 та ін.].

Лабораторні дослідження магнітної сприйнятливості та щільності порід проведено на одному і тому ж керново-

му матеріалі, що, безсумнівно, є важливим для подальшого пояснення аномалій у розподілі щільності та намагніче-ності порід і з’ясування їх взаємозв’язку.

У цілому розріз кори району досліджень представле-ний аргілітами, алевролітами, пісковиками, вапняками, мергелями, туфопісковиками, туфоаргілітами, доломі-тами, сіллю, туфобрекчіями, гнейсами, гранітогнейсами і базальтами. Гнейси і гранітогнейси представляють докем-брійський фундамент. Вимірювання щільності та магнітної сприйнятливості порід виконано для близько 900 зразків із усіх свердловин.

Результати дослідженьМагнітну сприйнятливість і щільність зразків вимі-

рювали за стандартною технологією. У результаті було по-будовано графіки розподілу щільності та магнітної сприй-нятливості порід із глибиною по кожній свердловині [5, 6]. На рис. 1 як приклад наведено розподіл цих величин для розрізу Борковської свердловини.

Згідно з вимірами, щільність і магнітна сприйнятли-вість однотипних порід змінюються у широких ме жах. За винятком щільності солі і базальтів, що змінюються у незначних межах, щільність решти типів порід пере-кривається в широкому діапазоні їх значень. У деяких свердловинах зустрічаються зразки з аномальними зна-ченнями щільності: зокрема для аргілітів із Гужівської

УДК 550.382.3 (477)

Вивчення фізичних параметрів порід осадового чохла північно-

західної частини ДДЗ у зв’язкуз її нафтогазоносністю

М.І. Орлюк

д-р геол. наукВ.В. Друкаренко

Інститут геофізики НАН України

Досліджено щільність та об’ємну магнітну сприйнятливість порід восьми свердловин, пробурених у північно-західній частині Дніпровсько-Донецької западини, а також вивчено характер зміни цих величин для основ-них типів порід, представлених у кожній зі свердловин. Виконано дослідження залежності величини магнітної сприйнятливості порід від наявності чи відсутності флюїду під впливом температури.

Исследованы плотность и объемная магнитная восприимчивость пород восьми скважин, пробуренных в северо-западной части Днепровско-Донецкой впадины, а также изучен характер изменения этих величин для основных типов пород, встречающихся в каждой из скважин. Выполнены исследования зависимости величины магнитной восприимчивости пород от наличия или отсутствия флюида под воздействием температуры.

Density and volume magnetic susceptibility were studied from 8 boreholes drilled in north-western part of Dnipro-Donets Depression. The variations of these parameters were analyzed for the major rock types found in each of the wells. Magnetic susceptibility investigations of dry and fluid-saturated samples in heating process were pursued.



свердловини σ = 1,78 г/см3 (3564 м), алевролітів Петрів-ської свердловини σ = 3,36 г/см3 (2793 м) і σ = 3,19 г/см3

(2783 м), вапняку Ніжинської свердловини σ = 3,01 г/см3 (2992 м). Зауважимо при цьому, що зразки алевролітів Пе-трівської свердловини з аномальною щільністю характе-ризуються також і високими значеннями магнітної сприй-нятливості. Ймовірно, це можна пояснити підвищеним вмістом магнетиту, який є головним мінералом сучасних природних магнітних пісків [7].

Також для зразків Борковської, Борзнянської та Савин-ківської свердловин було виміряно залишкову намагніче-ність. Її значення дуже невеликі (0,003–0,1 А/м) практично для усіх зразків, виняток становлять конкреції Савинків-ської свердловини з In = 1,1 А/м і магнітні пісковики Бор-ковської свердловини In = 0,3–3,7 А/м.

Для пошуку деяких загальних закономірностей про-сторової зміни щільності та магнітної сприйнятливості порід виконано побудову деякого зведеного розрізу кори від 1400 до 6400 м по всіх свердловинах для аргілітів, алев-ролітів, пісковиків та вапняків.

Перш за все зазначимо, що щільність та магнітна сприйнятливість порід змінюються в широких межах, але

якщо не розглядати пісковиків та вапняків Борковської свердловини та нечисленних щільних й магнітних зразків порід з інших свердловин, то можна виявити такі законо-мірності.

Щільність більшої частини зразків аргілі-тів змінюється в межах σ = (2,45÷2,7) г/см3, а маг-нітна сприйнятливість χ = (8÷120)·10-5 од. СІ. Зна-чення χ дещо зростає, тоді як щільність різко збільшується до глибини 4500 м, а починаючи з 5000 м зменшується (рис. 2). Щільність та магнітна сприй-нятливість більшості зразків пісковиків знаходять-ся у межах σ = (2,3÷2,7) г/см3 і χ = (8÷100)·10-5 од. СІ.Для обох параметрів характерне незначне їх зростання з глибиною. Подібна залежність спостерігається у алевро-літів і вапняків. Велика кількість зразків алевролітів має щільність σ = (2,4÷2,72) г/см3 і магнітну сприйнятливість χ = (12÷120)·10-5 од. СІ. Щільність вапняків знаходиться у межах σ = (2,5÷2,75) г/см3, χ = (5÷50)·10-5 од. СІ.

Зміна магнітної сприйнятливості порід під впливом вуглеводню і температури

Для виявлення можливого генетичного зв’язку між магнітною сприйнятливістю різних типів порід і місця-

Рис. 1. Щільність та магнітна сприйнятливість порід Борковської свердловини



ми скупчення або проходження вуглеводнів вивчено зміну χ для насичених і ненасичених зразків гірських порід під впливом температу-ри для Строївської, Зорківської, Борковської та Ніжинської свердловин [6]. Уперше такий екс-перимент було проведено на прикладі осадових і кристалічних порід Передкарпатського проги-ну [4]. У результаті – магнітна сприйнятливість усіх типів порід, насичених флюїдом, істотно збільшувалася, а новоутворення магнетиту було доведено за допомогою рентгенострук-турного аналізу. Істотне збільшення величин магнітної сприйнятливості осадових порід екс-периментально встановлено і для утворень оса-дового чохла Центральної депресії ДДА [2].

Аналіз результатів за досліджуваними свердловинами показав, що не в усіх породах виявлено утворення нових магнітних мінера-лів, що проявляється в підвищенні магнітної сприйнятливості порід, насичених вуглевод-нем, тобто за рахунок процесів відновлення. Породи з новоутвореними мінералами після нагрівання до 350 °С представлені аргілітами, алевролітами, мергелем, туфобрекчією, піско-виком. Однак для ряду насичених вуглеводнем зразків не спостерігалося аномального зростан-ня значень χ, а в деяких випадках відбувалося навіть їх зменшення.

Істотне збільшення магнітної сприйнятли-вості спостерігається для аргілітів із Борков-ської свердловини з глибини 2250,8–2260,7 м, де значення χ зразка, насиченого газоліном, значно перевищують відповідні показники для чистого зразка (рис. 3). Те ж саме можна сказати і про алевроліт із глибини 3348,7–3355 м, хоча в цьому випадку χ насиченого зразка зростає не набагато більше, ніж ненасиченого.

У Ніжинській свердловині утворення но-вих мінералів зі збільшенням температури спо-стерігається в аргіліті з глибини 2620–2626 м, де магнітна сприйнятливість насиченого зразка зростає в 5 разів при 350 °С, (χ ненасиченого зразка – лише в 2,3 раза), і в аргіліті з глибини 3288–3295 м, де χ насиченого зразка зростає більше ніж у 32 рази. Таке ж можна сказати і про пісковик з глибини 2986–2993 м, де χ наси-ченого зразка збільшується у понад 13 разів.

У Зорківській свердловині утворення но-вих мінералів зі збільшенням температури відбувається в глині (збільшення χ насичено-го зразка в 3 рази), в пісковику (в 1,22 раза), в алевроліті (магнітна сприйнятливість насиче-ного зразка збільшується в 14, а ненасичено-го – в 9 разів).

У всіх інших зразках досліджуваних по-рід збільшення значень χ насиченого зразка майже не відбувається (як у гнейсах Строїв-ської свердловини) або зростає менш інтен-

Рис. 2. Загальна щільність (а) та магнітна сприйнятливість (б) аргілітів по 8 свердловинах



сивно, ніж у ненасичених. Дуже слабкі зміни магнітної сприйнятливості алевролітів і аргілітів із Борковської свердловини в процесі нагрівання можна пояснити ано-мально високими значеннями χ ще до експерименту (χ = 11450∙10-5 од. СІ у алевролітів із глибини 2832 м).

У цілому ж можна відзначити різний характер зміни магнітної сприйнятливості насичених зразків порід під впливом температури, а також наявність досить вели-кої їх кількості без новоутворених магнітних мінералів. Скоріше за все, отримані закономірності можна пояс-нити відсутністю в деяких породах заліза в тій чи іншій формі, що здатне відновлюватися до магнетиту, або ж тим, що процес відновлення заліза з тих чи інших при-чин уже про йшов.

Отже, збагачення магнітними і щільними мінерала-ми може бути пов’язане з магматичною і вулканічною ді-яльністю, що широко розвинена в цьому регіоні, а також можливе за рахунок взаємодії порід із флюїдами [2, 4].

Виконані дослідження дають підстави зробити де-кілька висновків, а саме:

підвищені значення щільності та магнітної сприй-нятливості багатьох зразків Борковської свердловини, а також деяких порід із інших свердловин можна поясни-ти їх насиченістю залізовмісними мінералами, зокрема магнетитом;

експериментально показано можливість новоутво-рення магнітних мінералів у разі дії температури на на-сичені вуглеводневим флюїдом породи, тобто виявлено генетичний зв’язок областей підвищених значень намаг-ніченості зі шляхами міграції і накопичення вуглеводнів;

важливою особливістю є виявлення в окремих свер-дловинах інтервалів із розущільненими породами, які супроводжуються також підвищеними значеннями маг-нітної сприйнятливості. Такі інтервали виділяються на різних глибинах у Борзнянській, Ніжинській, Зорків-ській, Петрівській, Гужівській і Савинківській свердло-винах. Згідно з роботами [1, 8], такі ділянки можуть бути потенційно нафтогазоносними;

великий інтерес представляє виявлення області розущільнення аргілітів глибше 5000 м, поблизу крис-талічного фундаменту, з одночасним підвищенням їх магнітної сприйнятливості, що створює передумови для прогнозування та пошуку тут вуглеводнів глибинного походження.

Список літератури

1. Орлюк М.І. Нафтогазоносність земної кори України у зв’язку з її намагніченістю // Нафт. і газова пром-сть. – 1994. – № 3. – С. 16–19.2. Орлюк М.І. Магнітна характеристика порід осадочного чох-ла Центральної депресії Дніпровсько-Донецького авлакогена / М.І. Орлюк, С.М. Кравченко, В.А. Єнтін // Нафта і газ України. Зб. наук. праць: Мат. VI Міжнар. наук.-практ. конф. – Івано-Фран-ківськ, 2000. – Т.1. – С. 303. 3. LeSchak L.A. and Van Alstine D.R. High-resolution ground-magnetic (HRGM) and radiometric surveys for hydrocarbon exploration: Six case histories in Western Canada, in Surface exploration case histories: Applications of geochemistry, magnetic, and remote sensing // AAPG Studies in Geology. – 2002. – № 48; and SEG Geophys. – Ref. Series № 11. – Р. 67–156. 4. Bucha V. Geomagnetism of the external flysch special czechoslovakian Carpathians and the possible causes of anomalous geophysical manifestanions // Stud. Geophys. Et geod. – 1984. – Т. 24. – P. 227–251.5. Orliuk M. Magnetic susceptibility and density of the rocks from north-western part of Dnieper-Donets Depression / M. Orliuk, V. Drukarenko // Travaux Geophysiques XXXIX: Abstracts of the 12th «Castle Meeting» New Thends in Geomagnetism Paleo, Rock and Environmental Magnetism / Institute of Geophysucs, Acad. Sci. Czech Republic. – 2010. – P. 56–57.6. Орлюк М.И. Магнитная восприимчивость пород северо-запад-ной части Днепровско-Донецкой впадины / М.И. Орлюк, В.В. Дру-каренко // Геофиз. журн. – 2010. – Т. 32. – № 1. – С. 78–91.7. Курников Ю.А. Магнитно-минералогическая характеристика, классификация и использование природных магнитных песков / Ю.А. Курников, М.И. Орлюк // Геоф. журн. – 2011. – Т. 33. – № 1. – С. 39–53.8. Слепак З.М. Гравитационное моделирование гетерогенных структур при поисках нефти и газа: Автореф. дис. ... д-ра геол.-ми-нерал. наук. / З.М. Слепак. – Киев, 1985. – 35 с.

Автори статтіОрлюк Михайло ІвановичДоктор геологічних наук, академік УНГА, завідувач відділу геомагнетизму Інституту геофізики ім. С.І. Субботіна НАНУ. Закінчив КНУ ім. Тараса Шевчен-ка за спеціальністю інженер-геофізик. Напрями наукової діяльності – аналіз геомагнітного поля та розробка просто-рово-часових магнітних моделей земної кори у зв’язку з прогнозуванням її нафто-газоносності.

Друкаренко Вікторія ВолодимирівнаПровідний геофізик відділу геомагнетиз-му Інституту геофізики ім. С.І. Суб-ботіна НАНУ, закінчила КНУ ім. Тара-са Шевченка за спеціальністю геофізик. Напрям наукової діяльності – вивчення магнітних властивостей порід земної кори у зв’язку з прогнозуванням її на-фтогазоносності.

Рис. 3. Графік залежності магнітної сприйнятливості від температури зразка аргіліту Борковської свердловини


10ГЕОЛГІЯ НАФТИ ТА ГАЗУ

Промислова газоносність палеоценових відкладів до-ведена на Тарханкутському півострові та прилеглій аква-торії Чорного моря. Газоконденсатні та газові поклади на суші відкрито переважно в 1960–63 рр., на морі – в 1975–87 рр. Газоносність палеоценових утворень Безіменного підняття виявлено лише 1996 р.

На сьогодні територія Північного Криму та прилегла акваторія Чорного моря покриті різними видами геофі-зичних зйомок неоднакового ступеня детальності та до-стовірності. Палеоценові карбонатні утворення суходолу вивчали сейсморозвідкою методом відбиття хвиль (МВХ)переважно на першому етапі проведення нафтогазопошу-кових робіт (до 1964 р.). У цей час вивчали також загальні риси їх будови, виявляли та готували до буріння локальні підняття у неглибокозалягаючих карбонатних відкладах палеоцену. Їх структурний план чітко характеризується за горизонтом відбиття ІІІа, приуроченим до покрівлі карбо-натної товщі ранньопалеоценового віку.

У межах акваторії палеоценові карбонатні відклади, що залягають на глибинах до 3 км, вивчали переважно сей-сморозвідкою МВХ, а потім більш складною модифікацією методу відбиття хвиль – спільної глибинної точки (МВХ–СГТ) на першому етапі геолого-геофізичних досліджень

морських акваторій України до початку 70-х років мину-лого століття. Уточнювали загальні риси їх геологічної бу-дови порівняно з прилеглим суходолом Північного Криму, де вони вже були широко розбурені. При цьому виявляли локальні підняття і готували їх до пошукового буріння.

Усього у межах Криму проведено пошукових бурових робіт на палеоценові горизонти на 22 структурах. Окрім цього, ці утворення вивчали на 69 площах, де бурили гли-бокі свердловини на верхньо- та нижньокрейдові відкла-ди. Тут відкрито сім газових і газоконденсатних родовищ. Коефіцієнт успішності становить 0,32.

У Північному Причорномор’ї палеоценові карбонатні породи вивчали за допомогою свердловин, які бурили на нижньокрейдові відклади.

На північно-західному шельфі Чорного моря пошукові роботи в породах палеоценового віку проводили на шес-ти структурах. Окрім цього, такі утворення вивчали на семи об’єктах, де свердловини бурили на нижньокрейдові відклади. Розбуреність палеоценових відкладів акваторії становить 2,90 м/км2. Тут відкрито шість газових і газо-конденсатних родовищ, три з яких за розмірами розвіда-них запасів належать до середніх (Голіцинське, Одеське і Штормове).

Нафтогазоносність палеоценових карбонатних утворень Південного

нафтогазоносного регіону

Б.М. Полухтович

канд. геол.-мінерал. наукЛВ УкрДГРІТ.М. Галко

канд. геол. наукЦентр проектування розробки газових і газоконденсатних родовищ УкрНДІГазу А.М. Кришталь

ТОВ «Єврогаз України» Г.М. Якубенко

Інститут геологічних наук НАН України

УДК 550.812:553.98(477)

За результатами геологорозвідувальних робіт у Південному нафтогазоносному регіоні промислова газоносність палеоценової товщі установлена в межах західних регіонів Рівнинного Криму та північно-західного шельфу Чор-ного моря. Тут же виявлено сприятливі умови для розвитку неантиклінальних пасток, пов’язаних передусім із виклинюванням колекторів. Нерозвіданими залишаються 64,5 млн т у.п. на акваторії і 21,5 млн т у.п. вуглеводнів на суходолі.

По результатам геологоразведочных работ в Южном нефтегазоносном регионе промышленная газоносность па-леоценовых толщ установлена в границах западных районов Равнинного Крыма и северо-западного шельфа Черно-го моря. Здесь же выявлены благоприятные условия для развития неантиклинальных ловушек, связанных прежде всего с выклиниванием коллекторов. Неразведанными остаются 64,5 млн т у.т. на акватории и 21,5 млн т у.т. углеводородов на суше.

According to the results of exploration work the industrial gas content of Palaeocene formation in the southern oil and gas bearing region is found within the western regions of plain Crimea and the northwest shelf of the Black Sea. Favorable conditions for non-anticlinal traps were also found associated primarily with cutting-in of collectors. 64.5 million toe in the off-shore and 21.5 million toe of hydrocarbons on land remain unexplored.



У цілому, на досліджуваній території й акваторії коефі-цієнт успішності становить 0,46.

Серед 13 родовищ району з продуктивними палеоцено-вими горизонтами є одне вироблене, яке використовують для газосховища (Глібівське), два – в розробці (Голіцина та

Штормове). Краснополянське газоконденсатне скупчення підготовлене до розробки, а Оленівське знаходиться в дослід-но-промисловій експлуатації. Одеське, Безіменне, Чорно-морське, Карлавське, Кіровське, Задорненське – у консерва-ції. На двох родовищах (Архангельському і Шмідтівському)

Рис. 1. Початкові сумарні ресурси вуглеводнів палеоценового комплексу Каркінітсько-Північнокримського прогину у межах українського сектору акваторії північно-західного шельфу Чорного моря станом на 01.01.2012 р.

Рис. 3. Початкові сумарні ресурси вуглеводнів палеоценового ком-плексу Каркінітсько-Північнокримського прогину у межах суходолу станом на 01.01.2012 р.

Рис. 2. Розподіл початкових сумарних ресурсів вуглеводнів палеоце-нового комплексу українського сектора акваторії північно-західного шельфу Чорного моря за елементами нафтогазогеологічного районування

Рис. 4. Розподіл початкових сумарних ресурсів вуглеводнів палеоце-нового комплексу суходолу за елементами нафтогазогеологічного районування


12ГЕОЛГІЯ НАФТИ ТА ГАЗУ

оцінка газоносності палеоцену фактично не завершена. Та-ким чином, у результаті проведених геологорозвідувальних робіт установлено промислову газоносність палеоценової товщі в межах північно-західних районів Рівнинного Кри-му та північно-західного шельфу Чорного моря. Тут же ви-явлено сприятливі умови для розвитку неантиклінальних пасток, пов’язаних передусім із виклинюванням колекторів (Західноголіцинська ділянка) [1–3].

Частка розвіданих запасів газу і конденсату палеоценових покладів становить 65,4 % (або 47 480 тис. т у. п.) від сумарних початкових ресурсів Причорноморсько-Кримської нафтога-зоносної області. До запасів палеоцен-еоценового комплексу входить 170 тис. т у. п. Одеського еоценового покладу.

У цілому за величиною розвіданих запасів палеоцено-ві утворення є домінуючими серед нафтогазоносних ком-плексів Південного регіону України (понад 45% від сумар-них початкових геологічних запасів родовищ регіону).

Початкові сумарні ресурси вуглеводнів палеоценового карбонатного комплексу акваторії українського сектора північно-західного шельфу Чорного моря у межах Каркі-нітсько-Північнокримського прогину станом на 01.01.2012 р. наведено у табл. 1 та 2 та на рис. 1 і 2.

Таблиця 1Початкові сумарні ресурси вуглеводнів палеоценового комплексу Каркінітсько-Північнокримського прогину у межах українського сектора акваторії північно-західного шельфу Чорного моря станом на 01.01.2012 р.

Тип вуглеводнівРесурси

загальні видобувніВсього, млн т у.п., у т.ч.: 128,3 113,7нафти, млн т – –конденсату, млн т 10,0 7,3вільного газу, млрд м3 118,3 106,4розчиненого газу, млрд м3 – –

Таблиця 2Розподіл початкових сумарних ресурсів вуглеводнів палеоценового комплексу північно-західного шельфу Чорного моря за елементами нафтогазогеологічного районування

Елементи нафтогазогеологічного районуванняРесурси, млн т у.п.

загальні видобувніПричорноморсько-Кримська НГО, у т.ч.: 128,3 113,7Таврійська ПР 11,8 10,0Чорноморсько-Північнокримський НГР 116,5 103,7

У табл. 3 і 4 та на рис. 3 і 4 наведено стан початкових сумарних ресурсів вуглеводнів палеоценового комплексу суходолу Каркінітсько-Північнокримського прогину.

Таблиця 3Початкові сумарні ресурси вуглеводнів палеоценового комплексу Каркінітсько-Північнокримського прогину у межах суходолу станом на 01.01.2012 р.

Тип вуглеводнівРесурси

загальні видобувніВсього, млн т у.п., у т.ч.: 27,5 24,2нафти, млн т – –конденсату, млн т 0,2 0,1вільного газу, млрд м3 27,3 24,1розчиненого газу, млрд м3 – –

Таблиця 4Розподіл початкових сумарних ресурсів вуглеводнів палеоценового комплексу суходолу за елементами нафтогазогеологічного районування

Елементи нафтогазогеологічногорайонування

Ресурси, млн т у.п.загальні видобувні

Причорноморсько-Кримська НГО, у т.ч.: 27,5 24,2Таврійський ПР 20,8 17,7Чорноморсько-Північнокримський НГР 6,7 6,5

Отже, ступінь освоєння початкових сумарних ресурсів на акваторії становить 49,7 %, тобто нерозвіданими зали-шаються 64,5 млн т у.п., на суходолі ступінь їх освоєння сягає 21,8 %, тобто нерозвіданими залишаються 21,5 млн т вуглеводнів.

Перспективна площа на акваторії досягає 21,45 тис. км2, на суходолі – 1,04 тис. км2. Щільність ресурсів на аквато-рії – 4,8 тис. т у.п./км2, на суходолі – 2,2 тис. т у.п./км2.

Ці дані свідчать про необхідність зосередження по-шуків і розвідки вуглеводнів палеоценового комплексу насамперед у надрах північно-західного шельфу Чорно-го моря.

Список літератури1. Атлас родовищ нафти і газу України: в 6 т. / За ред. М.М. Іва нюти,В.О. Федишина, Б.І. Денеги, Ю.О. Арсірія, Я.Г. Лазарука. – Львів: УНГА, 1998. – Т. VI : Південний нафтогазоносний ра-йон. – 222 с.2. Нафтогазоперспективні об’єкти України. Наукові і практичні основи пошуків родовищ вуглеводнів у північно-західному шель-фі Чорного моря / П.Ф. Гожик, І.І. Чебаненко, М.І. Євдощук [та ін.]. – К.: Вид. дім «ЕКМО», 2007. – 232 с.3. Нафтогазоперспективні об’єкти України. Теоретичне і прак-тичне обґрунтування пошуків нафти і газу в акваторіях України / П.Ф.Гожик, І.І.Чебаненко, В.П.Клочко [та ін.]. – К.: Вид. дім «ЕКМО», 2010. – 200 с.


13БУРІННЯ СВЕРДЛОВИН

Конструктивні особливості бурильної колони, а також умови її експлуатації дають можливість представити її у вигляді підвішеної на талевій системі механічної системи послідовно з’єднаних різьбовими муфтами пружних труб-частих стрижнів.

На бурильну колону під час поглиблення вибою свер-дловини діють силові фактори статичного і динамічного характеру, які залежать від способу буріння, фізико-меха-нічних умов, режимів буріння тощо.

Бурильний інструмент приводять в обертовий рух двигуном за допомогою гнучкої системи бурильних труб, тому дія зовнішніх сил і моментів буде залежати від роз-ташування колони в свердловині і від того, які сили діють на її низ, зокрема: стискальні – від осьового навантаження; згинальні – від сумісної дії відцентрових сил і ваги труб; скручувальні – від моменту опору на долоті. Не можна ви-ключати і дії гідравлічних процесів промивальної рідини.

Отже, колона бурильних труб являє собою гнучку сис-тему, яка в процесі буріння зазнає складних деформацій, викликаних змінними в часі і по довжині колони силови-ми факторами. Її довжина набагато перевищує поперечні розміри. Ця пружна система сприймає розтяг, стиск, згин, кручення і відповідні вібраційні процеси, параметри яких

не можуть бути представлені у вигляді якої-небудь відомої функції часу, оскільки їх значення безперервно змінюють-ся і є випадковими (ймовірними).

Надалі будемо приймати ймовірні коливні процеси як стаціонарні й ергодичні. Хоча в деяких випадках таке при-пущення є хибним через те, що статистичні властивості, наприклад геолого-технічні, визначені у ході спостережен-ня над однією реалізацією (на одній площі) для порівняно великого проміжку часу, не збігаються зі статистичними властивостями, отриманими під час спостереження над багатьма подібними, записаними на інших площах.

Напруження, що виникають у бурильній колоні (руй-нуючі напруження), залежать від технології буріння та кон-струкції бурильної колони. Для визначення передчасних руйнувань, пов’язаних із появою руйнівних напружень, необхідно, щоб їх зміна знаходилася у допустимих межах, а вибір компоновки та режимних параметрів базувалися на динамічних розрахунках.

У подальшому для математичних досліджень випад-кових коливань бурильної колони в процесі поглиблення вибою змоделюємо її як стрижень зі ступінчастою зміною поперечного перерізу, який перебуває під дією осьових і відцентрових сил, крутного моменту, тиску промиваль-

Аналіз вібраційної міцності бурильної колони з використанням теорії

випадкових коливань

П.І. Огородніков

д-р техн. наук МНТУВ.М. Світлицький

д-р техн. наукПАТ «Укргазвидобування»В.І. Гоголь

МНТУ

УДК 622.24.053

У статті викладено основні результати науково-дослідної роботи, пов’язаної з розробкою теоретичних і експе-риментальних методів оцінки рівня вібраційної міцності елементів бурильної колони із застосуванням теорії ймовірності. Наведено деякі дані статистичної обробки експериментів. Запропоновано для оцінки і аналізу вібраційної міцності бурильної колони в процесі поглиблення свердловини використовувати основні залежності теорії випадкових коливань.

В работе изложены основные результаты научно-исследовательской работы, связанной с разработкой теорети-ческих и экспериментальных методов оценки уровня вибрационной прочности элементов бурильной колонны с применением теории вероятности. Приведены некоторые данные статистической обработки экспериментов. Предложено для оценки и анализа вибрационной прочности бурильной колонны в процессе углубления скважины использовать основные зависимости теории случайных колебаний.

The paper presents the main results of the research work related to the development of theoretical and experimental methods for assessment of vibration strength level of the drill string components using probability theory. Some data of the experiment statistical analysis are given. It is proposed to use basic dependencies of the theory of random vibrations for the assessment and analysis of drill string vibration strength in the process of well deepening.


14

ної рідини, що рухається. Навантаження, які діють на бу-рильну колону під час буріння свердловини, в основному не є періодичними в часі. Їх зміну може бути описано як випадковий процес. Для розрахунку випадкових вібрацій із метою визначення напруженого стану її елементів буде використано математичний апарат теорії випадкових ко-ливань [1, 2].

Випадкові вібрації передусім обумовлені взаємодією долота з вибоєм, а також гідродинамічними навантажен-нями з боку потоку промивальної рідини. Випадкові коли-вання бурильної колони, які виникають під час руйнуван-ня долотом породи вибою, передаються на опори кочення у вигляді кінематичних збурень вібрацій. Якщо виникає хвилеподібний вибій, то на зубкові збурення коливань на-кладається гармонічна складова коливань.

Розглянемо вібрації бурильної колони у ході буріння під дією стаціонарних випадкових навантажень, зокрема гар-монічні коливання долота під дією хвилеподібного вибою.

Структура випадкової стаціонарної дії характеризу-ється значними збурювальними функціями в кожний мо-мент часу u(t) і ступенем взаємного зв’язку між цими зна-ченнями в моменти t і t + τ . Вказаний ступінь взаємного зв’язку значень u(t) і u(t + τ) встановлюється кореляційною функцією R(τ), яка визначається як середнє за часом від до-бутку u(t) і u(t + τ)

при T → ∞. (1)

Кореляційна функція неперервного стаціонарного ви-падкового процесу є парною функцією від τ із максимумом при τ = 0. Цей максимум дорівнює середньому квадратич-ному значенню випадкового процесу

при T → ∞, (2)

де u – вертикальне переміщення шарошкового долота.Зі зростанням τ ступінь взаємного зв’язку u(t) і u(t + τ)

зменшується, внаслідок чого зменшується і R(τ). Тому ко-

реляційна функція завжди має вигляд затухаючої кривої (рис. 1). Для чистого випадкового процесу R(τ) = 0.

Отже, за наявності у функції u(t) періодичної і постій-ної від осьового навантаження складових, виходячи з рів-няння (1), можна записати:

u(t) = u1(t) + C0 + C1sinωt, (3)

аналогічні складові будуть і в функції R(τ):

. (4)

Для обчислення кореляційної функції дійсного ви-падкового процесу необхідно графік конкретної реалізації (рис. 2) випадкової функції u(t) на достатньо великому від-різку часу T1 розділити на порівняно велике число n рівних інтервалів Δt.

Визначимо спектральну щільність випадкового проце-су Ф(ω), що дасть можливість з’ясувати реакцію бурильної колони на випадкову дію тих чи інших силових факторів. Спектральна щільність випадкового процесу являє собою перетворення Фур’є від кореляційної функції

. (5)

Спектральна щільність є статистичною характеристи-кою розподілення енергії процесу по частотах безперерв-ного спектра. Це показує, яку долю енергії вносить у повну енергію системи складова з частотою ω.

У деяких джерелах [3] рекомендовано спектральну функцію визначати із застосуванням перетворення Фур’є безпосередньо для функції u(t):

; при T1 → ∞. (6)

Використовуючи для подальшого розв’язання постав-леної задачі положення [4], розглянемо вплив переміщення долота на роботу бурильної колони. Обертання шарошко-

Рис. 1. Кореляційні функції, отримані за результатами відробки доліт у породах стрийської світи за роторного способу буріння. Вибій – 1240 м, Poc = 240 кН, n = 70 об/хв, діаметр ОБТ 203 мм, довжина – 140 м: а – нового долота; б – у разі 20 % зносу зуба; в – у разі 40 % зносу зуба




вого долота призводить до зворотно-поступального верти-кального його переміщення, яке передається колоні труб.

У колоні бурильних труб виникають пружні хвилі, пов’язані з перекочуванням шарошок із зуба на зуб, і пере-кочуванням самих шарошок як конусів по хвилеподібному вибою. Енергія коливань частково інтенсифікує руйну-вання вибою, частково розповсюджується по колоні, що призводить до динамічних навантажень її елементів і по-дальшої дисипації енергії. Згідно з [4], період поздовжніх коливань долота у разі синхронного обертання шарошок дорівнює Tп.к = 60d/(zвnD), а в разі асинхронного обертан-ня – Tп.к = 60d/(3zвnD). Частота коливань f = 1/Tп.к.

Переміщення нижнього кінця колони в результаті пе-рекочування шарошок по хвилеподібному вибою дорівню-ватиме:

hx = Asinωt, (7)

де A і ω – амплітуда і кутова частота поздовжніх коливань долота; ω = (πn/30)k; k – число виступів на вибої, кратне числу шарошок.

Частоту коливань визначимо як f1 = nk/60.Іншим джерелом поздовжніх коливань є обертання

бурильної колони. Через нерівномірність її обертання, яке

обумовлене неоднорідністю порід, які розбурюються, змі-ною сил тертя по довжині колони, моменту опору на долоті тощо, відбувається випадкова зміна параметрів усіх коли-вальних процесів, які виникають і впливають на загальний динамічний стан бурильної колони.

Необхідно зазначити, що детермінований підхід до розв’язання задачі визначення динамічних напружень в елементах бурильної колони та їх надійності носить набли-жений характер і під час проектування буріння свердло-вин особливо складного профілю потребує застосування теорії надійності і випадкових коливань [5].

У цілому вібрації та навантаження, які діють на бу-рильну колону, є просторовими. Такі вібрації можна роз-містити по координатних осях і розглядати як випадкові функції лише одного аргументу – часу. Отже, досліджу-ється випадковий процес – випадкові функції часу. Аналіз вібрацій бурильної колони на основі теорії випадкових ко-ливань дасть змогу підвищити достовірність визначення вібраційної надійності елементів бурильної колони.

Проаналізувавши дії випадкових вібрацій на бурильну колону, розділимо їх на вузькосмугову і широкосмугову ві-брації.

Широкосмугова вібрація притаманна бурильній коло-ні за роторного способу буріння, коли між долотом і коло-ною немає конструкцій із фільтраційними властивостями, наприклад амортизатора, і вібрації від долота майже без спотворення потрапляють на ОБТ.

Вузькосмугові вібрації бурильної колони виникають найчастіше під час випадкових широкосмугових збурень (сили тертя, збурення коливаннями тиску промивальної рідини), реакцією якого на такі збурення є вузькосмуговий випадковий процес коливань.

Для подальшого аналізу коливань бурильної колони у разі випадкових динамічних збурень використаємо ре-зультати роботи [6].

Вузькосмугові вібрації бурильної колони виникають як її реакція на широкосмугове збурення. Середнє значення частоти вузькосмугової вібрації можна визначити за фор-мулою Райса [7]:

, (8)

Рис. 3. Амплітудно-частотна характеристика коливань верху бурильної колони за роторного способу буріння: долото СВГ-269,3, діаметр ОБТ 203 мм

Рис. 2. Результати статистичної обробки запису вібрацій верху бурильної колони: а – реалізація; б – нормована спектральна щільність; в – нормо-вана автокореляційна функція



де ω0 – математичне сподівання частоти; ω – переважна частота процесу; ФYY(ω) – спектральна щільність стаціо-нарного випадкового процесу.

Як видно з рис. 1, кореляційна функція має вигляд за-тухаючої кривої, що вказує на послаблення кореляційного зв’язку зі збільшенням інтервалу τ.

Для опису кореляційної функції в цьому випадку мож-на застосувати вираз:

RYY(τ) = R0e–Aτсosωτ, (9)

де R0 і A – постійні.Спектральна щільність при цьому буде дорівнювати:

, (10)

а її максимум знаходитиметься близько до частоти ω = ±θ.Резонансні піки на амплітудно-частотній характе-

ристиці (рис. 3) являють собою процес білого шуму, що доводить: математичне сподівання частоти ω0 збігається з власною частотою коливань бурильної колони по осно-вному тону. Таке явище спостерігається у ході буріння турбобуром у твердих і міцних породах. На рис. 4 наве-дено запис коливань верху бурильної колони під час бу-ріння турбобуром А7ПД у твердих породах стрийських відкладів.

За математичним сподіванням частоти ω0 можна ви-значити огинаючу вузькосмугового процесу вібрації бу-рильної колони (рис. 4):

. (11)

Одномірна густина ймовірності підпорядковується за-кону розподілення Релея:

, (12)

де y0 – пікові значення деформації колони (включаючи про-гини), викликані нормальним ймовірним збуренням вібра-ції.

Реакцію бурильної колони на широкосмугову випадко-ву вібрацію можна визначити як сумарне збурення декіль-кох вузькосмугових випадкових вібрацій. Тоді середньо-квадратичне значення переміщень бурильної колони під час вібрації можна визначити за формулою:

( )2/1

22

1

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡η=σ ∫ dffФ

f

ff

, (13)

де ηf – коефіцієнт динамічності – відношення амплітуди коливання долота до амплітуди відносних переміщень перерізів бурильної колони на заданій частоті; Ф(f) – спе-ктральна щільність збурень випадкової вібрації у смузі частот f1 і f2.

Якщо на бурильну колону діє широкосмугова випад-кова вібрація, то у ній збурюються одночасно коливання на всіх власних її частотах, якщо ж на бурильну колону діє вузькосмугова випадкова вібрація зі змінною випад-ковою частотою, резонансні коливання будуть збурюва-тись послідовно.

Враховуючи, що під час вібрацій бурильної колони виникає зв’язок між переміщенням або віброшвидкістю і напруженнями як критерій у самій колоні та точках її вза-ємодії з елементами свердловини, можна з рівняння (11) за допомогою відповідних співвідношень знайти функцію розподілення амплітуд циклів напружень під час її вібра-цій. Крім того, можна обчислити розподілення амплітуд напружень у циклах, які використовують для визначення ймовірності пошкодження і втоми.

У разі випадкових динамічних збурень вібрацій бу-рильної колони аналогічно до збурень коливань у подіб-них системах, наприклад трубопроводів енергетичних установок, зв’язок залежностей спектральної щільності реакції і збурення можна записати у вигляді

ФYY(ω) = H2(ω)ФQQ(ω), (14)

де H(ω) – передавальна функція бурильної колони, яка зв’язує збурення і реакцію й може бути визначена як відно-шення її реакції на гармонічне збурення до величини цієї дії; ФQQ(ω) – спектральна щільність динамічного наванта-ження від вибою.

Опускаючи проміжні викладки і перетворення, напру-ження в перерізах бурильної колони під час випадкових коливань зобразимо у вигляді

, (15)

де E – модуль пружності; D – зовнішній діаметр труби; Ck – коефіцієнт розкладу; yk(z) – власні функції – форми коли-вань колони; z – поздовжня координата.

Для середньоквадратичного значення напружень для k-тої форми коливань згідно з [6] можна записати так:

. (16)

Рис. 4. Вузькосмуговий випадковий процес коливань верху бурильної колони під час буріння турбобуром А7ПД у стрийських відкладах



Сумарне напруження в бурильній колоні під час ви-падкових коливань дорівнюватиме:

. (17)

Оцінити довговічність бурильної колони під час випад-кових вібрацій можна за допомогою визначення середньо-квадратичного напруження згідно з (16), (17) і подальшого розрахунку еквівалентного відносно утомної міцності на-пруження σp при чистому гармонічному навантаженні бу-рильної колони.

Рівнем оцінки довговічності елементів бурильної ко-лони у першому наближенні може служити критерій ві-броміцності. Більш точне розв’язання задачі щодо довго-вічності елементів бурильної колони з урахуванням утоми металу потребує визначення густини ймовірності p([σ])/T перевищення напруження рівня [σ] за час T середнього числа перевищень за одиницю часу і середнього числа перевищень рівня [σ] за час T [8]. Обчис-лення вказаних характеристик має базуватися на аналізі статистик реальних вібрацій бурильної колони в процесі буріння свердловин на заданій площі.

Список літератури1. Бендат Дж. Измерение и анализ случайных процессов / Дж. Бендат, А. Пирсол. – М.: Мир, 1974. – 463 с.2. Случайные колебания: пер. с англ. / Под ред. А.А. Первозван-ского. – М.: Мир, 1967. – 356 с.3. Гладкий В.Ф. Динамика конструкции летательного аппарата / В.Ф. Гладкий. – М.: Наука, 1969. – 495 с.4. Сароян А.Е. Бурильные колонны в глубоком бурении / А.Е. Са-роян. – М.: Недра, 1979. – 231 с.5. Костецкий Б.И. Надежность и долговечность машин / Б.И. Кос-тецкий, И.Г. Носовский, Л.И. Бершадский, А.К. Караулов. – К.: Техні-ка, 1975. – 406 с.6. Самарин А.А. Вибрации трубопроводов энергетических уста-новок и методы их устранения / А.А. Самарин. – М.: Энергия, 1979. – 286 с.7. Райс С. Теория флуктуационных шумов: сб. переводов / С. Райс // Теория передачи электрических сигналов при наличии

помех. – М.: Изд-во иностр. лит, 1953. – С. 88–238.8. Болотин В.В. Статистические методы в строительной механи-ке / В.В. Болотин. – М.: Стройиздат, 1961. – 204 с.

Автори cтатті

Огородніков Петро ІвановичЗакінчив Львівський політехнічний ін-ститут, механічний факультет, док-тор технічних наук, професор, академік УНГА, член-кореспондент Гірничої акаде-мії України. Працює деканом факультету нафтогазової інженерії і комп’ютерних наук Міжнародного науково-технічного університету (м. Київ).

СвітлицькийВіктор Михайлович

Доктор 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 покла-дах високов’язких та парафінистих нафт зі зміною термодинамічних умов; моделювання глибинних процесів під час фільтрації пласто-вих флюїдів; дослідження дисперсних системи порошкоподібних реагентів для iнтенсифiкацiї видобутку нафти i газу та магнiтокерованих дис-

персних систем для обмеження та ізоляції припливів пластових вод.

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

Природний газ домінує в інфраструктурі трубопроводівЗаплановані обсяги будівництва газопроводів у світі можуть призвести до швидкого зростання попиту на

природний газ. З останнього огляду «BP Statistical Energy Outlook to 2030», протягом 2011–2020 рр. споживання при-родного газу в світі збільшуватиметься щорічно на 2,5 % порівняно з 0,9 % зростанням потреб у нафті.

Майже третину запланованих газопроводів буде побудовано в Азійсько-Тихоокеанському регіоні, для якого ха-рактерне швидке збільшення потреб у первинних енергоресурсах. Це пов’язано з розвитком економіки, зокрема Китаю та Індії.

Азійсько-Тихоокеанський регіон стає найбільшим споживачем нафти і природного газу, обсяг якого до 2020 р. становитиме близько 30,3 % від загальносвітового споживання. У 2011 р. в цьому регіоні споживалося 26,5 % від сумарного використання цих енергоресурсів у світі.

Pipeline & Gas Journal /July 2013, p. 14.

НОВИНИ



Останнім часом для розкриття продуктивних горизон-тів усе частіше використовують безглинисті промивальні рідини, які забезпечують найвищий рівень збереження їх колекторських властивостей [1, 2]. Це значною мірою відбувається завдяки низькому вмісту колоїдних часток, проникнення яких у поровий простір колекторів є одним з основних факторів погіршення їх продуктивних харак-теристик. При цьому якщо ще нещодавно використання безглинистих систем обмежувалося зонами аномально низьких або гідростатичних тисків, то зараз усе частіше виникає потреба їх впровадження на глибоких свердло-винах, із високими пластовими тисками і температурами. Проте застосування обважнених безглинистих проми-вальних рідин в умовах високих температур стикається із специфічною проблемою неконтрольованого зростання їх вибійної фільтрації – показника, який визначають на спеціальному приладі (tester HPHT або прилад ГрозНДІ) в умовах, які моделюють фільтрацію на вибої свердловини за пластової температури та тиску 5 МПа (рис. 1).

Застосування безглинистих промивальних рідин в умовах високих

пластових тисків і температур

Ю.В. Лубан

канд. техн. наукПрАТ «НДІКБ БІ»С.В. Лубан

ТОВ «Геосинтез інженірінг»В.В. Дудзич

Регал Петролеум Корпорейшн ЛімітедА.Г. Бойко

В.Г. Семенюк

ПрАТ «Укргазвидобуток»

УДК 622.24.06.32

У статті розглянуто питання застосування безглинистих промивальних рідин в умовах великих глибин, висо-ких пластових тисків і температур. Установлено, що збільшення густини безглинистих промивальних рідин традиційними обважнювачами супроводжується зростанням показника вибійної фільтрації. Показано, що вирішення цієї проблеми можливе шляхом використання водорозчинних солей. Представлено результати лабо-раторних та промислових випробувань безглинистих промивальних рідин, обважнених водорозчинними солями.

В статье рассматриваются вопросы применения безглинистых промывочных жидкостей в условиях больших глубин, высоких пластовых давлений и температур. Установлено, что увеличение плотности безглинистых промывочных жидкостей традиционными утяжелителями сопровождается возрастанием показателя забой-ной фильтрации. Показано, что решение данной проблемы возможно при использовании водорастворимых солей. Представлены результаты лабораторных и промышленных испытаний безглинистых промывочных жидкостей, утяжеленных водорастворимыми солями.

The paper considers the application clayless drilling fluids under conditions of great depths, high reservoir pressures and temperatures. It was determined that increasing the density of clayless drilling fluids by conventional weighting agents is accompanied by increasing rate of bottomhole filtering. It is shown that the solution of this problem is possible through the use of water-soluble salts. The results of laboratory and field tests for clayless drilling fluids weighted with water-soluble salts are presented.

Нашими дослідженнями виявлено сталу залежність між вмістом обважнювача у складі безглинистої проми-вальної рідини та показником її вибійної фільтрації (табл. 1).

Таблиця 1Залежність вибійної фільтрації безглинистого розчинувід вмісту обважнювача

Складрозчину

Густина розчину,

кг/м3

Фільтрація розчину, см3/30 хвза нормальних умов за

Т = 140 °Сі Р = 5 МПа

після при-готування

після термостату-вання за Т = 140 °С

Біокар 1030 2 2 14Біокар +35 % бариту 1270 2 2,5 19,5

Біокар +70 % бариту 1480 2,5 3 40

Біокар +105 % бариту 1660 2,5 3 85

Біокар +140 % бариту 1820 2,5 3,5 ∞



Установлено, що вже в резуль-таті уведення порівняно невеликої кількості бариту (35 % до об’єму), що відповідає густині 1270 кг/м3, вибій-на фільтрація збільшується до гра-ничної межі технічно прийнятних значень, а з подальшим збільшенням густини промивальної рідини її ви-бійна фільтрація продовжує зростати і стрімко досягає невимірних вели-чин, за яких відфільтровується май-же увесь об’єм рідкої фази. Безумов-но, такий рівень вибійної фільтрації унеможливлює використання цього типу промивальної рідини в подіб-них термічних умовах, оскільки, зо-крема, призводить до інтенсивного збільшення об’єму фільтраційної кір-ки, яка в інтервалах залягання про-никних пластів може досягати розмі-рів, спроможних створювати суттєві перешкоди руху бурильного інстру-менту (рис. 2).

Показовим є те, що надвисокі по-казники вибійної фільтрації обваж-нених безглинистих рідин майже не зменшуються ані зі збільшенням кон-центрації полісахаридних реагентів, ані з уведенням додаткових термо-стійких стабілізаторів. У той же час після охолодження попередньо тер-мостатованих промивальних рідин до кімнатної температури їх низька поверхнева фільтрація повністю від-новлюється. Отже, збільшення ви-бійної фільтрації обважнених без-глинистих рідин не пов’язане з необоротною термічною деструкцією реагентів, а має іншу природу, вивчення якої потребує проведення окремих досліджень.

На наш погляд, для розуміння виявленого процесу важливим є аналіз механізму фільтрації промивальних рідин.

Відомо, що кількість рідини, яка відфільтровується під тиском через пористе середовище за певний проміжок часу (показник фільтрації) значною мірою визначається «щіль-ністю упаковки матеріалу» фільтраційної кірки, яка утво-рюється на поверхні цього середовища. При фільтрації глинистого розчину в формуванні фільтраційної кірки бе-руть участь частки твердої фази різного розміру з великим вмістом колоїдної складової. Під тиском така кірка ущіль-нюється, унаслідок чого її проникність досить швидко зменшується. Відповідно фільтрація глинистого розчину має тенденцію до зменшення у часі і після досягнення пев-ного значення практично припиняється [3].

У системах обважнених безглинистих розчинів, де вміст колоїдної фази нехтовно малий порівняно з концен-трацією обважнювача, фільтраційна кірка формується переважно частками бариту приблизно однакових роз-

мірів. Така кірка в часі майже не ущільнюється і нагадує каркас або сітку, вільний простір якої за-повнений в’язкими молекулами полімерів. За нормальних умов досліду, які відповідають філь-трації на поверхні, такий полі-мерний шар створює міцний і не-проникний бар’єр, що забезпечує низький рівень показника філь-трації у 2–3 см3/30 хв. Але за ви-соких температур, коли в’язкість полімерів різко зменшується, вони втрачають свої блокувальні властивості. Каркас із часток ба-риту стає проникним, і фільтра-ція може сягати 90–100 см3/30 хв і вище. З охолодженням розчину, зі зростанням в’язкості полімерів, відновлюється і низька проник-ність фільтраційної кірки.

Отже, причиною збільшення вибійної фільтрації обважнених безглинистих рідин є порушення рівноваги між кількістю коло-їдної та більш грубої дисперсної фази. Подібна залежність рані-ше була встановлена для систем глинистих розчинів [4]. Зі змен-шенням величини співвідношен-ня між колоїдною і загальною твердою фазами (у тому числі і зі збільшенням густини роз-чину, внаслідок зростання кон-центрації обважнювача) вибійна фільтрація глинистих розчинів

різко збільшується (рис. 3). Відповідно, в обважнених без-глинистих системах, де вміст колоїдної складової є значно меншим, цей ефект повинен проявлятися ще більше. Без вирішення цієї проблеми можливість отримання безгли-нистих рідин із густиною понад 1270–1300 кг/м3 для бурін-ня при температурах від 100 °С і вище практично виклю-чається.

У наших дослідженнях рівень вибійної фільтрації об-важнених безглинистих рідин вдавалося дещо зменшити шляхом введення до їх складу колоїдального бариту, бен-тоніту або крейди. Але в такий спосіб повністю вирішити проблему та досягти технологічно прийнятного рівня ви-бійної фільтрації нам не вдалося. Крім цього, введення до-даткової кількості колоїдних часток у безглинисті системи позбавляє їх чи не найважливішої переваги над глинисти-ми розчинами. Тому такий напрям досліджень було визна-но хибним.

Підвищити густину безглинистих промивальних рі-дин можливо шляхом їх обробки водорозчинними со-лями. За такого способу обважнення вдається уникнути порушення співвідношення між колоїдною та грубодис-персною твердою фазами і тим самим усунути основну

Рис. 1. Прилад для визначення показника вибійної фільтрації (tester HPHT)



причину зростання вибійної фільтрації. Крім цього, за-вдяки збільшенню загальної мінералізації середовища під-вищуються інгібуючі властивості безглинистої системи та термостійкість біополімерних реагентів [5]. Безглинисті промивальні рідини, обважнені водорозчинними солями, зберігають усі позитивні характеристики, властиві тради-ційним біополімерним системам: низьку поверхневу філь-трацію, високий рівень псевдопластичності, миттєву тик-сотропію тощо (табл. 2).

Таблиця 2Параметри безглинистих розчинів, обважненихрізними водорозчинними солями

Склад розчину

Гус-тинакг/м3

Умовна в’яз кість

(100/200

мл), с

Фільтрація, см3/30 хв СНЗ, дПа Пла-

стична в’яз-кість, мПа*с

ДНЗ дПаза нор-

мальних умов

за Т = 140 °С Р = 5 МПа

10 с 1 хв 10 хв

Біокар 1030 26 2 16–18 18 19 24 33 165Біокар +27 % NaCl

1220 23 2,5 17–19 16 18 22 25 153

Біокар +25 % NaCl +

38 % CaCl2

1340 25 2 18–20 50 55 68 47 177

Біокар + 25 % NaCl

+ 69 % Ca(NO3)2

1480 30 3 16–20 38 44 65 57 195

Залежно від типу мінералізатора можна отримати без-глинисті промивальні рідини з різними діапазонами гус-тини. Так, у разі використання хлориду натрію густина промивальної рідини може досягати 1250 кг/м3, хлориду кальцію – 1380 кг/м3, нітрату кальцію – майже 1500 кг/м3. Отже, застосування порівняно недорогих солей дає змогу одержати промивальні рідини, густина яких відповідає пластовим тискам більшості родовищ України. Для одер-жання безглинистих рідин із більшою густиною можна ви-користовувати більш дорогі солі – бромід кальцію, хлорид цинку тощо.

Промислові випробування розробленої промивальної рідини «Біокар-МТ», обважненої хлоридом натрію, про-ведено на Свиридівському родовищі за пластової темпера-тури 136 °С. Вибір місця випробування був обумовлений невдалим досвідом застосування обважненого баритом безглинистого розчину Baradrill (розробник – компанія Baroid), унаслідок чого продуктивність більшості пробуре-них свердловин була нижчою від запланованої.

На наш погляд, основною причиною виникнення про-блеми була недооцінка важливості фактора високої вибій-ної фільтрації, яка властива безглинистим рідинам під час їх обважнення баритом. Іншою причиною стало збільшен-ня густини бурового розчину, що обумовлювалося низь-кою стійкістю гірських порід та їх осипаннями у процесі буріння. Обважнення розчину призводило до створення надвисоких репресій в інтервалах проникних горизонтів, які сягали 15–20 МПа.

Розкриття пластів за високих репресій та вибійної фільтрації закономірно призводить до забруднення плас-тів та низьких дебітів через утворення великої зони про-никнення. Непрямим підтвердженням такого висновку є те, що дебіти свердловин, пробурених на родовищі ще в радянські часи із застосуванням застарілих глинистих розчинів, є суттєво більшими. Такий парадокс може бути пояснений тим, що обмежена фільтрація навіть «поганого» глинистого розчину призводить до меншого забруднення пластів, аніж надвисока вибійна фільтрація «сучасних» об-важнених безглинистих рідин.

Промивальну рідину «Біокар-МТ», обважнену хлорис-тим натрієм до густини 1220–1240 кг/м3, було впровадже-но під час буріння інтервалу під експлуатаційну колону (4800–5450 м) на св. 53. Буріння інтервалу було проведено із рекордною для родовища швидкістю. Проходка набли-жалася до 50 м за добу, а весь інтервал було пробурено мен-ше ніж за місяць.

Таблиця 3Параметри промивальної рідини «Біокар-МТ» під час буріння св. 53 Свиридівської

Густина, кг/м3

Умовна в’язкість, с

Фільтрація, см3/30 хв. СНЗ, дПа Вміст, %Вміст KCl,

%Загальна

солоність, %

Пластична в’язкість,

мПа*сДНЗ, дПа рНза нормаль-

них умовза Т = 140 °С і Р = 5 МПа 1 хв 10 хв твердої

фазиколоїдної

фази1220–1240 40–45 3,5–4 16–17 29–32 34–38 10–12 0,5–0,7 3,5–4 22–24 16–19 148–163 7,5–8

Таблиця 4Параметри промивальної рідини «Біокар-МТ» під час буріння св. 62 Островерхівської

Густина, кг/м3

Умовна в’язкість, с

Фільтрація, см3/30 хв СНЗ, дПа Вміст колоїдної

фази, %

Загальна солоність,

%Вміст KCl,

%Вміст Cа2+,

%Пластична в’язкість,

мПа*сДНЗ, дПа рНза нормаль-

них умовза Т = 120 °Сі Р = 5 МПа 1 хв 10 хв

1340–1360 134–195 4–4,5 17–18 48–55 61–63 0,5–0,66 25–27 7–8 4,8–5 54–57 267–285 6,9–7,1

Рис. 2. Фільтраційна кірка безглинистого розчину, не обважненого (1) і обважненого баритом до густини 1820 кг/м3 (2), після вимірювань при Т = 140 °С та Р = 5 МПа

1 2



Збільшення мінералізації бурового розчину забезпе-чило високий рівень інгібування глинистих порід, що дало змогу утримати його густину на значно нижчому рівні, ніж під час буріння попередніх свердловин на родовищі (1320–1360 кг/м3 і більше). Стійкість порід була високою, ознак осипань не спостерігали. Параметри промивальної ріди-ни були стабільними та майже не змінювалися протягом усього періоду буріння (табл. 3).

Відсутність грубодисперсних часток обважнювача у складі розчину дала можливість ефективно викорис-товувати такі засоби його очищення, як гідроциклонні установки та центрифуги. Унаслідок цього, незважаючи на розкриття потужної глинистої покрівлі продуктивних пластів, концентрація колоїдних часток у розчині була мі-німальною. Відсутність забруднюючих компонентів дала змогу ефективно використати реагенти-кольматанти, які були введені в розчин безпосередньо перед розкриттям першого продуктивного об’єкта. Це дозволило забезпечи-ти високу якість розкриття пластів та уникнути можливих диференційних прихоплень. Під час проведення спускопі-діймальних операцій в інтервалах залягання проникних пластів інструмент рухався вільно, що вказує на відсут-ність збільшення об’єму фільтраційної кірки та утворення зон звуження.

Про відсутність забруднення продуктивного колекто-ра в процесі буріння навіть в умовах зниженого пластового тиску свідчать і дані промислово-геофізичних досліджень. Зокрема, за результатами електрометричних методів ГДС встановлено відсутність зони проникнення фільтрату в продуктивний пласт із коефіцієнтом пористості 11 % в інтервалі 5194–5200 м. Під час випробування свердлови-ни одержано промислові припливи газу та конденсату, які перевищують дебіти сусідніх по родовищу свердловин.

Іншим прикладом вдалого застосування безглинистих біополімерних рідин, обважнених водорозчинними соля-ми, є св. 62 Островерхівського родовища, де у процесі роз-криття продуктивної товщі на глибині 4368 м виникло га-зопроявлення. Густина безглинистої рідини «Біокар-МТ» унаслідок потрапляння газу зменшилася з 1220 до 910 кг/м3. Одночасно з’явилися ознаки інтенсивних осипань аргіліту, які супроводжувалися різкими коливаннями тиску під час промивань та затягуваннями інструмента. Для подолання ускладнення потрібно було збільшити густину бурового розчину до 1360 кг/м3. Але температура на вибої свердло-вини становила близько 120 °С, що унеможливлювало за-стосування традиційних обважнювачів у системі безгли-нистого бурового розчину. В ситуації, що склалася, для обважнення використали хлорид кальцію (табл. 4).

Хлорид кальцію є традиційним інгібітором розущіль-нення глинистих порід, який у 1970–80-х рр. широко за-стосовували в рецептурах бурових розчинів. Але інгібу-ючі властивості таких розчинів обмежувалися порівняно невисокою концентрацією йону Са2+, що було обумовлено проблемами з їх стабілізацією лігносульфонатними реа-гентами. Полісахаридна основа системи «Біокар» забезпе-чує стабілізацію навіть насиченого розсолу хлориду каль-цію, і це дозволяє суттєво збільшити інгібуючі властивості промивальних рідин на його основі. Це стосується й інших

полівалентних солей, зокрема хлориду магнію і нітрату кальцію, висококонцентровані розсоли яких за інгібую-чим впливом на глинисті породи випереджають хлорид калію при його застосуванні у традиційних концентраціях (3–5 %) (рис. 4).

Збільшення інгібуючих властивостей розчину «Біокар-МТ» унаслідок уведення хлориду кальцію одночасно з під-

Рис. 3. Залежність фільтрації бурового розчину, стабілізованого ВЛР, від коефіцієнта колоїдальності глини (К) [4]: 1; 2 – фільтрація за нормальних умов розчинів із густиною 1,4 і 2,0 г/см3; 3 – фільтрація при Т = 140 °С та Р = 5 МПа необважненого розчину; 4–7 – фільтрація розчинів із густи-ною 1,4; 1,6; 1,8; 2,0 г/см3 відповідно за аналогічних умов


22

вищенням його густини допомогло в короткий строк лік-відувати ускладнення на св. 62 і спустити обсадну колону.

Таким чином, застосування водорозчинних солей дає змогу виключити із рецептури безглинистих промивальних рідин традиційні обважнювачі, застосування яких при-зводить до збільшення вибійної фільтрації та робить їх не-придатними для використання в умовах високих вибійних тисків і температур. Побічним ефектом від обважнення во-дорозчинними солями є збільшення термостійкості біопо-лімерних систем та зростання їх інгібуючих властивостей.

Успішне проведення промислових випробувань без-глинистих біополімерних рідин, обважнених водороз-

чинними солями, є практичним підтвердженням тео-ретичних уявлень, покладених в основу нової концепції застосування безглинистих розчинів на великих глиби-нах, де розташована переважна більшість продуктивних об’єктів України.

Список літератури1. Лубан Ю.В. «БІОКАР» – безглиниста промивальна рідина для буріння похило-скерованих і горизонтальних свердловин та роз-криття продуктивних горизонтів / Ю.В. Лубан, Я.В. Кунцяк, С.В. Лубан, О.А. Білека [та ін.] // Нафт. і газова пром-сть. – 2008. – № 4. – С. 18–21.2. Кунцяк Я.В. Влияние безглинистой промывочной жидкос-ти «БИОКАР» на качество вскрытия продуктивных горизонтов / Я.В. Кунцяк, Ю.В. Лубан, Я.И. Кулик // Эфиры целлюлозы и крах-мала, другие химические реагенты и материалы в эффективных технологических жидкостях для строительства, эксплуатации и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин: Мат. ХІV Междунар. научн.-практ. конф., 8–11 июня 2010 г. – Суздаль – Вла-димир: Изд. ВлГУ, 2010 – С. 115–119.3. Баранов В.С. Глинистые растворы для бурения скважин в осложнённых условиях / В.С. Баранов. – М.: Гостоптехиздат, 1955. – 210 с.4. Резниченко И.Н. Утяжеление буровых и тампонажных раство-ров / И.Н. Резниченко, А.И. Булатов, С.А. Рябоконь, С.Н. Шадрин. – М.: Недра, 1978. – 286 с.5. KELTROL® /KELZAN® Xanthan Gum Book. 8 Edition. CPKelco [Елек-тронний ресурс]. – Режим доступу до журн.: http://www.bisi.cz/cmsres.axd/get/cms$7CVwRhc3USVqgzxkKF96gI$2BChNrXcTq$2BOUdiEtz5TfYA$2B1dJUbBlKfluXdoDfiqojVRVU$2FkQ343xA$3D

Рис. 4. Показник диспергування аргіліту (Rolling Test) у воді та роз-чинах солей. Густина розчинів солей Са2+ і Мg2+ у досліді становила 1270 кг/м3. Показник диспергування визначають як відношення маси залишку аргіліту після досліду до його вихідної маси в процентах

Введено в експлуатацію морське газове родовище в ІзраїліПерші кубометри природного газу надійшли до споживачів Ізраїлю з недавно відкритого великого морського

газового родовища Таmаr. Родовище, розташоване в Середземному морі, відкрито у 2009 р. Після спорудження газо-проводу газ по ньому почав поступати до терміналу в порту Ашдод.

Як планують у Міністерстві енергетики країни, родовище буде задовольняти 50–80 % потреб Ізраїлю в при-родному газі протягом не менше як 10 років. Половина ізраїльської електроенергії генерується з використанням газу. Відкриття другого великого газового родовища в морі в районі північного Ізраїлю, відомого як Leviathan, може зробити Ізраїль експортером газу.

Pipeline & Gas Journal/ May/ www.pgjonline.com, p.18

Новий рекорд глибини буріння в індійських водахКомпанія Transocean Ltd and Oil&Natural Gas Corp. заявила про встановлення нового рекорду глибини моря, до-

сягнутого свердловиною, пробуреною з морської бурової установки в східній частині акваторії Індії.З бурової установки Dhirubhai Deepwater KG1 23 січня 2013 р. завершено буріння розвідувальної свердловини

ONGC NA7-1 на глибині моря 3407 м. Проектна глибина свердловини становить 5367 м.Цій же компанії належить і попередній рекорд – 9727 м, досягнутий свердловиною в східній частині акваторії

Індії у 2011 р.http://www.ogj.com/content/ogj/en/articles/2013/02/

НОВИНИ


23

У покращенні паливно-енергетичного балансу Украї-ни важливу роль відводять раціональному використанню фонду пробурених свердловин. Вагомим резервом для під-вищення обсягів видобутку нафти і газу є фонд бездіючих, аварійних і ліквідованих свердловин, які становлять зна-чну частку на багатьох родовищах України. Проаналізу-вавши стан розробки основних родовищ, можна зробити висновок, що велику кількість виведених із експлуатації свердловин можна та доцільно відновити і повторно ввес-ти в промислову експлуатацію, що дасть змогу зекономити витрати на буріння нових свердловин.

На сьогодні найбільшого поширення набула техноло-гія забурювання додаткових стовбурів крізь вирізане вікно в обсадній колоні. Перевагами такої технології є: менші за-трати часу на виконання технологічної операції, менший об’єм винесення металевого шламу, значно нижча ймовір-ність виникнення аварійних ситуацій під час прорізання вікна в обсадній колоні завдяки використанню робочих інструментів без рухомих і розсувних елементів [1–4]. Окрім цього, можливе прорізання вікна в обсадних коло-нах діаметром до 168 мм на глибині понад 2000 м, а також у свердловинах, зенітний кут яких перевищує 5°, та крізь декілька обсадних колон [5]. Також вагомою перевагою цієї технології є можливість виконання усіх робіт із відновлен-ня свердловини роторним способом, без застосування ви-бійних двигунів.

У процесі зарізання та буріння додаткового стовбура свердловини найбільш відповідальним моментом є про-

цес формування щілиноподібного вікна в обсадній коло-ні. У цьому випадку в бурильній колоні можуть виникати значні згинальні зусилля і, як результат, проходження цієї ділянки бурильною колоною буде досить проблематичним [6–8]. Деякі автори констатують факт поломки бурильної колони за роторного способу буріння під час її знаходжен-ня в зоні вікна [9, 10]. Окрім цього, можливі ускладнення під час спуску обсадної колони та кріплення додаткового стовбура. При цьому внаслідок деформацій труб у вікні виникають значні притискні зусилля, і обсадна колона або не зможе бути спущена в додатковий стовбур, або отри-має значні деформації по діаметру [8, 11, 12]. Вищезазна-чені ускладнення та аварійні ситуації автори пояснюють, в основному, великим кутом клинового відхилювача і, як результат, незначною довжиною вікна в обсадній колоні, але їх докази не завжди обґрунтовані.

Отже, можна зробити висновок, що процес форму-вання вікна в обсадній колоні під час буріння додаткових стовбурів є складним процесом, що може супроводжува-тися виникненням аварійних ситуацій, однак детальних досліджень у цьому напрямку не проводили.

Метою статті є висвітлення результатів теоретичних досліджень процесу вирізання вікна в обсадній колоні під час буріння додаткового стовбура свердловини.

Процес фрезерування вікна в обсадній колоні почина-ється з того, що райбер вступає в контакт із обсадною ко-лоною, заглиблюється в стінку обсадної труби по лінії АВ до повного виходу за її межі (рис. 1). Надалі райбер формує

Проведено аналіз процесу фрезерування вікна в обсадній колоні свердловини. На основі аналітичних досліджень отримано математичні залежності, які дають можливість визначити величину відхиляючої сили на фрезерний інструмент та інтенсивність викривлення бічного стовбура свердловини. Дано рекомендації щодо зменшення кута викривлення стовбура свердловини в зоні його виходу із обсадної колони.

Проведён анализ процесса фрезерования окна в обсадной колонне скважины. По результатам аналитических ис-следований получены математические зависимости, позволяющие определить величину отклоняющей силы на фрезерный инструмент и интенсивность искривления бокового ствола скважины. Даны рекомендации по умень-шению угла искривления ствола скважины в зоне его выхода из обсадной колонны.

The analysis of the window milling was carried out. According to analytical studies were received mathematical formulas that allow determining the deflection on milling tool and dogleg severity of sidetracks in well casing. Recommendations to reduce the hole deviation angle in casing area are given.

Специфіка забурювання бічного стовбура в обсадній колоні

свердловини

І.В. Воєвідко

д-р техн. наукІФНТУНГ

УДК 622.245.1




вікно певної конфігурації, яка залежить від геометричних параметрів обсадної колони, райбера і клинового відхи-лювача. Після закінчення процесу фрезерування вікна на завершальному етапі формується жолоб по лінії CD, який розташований із зовнішньої сторони колони. Згодом про-цес буріння продовжується ще на декілька метрів із метою входження стовбура свердловини в стійку зону пристовбу-рового масиву породи [13].

На рис. 1 схематично показано конструкцію райбера конічної форми, який широко застосовують у Російській Федерації та інших країнах СНД під час відновлення безді-ючих свердловин вищезгаданим способом [7].

На завершальній стадії формування вікна в обсадній колоні (лінія CD) райбер працює в неоднорідному за фі-зико-механічними властивостями середовищі. З одного боку, він контактує з обсадною трубою і муфтою, механічні властивості яких значно вищі, ніж відповідні показники гірської породи і цементного каменю. Очевидно, що в та-кій ситуації на райбер буде діяти відхиляюча сила з боку

обсадної труби (муфти), яка буде спричиняти його відхи-лення від прямолінійної траєкторії в сторону гірської по-роди. Довжина контакту райбера з обсадною колоною за-лежить від кута нахилу клинового відхилювача, товщини стінки обсадної труби та муфти (у разі фрезерування об-садної колони в місці розташування муфти). При цьому довжина жолоба в обсадній трубі (лінія CD) може досягати 600–650 мм.

Виходячи з класичних положень механіки гірських по-рід та роботи породоруйнівних інструментів, було отри-мано таку формулу для розрахунку величини відхиляючої сили, яка діє з боку обсадної колони:

(1)

де Foc – осьове навантаження на райбер; r, R – відповідно мінімальний та максимальний радіуси конусної робочої поверхні райбера; ЕП, ЕМ – відповідно модулі пружності гірської породи та матеріалу обсадних труб; SМ, SП – площі частин бокової поверхні вибою, складені відповідно з мета-лу та гірської породи; α – кут нахилу твірної конусної по-верхні райбера до його осі.

Із рівняння (1) можемо побачити, що величина відхи-ляючої сили Fвід залежить як від конструктивних елементів райбера (r, R, α), так і від ступеня неоднорідності середови-ща, що розбурюється (EП, ЕМ, SП, SМ).

У нашому випадку (див. рис. 1) райбер руйнує одночас-но метал обсадної труби і муфти, цементний камінь та гір-ську породу. Однак модулі пружності цементного каменю та порід середньої твердості приблизно однакові, і цілком закономірно можна вважати, що райбер працює в середо-вищі гірська порода–метал.

Рис. 2. Залежність відхиляючої сили на райбері від співвідношення його радіусів r/R: 1, 2, 3 – осьове навантаження відповідно 10, 15 і 20 кН

Рис. 1. Схема формування вікна в обсадній колоні свердловини:1 – обсадна колона; 2 – райбер; 3 – муфта; α – кут нахилу твірної бічної поверхні райбера до його осі; β – кут нахилу клинового відхилювача; L – довжина робочої частини райбера



За допомогою рівняння (1) проведено дослідження з метою виявлення ступеня залежності величини Fвід від деяких конструктивних параметрів райбера та показни-ків неоднорідності середовища у разі зміни їх реальних величин у конкретних діапазонах і побудовано відповід-ні залежності. Дослідження залежності величини Fвід від конкретного параметра (показника) проводили за середніх значень інших.

На рис. 2 зображено залежність відхиляючої сили на райбері від його співвідношення радіусів r/R. Із рисунка видно, що за різних значень осьового навантаження отри-мано ряд прямих із приблизно однаковим кутом нахилу до осі абцис. Залежно від величини осьового навантаження та значень r/R величини відхиляючої сили можуть змінюва-тися у діапазоні 1,9–5,7 кН.

На рис. 3 наведено залежність відхиляючої сили на райбері від співвідношення модулів пружності EП/EМ. Гра-фічні залежності мають вигляд монотонних кривих, які відображають зменшення відхиляючої сили на райбері із збільшенням вказаного вище співвідношення, оскільки в цьому випадку різниця між модулями пружності гірської породи і металу зменшується. Виходячи з наведених гра-фічних залежностей, відхиляюча сила на райбері може змі-нюватися в інтервалі 1,9–6,2 кН.

На рис. 4 зображено залежність відхиляючої сили на райбері від співвідношення площ металу та гірської по-роди SМ/SП. Графічні залежності мають вигляд кривих, які показують зростання Fвід зі збільшенням співвідношення SМ/SП. Таке зростання цілком логічне, оскільки зі збільшен-ням площі металу обсадної колони зростає її відхиляюча здатність. Залежно від величини осьового навантаження та значень SМ/SП величини відхиляючої сили можуть зна-ходитися в діапазоні 1,5–6,6 кН.

Знаючи величину відхиляючої сили на райбері, можна визначити інтенсивність викривлення стовбура свердло-вини за відомою формулою [14]:

, (2)

де L – довжина спрямовуючої секції від райбера до точки контакту обважнених бурильних труб зі стінкою сверд-ловини; β0 – кут неспіввісності низу бурильної колони; Θ – поворот осі райбера під дією прикладеного до нього осьового навантаження; К – коефіцієнт фрезерувальної здатності породоруйнівного інструменту.

Оскільки руйнівна здатність райбера в осьовому і по-перечному напрямках однакова, то К = 1. Із урахуванням (1) формула (2) набуде такого вигляду:

(3)

Складові формули L i Θ можна знайти шляхом розв’язання диференціального рівняння вигнутої осі низу бурильної колони в похилій свердловині.

Результати розрахунку інтенсивності викривлення стовбура свердловини під час роботи райбера в неодно-рідному середовищі показали, що за різних співвідношень параметрів райбера і показників середовища її величини можуть знаходитися в діапазоні 5,7–18,1 град/м. Виходячи з кута нахилу клинового відхилювача, товщини стінки об-садної колони, а також можливості попадання райбера на муфту, загальний кут викривлення додаткового стовбура свердловини може становити від 1,7 до 8,2 град. Отже, в ра-йоні виходу райбера з обсадної колони можуть виникну-ти значні локальні викривлення, які, ймовірно, негативно впливають на роботу низу бурильної колони.

Такі значні локальні викривлення можуть негативно відобразитися на роботі низу бурильної колони. Розробле-

Рис. 3. Залежність відхиляючої сили на райбері від співвідношення модулів пружності гірської породи і металу обсадної труби ЕП/ЕМ: 1, 2, 3 – осьове навантаження відповідно 10, 15 і 20 кН

Рис. 4. Залежність відхиляючої сили на райбері від співвідношення площ металу обсадної колони та гірської породи SМ/SП: 1, 2, 3 – осьове навантаження відповідно 10, 15 і 20 кН



на методика розрахунку інтенсивності викривлення стов-бура свердловини дає змогу адекватно оцінити її величини, а також визначити шляхи зниження. Для зменшення кута викривлення стовбура свердловини в процесі фрезеруван-ня вікна в обсадній колоні необхідно збільшити кут нахи-лу клинового відхилювача до прийнятної величини, вико-ристовувати райбери сферичної або циліндричної форми, а також проводити фрезерувальні роботи між муфтами обсадних колон.

У подальшому планується проводити теоретичні до-слідження на предмет оцінки деформаційного стану низу бурильної колони в процесі формування щілиноподібного вікна в обсадній колоні свердловини.

Список літератури1. Гасанов А.П. Восстановление аварийных скважин: Справоч-ник / А.П. Гасанов. – М.: Недра, 1983. – 128 с.2. Гусейнов Ф.А. Повышение эффективности зарезки и бурения второго ствола в добывающих скважинах / Ф.А. Гусейнов, А.М. Ра-сулов, Т.М. Гасанов [и др.]. // Обзорная информация. Сер. Бурение. – М.: ВНИИОЭНГ, 1985. – Вып. 12. – 47 с.3. Федорычев В.А. Техника и технология забуривания допол-нительных стволов из обсаженных скважин / В.А. Федорычев // Обзорная информация. Сер. Бурение. – М.: ВНИИОЭНГ, 1985. – Вып. 5. – 51с.4. Федорычев В.А. Вырезающие и отклоняющие устройства для забуривания стволов в обсаженных скважинах / В.А. Федорычев, О.С. Иванов, А.Д. Кашина // РНТС Бурение. – 1973. – № 1. – С. 11–15.5. Мирсалаев С.Б. Техника и технология зарезки второго ствола скважин / С.Б. Мирсалаев. – М.: Недра, 1967. – 63 с.6. Шенбергер В.М. Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах / В.М. Шенбергер, Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман. – Тюмень: ТюмГНТУ, 2006. – 573 с.7. Крылов В.Н. Проектирование дополнительного наклонно-направленного и горизонтального ствола из эксплуатационной

колонны бездействующей скважины / В.Н. Крылов, А.С. Оганов. – М.: Нефть и газ, 2002. – 102 с.8. Амиров А.Д. Капитальный ремонт скважин / А.Д. Амиров, С.Т. Овматанов, А.С. Яшин. – М.: Недра, 1975. – 326 с.9. Бурение наклонных и горизонтальных скважин / А.Г. Калинин, Б.А. Никитин, К.М. Солодкий, Б.З. Султанов. – М.: Недра, 1997. – 650 с.10. Вороненко В.П. О резервах повышения эффективности работ по зарезке и бурению второго ствола / В.П. Вороненко// Азербай-джанское нефтяное хозяйство. – 1978. – № 7. – С. 60–64.11. Лігоцький М.В. Вибір критеріїв для проектування конструкцій свердловин з додатковим стволом / М.В. Лігоцький // Нафт. і газо-ва пром-сть. – 1997. – № 5. – С. 18–19.12. Гасанов А.П. Восстановление скважин / А.П. Гасанов. – М.: Не-дра, 1983. – 168 с.13. Алиев Ш.Н. Вскрытие «окна» для зарезки бурения второго ствола в глубоких скважинах / Ш.Н. Алиев, Н.А. Мананов, В.М. Осипов // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1974. – № 2. – С. 32–34.14. Гулизаде М.П. Закономерности искривления наклонных скважин и критерий стабилизации угла наклона / М.П. Гулизаде, Л.Я. Сушон // Нефт. хоз-во. – 1972. – № 3. – С. 1–4.

Автор статтіВоєвідко Ігор ВолодимировичПрофесор кафедри безпеки життєдіяль-ності Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу, доктор технічних наук. Закінчив Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу. Коло наукових інтересів – буріння нафтових і газових свердловин, розробка теоретичних основ і технічних засобів для підвищення точнос-ті проведення скерованих свердловин.

Міжнародна науковагазова конференція

Міжнародний газовий союз планує провести 17–19 вересня 2014 р. у Копенгагені (Данія) наукову конференцію з актуаль-них питань розвитку газової промисловості (IGURC 2014).

На конференції, що проходитиме під девізом «Gas Innovations Inspiring Clean Energy», передбачається заслухати понад триста доповідей, представлених як на пленарних засіданнях, так і на секційних сесіях. На пленарні засідання плануєть-ся винести обговорення таких проблем:

вплив інновацій на газовий ринок;бізнесові умови для науково-дослідних робіт і розвитку галузі;найважливіші фактори для зміни технологій;актуальні новини зі світу газових технологій.Програма охоплює питання використання газу, його транспортування і розподілу, видобування газу, охорони навко-

лишнього середовища, безпеки, комунікацій, ринків, постачання, стратегії тощо. Анотації доповідей повинні бути подані до 6 січня 2014 р., реєстрація учасників конференції починається з 1 листопада 2013 р.

Детальну інформацію щодо участі у конференції та подання доповідей можна знайти на сайті www.igrc2014.com

НОВИНИ


27ВИДОБУВАННЯ НАФТИ І ГАЗУ

Нафтова промисловість України, як і більшості на-фтовидобувних країн світу, пройшла період максималь-ного обсягу видобутку, за яким неминуче настає спад. Максимальний рівень видобутку нафти з конденсатом (14,4 млн т, 1972 p.) забезпечувався введенням у розробку ряду крупних родовищ нафти і газу, розташованих у Дні-провсько-Донецькій западині. Незмінною залишилася їх роль і тепер, коли близько 20 % родовищ забезпечують 80 % видобутку вуглеводнів, а решта 80 % – лише 20 % видо-бутку [1]. Спроби зменшити темпи падіння видобутку, які здійснювали насамперед шляхом збільшення обсягів екс-плуатаційного буріння, а також виявлення раніше пропу-щених інтервалів та прошарків, мали епізодичний харак-тер і за різних причин не змогли на більш-менш значний період змінити загальний тренд кривої видобутку нафти з конденсатом (рис. 1).

Головною причиною зменшення видобутку нафти в Україні є закономірний перехід більшості основних за ви-добутком та запасами родовищ у пізню стадію розробки, що характеризується значним їх виснаженням після вилу-чення 80…85 % нафти від затверджених початкових видо-бувних запасів [2, 3]. З іншого боку, час відкриття великих родовищ, за рахунок яких забезпечувався приріст запасів, минув, а геолого-розвідувальними роботами відкривають-ся, в основному, дуже дрібні, дрібні та середні родовища на

глибинах 4,5…6 тис. м. Тому прирости розвіданих запасів не компенсують навіть поточного видобутку нафти. По-рівняльний аналіз показує, що інтенсивність систем роз-робки нафтових родовищ України, особливо зі значними величинами початкових запасів, відповідає досягнутому світовому рівню, а інколи і перевищує його, але дрібні ро-довища розробляються значно нижчими темпами, ніж це прийнято у світі [3].

За останні 15 років суттєво погіршилася ресурсна база нафтогазового комплексу України, зменшилася його кон-курентоспроможність у сфері впровадження сучасних на-фтогазових технологій, істотно скоротилися обсяги сей-смічних досліджень, пошуково-розвідувального буріння і, відповідно, приростів запасів вуглеводнів. У структурі запасів вуглеводнів постійно збільшується частка важко-видобувних [4]. За 30-річний період їх кількість в Україні збільшилася майже втричі і перевищила 68 % від загальних запасів. Структура залишкових запасів нафти погіршуєть-ся через те, що відбір вуглеводнів здійснюють переважно із активної частини запасів.

Виснаженість родовищ України супроводжується зростанням обводненості продукції до 80…85 % і більше. Так, із середнім значенням обводненості, більшим за 90 %, розробляють 14 родовищ нафтовидобувної компанії ПАТ «Укрнафта». Середнє значення коефіцієнта вилучення до-

Основні напрями вдосконалення систем розробки родовищ та потенціал нарощування видобутку нафти в Україні

В.М. Дорошенко

д-р техн. наукПАТ «Укрнафта»Ю.О. Зарубін

д-р техн. наукВ.П. Гришаненко

канд. техн. наукДП «Науканафтогаз» Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України»В.Й. Прокопів

канд. геол. наукПАТ «Укрнафта»О.А. Швидкий

ДП «Науканафтогаз» Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України»

УДК 622.276.34

Представлено основні причини зменшення обсягів видобутку нафти і газу в Україні. Обґрунтовано першочергові напрями вдосконалення систем розробки родовищ та потенціал нарощування видобутку нафти і газу в Україні. Виконано прогноз можливостей залучення в активну розробку недренованих запасів, а також збільшення річних видобутків нафти за рахунок упровадження сучасних нафтогазових технологій.

Представлены основные причины уменьшения объемов добычи нефти и газа в Украине. Обосновано первоочеред-ные направления совершенствования систем разработки месторождений и потенциал наращивания добычи нефти и газа в Украине. Выполнен прогноз возможностей вовлечения в активную разработку недренированных запасов, а также увеличение годовой добычи нефти за счет внедрения современных нефтегазовых технологий.

The main reasons for the decrease of oil and gas in Ukraine are presented. Priority directions for improving of oil and gas field development systems and potential increase of oil and gas in Ukraine are substantiated. Forecast capabilities of involvement in active development passive reserves of oil and increase production level by implementation of modern oil and gas technology are performed.



сягло 30 % за проектного – 36,5 %, тоді як світовий рівень для відповідних режимів розробки становить 40–50%. На-приклад, у сусідній Білорусі державна нафтогазовидобувна компанія РУП «ПО «Белоруснефть» на основних об’єктах розробки досягла коефіцієнтів вилучення нафти у 50–55 %.

Розглядаючи сучасну ресурсну базу нафтових родовищ України, що перебувають у розробці (рис. 2), можемо по-мітити значну частку залишкової нафти, яка суттєво пере-вищує величину поточних видобувних запасів. Власне, за-лишкові запаси родовищ, що перебувають на державному балансі, перевищують 740 млн т.

Тому головним напрямом збільшення рівнів видобут-ку вуглеводнів та досягнення високих значень кінцевих коефіцієнтів їх вилучення є масштабне вдосконалення іс-нуючих систем розробки родовищ нафти і газу з викорис-танням сучасних наукоємних технологій.

Основні нафтові родовища України розробляють мето-дом заводнення, який на сьогодні є найбільш доступним та ефективним. Разом із тим із причини складної геологічної будови, великої фільтраційної неоднорідності, розчлено-ваності і переривчастості колекторів, переходу родовищ на завершальну стадію розробки, ефективність заводнення на сучасному етапі стає невисокою. Прямі потокометричні дослідження показують, що родовище (поклад) «розріза-ється» нагнітальною водою на окремі блоки, ділянки (рис. 3). Це, в свою чергу, спричиняє утворення не охоплених ви-тискуванням слабопроникних прошарків та недренованих зон, що, за експертними оцінками [5], у загальному розпо-ділі залишкової нафти становить близько 46 % (рис. 4).

За результатами численних досліджень установлено, що близько двох третин залишкової нафти виникає через неповне охоплення пласта розробкою, а її решту утриму-ють у поровому просторі капілярні та поверхневі сили.

Вітчизняний і світовий досвід [5, 6] свідчить про те, що сучасна нафтовидобувна промисловість має широкий арсенал технологій локалізації і вилучення залишкових за-пасів нафти.

В Україні зусиллями багатьох фахівців науки і вироб-ництва з метою стабілізації і нарощування рівнів видобут-ку нафти створено наукові засади вдосконалення існуючих систем розробки родовищ нафти і газу, що спрямовані на підвищення техніко-економічної ефективності впро-вадження сучасних інноваційних технологій видобутку

вуглеводнів та збільшення вуглеводневилучення в умовах погіршення структури запасів [7–9]. Насамперед до них по-трібно віднести:

систему постійнодіючого моніторингу розробки родо-вищ на підставі гідродинамічного моделювання;

методику оперативної оцінки технологічної ефектив-ності систем розробки родовищ нафти і газу та формуван-ня першочергових рекомендацій, спрямованих на їх удо-сконалення;

методичні основи довгострокового прогнозування рів-нів видобутку нафти та газу;

методику локалізації невироблених зон пласта та опти-мального розташування ущільнюючих свердловин;

технології підвищення продуктивності свердловин, обмеження припливів пластових вод, ліквідації заколон-них перетоків тощо.

Сучасні засоби інструментального контролю за роз-робкою родовищ і повнотою вироблення запасів, резуль-тати теоретичних, експериментальних та промислових досліджень, сучасні науково-методичні та програмно-тех-нічні засоби моніторингу розробки родовищ, оцінки тех-нологічної ефективності, побудови геолого-технологічних моделей дають змогу з достатньою достовірністю локалізу-вати місця концентрації залишкових запасів та оптимізу-вати системи і місця розташування свердловин.

Базуючись на методології довгострокового прогнозу-вання видобутку нафти [10] і виходячи з припущення, що за програмного і системного підходу інвестиції, а відпо-відно, і темпи залучення до розробки додаткових запасів можна буде порівняти з досягнутими під час розвідки і освоєння нових родовищ в Україні, ми виконали прогноз сценаріїв приросту запасів (рис. 5) та видобутку нафти з них (рис. 6). Песимістичний сценарій відповідає 90 %, віро-гідний – 50 %, а оптимістичний – 10 % рівню достовірності.

Як бачимо, навіть за песимістичним сценарієм упрова-дження сучасних технологій вдосконалення існуючих сис-тем розробки нафтових родовищ дасть можливість залу-чити до активного вилучення близько 80 млн т нафти. Це може забезпечити приріст річного видобутку на найближчі п’ять років до 0,5 млн т, що становить 12 % поточного рівня видобутку нафти в Україні. У разі вірогідного сценарію ці цифри будуть ще більш оптимістичними: додатково залу-чені запаси – 120 млн т, приріст річного видобутку на най-ближчі п’ять років – 0,5…1 млн т, що становить 12…25 % поточного рівня видобутку нафти в України.

Рис. 1. Динаміка видобутку нафти з конденсатом в Україні

Рис. 2. Ресурсна база нафти в Україні



Отже, економічно та технологічно виправданим є залу-чення в розробку на родовищах України 100…150 млн т на-фти від поточних залишкових запасів, що рівнозначно досяг-ненню кінцевого коефіцієнта нафтовилучення у 46…51 %, що відповідає рівню сучасних світових систем розробки [11].

Для забезпечення реалізації цих сценаріїв необхідно вирішити ряд першочергових технологічних та організа-ційних завдань.

Серед технологічних завдань насамперед потрібно ви-ділити:

розгортання широких промислових і наукових дослі-джень для локалізації залишкової нафти;

запровадження сучасних методів нафтовилучення; оптимізацію сітки видобувних свердловин;буріння свердловин складної архітектури, у тому числі

багатовибійних, із горизонтальними стовбурами;якісне первинне і вторинне розкриття продуктивних

пластів;застосування потоковідхиляючих технологій, спрямо-

ваних методів інтенсифікації видобутку і обмеження при-пливу пластових вод тощо.

У цьому напрямку вже розроблено принципи та техно-логії системної адресної ізолювальної та інтенсифікуючої дії на привибійну зону, фільтр, стовбур свер дловини, на продуктивний пласт і міжсвердловинні зони пласта:

способи і технології розробки нафтових покладів; способи обмеження припливу пластових вод та усу-

нення негерметичності заколонного простору різноманіт-ними фільтрівними та нефільтрівними тампонажними ма-теріалами в нагнітальних і видобувних свердловинах;

способи інтенсифікації видобутку нафти, що поєдну-ють механічну, термічну та хімічну дії в один технологіч-ний прийом;

способи ідентифікації обводнених проміжків пласта; сучасні підходи до переінтерпретації результатів сей-

смічних досліджень та геофізичних досліджень свердло-вин;

методологію побудови постійнодіючих гідродинаміч-них моделей покладів вуглеводнів.

Серед організаційних завдань важливим є розроб-лення відповідних галузевих та виробничих програм, створення та активізація системи державного контролю

і регулювання розробки родовищ, забезпечення умов для залучення інвестицій і зниження ризиків, насамперед фі-нансових, на реалізацію програм із удосконалення систем розробки нафтових родовищ України.

Рис. 3. Роза-діаграма розподілу води від нагнітальних до видобувних свердловин, отримана за результатами індикаторних потокометрич-них досліджень

Рис. 4. Середньостатистичний розподіл залишкової нафти і потенціал її залучення до розробки

Рис. 5. Сценарії залучення залишкових запасів у розробку

Рис. 6. Сценарії видобутку від залучення у розробку залишкових запасів нафти



Отже, в умовах обмежених можливостей відкриття в Україні нових родовищ зі значними запасами для збере-ження досягнутого рівня видобутку та його нарощування необхідно удосконалювати системи розробки існуючих родовищ. Відповідно до виконаних прогнозів, вирішення такого завдання є технічно і технологічно можливим.

Список літератури1. Дорошенко В.М. Тенденції розвитку методів видобутку нафти в Україні // Стан, проблеми і перспективи розвитку нафтогазового комплексу Західного регіону України. – Львів, 1995. – С. 84–85.2. Дорошенко В.М. Проблеми та перспективи видобування нафти на родовищах ВАТ «Укрнафта»: мат. міжнар. конф. «Нафтова і газова промисловість України: на шляху до євроінтеграції», 9–10 листопада 2005 р. / В.М. Дорошенко, В.Й. Прокопів. – К., 2005. – С. 47–52. 3. Стан і перспективи розвитку нафтогазового комплексу України / І.М. Карп, Д.О. Єгер, Ю.О. Зарубін [та ін.]. – К.: «Наукова думка», 2006. – 310 с. 4. Дорошенко В.М. Интенсификация разработки трудноизвлекае-мых запасов нефти на месторождениях Украины // Повышение не-фтеотдачи пластов. Освоение трудно-извлекаемых запасов нефти / В.М. Дорошенко, П.М. Демченко, М.П. Гнып, Ю.А. Зарубин // Труды 12 Европейского симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», Ка-зань, 8–10 сент. 2003 г. – Казань: СТАР, 2003. – С. 388–392.5. Сургучев М.Л. Методы извлечения остаточной нефти / М.Л. Сур-гучев, А.Т. Горбунов, Д.П. Забродин [и др.]. – М.: Недра, 1991. – 347 с.6. Оганов К.О. Нові методи підвищення нафтовилучення пластів / К.О. Оганов, В.М. Дорошенко, Д.О. Єгер [та ін.]. – К.: Наук. думка, 2005. – 352 с.7. Зарубин Ю.А. Научные основы совершенствования систем разработки месторождений нефти и газа / Ю.А. Зарубин, В.С. Бой-ко, В.П. Гришаненко, О.А. Швыдкий //Prace Instytutu Nafty I Gazu. – Krakow, 2012. – № 182. – С. 33–37.8. 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. – Івано-Франківськ: ІФДТУНГ, 2007. – № 4 (25). – С. 108–110. 9. Дорошенко В.М. До проблеми експлуатації «нерентабельних» свердловин / В.М. Дорошенко, М.П. Гнип, В.М. Прокопів // Проблеми нафтогазової промисловості. – К., 2009. – Вип. 7. – С. 108–110.10. Зарубін Ю.О. Можливості довгострокового прогнозу видобутку нафти і газу в Україні / Ю.О. Зарубін, Д.О. Єгер, А.В. Таран // Нафт. і га-зова пром-сть. – 2009. – № 1. – С. 52–58. 11. Sandrea Ivan. Global Oil Reserves – Recovery Factors Leave Vast Target for EOR Technologies / Sandrea Ivan, Sandrea Rafael // Oil & Gas Journal. – Part 1: November 05, 2007. – Part 2: November 12, 2007.

Автори статтіДорошенко Володимир Михайлович Д-р техн. наук, начальник Управління геології та розробки родовищ нафти і газу ПАТ «Укрнафта». Наукові інте-реси: гідродинамічні методи підвищення нафтовіддачі, технології інтенсифікації видобування нафти і газу, проблеми за-стосування горизонтальних свердловин і бічних горизонтальних стовбурів, про-ектування систем розробки родовищ на-фти і газу, аналіз розробки родовищ на-

фти і газу, розроблення проектних технологічних документів на розробку родовищ нафти і газу.

Зарубін Юрій ОлександровичД-р техн. наук, головний науковий співро-бітник ДП «Науканафтогаз» Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України». Наукові інтереси: теплові та гідродинамічні методи підвищення нафтовіддачі, техноло-гії інтенсифікації видобування нафти і газу, проблеми застосування горизонтальних свердловин і бічних горизонтальних стовбу-рів, проектування систем розробки родовищ нафти і газу, аналіз розробки родовищ на-

фти і газу, моніторинг розробки родовищ нафти і газу, оцінка техноло-гічної ефективності систем розробки родовищ нафти і газу, оптиміза-ція схем розміщення експлуатаційних свердловин.

Гришаненко Володимир ПетровичКанд. техн. наук, учений секретар ДП «На-уканафтогаз» Національної акціонерної ком-панії «Нафтогаз України». Наукові інте реси: проблеми застосування горизонтальних свердловин і бічних горизонтальних стов-бурів, проектування методів підвищення вуглеводневилучення, проектування систем розробки родовищ нафти і газу, аналіз роз-робки родовищ нафти і газу, розроблення про ектних технологічних документів на розробку родовищ нафти і газу, моніторинг розробки родовищ нафти і газу, оцінка технологічної ефективності систем розробки родовищ на-фти і газу, оптимізація схем розміщення експлуатаційних свердловин.

Прокопів Володимир ЙосиповичКанд. геол. наук, заступник голови правління з геології ПАТ «Укрнафта». Наукові інте реси: проведенням польових сейсмічних та геофі-зичних досліджень, обробка сейсмічних та геофізичних даних, інтерпретація сейсмічної та геофізичної інформації, впровадженням сучасних програмних систем обробки-ін-терпретації геолого-геофізичної інформації, організація та проведення геологорозвіду-вальних робіт з вивчення нафтогазоносних

басейнів, пошук та розвідка родовищ вуглеводнів на основі використання сучасних програмних технологій та методичних розробок.

Швидкий Олег АнатолійовичДиректор ДП «Науканафтогаз» Націо-нальної акціонерної компанії «Нафтогаз України». Виробничі інтереси: транспор-тування, зберігання та переробка нафти і газу, проблеми видобування нафти і газу, нафтогазопромислове обладнання, управ-ління інноваційною діяльністю нафтога-зових підприємств, забезпечення впрова-дження результатів науково-технічного прогресу у виробництво.


31ТРАНСПОРТУВАННЯ НАФТИ І ГАЗУ

1. BackgroundRussian gas export to the countries of Western and Central

Europe and Turkey is carried out by three basic routes: through the gas-transmission system (GTS) of Ukraine, by the Yamal-Europe gas pipeline over the territory of Belarus and by the Blue Stream gas pipeline across the Black Sea. During the period of 2001-2010, the average amount of Russian gas transit through Ukraine was 110 bcma, given the gas transit system capacity is 146 bcma. In 2010 transit lowered to 95.4 bcm, this was almost 80 % of all Russian gas deliveries to the mentioned countries. Due to putting in 2011 the North Stream into operation, the Ukrainian transit volume can decrease, but expected growth of gas consumption in Europe can be a substantial argument that Ukraine with its strategic pipeline infrastructure will remain a major route for Russian gas deliveries to Europe for decades.

It should be noted that Ukrainian GTS operates reliably today, providing deliveries of Russian gas to Europe under the contracted conditions. Th is is achieved due to fl exibility and wide branching of the pipeline system and the cross-border pipelines, interaction between adjacent pipelines, considerable capacity of the underground gas storage (UGS) facilities located mainly in close vicinity to the EU borders, and by realization of technical inspection and rehabilitation programs, introduction of European operating standards and regulations. High qualifi cation and experience of the personnel is although an important value.

2. AimsIn order to guarantee reliability and security of both gas supplies

to internal users and transit gas deliveries to the European gas market for the future prospect, it is needed to provide accident-free, reliable, economically effi cient and environmentally friendly functioning of all the GTS links. Th e tasks of the project are to conduct detail inspection of the GTS transit lines with subsequent replacement or renovation of the determined parts.

3. MethodsTh e aims can be achieved by systematic update and renovation

of the GTS.As far as some parts of the 12 thousand kilometers long transit

gas pipelines have already been operated for 25-35 years, and many

compressor units are outdated with low effi ciency and high level of emissions, Naft oGaz of Ukraine together with EU experts, selected fi rst priority lines and objects to be replaced or rehabilitated and upgraded.

Th e GTS Renovation project (Fig.) envisages:for the main gas pipelines:- conducting technical inspections;- replacement of defective parts of the gas pipelines;- replacement and/or repair of pipeline isolation;- replacement of fi ttings and valves;- modernization of remote control and telecommunication

systems;for the compressor stations:- modernization or replacement of gas compressor units (drivers,

superchargers);- modernization or replacement of the systems of compressor

units automated control and electrical equipment;- modernization or replacement of auxiliary equipment;- replacement of fi ttings and valves.Th e fi rst priority objects for renovation are:- the Urengoy - Pomary - Uzhhorod, Soyuz and Prohres gas

pipelines on the western transit corridor, and the Yelets - Kremenchuk - Ananiiv – Izmail gas pipelines on the southern transit corridor;

Ukrainian Gas Transmission System Renovation Project: Reliability and Efficiency of Gas Transit to Europe

Стаття присвячена питанню реконструкції газотранспортної системи України. Показано основні напрямки та об’єкти реконструкції, а також її економічну ефективність.

Статья посвящена вопросу реконструкции газотранспортной системы Украины. Показаны основные направле-ния и объекты реконструкции и ее экономическая эффективность.

The article devoted to the problem of renovation of Ukrainian gas transmission system. The main sectors and objects of renovation as well as increasing its reliability and efficiency are listed.

I.V. Lokhman

Public GSC «Ukrtransgaz»

УДК 622.691:69.059.7

TableBasic characteristics of the selected gas pipelines

Gas pipeline

Put into op-

eration (year)

Length (km)

Work-ing

pres-sure

(MPa)

Unit power (MW) and number of compres-

sors

Mean operat-ing life (hours × 103)

Aver-age effi-

ciency (%)

Soyuz 1978 1567 7.4 10/84 140 24Urengoy-Pomary-

Uzhhorod 1983 1160 7.4 25/2125/6

12040

2636

Prohres 1988 1122 7.410/15

12.5/716/8

25/12

70254550

27302933

Yelets - Kremenchuk - Ananiiv – Izmail 1986 930 7.4

6/1510/4516/4

337060

232524


32ТРАНСПОРТУВАННЯ НАФТИ І ГАЗУ

- the Bil'che-Volytsia-Uherske and Bohorodchany UGS facilities;- the Uzhhorod, Berehove, Drozdovychi, Tekove and Orlovka

gas metering stations.Basic characteristics of the selected gas pipelines and compressor

stations are presented in the Table. Th e characteristics of the Bil'che-Volytsia-Uherske and Bohorodchany UGS facilities are respectively as follows: working gas volume - 17050 and 2300 MMcm, maximal volume of gas withdrawal at the beginning of season - 142 and 50 MMcm/d.

Th e project envisages that the renovation works will be carried out without stopping or decreasing of transit gas shipping through Ukraine.

In accordance with the EU-Ukraine Declaration upon results of the International Investment Conference on Modernization of Ukrainian GTS held in March 23, 2009, it is expected that the EBRD and European Investment Bank will provide fi nancing of the works. In July 2011 the fi rst phase of the Renovation project on reconstruction of the Ukrainian part of the Urengoy–Pomary–Uzhhorod commenced.

4. ResultsRealization of the Renovation project will provide: - long term correspondence of the main gas pipelines

characteristics to the design parameters;- higher effi ciency of the compressor units;- increase of the compressor units operation life to 100 000-

150 000 hours;

- fuel gas saving at the level of 600 MMcm per year;- decrease of infl uence of stres-corrosion of the main gas

pipelines;- considerable decline of negative impact upon environment. 5. Summery/ConclusionsRealization of the Renovation project will enable to provide until

2030 and for further prospect: - reliable and uninterruptable transit gas deliveries at the level of

110-140 bcma;- high commercial attractiveness of the system;- competitiveness comparatively with alternative gas pipelines,

which require considerable capital investments and building of new infrastructure.

Story writerЛохман Ігор ВікторовичГоловний інженер ДК «Укртранcгаз». За-кінчив Івано-Франківський державний технічний університет нафти і газу. Ви-робничі інтереси пов’язані з розробленням концепції розвитку автоматизованих систем електрохімзахисту об’єктів ГТС України, стратегії продовження ресурсу та впровадження комплексу технології реновації трубопровідного транспорту України.

Fig. The GTS Renovation project priority objects


33ПЕРЕРОБКА НАФТИ І ГАЗУ

Нафтопереробна промисловість виникла і розвивала-ся у тісній взаємодії з видобуванням та споживанням на-фти, а також продуктів її перероблення. Відомості про на-явність нафти на Прикарпатті здавна відображені у таких географічних назвах місцевості, як Ропа, Роп’янка, Ропиця тощо, де поклади нафти виходили на поверхню землі.

До початку ХІХ ст. нафта не набула широкого викорис-тання у господарстві давньої Галичини й у світі. Можна стверджувати тільки про існування у той час примітивних методів її видобування та переробляння. Причому йшлося передусім про видобування різними примітивними мето-дами «загущеної нафти» (без легких складників), яку за-стосовували для змащування осей возів, що було важливо в період широкого використання кінного транспорту, але для господарського вжитку застосування нафти мало дру-горядне значення. Тільки у 1810 р. австрійський уряд ви-знав нафту й озокерит як сировину, що підлягає гірничій монополії. Згідно з цим, у Департаменті гірництва, який розташовувався у м. Дрогобичі, обов’язковим було одер-жання дозволу на видобування нафти й озокериту.

У першій половині ХІХ ст. зростає зацікавлення на-фтою, яка незабаром мала відіграти важливу роль у по-дальшому розвитку цивілізації, що викликано виключно промисловою революцією, розпочатою у другій половині ХVІІІ ст.

Цей процес, що згодом набув світового масштабу, спо-чатку був стимульований необхідністю знайти замінники для дефіцитних рослинних олій та тваринних жирів, що використовували для освітлення у містах, які з розвитком промисловості і приростом населення швидко розроста-лися.

Перші спроби одержати з нафти і запровадити у масове використання продукт, придатний для освітлення, у 1816–1817 рр. у Галичині здійснили Й. Геккер і Й. Мітіс. Одержа-ний у результаті перегонки нафти (сьогодні забутим спо-собом) нафтовий дистилят застосовували для освітлення вулиць м. Дрогобича і військових казарм у м. Самборі. Надалі виробництво дистиляту (освітлюваного гасу) було

Від газолінових заводів Прикарпаття до сучасної нафтопереробної

промисловості України

М.М. Братичак

д-р хім. наук Національний університет «Львівська політехніка»

УДК 665.63:665.637.64

Розглянуто зародження нафтопереробної промисловості та охарактеризовано сучасний стан перероблення наф-ти в Україні.

Рассмотрено зарождение нефтеперерабатывающей промышленности и дана характеристика современного со-стояния переработки нефти в Украине.

The paper describes the origin of petroleum refining industry and the current state of oil refining in Ukraine.

розширено. Зі спогадів аптекаря Я. Зега у часописі аптекар-ського товариства за 1889 р. відомо, що в 1830 р. у с. Нагує-вичі кріпак Байтала здійснював перероблення нафти. Для цього він використовував металеву посудину з прилад-наною цівкою від рушниці, яку охолоджував водою. При цьому він отримував три фракції: бензинову, гасову і ку-бовий залишок. Бензинову та гасову фракції він продавав галицьким аптекам, а кубовий залишок використовував для змащування коліс.

Друга половина ХІХ століття позначилася швидким зростанням попиту на освітлювані засоби, а також пали-во для приведення в рух парових машин. У зв’язку з цим усі країни, які на той час видобували нафту, майже одно-часно активізували свою діяльність у напрямі розвитку виробництва освітлювального гасу. І. Лукасєвич першим досяг позитивних результатів, що стали визначальними для створення нафтовидобувної і нафтопереробної про-мисловості. У 1853 р. І. Лукасєвич, працюючи фармацевтом у львівській аптеці «Під золотою зіркою», власником якої був П. Міколяш, разом із Яном Зегом отримав гас, що за своїми властивостями був придатний для практичного за-стосування – для освітлення. Цей продукт (який називали тоді камфіном або новим камфіном) із межами википання 200–250 ˚С виділяли з дистиляту з широкими межами ки-піння, попередньо отриманого з нафти вилученням ниж-че- і вищекиплячих складників шляхом фракційної роз-гонки. Камфін очищали сульфатною кислотою та їдким натром. Він був безпечний у використанні для освітлення в лампі нової конструкції, розробленій І. Лукасєвичем разом із львівським бляхарем А. Братковським.

Товариство «Міколяш, Лукасєвич і Зег» уклало угоду з громадською лікарнею у Львові про її освітлення гасо-вими лампами, за якою доставило у лікарню 500 кг гасу, а Братковський – необхідні лампи. 31 липня 1853 р. було освітлено львівську лікарню, де вночі при світлі гасових ламп провели першу складну хірургічну операцію. Цей день увійшов в історію як початок світової нафтової про-мисловості.



На початку ІІ пол. ХІХ ст. Дрогобич стає великим, а зго-дом і найбільшим осередком переробки нафти в Галичині. У кінці ХІХ – на початку ХХ ст. у Галичині виникають нові нафтопереробні (або як їх тоді називали – «газолінові») за-води у містах Борислав, Улатовичі, Самбір, Стрий, Львів. У 1879 р. було зареєстровано 36 заводів, а вже через 10 ро-ків їх стало 57. Тут виробляли 20 400 т/рік нафтопродуктів, а ще через 6 років їх потужність досягла 41 000 т/рік. На цих заводах працювало понад 2000 робітників. Унаслідок цього розвитку Галичина тимчасово стає третім після Росії та Сполучених Штатів світового рівня центром видобуван-ня і перероблення нафти.

Перший нафтопереробний завод у Дрогобичі заснував у 1859 році А. Шрейнер. Це було мале підприємство, яке не-забаром згоріло. Однак у 1863 р. на цьому ж місці створено нове підприємство двох спільних власників Г. Альтмана та Й. Готліба, яке і стало основою теперішнього ВАТ «НПК-Галичина» (колишній Дрогобицький нафтопереробний за-вод). Цей завод із часом отримав назву «Галіція». Тому 1863 рік справедливо вважають початком промислового пере-роблення нафти на теренах України.

У 1914 р. на нафтопереробному заводі «Галіція» пра-цювали дві установки перегонки нафти: періодична, що складалася із семи кубів, а також безперервна – з двадцяти котлів, шість із яких працювало при атмосферному тиску, а три – при пониженому (300 мм рт.ст.). На установці пері-одичної перегонки нафти було два куби, які здійснювали перегонку фільтрату (одержаного з парафінистих олив), що давало можливість видобути мастильні оливи потрібної якості. Усе це забезпечували три бітумні куби та десять ку-бів термічного крекінгу.

У міжвоєнний період нафтопереробний завод «Галі-ція» був розбудований до виробничих потужностей близь-ко 140 тис. т/рік, а також у 1925 р. було збудовано установку термічного крекінгу типу «Cross» – аналогічну до існуючої на нафтопереробному заводі «Vacuum Oil Company» в Че-ховичах. Цей завод першим у тодішній Польщі розпочав виготовлення дорожніх бітумів із назвою «Мольфальт» і «Гамбіт». Його оливи, що продавалися під маркою «Гал-тол», добре себе зарекомендували на ринку.

У пошуках способів застосування і продажу нафти, від-критої в Галичині, обсяги видобутку якої швидко зроста-ли, керівництво Національного нафтового товариства вже у 1902 р. розглянуло питання про початок виробництва па-ливного мазуту для локомотивів австрійської залізниці. Це привело до спорудження нового нафтопереробного заводу, який у 1919 р. отримав назву «Польмін».

У 1938 р. «Польмін» уперше ввів на ринок машинну оливу під назвою «Тріселектол» із індексом в’язкості близь-ко 100, одержану шляхом селективного очищення олив крезолом. Тоді ж передбачалося будівництво установки для селективного очищення олив фурфуролом. Збудова-но також установку очищення олив сульфатною кислотою за допомогою центрифуг (завдяки чому процес очищення став безперервним, а витрата кислоти зменшилася), а та-кож цех виробництва кальцієвих мастил.

Уведення в дію на заводі «Польмін» двоступеневої трубчатої установки перегонки нафти значно вплинуло на

збільшення випуску продукції, а передусім на розширення асортименту бітумів, зокрема дорожніх, які тут виготов-ляли. Такий метод перегонки нафти дав змогу одержувати вакуумний залишок зі стабільними властивостями і глибо-ким вилученням легких фракцій. Ці залишки безпосеред-ньо були сировиною для виробництва товарних дорожніх або промислових бітумів, а інколи – просто готовими про-дуктами такого типу.

У вересні 1939 р. обидва нафтопереробні заводи в Дро-гобичі були націоналізовані і стали державною власністю. Завод «Польмін» отримав назву Дрогобицького нафтопе-реробного заводу № 1, а «Галіція» – Дрогобицького нафто-переробного заводу № 2.

Нафтопереробка в самому центрі видобування нафти, тобто в м. Бориславі, бере свій початок із 1899 р., відтоді як Галицьке нафтове товариство успішно пробурило чотири свердловини з видобутком нафти 40 т/год.

На початку 1902 р. мешканець міста Борислава Корнга-бер купує на околиці с. Губачі 0,25 га землі (тепер частина території ВАТ «Галлак»). Вибір території не був випадко-вим: поруч була залізна дорога, що з’єднувала м. Борислав із Дрогобичем. На цій землі встановлюють три ємності – куби місткістю по 0,5 м3 кожен – і починають отримувати гас і бензин.

У 1910 р. «Рафінерія» докуповує ще 5 га землі і, скорис-тавшись дешевизною нафти, встановлює перегінні куби, які давали змогу отримувати з нафти зріджений нафтовий газ, бензин, дизельне паливо, парафінову оливу і парафін. Зі східницької нафти вони виробляли циліндрову оливу і як відходи кокс. Однак і надалі «Рафінерія» за своїм тех-нічним оснащенням відставала від підприємства «Галіція», а також інших нафтопереробних заводів, що знаходилися у м. Бориславі.

Примітивність технологій, застосовуваних на «Рафі-нерії», можна продемонструвати на прикладі отримання парафіну. Відігнану з нафти парафінову оливу заливали в дерев’яні бочки, які на 2–3 місяці закопували в землю. Після того ручними пресами у мішках витискали парафін. Отриманий у такий спосіб чорний парафін відправляли на заводи для подальшого перероблення. Під кінець 1938 р. завод експлуатували лише один місяць на рік, решту ж часу (11 місяців!) він знаходився у консервації.

Рис. Динаміка перероблення нафти в Україні, млн т



У 1896 р. було збудовано Львівський НПЗ. Власниками заводу стали Лянсберг, Валь, Барон, а з 1920 р. – ще й «Ак-ціонерне товариство нафтового промислу і земних газів у Львові», засновниками якого були Польський крайовий банк та Польський промисловий банк. Завод займав площу 4,33 га, на якій розташовувалися заводський будинок, пе-регінна, лужна і кислотна установки, збірники для бензину, гасу, важких олив і нафти, склад свічок і парафіну, примі-щення для робітників, два житлові будинки. На заводі було 11 невеликих кубів по 10 м3 кожен для ректифікації нафти, 13 машин для виробництва свічок, котел для плавлення па-рафіну і електрогенератор для отримання власного струму. В котельні знаходилося два парових котли. Після розбудо-ви заводу розгонку нафти проводили у двох кубах по 50 т кожний. Технологічний процес був організований таким чином, що з нафти отримували (в %): бензинових фрак-цій – 20, гасу – 20, дизельного палива – 20, олив: машин-ної – 15 і циліндрової – 18. Перегонку бензинової фракції проводили в котлі об’ємом 26 м3. Нагрівали вихідні про-дукти за допомогою водяної пари. Через змійовики, деф-легматори і холодильники бензин потрапляв у збірники місткістю 170 м3. На заводі було шість таких збірників.

Освітлювальний гас проходив кислотно-лужне очи-щення в мішалках місткістю 37 м3 кожна. Відходи кислоти з асфальтом використовували в суміші з вугіллям як енер-гетичне паливо в перегінних кубах. Машинну і циліндрову оливи очищали кислотно-лужним методом у двох апаратах із мішалками місткістю 28 м3 кожна. Продуктивність про-цесу очищення олив становила 21 т/добу.

1931 р. для заводу став визначальним, адже, згідно з останніми досягненнями тогочасної техніки, саме тоді роз-почалося будівництво трубчатої установки системи «Фос-тер Віллер». Ця установка повинна була замінити старе перегінне обладнання. Зазнав також реконструкції і резер-вуарний парк.

Після уведення в дію установка «Фостер Віллер» працю-вала 14 днів в атмосферному і 14 днів у вакуумному режимах для переробки мазуту, а потім цикли повторювалися.

У 1932 р. на заводі розпочалося будівництво цеху з ви-робництва емульсії, яка складалася з 80 % рафінованого і дезодорованого бензину, 18,5 % води і 1,5 % емульгатора та призначалася для хімічної промисловості. 1934 рік озна-менувався будівництвом приміщення для розливу оливи і встановленням фільтрпресів. Для покращення якості бензину, який отримували в перегінних колонах, його змі-шували з етиловим спиртом, внаслідок чого одержували так званий «бензин-алінізин». У цьому ж році спорудже-но установку депарафінізації олив. Зазнало також рекон-струкції водне господарство заводу.

У 1939 р., після об’єднання українських земель, нафто-переробний завод націоналізували.

У 1897 році в м. Надвірна будують нафтопереробний завод, який переробляє нафту з навколишніх сіл: Битків, Пасічна, Космач та ін. Також нафту цистернами привозять із Борислава.

У 30-х роках ХХ ст. нафтопереробний завод у м. На-двірна декілька разів змінював своїх власників. Ними були румунські, французькі, італійські та англійські підприємці.

Переробку нафти проводили шляхом її перегонки в кубах місткістю 10 м3 кожен. Враховуючи те, що нафта Битківського родовища містила багато парафіну, мала ви-соку температуру застигання і була основною сировиною, завод працював тільки влітку. Із семи наявних апаратів од-ночасно працювало п’ять. Нагрівали апарати дровами або тирсою, просоченою мазутом. На такій кубовій установці отримували бензин (кінець кипіння 225 ˚С), освітлюваль-ний гас (кінець кипіння 350 ˚С) і мазут. Одержаний таким чином гас очищали сульфатною кислотою і лугом, проми-вали водою. Всі операції, пов’язані з подачею кислоти, лугу, води та їх перемішуванням, здійснювали вручну. Установ-ки з механічним перемішуванням запроваджено на заводі лише в 1927–1928 рр.

У 1936 р. для отримання парафінової оливи на заводі встановлюють два великих куби з дефлегматорами. Збудо-вано парафіновий цех потужністю 40 т парафіну на місяць. Парафінову оливу відбирали до 400 ˚С, з неї отримували твердий парафін і дизельне паливо. У парафіновому цеху було розміщено чотири кристалізатори і три фільтрпреси. Технологічна схема одержання парафіну принципово не відрізнялася від типової. У 1937–1938 рр. завод переробляв 750 т нафти на місяць. Під кінець 1938 р. його потужність досягала 1000 т на місяць. У вересні 1939 р. нафтоперероб-ний завод у м. Надвірна, як і всі заводи Прикарпаття, було націоналізовано. У 1940 р. тут встановлено ще один куб на 24 м3, і потужність заводу виросла до 1150 т нафти на мі-сяць.

На теренах східної України нафтопереробну промис-ловість започатковано спорудженням установок крекінгу в Одесі (1935), Бердянську (1936) і Херсоні (1937).

У повоєнні роки в Україні побудовано два сучасних на-фтопереробних заводи у містах Кременчук та Лисичанськ, реконструйовано та розширено заводи у Дрогобичі, Льво-ві, Надвірній, Одесі і Херсоні, що сприяло зростанню про-ектних потужностей із переробляння нафти, обсяги якої у 1990 р. досягли 62,5 млн т на рік (табл. 1).

Таблиця 1Потужності НПЗ України з первинногоперероблення нафти, млн т/рік

НПЗПроектна

потужність у 1990 р.

Технічна можливість у

2012 р.ПАТ «ЛІНІК», Лисичанськ 23,5 8,0ПАТ «Укртатнафта», Кременчук 18,5 8,0ПАТ «Херсоннафтопереробка», Херсон 8,7 –ПАТ «Лукойл ОНПЗ», Одеса 3,9 2,8ПАТ «НПК-Галичина», Дрогобич 3,9 1,8ПАТ «Нафтохімік Прикарпаття», Надвірна 3,5 2,0ВАТ «Львівський досліднийнафтомаслозавод», Львів 0,5 –

Загалом 62,5 22,6

Перероблення нафти та газового конденсату в Україні можна здійснювати на шести НПЗ: Лисичанському, Кре-менчуцькому, Одеському, Херсонському, Дрогобицькому, Надвірнянському та п’яти ГПЗ, найбільшим із яких є Ше-



белинський, та на трьох установках з перероблення вугле-водневої сировини. Діє також близько 20 міні-НПЗ із су-марною потужністю до 400 тис. т на рік.

НПЗ України мали або мають різні технологічні уста-новки, технологічні процеси яких описано в табл. 2.

Таблиця 2Технологічні процеси на НПЗ України

НПЗ Технологічні установкиКременчуцький Первинне перероблення, каталітичний риформінг,

каталітичний крекінг, гідроочищення реактив-них та дизельних палив, селективне очищення, депарафінізація, гідроочищення дистилятів, гідроочищення парафіну, гідроізомеризація дизель-них палив, виробництво МТБЕ, виробництво бітуму

Лисичанський Первинне перероблення, каталітичний риформінг, каталітичний крекінг, ізомеризація, гідроочищення дизельних палив, виробництво МТБЕ полімеризація пропілену, виробництво бітуму

Херсонський Первинне перероблення, каталітичний риформінг, коксування, виробництво бітуму

Одеський Первинне перероблення, каталітичний риформінг, каталітичний крекінг, ізомеризація, гідроочищення реактивних та дизельних палив, виробництво бітуму

Дрогобицький Первинне перероблення, термічний крекінг,каталітичний риформінг, коксування, вироб-ництво бітуму

Надвірнянський Первинне перероблення, каталітичний риформінг, коксування

Зменшення кількості перероблення нафти в Украї-ні (рисунок) призвело до ліквідації деяких технологічних процесів на НПЗ, а також зупинення виробництва, зокрема на Херсонському НПЗ.

Скорочення обсягів перероблення нафти у 2006 р. було пов’язане з простоєм Одеського та Херсонського НПЗ у зв’язку з їх модернізацією. Крім цього, на цей процес іс-тотно вплинули різке зростання світових цін на нафту та високий акцизний збір на російську нафту, який із 35 дол. США /т у 2004 р. виріс до 250 дол. США / т у 2006 р. За цих умов при відносно невисокій глибині перероблення нафти на українських НПЗ більш рентабельним для російських нафтових компаній став експорт нафтопродуктів. Підви-щення світових цін на нафту відіграло також і позитивну роль у розвитку власне українського нафтовидобування, а також підвищенні показника глибини перероблення на-фти на всіх діючих НПЗ.

Таблиця 3Перероблення нафти на НПЗ України, тис. т

НПЗ 2009 р. 2010 р. 2011 р.Кременчуцький 3121,8 3611,9 3119,0Лисичанський 4952,8 4811,5 4946,4Херсонський – – –Одеський 2051,6 1488,4 –Дрогобицький 422,9 373,0 165,7Надвірнянський 155,3 195,9 137,8Шебелинський – 659,9 680,28Усього 10771,4 11140,6 9049,18

Проаналізувавши дані табл. 3, замислилися: чому укра-їнські переробники нафти за 2011 рік втратили майже п’яту частину обсягів нафтопереробки? Серед основних при-

чин – підвищення цін на нафту; відсутність підтримки із боку держави. У березні 2011 р. підписано меморандум із власниками НПЗ, але держава практично не виконала взя-тих на себе зобов’язань.

В Україні на сьогодні залишилося два заводи, які мо-жуть випускати нафтопродукти, західноукраїнські заводи не працюють. Одеський «Лукойл» був неспроможний за-хистити свої активи, а тому зупинив виробництво продук-ції. Незрозумілою є ситуація із реконструкцією Херсон-ського НПЗ.

Працюючи у ринкових умовах, Кременчуцький і Ли-сичанський НПЗ почали самостійно розв’язувати власні нагальні проблеми. ПАТ «Укртатнафта» вибрало шлях на зменшення на 15 % обсягів виробництва, а також змен-шення ввозу азербайджанської нафти. У ПАТ «ЛІНІК» вирішили залишити в Україні виробництво не більше як 50–90 тис. т світлих продуктів.

Поряд із цим варто зазначити, що в ПАТ «Укртатнаф-та» починаючи з 2011 року розпочато випуск бензинів із покращеними характеристиками (стандарт Євро-4), що стало можливим завдяки модернізації блока гідроочищен-ня секції 200 установки ЛК-6у для гідроочищення бензи-ну каталітичного крекінгу. Завдяки спорудженню разом із компанією Shеll Criterion установки депарафінізації, що дала підприємству можливість випускати щомісяця 70–90 тис. т зимового та арктичного дизпалива, можна було перенести холодну зиму 2012 року. Побудова ПАТ «Укртат-нафта» установки ізомеризації легких бензинових фракцій і гідроочищення каталітичного крекінгу потужністю 380 і 600 тис. т відповідно дасть можливість отримувати бензин із вмістом сірки не більше 10 мг/кг та вмістом ароматики – не більше 35 %.

У 2011 р. із-поміж усіх НПЗ України Лисичанський «ЛІ-НІК» виглядав найпривабливішим. Завантаження первин-ного перероблення у місяць становило 350–450 тис. т. За-вод випускає бензин стандарту Євро-4. У планах – Євро-5. Починаючи із вересня 2011 р. підприємство випускає дизпаливо із вмістом сірки 10 ррм. Тепер таке дизпаливо (Стандарт-5) становить 30 % від усього дизельного палива, що тут виробляють.

Перспективи ПАТ «Лукойл ОНПЗ» не визначені. У 2005–2008 рр. зупинення виробництва було зумовлене реконструкцією заводу. У 2008–2010 рр. завод випускає продукцію, яка слугує сировиною для балканських під-приємств «Лукойл». У майбутньому, можливо, запрацює на азербайджанській нафті. «НПК-Галичина» та «Нафтохімік Прикарпаття» знизили майже вдвічі обсяги перероблення нафтопродуктів. Частину нафти місцевого видобування переадресовують на ПАТ «Укртатнафта». Дорогою вияви-лася для цих підприємств і нафта з Азербайджану. Замо-рожено реконструкцію заводів, відбувається скорочення штатних працівників.

Щодо Херсонського НПЗ, то він уже понад шість років не працює. На заводі проводять повну реконструкцію під-приємства. Є надія, що у 2015 р. цей завод запрацює і буде випускати продукцію стандарту Євро-5.

На думку автора, лише завдяки спільним зусиллям власників зазначених у статті підприємств та правильній


37

МАЦЯЛКУ МИХАЙЛУ ВАСИЛЬОВИЧУ – 8015 лютого 2013 року виповнилося 80 років відомому

фахівцю галузі – Михайлу Васильовичу Мацялку. Наро-дився він у с. Батятичі Кам’янка-Бузького району Львів-ської області. Після закінчення Львівського житлово-ко-мунального технікуму Михайло Васильович продовжив навчання у Львівському політехнічному інституті. Тру-довий шлях розпочав ще 1964 р. у Львівській філії «Діпро-міст». У період із 1967 по 1970 рр., працюючи в газовому господарстві, обіймав посади головного інженера будівель-ного управління і головного інженера тресту «Львівгаз». У 1970 р. Михайла Васильовича призначили заступником Львівського обласного відділу житлово-комунального гос-подарства, а згодом – і його завідувачем.

На відповідальній посаді начальника Головгазу Міністерства житлово-комунального господарства УРСР М.В. Мацялко працював із 1974 року, був членом колегії цього Міністерства.

У 1975 р. Михайло Васильович ініціював створення Укргазу та очолив його республіканське об’єднання. У 1992 році об’єднання було реорганізовано в Українську корпорацію «Укргаз», головою якої було об-рано М.В.Мацялка.

Саме завдяки наполегливості Укргазу на чолі з Михайлом Мацял-ком та активній підтримці президента Національної академії наук України Б.Є. Патона в державі за короткий термін було налагоджено виробництво спеціальної поліетиленової продукції для споруд газопо-стачання. Для переймання світового досвіду з технологій будівни-цтва поліетиленових газопроводів Укргаз та французька компанія «Газ де Франс» створили в Україні спільне підприємство «Укрфрагаз».

Очолюючи обласні та республіканські організації до 1996 року, Михайло Васильович зробив вагомий внесок у розвиток газифікації, безаварійного та безперебійного газопостачання для українських спо-живачів. Для поліпшення забезпечення постачання зрідженого газу для населення України під безпосереднім керівництвом М. Мацялка було побудовано 22 нових та реконструйовано сім газонаповнювальних станцій скрапленого газу. Особливого розвитку набула газифікація населених пунктів України після створення чотирьох потужних бу-дівельно-вантажних трестів, зокрема Харківського, Івано-Франків-ського, Хмельницького і Криворізького, котрі об’єднали 42 підрядних газомонтажних управління.

Підрядні організації щорічно будували понад п’ять тисяч підземних газопроводів і газифікували природним газом понад 450 тисяч квартир житло-вого фонду. За ініціативи Михайла Васильовича для підвищення ефективності функціонування систем газозабезпечення з 1981 року разом із Інститутом електрозварювання ім. Є.О.Патона розпочато бу-дівництво підземних поліетиленових газопроводів у селах Новоодеського району на Миколаївщині.

М.В.Мацялко став ініціатором виготовлення побутових газових лічильників із метою обліку газу в Україні. Нині вже вісім українських заводів виго-товляють різні типи лічильників.

Під контролем Михайла Васильовича для працівників газового господарства в усіх областях України зводили житлові будинки, дитячі заклади, бази відпочинку і санаторії, зокре-ма санаторії «Синьогора» в Карпатах, «Арніка» у Трускавці, будинки відпочинку на Львівщині, Харківщині, Донеччині, Дніпропетровщині. На Арабатській стрілці було побудовано дитячий табір «Дніпро» на 360 місць.

У 1990 р. Михайло Васильович був обраний народним депутатом України.

У 2003 році повернувся на Львівщину, де створив та очолив кур-си підвищення кваліфікації інженерно-технічних працівників газових господарств України, а 2009 року вийшов на заслужений відпочинок.

Михайло Мацялко – голова ради Асоціації підприємств газового ринку, член Академії будівництва України. Брав участь у ліквідації на-слідків аварії на ЧАЕС.

За вагомий внесок у розвиток газового господарства, особисті заслуги у проведенні газифікації сільських населених пунктів, впрова-дження у виробництво досягнень науково-технічного прогресу Михай-лу Васильовичу 1993 року було присвоєно почесне звання «Заслужений працівник сфери послуг України». У своєму арсеналі нагород він також має орден Дружби народів, медаль «За трудову доблесть», почесні гра-моти Верховної Ради та Кабінету Міністрів України тощо.

Бажаємо ювіляру доброго здоров’я та довгих років активного життя!

Друзі, колеги по роботі, редакція журналу

ПЕРЕРОБКА НАФТИ І ГАЗУ

державній політиці щодо введення мита на ввезення ім-портних нафтопродуктів можна подолати кризу в україн-ському нафтовому переробленні.

Список літератури1. Нафта і газ Прикарпаття. Нариси історії: монографія // Під ред. Ю. Зарубіна. – Краків–К.: Наук. думка, 2004. – 570 с.2. Historia polskiego przemyslu naftowego / Під ред. Р. Вольвови-ча. – Brzozόw-Kpakόw, 1994. – Т. 1. – 749 c.3. Братичак М. Проблеми та перспективи нафтогазової промис-ловості України / М.М. Братичак // Тези доп. VІ наук.-техн. конф. «Поступ в нафтогазопереробній та нафтохімічній промисловості», Львів, 25–28 квітня 2012 р. – Львів: Видавництво НУ «Львівська по-літехніка», 2012. – С. 6.4. Братичак М.М. Від газолінових заводів Борислава до сучасної нафтопереробної промисловості України / М.М. Братичак // Тези доп. на міжнар. наук.-практ. конф. «Стан, проблеми та перспек-

тиви нафтової промисловості України», Борислав, 7–9 вересня 2012 р. – Львів: Видавництво НУ «Львівська політехніка», 2012. – С. 17.5. Братичак М.М. Нафтова і газова промисловість України: про-блеми і перспективи / М.М. Братичак, П.І. Топільницький // Мат. ІV Міжнар. наук.-техн. конф. «Проблеми хіммотології», Рибаче, Крим, 24–28 вересня 2012 р. – Одеса: Астропринт, 2012. – С. 23.

Автор статтіБратичак Михайло МиколайовичЗакінчив факультет технології органічних речовин Львівського політехнічного інсти-туту, доктор хімічних наук, професор, академік УНГА. Працює з 1994 року завід-увачем кафедри хімічної технології пере-робки нафти та газу Інституту хімії та хімічних технологій Національного універ-ситету «Львівська політехніка» (м. Львів).

ПРОФЕСІОНАЛИ ГАЛУЗІ


38НЕТРАДИЦІЙНІ ТЕХНОЛОГІЇ ТА ЕНЕРГОЕФЕКТИВНІСТЬ

Одним із напрямів збільшення обсягів видобутку при-родних вуглеводнів в Україні є залучення до розробки по-кладів нетрадиційного газу. Сучасний стан розробки таких покладів характеризується суттєвим збільшенням обсягів видобутку газу зі сланців та щільних порід у США, почат-ком його видобування в Канаді, проведенням досліджень проблеми видобування нетрадиційного газу в багатьох країнах світу (Австралія, Китай, Німеччина, Велика Брита-нія, Швеція, Польща та ін.).

Ще в XIX столітті стало відомо, що в сланцях, збагаче-них органікою, є газ. Першу свердловину, з якої отримано промисловий приплив газу з формації девонських сланців, пробурено 1821 року в місцевості Фреденія, штат Нью-Йорк.

У 20-х роках XX століття вперше проводилося масш-табне освоєння покладів сланцевого газу (поклад Біг Санді Філд, штат Кентуккі). На межі 50 і 60-х років минулого сто-ліття вперше випробувано метод гідравлічної стимуляції пласта в свердловинах, що видобували газ зі сланців.

У 70-их роках ХХ століття в США було проведено розвідувальні роботи, в ході яких виявлено чотири ве-личезні сланцеві структури – Барнетт (Barnett), Хай-нсвілл (Haynesville), Файетвілл (Fayetteville) і Марцеллус (Marcellus), що займають десятки тисяч квадратних кіло-метрів. Новий етап у промисловому видобуванні сланце-вого газу розпочався в період 80-х – 90-х років минулого століття. Декілька невеликих компаній, найбільшою і найактивнішою з яких була Chesapeake Energy, вирішили

повернутися до ідеї вилучення газу зі сланцевих пластів. Головною стратегією було буріння горизонтальних сверд-ловин для видобування сланцевого газу.

На сьогодні в США газ зі сланців видобувають із більш ніж 40 000 свердловин із понад 20 покладів, а обсяги його видобутку 2011 року становили близько 150 млрд м3 [1, 2].

Сланцевий газ – це газ, який міститься в дрібнозер-нистих осадових породах (як правило, термогенного похо-дження), які характеризуються відносно високим вмістом органічної речовини, мають низьку пористість і дуже низь-ку проникність. Сланцеві породи характеризуються шару-ватою будовою і пронизані сіткою вертикальних і похилих тріщин, які перетинають горизонтальне розміщення про-шарків породи.

Необхідними умовами виникнення покладу сланцево-го газу є:

високий вміст органічної речовини;відносно значна товщина формації;висока термічна зрілість порід і відносно невелика гли-

бина їх залягання (не більше 3000–4500 м).Як правило, природна проникність матриці слан-

цевої породи знаходиться у межах від 0,01·10-6 мкм2 до0,01·10-3 мкм2.

Для скупчення сланцевого газу характерні дуже великі геологічні запаси із низьким коефіцієнтом газовилучення.

Сланцевий газ складається переважно з метану і його гомологів (етан, пропан, бутан) із домішками сірководню, діоксиду вуглецю, азоту, водню і гелію, іноді спостерігаєть-

Особливості розробки покладів нетрадиційного газу

С.В. Касянчук

Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України»Л.П. Мельник

ДП «Науканафтогаз»Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України»О.Р. Кондрат

канд. техн. наукІФНТУНГ

УДК 622.411:622.278

Узагальнено дані про запаси і обсяги видобутку сланцевого газу в різних країнах. Розглянуто особливості геологічної будови і розробки покладів сланцевого газу і газу в щільних породах. Стосовно до розробки покладів сланцевого газу сіткою горизонтальних свердловин із проведенням у них багатостадійного гідравлічного розриву пласта показано вплив на коефіцієнт газовилучення проникності матриці породи, половинної довжини тріщини і відстані між тріщинами.

Обобщены данные о запасах и объёмах добычи сланцевого газа в разных странах. Рассмотрены особенности геоло-гического строения и разработки залежей сланцевого газа и газа в плотных породах. Применительно к разработке залежей сланцевого газа сеткой горизонтальных скважин с проведением в них многостадийного гидравлического разрыва пласта показано влияние на коэффициент газоотдачи проницаемости матрицы породы, половинной длины трещины и расстояния между трещинами.

It is generalized the data on reserves and production of shale gas in different countries. It is also analyzed the peculiarities of the geological structure and the development of the shale gas and gas in dense rock deposits. As to the production of shale gas deposits, it is presented the effect on the gas recovery factor of the rock matrix permeability, half-length fracture and the distance between fractures by the net of horizontal wells with multi-stage hydraulic bed fracture.



ся підвищений вміст радону [3]. Як правило, це сухий газ.Ще одним джерелом природного газу є газ, що знахо-

диться в щільних малопроникних пісковиках, аргілітах чи інших породах. Для вилучення такого газу необхідні засо-би стимулювання продуктивного пласта. Проникність цих порід зазвичай не перевищує 0,1·10-3 мкм2. Пори в щільних пісковиках розподілені вкрай нерівномірно, не утворюють єдиного порового простору і з’єднуються лише вузькими капілярами, що і зумовлює дуже низьку проникність піс-ковика.

Основними параметрами нафтогазоносних систем є: джерело газу, параметри пасток, роль флюїдоупорів, фі-зичні характеристики системи (пористість, проникність) та часові характеристики (час накопичення і міграції газу). Поклади газу в щільних пісковиках за своїми геологічни-ми характеристиками ближчі до традиційних покладів газу, ніж до нетрадиційних. Однак їх фізико-літологічні характеристики є нетрадиційними. Їх особливістю також є те, що щільні пісковики є породою-колектором, тоді як сла-нець є одночасно і породою-колектором, і материнською породою. Однак оскільки щільні газовмісні пісковики, як і сланці, потребують штучної стимуляції для видобування газу, вони належать до нетрадиційних джерел.

Загальне порівняння ряду пластових та видобувних ха-рактеристик сланцевого газу, газу зі щільних колекторів та традиційних джерел наведено в табл. 1 [2].

Як видно з табл. 1, сланцевий газ є самосформованим і не знаходиться в пастці, а розосереджений по пласту, фор-мація якого є суцільною і безперервною. Для газу щільних порід і природного газу характерна стратиграфічна пастка

та лінзоподібна/пошарова формація. Газ у сланцевих поро-дах може знаходитися як у вільному стані, так і бути сорбо-ваним у породі чи розчиненим у флюїді, причому фактич-ний коефіцієнт вилучення газу не перевищує 35 %, тоді як газ щільних порід та природний газ розміщуються у порах і коефіцієнт вилучення газу для яких становить відповідно від 45 і до 95 %. Потрібно зауважити, що поклади сланце-вого газу та газу щільних порід характеризуються низькою проникністю. Тому для комерційного видобування з них газу потрібно обов’язково застосовувати технологію гі-дравлічного розриву пласта (ГРП).

Умовні світові ресурси сланцевого газу становлять 704 трлн м3. Із урахуванням відповідних факторів, що впливають на коефіцієнт газовилучення, технічно видо-бувні світові ресурси сланцевого газу оцінено в 181 трлн м3.

Розподіл геологічних/технічно видобувних ресурсів сланцевого газу по континентах такий (трлн м3): Північна Америка – 190,2/48,7; Південна Америка – 129,4/34,7; Євро-па – 73,3/17,7; Африка – 112,2/29,5; Азія – 160,3/39,8; Австра-лія – 39,1/11,2.

Найбільші ресурси сланцевого газу зосереджені в Азії (Китай), Південній Америці (Аргентина, Бразилія), Афри-ці (Південна Африка), Північній Америці (США, Канада і Мексика) та Австралії. У Європі найбільші ресурси сланце-вого газу має Франція, проте уряд цієї держави з ряду при-чин заборонив розробку та видобування сланцевого газу.

Отже, дуже мало інформації маємо про ресурси слан-цевого газу в Російській Федерації, яка зважаючи на своє світове лідерство в експорті природного газу сьогодні не бажає розвивати цей напрям.

Таблиця 1 Узагальнена порівняльна характеристика традиційних і нетрадиційних покладів газу

Параметри Сланцевий газ Газ із ущільних колекторів Традиційний газПоходження самосформований мігрував мігрував

Пастка відсутня стратиграфічна структурна/ стратиграфічнаФормація суцільна, неперервна лінзоподібна/пошарова лінзоподібна/пошароваГлибина, м 610–4570 до 6100 від мілких до глибокихТовщина, м 15–180 610–1370 30–300

Проникність нано мкм2 <0,1•10-3 мкм2Д до 500•10-3 мкм2

Пористість, % 6–12 7–15 14–25Газ вільний/сорбований/розчинений у порах у порах

Коефіцієнт вилучення газу фактичний, % 25–35 25–40 до 95

Вміст органічного карбону присутній відсутній відсутнійСейсміка так, 3D так, 3D так

Типи свердловин горизонтальні горизонтальні/вертикальні/S-подібної форми горизонтальні/вертикальні

Гідравлічний розрив пласта проводиться для уможливлення комерційного видобування

проводиться для уможливлення комерційного видобування

проводився для збільшення видо-бутку/усунення ускладнень

Флюїдоупори захоплюється завдяки абсорбції матриці породи (пастки і флюїдоупори не потрібні) є є

Фактор часу (утворення і міграції)

час не є суттєвим, важливим є лише в контексті визрівання і генерації газу за

рахунок органічної речовиниє суттєвим для генерації та міграції від джерела і локалізації в пастках

є суттєвим для генерації та міграції від джерела і локалізації в пастках

Спосіб видобування гідророзрив гідророзривспочатку завдяки природному

тиску в покладі, надалі необхідно застосувати методи стимуляції

Рідина (вода) вода відсутня можливе видобування води можливе видобування водиКонденсат мало/в основному сухий газ мало міститься у газі в різних кількостях



Світові запаси газу в щільних породах становлять 209,3 трлн м3 за одними оцінками та близько 850 трлн м3 за іншими [4].

Запаси газу в щільних породах в обсязі 209,3 трлн м3 розподілені таким чином (трлн м3): Північна Америка – 38,8; Центральна/Східна Європа – 36,6; Сахара (Африка) – 9,9; Азіатсько-Тихоокеанський регіон – 2,2; Південна Аме-рика – 25,5; країни колишнього СРСР – 23,3; Центральна частина Азії/Китай – 22,2; Південна Азія – 9,9; Західна Єв-ропа – 19,9; Північна Африка – 15,5; Тихоокеанський регі-он – 5,5. На сьогодні у світі практично не залишилося регі-ону, який би не виявляв інтересу до пошуків, розвідки та нарощування ресурсної бази газу в щільних породах.

У табл. 2 наведено геологічні та фізичні характеристи-ки вибіркових формацій сланцевого газу в Україні та сві-ті. Аналіз даних табл. 2 показує, що перспективні басейни сланцевого газу, які знаходяться в Україні, мають досить

високі геолого-фізичні характеристики. Глибини заляган-ня сланців у Дніпровсько-Донецькій западині (ДДЗ) ста-новлять від 1500 до 4500 м, а в Люблінському басейні – від 1500 до 2800 м. За значеннями термічної зрілості Ro сланце-ві породи Люблінського басейну та ДДЗ приблизно одна-кові з європейськими (0,8–1,5 %), проте все ж таки посту-паються американським за значенням вмісту вуглецю TOC (від 0,5 до 5,5 %). Проте ефективна товщина не відрізня-ється від світових показників і змінюється від 30 до 100 м. Зважаючи на те, що видобувні ресурси з урахуванням ри-зиків в цілому по Україні становлять близько 8,72 трлн м3, наведені перспективні басейни являють собою величезний потенціал, завдяки якому обсяги видобутку власного газу можуть збільшитися за рахунок розробки покладів нетра-диційного газу.

Таблиця 2Геологічні та фізичні характеристики вибіркових формацій сланцевого газу України та світу

Континент Регіон Басейн Формація ВікПерспек-

тивна площа, км2

Глибина, мRo, % (у

дужках – середнє

значення)

ТОС, % (у дужках - середнє

значення)Вміст глин Товщина

(ефект.), м

Видобувні ресурси

газу з ура-хуванням ризиків, трлн м3

Пн.Америка США Барнетт Нижній карбон С1 13000 2155–2833 1,3–1,7 4,5 низьк. 33,3–200 1,25Пн.Америка США Фейетвілл Нижній карбон С1 23400 333–2333 1,2–1,8 4,0–9,8 низьк. 6,7–66,7 1,18Пн.Америка США Хайнесвілл Юра (верхня) J 23400 3500–4500 3,5–3,7 0,5–4,0 низьк. 66,7–100 7,12Пн.Америка США Марцеллус Середній девон D2 247000 1333–2833 3,0–3,4 3–12 низьк. 16,7–66,7 7,42Пн.Америка США Вудфорд Верхній девон D3 286000 2000–3666 2,7–3,3 1–14 низьк. 60–73,3 0,32

Європа Польща Baltic Basin Silurian Shales S1 22911,03 2499–4996 1–5(1,75) <10(4) сер. 96,32 3,65Європа Польща Lublin Basin Silurian Shales Si 30199,26 1999–4099 1–2,5(1,35) 1–1,7(1,5) сер. 69,49 1,25

Європа Польща Podlasie Depression Silurian Shales Si 3431,73 1749–3459 (1,25) <20 (6) сер. 90,53 0,40

Європа Україна*Дніпровсько-

Донецький басейн

Верхньо-девонські

сланціD3 1311,00 2000–3000 0,8–1,55 2,5–5,5 сер. 40–90 1,15



Нижньо-кам’яновугільні

сланціCi 3027,00 1500–4000 0,8–1,15 1,2–2,8 сер. 30–60 4,45



Середньо-вугільні сланці C2 1714,00 2400–4500 0,8–1,1 1,1–2,7 сер. 40–70 2,39

Європа Україна*Люблінський

басейн (Волино-Поділля)

Силурійські сланці Si 2657,00 1500–2800 0,8–1,5 0,5–2,2 сер. 80–100 0,73

* – першочергові перспективні площі пошуку сланцевого газу в Україні

Рис. 1. Залежність коефіцієнта газовилучення від кількості свердло-вин на площі покладу Марцеллус для різної тривалості його розроб-ки (базовий варіант): 1 – 10; 2 – 60 років Рис. 2. Залежність коефіцієнта газовилучення від кількості свер-

дловин на площі з тріщинами різної половинної довжини на 60-й рік експлуатації: 1 – 75; 2 – 150 (базовий випадок); 3 – 275 м



Існують твердження про родовища сланцевого газу: «Жодні два сланці не є однаковими», «Немає такої моделі симуляції, яка б підходила для всіх сланцевих свердловин». Свердловини на сланці та щільні породи, на яких було про-ведено гідравлічний розрив пласта (ГРП), мають досить не-звичайний характер виснаження. Початковий дебіт газу є відносно невеликим – починаючи від 60 000 до 280 000 м3/добу(для горизонтальних свердловин). Темп зменшення дебіту газу є досить високим. Упродовж першого року дебіт газу може зменшитися до 65–80 % від початкового, протягом другого – до 35–45 %, а третього – до 20–30 %. Після цього зменшення дебіту газу становить близько 5 % на рік. Цей низький дебіт, або, як його називають, «хвіст» може під-тримуватися від 25 до 30 років [2].

Освоєння площ нетрадиційного газу – складний про-цес, де технічні, комерційні та екологічні проблеми тісно пов’язані між собою та відіграють важливу роль у визна-ченні економічної привабливості проекту. Невизначеність багатьох змінних, особливо геологічних даних, продук-тивності свердловин, витрат на спорудження свердловин, відіграють домінуючу роль упродовж розробки покладу. Вимоги до інфраструктури, особливо на початку життєво-го циклу проекту, можуть забезпечити значний вплив на економіку проекту.

Із промислових даних по основних родовищах сланце-вого газу США випливає, що загальна кількість свердло-вин для розробки загальновидобувних запасів має забез-печуватися видобутком 30 млрд м3 за допомогою 200–300 свердловин [2].

Виділяють п’ять життєвих циклів родовищ сланцевого газу та щільних порід: розвідка, оцінка, розбурювання, ви-добування, відновлення. Згідно з дослідженнями науков-ців США [4], на фазі відновлення краще всього застосову-вати повторний ГРП. Відомо, що дебіт газових свердловин із нетрадиційних джерел дуже швидко зменшується, дося-гаючи неприйнятного рівня всього за декілька років видо-бування. Повторне проведення ГРП дає змогу підвищити технологічні показники видобування газу.

Визначення оптимальної кількості свердловин на не-традиційних покладах є найважливішою задачею [5]. Осо-бливість розробки таких покладів полягає у врахуванні як інженерних, так і економічних ризиків, які включають зниження проникності у зв’язку з ущільненням породи і якість закінчення свердловин.

Відомо, що висока продуктивність досягається за більш щільного розміщення тріщин. Прийнято вважати, що коли відстань між тріщинами сягає близько 15 м і менше, вони є менш ефективними через напруження в породі. Ефектив-ність пропанта і провідність тріщини також мають важли-ве значення для продуктивності свердловин.

Відстань між тріщинами визначається як відстань між двома сусідніми плоскими гідравлічно індукованими трі-щинами вздовж стовбура свердловини. Звідси випливає поняття «стимульованого об’єму покладу» (СОП). СОП – це загальна площа, яка охоплює всі тріщини, тобто від почат-ку до кінця тріщини. ЗОП (зовнішній об’єм покладу) – це область за межами СОП, яка визначається для конкретної свердловини на основі непроникної границі її резервуара.

Із використанням даних зі сланцевих покладів Мар-целлус і Хайнесвіль проведено дослідження оптимальної відстані між свердловинами для різних варіантів проник-ності матриці (5·10-9, 50·10-9 і 500·10-9 мкм2), половинної до-вжини тріщини (75, 150 і 275 м), відстані між тріщинами (12, 18, 24, 36 і 48 м) [5]. У дослідженнях використано такі середні значення параметрів покладів Марцеллус і Хайнес-віль: глибина залягання покрівлі пласта – 3627 і 2095,5 м; товщина пласта – 61 і 71,6 м; пористість – 8 і 4,8 %; початко-вий пластовий тиск – 69 і 28,3 МПа; відносна густина газу – 0,593 і 0,57. Властивості покладу Хайнесвіль визначено на основі середніх значень 100 різних свердловин уздовж пло-щі. Властивості покладу Марцеллус узято на основі серед-ніх значень 160 свердловин округа Тіога, Пенсільванія. До-вжина горизонтальної ділянки свердловин була однаковою для всіх варіантів – 1170 м. Боковий стовбур розміщений посередині товщини покладу. Базовим варіантом для по-кладів Марцеллус і Хайнесвіль була матриця проникністю 50·10-9 мкм2, відстань між тріщинами – 25 м, що відповідає 48 тріщинам, половинна довжина тріщини – 150 м. Дослі-джені максимальні дебіти газу: для покладу Марцеллус – 85 тис. м3/добу, для покладу Хайнесвіль – 170 тис. м3/добу.

У дослідженнях зроблено припущення, що всі сверд-ловини розміщені рівномірно по площі, дренують однорід-ний поклад площею 2,6 км2, уведені в експлуатацію одно-часно та експлуатуються із постійним дебітом газу, поки тиск на гирлі свердловин не знизиться до тиску в промис-ловому газопроводі. У подальшому свердловини експлуа-туються з постійним робочим тиском на гирлі (1,7 МПа).

За результатами розрахунків (рис. 1), коефіцієнт газо-вилучення, а також і зведений чистий прибуток досягають максимального значення на п’яти свердловинах. Із подаль-шим збільшенням кількості свердловин коефіцієнт газо-вилучення зростає неістотно, а зведений чистий прибуток знижується.

Базовий варіант передбачає тріщини половинної до-вжини 150 м. СОП кожної свердловини простягається на 304,8 м (по 152,4 м у кожному напрямку). П’ять свердловин утворюють сумарний СОП завдовжки 1524 м із можли-вих 1609 м, як на площі 2,6 км2. Оптимальна відстань між свердловинами добре корелюється по простяганню СОП.

Для порівняння з базовим в інших варіантах зміню-

Рис. 3. Залежність коефіцієнта газовилучення від кількості свер-дловин для різних значень проникності матриці: 1 – 5·10-9; 2 – 50·10-9; 3 – 500· 10-9 мкм2



вали значення проникності матриці, половинної довжини тріщини і відстані між тріщинами.

На рис. 2 наведено залежність коефіцієнта газовилу-чення від кількості свердловин для тріщин половинної довжини 75; 150 (базовий варіант) і 275 м. Для тріщин із половинною довжиною 75 м максимальний коефіцієнт га-зовилучення досягається тільки на восьми свердловинах на площі, але все одно є меншим, ніж іншими значеннями половинних довжин тріщин. Для тріщин із половинною довжиною 275 м максимальний коефіцієнт газовилучен-ня досягається трьома свердловинами. Таке ж значення коефіцієнта газовилучення має місце для тріщин із по-ловинною довжиною 150 м за наявності п’яти або більше свердловин. Результати досліджень свідчать про важ-ливість співвідношення СОП і ЗОП. Для забезпечення максимального коефіцієнта газовилучення СОП кожної свердловини повинні контактувати між собою.

Вплив проникності на коефіцієнт газовилучення показано на рис. 3. Для проникності 5·10-9 мкм2 коефі-цієнт газовилучення на п’яти свердловинах сягає лише 50 %. Для всіх моделей із проникністю 5·10-9 мкм2 чис-тий зведений прибуток був негативним або нижчим мінімальних 10 %, що вказує на відсутність економіч-ної доцільності освоєння площі з проникністю порід 5·10-9 мкм2. Варіант із проникністю 500·10-9 мкм2 має найвище значення чистого зведеного прибутку. Як по-казано на рис. 3, оптимальна кількість свердловин у такому випадку буде чотири одиниці (для базової про-никності 50·10-9 мкм2 – кількість свердловин – п’ять одиниць). Таким чином, зовнішний потік із матри-ці може стати значимим для значення проникності500·10-9 мкм2 і більше.

У дослідах із різними відстанями між тріщинами було прийнято, що гідравлічні тріщини рівномірно роз-поділені вздовж проперфорованої горизонтальної ді-лянки таким чином, що 96 тріщин мають 12-метрову відстань між тріщинами і 24 тріщини – 48-метрову від-стань.

Залежність коефіцієнта газовилучення від наймен-шої і найбільшої відстаней між тріщинами показано на рис. 4. Для відстані 48 м коефіцієнт газовилучення дося-гає 58 % із п’ятьма свердловинами на площі. Для відстані 12 м коефіцієнт газовилучення становить 66 % також із

п’ятьма свердловинами на площі. Найменший інтервал між тріщинами забезпечив максимальні значення чи-стого зведеного прибутку і коефіцієнта газовилучення. Для відстані, меншої за 24 м, коефіцієнт газовилучення збільшується менш ніж на 5 %. Аналіз результатів дослі-джень показує, що оптимальний інтервал між тріщина-ми становить від 24 до 30 м, якщо половинна довжина тріщини 150 м (базовий варіант).

Таким чином, результати проведених досліджень оптимальної відстані між свердловинами під час ви-добування сланцевого газу на прикладі покладів Мар-целлус і Хайнесвіль показують, що чистий зведений прибуток для базового варіанта з проникністю матриці 50·10-9 мкм2 починає знижуватися після 10 років видобу-вання газу за наявності більш ніж п’яти свердловин. Тому оптимальним для площі 2,6 км2 є п’ять свердловин. Мак-симального коефіцієнта газовилучення можна досягти тоді, коли СОП та ЗОП кожної свердловини будуть кон-тактувати. У разі проникності матриці 500·10-9 мкм2, що в десять разів більше, ніж у базового варіанта, оптималь-на кількість свердловин на площі газоносності – чотири. Дослідження впливу проникності матриці на коефіцієнт газовилучення показали, що зовнішній потік із матриці породи може стати суттєвим, коли значення проникності становитиме 500·10-9 мкм2 і більше. Встановлено, що опти-мальний інтервал між тріщинами – від 24 до 30 м.

Результати наведених досліджень характеризують вплив природних і технологічних факторів на коефіці-єнт газовилучення покладів сланцевого газу. Методику [5] можна використати для вибору оптимального варіан-та під час проектування розробки покладів сланцевого газу в Україні.

Аналізуючи дані з діючих та перспективних форма-цій сланцевого газу у світі та в Україні, можна зроби-ти припущення, що за всіма критеріями перспективні площі сланцевого газу України в цілому відповідають європейським (за вмістом глини, геологічним віком, за значеннями Ro, TOC, ефективної товщини). Поклади сланцевого газу Північної Америки мають кращі геоло-го-фізичні характеристики.

Освоєння площ нетрадиційного газу – складний процес, де технічні, комерційні та екологічні проблеми дуже взаємопов’язані для визначення економічної при-вабливості проекту. Невизначеність багатьох змінних, особливо геологічних даних, продуктивності свердло-вин, витрат на спорудження свердловин, є домінуючою упродовж усього періоду розробки покладів.

Для пом’якшення ризиків рекомендується викорис-товувати серію фаз життєвого циклу покладів сланцево-го газу з чіткими критеріями прийняття рішення щодо подальшої реалізації проекту освоєння і розробки пер-спективної площі: розвідка; оцінка; розбурювання; ви-добування; відновлення.

Ключовими факторами успішної розробки родовищ нетрадиційного газу багато років залишаються (і зали-шатимуться надалі) буріння експлуатаційних горизон-тальних свердловин і проведення в них багатостадійно-го гідравлічного розриву пласта.

Рис. 4. Залежність коефіцієнта газовилучення від кількості свердло-вин для різних відстаней між тріщинами: 1 – 12; 2 – 24; 3 – 48 м



Ці два чинники відображають принципову відмін-ність у розробці покладів нетрадиційного і традиційно-го газів. Поклад природного газу є єдиною гідродинаміч-ною системою. Тому його розробка передбачає контроль і керування процесом руху флюїду в пласті до вибоїв ви-добувних свер дловин, визначення основних усереднених показників розробки (середній дебіт однієї свердловини, середнє значення пластового тиску тощо). Розробка по-кладів нетрадиційного газу носить дискретний характер і фактично пов’язана з контролем і керуванням проце-сом експлуатації кожної окремої свердловини. Оскільки нестимульовані газовмісні породи нетрадиційного газу (матриця) мають дуже низьку проникність, фільтрації флюїду до вибою свердловин фактично не відбуваєть-ся. За рахунок буріння горизонтальних стовбурів і про-ведення в них багатократного гідравлічного розриву пласта в свердловині створюється стимульований об’єм покладу, що і є основним джерелом газу під час усього економічно обґрунтованого періоду експлуатації свер-дловин. Отже, під час розбурювання сітки свердловин на покладі нетрадиційного газу свердловини слід роз-міщувати таким чином, щоб їх СОП контактували між собою або принаймні не перетиналися з метою запобі-гання явищу інтерференції свердловин.

Зазначена відмінність між традиційними і нетради-ційними покладами газу пояснює також неможливість використання існуючих аналітичних підходів для роз-рахунку показників розробки та оцінки гідродинаміч-них властивостей пласта. Для цього потрібно застосову-вати інші методики, зокрема деклайн-аналіз за методом Арпса, Аргавала-Гарднера, криві Фетковича, а також по-будову залежностей дебіту газу та накопиченого відбору газу від часу в білогарифмічному масштабі із визначен-ням різних режимів фільтрації газу: нелінійний, псев-долінійний, радіальний, псевдо-псевдостаціонарний і псевдостаціонарний потоки. Ці методи дають змогу про-гнозувати видобуток газу в часі, оцінювати такі різні параметри свердловини, як половинну довжину тріщин, провідність тріщин, скін-ефект, межі СОП, потенційно видобувні запаси свердловини тощо. Окрім вищезаз-начених методів, обов’язково потрібно застосовувати чисельне моделювання процесу видобування нетради-

ційного газу зі свердловин, зокрема принцип подвійної пористості та сітку Вороного, з використанням спеці-ального програмного забезпечення (наприклад, Есlіpse, CMG тощо).

Список літератури1. The Economic Impacts of U.S. Shale Gas Production on Ohio Con-sumers / Continental Economics, Inc. – January 2012.2. SPE 160855. Comparisons and Contrasts of Shale Gas and Tight Gas Developments, North American Experience and Trends. Society of Petroleum Engineers, 2012.3. Stevens, Paul (August 2012). «The ‘Shale Gas Revolution’: Develop-ments and Changes». Chatham House. Retrieved 2012-08-15.4. SPE 153072. Production Data Analysis in Eagle Ford Shale Gas. 5. Reservoir. Society of Petroleum Engineers , 2011. SPE 155751. Op-timal well spasing configuration for unconventional gas reservoirs. Society of Petroleum Engineers, 2012.

Автори статтіКасянчук Сергій ВасильовичНачальник управління видобування газу, газо-вого конденсату та нафти Департаменту з видобування газу та нафти Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України».

Мельник Леонід Павлович

Заступник ди-ректора з науко-вої роботи ДП

«Науково-дослідний інститут нафтогазо-вої промисловос-ті» Національ-ної акціонерної компанії «На-фтогаз України».

Кондрат Олександр РомановичКанд. техн. наук, доцент, декан факульте-ту навчання іноземних студентів, Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу.

Йорданія та Ірак побудують трубопровідЙорданія та Ірак погодилися побудувати трубопровід для постачання нафти до Йорданії. Трубопровід

транспортуватиме нафту на нафтопереробний завод у м. Зарга для задоволення потреб Йорданії та до єди-ного йорданського порту Акаба для її експорту. Загальна потужність нафтопроводу оцінюється в 160 тис. м3 на добу. Йорданія та Ірак також погодили збільшення обсягів нафти, яка подаватиметься до Йорданії, з 1,6 до 2,4 тис. м3 на добу.

Pipeline & Gas Journal / November 2012 / www.pgjonline.com

НОВИНИ


44ОХОРОНА ПРАЦІ ТА ДОВКІЛЛЯ

Бориславське нафтове родовище є унікальною природ-но-техногенною системою, яка не має світових аналогів.

Перші згадки про нафту в Бориславі відносять до дру-гої половини ХVIII століття. 1810 р. Уряд Австрійської імперії видав «Декрет Придворної палати», яким було ви-знано нафту мінералом і введено державну монополію на видобування нафти та озокериту. Для видобування нафти обов’язково потрібно було отримати ліцензію Департамен-ту гірництва, який знаходився у м. Дрогобичі. Того ж року було видано перші дозволи на видобування нафти. Через значні нафтопроявлення на денній поверхні із вороти-щенських і поляницьких відкладів неогену Бориславської глибинної складки було розпочато розробку родовища ко-лодязями, а згодом – неглибокими свердловинами. Розбу-рювання родовища глибокими свердловинами розпочато 1886 р. Основний нафтоносний горизонт родовища – бо-риславський пісковик Бориславської глибинної складки – відкрито 1887 р. На сьогодні на території міста налічується понад 2000 свердловин та більше ніж 20 000 шурфів-коло-дязів [1–3].

Довготривала нафтопромислова діяльність як у мину-лому, так і в наш час супроводжується загостренням еколо-гічної ситуації. Основною причиною виникнення екологіч-них проблем є природні та техногенні геохімічні аномалії, що зумовлені підвищеним вмістом вуглеводневих газів у ґрунтовому шарі, в результаті чого в окремих підвальних приміщеннях житлових будівель та інших споруд можли-ве накопичення значної кількості вуглеводневих газів, що призводить до виникнення небезпечних ситуацій.

Дослідженнями загазованості території міста Борисла-ва тривалий час займається ряд науково-дослідних колек-тивів, зокрема ІГГГК НАН України, УкрДГРІ, ЦАКДЗ Ін-ституту геологічних наук НАН України та ін. Незважаючи на це, рівень загазованості міста за останні роки суттєво не змінився. Дослідженнями доведено, що однією з основних причин загазованості є розвантаження глибинних флюїд-них систем у найбільш активних сьогодні проникливих зо-нах – розривних порушеннях.

За результатами досліджень стану загазованості м. Бо-рислава, які проводили фахівці НДПІ ПАТ «Укрнафта» протягом 2006–2012 рр., установлено, що найбільш про-блемні ділянки загазованості розташовані у центральній частині міста, поблизу щільної житлової забудови, у т.ч. і поза межами гірничого відводу (рис.1). Найбільше інтен-сивне виділення вуглеводневих газів відбувається у районі розташування вулиць Весняна (міський ринок), Чорновола (буд. № 10, 12, 14), Міцкевича (буд. № 34, 36), Грушевського, 1 (міський відділ культури). У той же час на територіях, де здійснюють інтенсивну експлуатацію вуглеводневих по-кладів, таких проблем виникає менше. Зокрема, у районі розташування діючих свердловин еманації вуглеводневих газів незначні. Це підтверджується також результатамиаерокосмічних зйомок, проведених у 2001–2002 рр. вчени-ми ЦАКДЗ В. Ляльком та А. Мичаком.

Дослідженнями забрудненості ґрунтів м. Борислава, проведеними І. Дудком та О. Романюк, установлено, що найбільш забрудненими нафтопродуктами є ґрунти, роз-ташовані в районі озокеритової шахти, в районі мікрора-

Проблеми урбанізованих територійпід час розробки нафтогазових

родовищ (на прикладі міста Борислава)

П.Г. Дригулич

канд. геол. наукПАТ «Укрнафта»А.В. Пукіш

канд. техн. наукНауково-дослідний і проектний інститут ПАТ «Укрнафта»

УДК 622.276:504.550.43 (477.8)

У статті проаналізовано наукові праці з тематики досліджень. Проведено дослідження стану загазованості м. Борислава. Подано результати замірів концентрацій вуглеводневих газів у підвальних приміщеннях будинків на території м. Борислава. Авторами розроблено та запропоновано заходи щодо зменшення рівня загазованості.

В статье проанализированы научные труды по тематике исследований. Проведены исследования состояния за-газованности г. Борислава. Приведены результаты измерений концентраций углеводородных газов в подвальных помещениях домов на территории г. Борислава. Авторами разработаны и предложены мероприятия по уменьше-нию уровня загазованности.

The article constitutes an analysis of scientific works regarding the research area in question. It contains the results of gas pollution estimation of Boryslav; shows the results of hydrocarbon concentration measurements taken in the basements of houses on the territory of Boryslav. The authors have worked out and suggested measures that will help to reduce the level of gas pollution.



йону Потік та в центральній частині міста в заплаві та рус-лі річки Тисмениця (рис. 1 та 2). При цьому зазначено, що вміст нафтопродуктів у відібраних пробах перевищував тимчасово-допустиму концентрацію (ТДК – 4000 мг/кг) у 2–8 разів. Крім того, авторами встановлено, що на ділянках із підвищеним вмістом нафтопродуктів спостерігається також підвищений (у 2-4 рази порівняно із фоновими зна-ченнями) вміст таких важких металів, як Сu, Zn, Co, Cd.

Ситуація на родовищі ускладнюється ще й тим, що місце розташування великої частини гірничих виробіток (негер-метичних шурфів, колодязів, свердловин, які споруджували в кінці XIX – на початку ХХ ст.) невідоме і знаходиться у зоні житлової забудови. На сьогодні окремі виявлені колодязі та свердловини не тільки знаходяться у незадовільному стані, забруднюють довкілля, а й несуть певну загрозу життю меш-канців міста Борислава (див. рис. 2).

Зараз обсяги видобутку нафти із більшості неглибоких свердловин Бориславського родовища незначні, проте НГВУ «Бориславнафтогаз», структурна одиниця ПАТ «Укрнафта», змушене продовжувати експлуатацію таких свердловин із метою запобігання неконтрольованим виходам пластових

флюїдів на денну поверхню. Наочним прикладом цього може слугувати зупинка св. 2016 Бориславського родови-ща для проведення ремонтних робіт у 2010 р. Після зупин-ки свердловини суттєво зросла інтенсивність надходження вуглеводневих газів із шурфів, що розташовані поблизу бу-динків на вул. Чорновола. При цьому після запуску свер-дловини в роботу контрольні заміри ступеня загазованості свідчили про зменшення концентрацій вуглеводневих газів у відібраних пробах. Крім цього, Бориславським управлін-ням експлуатації газового господарства (УЕГГ) листами № 111 від 01.03.12, № 131 від 14.03.12 повідомлено НГВУ «Бо-риславнафтогаз», що у центральній частині міста в окремих каналізаційних колодязях працівниками УЕГГ виявлено підвищені рівні загазованості, вміст вуглеводневих газів становить 4–6 % від об’ємних. За попередніми висновками УЕГГ, походження загазованості не стосується побутового газу. На ділянках, зазначених у зверненні УЕГГ, НГВУ «Бо-риславнафтогаз» протягом березня 2012 року проведено га-зоґрунтову зйомку. За результатами перевірки на ділянках та об’єктах комунальної сфери значного підвищення фону загазованості не зафіксовано.

Рис. 1. Схема розміщення дегазаційних свердловин, шурфів-колодязів та ділянок загазованості поза межами гірничого відводу Бориславського нафтового родовища



Вилучення вуглеводнів із Бориславського родовища є життєво необхідним для міста заходом, який значною мірою допоможе понизити рівень загазованості. Це під-тверджує ситуація зі св. 494-Борислав, яка була пробурена ударним методом ще 1897 р. та поглиблена 1905 р. Ця свер-дловина розташована поблизу буд. № 1 по вулиці Нафтовій. Через ймовірне зім’яття обсадної колони та прихоплення насосно-компресорних труб її було виведено з експлуата-ційного фонду. Гирло свердловини обладнано верстатом-гойдалкою, електро обладнання якої було відключено від електромережі. 15 лютого 2012 р. зі свердловини стався неконтрольований викид нафтогазової суміші з розливом нафти по прилеглій території (рис. 3, а). Після прибиран-ня нафти було демонтовано верстат-гойдалку та проведено роботи з ревізії стану технічних колон свердловини і лік-відації можливої причини викиду. Ймовірною причиною викиду нафтогазової суміші було припинення видобуван-ня вуглеводнів зі св. 494 та недостатній відбір нафти по су-сідніх свердловинах унаслідок замерзання викидних ліній. Комісія з розслідування аварійної ситуації запропонувала провести капітальний ремонт свердловини і перевести її в дегазаційний фонд із підключенням до вакуумної мере-жі. Під час проведення ремонтних робіт 16 липня 2012 р. зі свердловини стався викид газонафтової суміші, у ре-зультаті чого було забруднено земельну ділянку і незначна частина нафтової суміші потрапила в безіменний струмок (рис. 3, б). Крім цього, через негерметичність водогону на-фтопродукти потрапили у мережу водопостачання м. Бо-рислава, що позбавило значну частину мешканців єдиного джерела питної води.

Ще одним із ключових засобів для мінімізації рівня за-газованості територій є наявність двох вакуумних компре-сорних станцій (ВКС) та вакуумної мережі трубопроводів, за допомогою якої проводять відбори сумішей вуглеводне-вих газів із діючих, недіючих свердловин та шурфів. Про це свідчать проведені нами дослідження. У період із 12 по

14 червня 2010 р. нами було проведено відбір проб газопо-вітряних сумішей в окремих точках спостережень Борис-лавського родовища після вимкнення вакуумної системи збору газу. Протягом досліджуваного періоду у дегазацій-них св. 14 по вул. Данила Галицького, 36 та св. 29 по вул. Чорновола, 12, а також у шурфі 46 по вул. Грушевського, 1 зафіксовано максимальні значення вмісту вуглеводневих газів починаючи із 2006 року, а саме: у св. 14 – 31214,9 мг/м3 (протягом 2006–2009 рр. – 16,873– 11513,04 мг/м3), об’ємна частка метану – 3,3 %, у св. 29 – 75861,15 мг/м3 (протягом 2006–2009 рр. – 209,861 – 57718,24 мг/м3), об’ємна частка ме-тану – 8,67 %, у шурфі 46 – 31819,6 мг/м3 (протягом 2006–2009 рр. – 15,98 – 6447,7 мг/м3), об’ємна частка метану – 4,7 %. Виходячи із вищенаведеного, можна зробити припущення про існування зв’язку між зростанням концентрацій вугле-водневих газів у вказаних точках та зупинкою ВКС. Проте для однозначного тлумачення цього явища необхідно про-вести більш тривалі та ґрунтовні дослідження.

Як вже зазначалося, поза межами гірничого відводу Бориславського родовища, в окремих районах житлової за-будови, мають місце геохімічні аномалії неконтрольованих виходів на денну поверхню пластових флюїдів у вигляді нафти та газу (рис. 4).

Особливо небезпечними є ділянки в районі будинку № 12 по вул. Чорновола та в районі озокеритової шахти «рудоуправління» (рис. 1 та 5). Тут Товариством пробурено значну кількість дегазаційних свердловин для зниження загазованості шляхом розвантаження вуглеводневих газів в атмосферне повітря, а також проводяться моніторинго-ві спостереження за станом довкілля. За час спостережень неодноразово виявлені самовільні прояви нафти у підваль-ному приміщенні будинку та прилеглій території. Так, 17 грудня 2012 р. поблизу дегазаційної св. 25 стався викид на-фтової суміші на денну поверхню. На нашу думку, це є свід-ченням того, що вказаних заходів недостатньо, оскільки, як уже зазначалося, найбільш ефективним методом дегаза-

Рис. 2. Покинуті гірничі виробітки минулого: а – зруйнований нафтовий шурф-колодязь поблизу буд. № 12 по вул. Чорновола; б – гирло ліквідованої свердловини у руслі струмка-притоки р. Тисмениці

a б



ції територій є облаштування вакуумної мережі з видобу-вання газоповітряної суміші зі свердловин та інших гірни-чих виробіток і приповерхневих шарів. Однак відповідно до ст. 17 Кодексу України «Про надра»: «…Користування надрами за межами гірничого відводу забороняється».

Виникла дивна ситуація: з одного боку, не займатися зменшенням загазованості Товариство не має морального і юридичного права, а з іншого, – для видобування вугле-воднів за межами гірничого відводу відсутні будь-які за-конні підстави.

З метою забезпечення екологічної рівноваги та посту-пового усунення негативних соціальних та екологічних на-слідків довготривалої розробки Бориславського родовища, більша частина якого знаходиться на території м. Борисла-ва, ПАТ «Укрнафта» протягом кількох останніх десятиріч здійснює фінансування відповідних програм. Так, лише за час реалізації «Програми невідкладних заходів із запобі-гання загостренню екологічної і соціальної ситуації у м. Бо-риславі на 2001–2005 роки», затвердженої розпорядженням Кабінету Міністрів України від 29.11.2001 р. № 544-р, фінан-сування якої передбачалося за рахунок державного та об-ласного бюджетів та ПАТ «Укрнафта», обсяги фінансуван-ня заходів за рахунок ПАТ «Укрнафта» становили 27,2 млн грн при запланованих 26,7 млн грн (виконано на 101,8 %).

При цьому держава й обласна адміністрація виконали свої зобов’язання відповідно на 3,2 та 38,5 %.

Із 2005 року і до цього часу питаннями загазованості м. Борислава ПАТ «Укрнафта» займалося майже одноосіб-но, щорічно витрачаючи при цьому значні суми коштів. Численні звернення до державних органів влади щодо роз-роблення державної цільової програми зі зменшення зага-зованості м. Борислава не знаходили підтримки.

І лише тепер на державному рівні порушено проблеми міста Борислава. Верховною Радою України 07 червня 2012 року прийнято Закон України «Про Загальнодержавну ці-льову програму захисту населення і територій від надзви-чайних ситуацій техногенного та природного характеру на 2013–2017 роки», яким затверджено програму, заходи та за-вдання з виконання Загальнодержавної цільової програми захисту населення і територій від надзвичайних ситуацій техногенного та природного характеру на 2013–2017 рр. За-значений Закон набув чинності з 01.01.2013 року.

Цими заходами передбачено ліквідацію екологічних і соціальних наслідків довготривалого видобування нафти та озокериту на території м. Борислава Львівської облас-ті, у т. ч. перенесення середньої загальноосвітньої школи № 7 за межі небезпечної зони, перенесення корпусів Бори-славської центральної міської лікарні за межі нафтового та

Рис. 3. Аварійні ситуації, що сталися на св. 494-Борислав: а – 15 лютого 2012 р.; б – 16 липня 2012 р.

a б



озокеритового родовищ, проведення обстеження території родовищ нафти та озокериту з метою встановлення меж те-риторії, з якої необхідно відселити жителів тощо. Головним розпорядником бюджетних коштів на виконання вказаних завдань визначено МНС України, Міністерство енергетики та вугільної промисловості України, а також Львівську об-ласну державну адміністрацію.

Слід зазначити, що ця проблема не виникла сама по собі. Окрім природних чинників, її посилили підприєм-ства та місцеві мешканці, оскільки рішення про будівни-цтво житлових будинків, у т. ч. багатоповерхівок, на тери-торії нафтогазового родовища було грубим порушенням правил забудови населених пунктів. Із різних причин ця тенденція зберігається і сьогодні. Поблизу об’єктів на-фтогазовидобування, інколи навіть на них, ведеться спо-рудження житла та інших об’єктів соціальної сфери, що є дуже небезпечним для людей та довкілля. Виникають за-питання: як можна видавати дозвіл на будівництво житла на свердловинах? Чому забудовується гірничий відвід на-фтогазового родовища тощо?

Ще одним важливим фактором, що впливає на стан за-газованості м. Борислава, є бездіяльність рудоуправління стосовно видобування озокериту чи належної консерва-ції шахти. Через зупинку гірничі виробітки шахти запо-внилися водою, припинилася їх вентиляція. Крім цього, виділення вуглеводневих газів відбувається внаслідок по-шкодження комунальних газопровідних мереж, виділення біогазів – із водоканалізаційної системи та ін.

Також потрібно звернути увагу на ситуацію, що скла-лася у місті з автотранспортом. З причини того, що до цьо-го часу у м. Бориславі не відремонтовано міст через р. Тис-меницю, зруйнований паводком ще влітку 2008 р., увесь транзитний транспорт направлений в центральну частину міста. Унаслідок цього динамічне навантаження на ґрунти збільшується, що спричиняє утворення додаткових шляхів міграції вуглеводнів на денну поверхню. Крім цього, знач-ні обсяги викидів забруднюючих речовин від автомобілів потрапляють саме в епіцентр загазованості, тим самим ще

більше погіршуючи якість життя мешканців та стан атмо-сферного повітря.

Із метою врегулювання ситуації, що склалася, на думку авторів, необхідно:

1. Створити координаційну раду в складі Львівської ОДА, органів місцевого самоврядування, територіальних органів МНС, Держгірпромнагляду, Мінприроди, Мінпа-ливенерго, ПАТ «Укрнафта».

2. Розробити довгострокову державну програму з лік-відації наслідків довготривалого видобування вуглеводнів у м. Бориславі. Програмою передбачити такі заходи:

збільшення інтенсивності відбору вуглеводнів із по-кладів Бориславського нафтового родовища. Розглянути можливість нормативного забезпечення буріння додатко-вих експлуатаційних свердловин для видобування вугле-воднів у межах житлової забудови, в т. ч. із використанням технологій похило-скерованого і горизонтального буріння та гідророзриву пластів, що використовуються під час ви-добування сланцевого газу;

із метою вивчення зміни динаміки загазованості в часі та просторі провести аерокосмічні дослідження Бо-риславського нафтового родовища, озокеритової шахти та прилег лих до них ділянок територій м. Борислава;

за результатами досліджень створити базу даних най-більш загазованих ділянок приповерхневих шарів, налаго-дити належне інформування громадськості про рівень за-газованості території міста;

переселення мешканців окремих будинків із найбільш небезпечних зон;

влаштування локальної автоматизованої системи запо-бігання вибуху газу в підвальних приміщеннях житлових будинків та інших об’єктів, що розташовані на найбільш загазованих територіях м. Борислава, з установленням примусової вентиляції;

розроблення та реалізацію заходів по дегазації об’єктів комунального господарства: водо-каналізаційних, тепло-вих й інших мереж. Облаштування нових, ремонт та об-слуговування існуючої системи вентиляційних колодязів;

Рис. 4. Природні виходи вуглеводнів на денну поверхню: а – грифони на території Бориславської ЦБВО; б – витік нафти у руслі р. Тисмениця по вул. Чорновола

a б



створення спеціальної служби з нагляду за рівнем за-газованості міста із залученням Стебницького гірничо-ря-тувального пункту Івано-Франківського спеціалізованого воєнізованого гірничо-рятувального загону до обслугову-вання локальної автоматизованої системи запобігання ви-буху газу в підвальних приміщеннях житлових будинків та ін. об’єктів м. Борислава та нагляду за станом озокеритової шахти.

3. Розробити та затвердити нормативний документ, який забороняє у межах загазованості вести будівництво, реконструкцію, облаштування та використання підваль-них приміщень.

4. Із метою дегазації приповерхневих шарів розроби-ти та прийняти на державному рівні нормативний доку-мент, що дозволятиме видобування вуглеводнів на тери-торії загазованих ділянок поза межами гірничого відводу м. Борислава без спеціальних дозволів на ділянку надр та сплати рентних платежів. Облаштувати вакуумною мере-жею гірничі виробітки на всіх небезпечних ділянках Бо-риславського нафтового родовища, шахти рудоуправління та прилеглих територій. При цьому розглянути податкове стимулювання таких господарюючих суб’єктів чи навіть певну дотацію.

5. Розвантажити центральну частину міста від авто-транспорту. Для цього завершити будівництво моста через річку Тисменицю, що по вул. Гірній, та облаштувати для автотранспорту об’їзну дорогу тощо.

Список літератури1. Розробка рекомендацій щодо облаштування об’єктів житло-вого та промислового призначення на аномально загазованих ділянках КВП: Звіт ВАТ УкрНГІ, договір № 04.169.04/94-Р/121/Р / Клімов Г.С. – К., 2005 – 32 с.2. Геохімічний контроль стану загазованості повітряного басейну м. Борислава із застосуванням матеріалів дистанційного зондуван-ня Землі: Звіт ЦАКДЗ ІГН НАН України / А.Г. Мичак. – К., 2002 – 100 с.

3. Авторський нагляд за проведенням дегазації території м. Бо-рислава, оцінка ефективності та розробка рекомендацій щодо зниження загазованості: Звіт НДПІ ВАТ «Укрнафта», наряд-замов-лення № 710402 / А.В. Пукіш. – Івано-Франківськ, 2010. – 96 с.

Автори статтіДригулич Петро ГригоровичНачальник управління екологічної без-пеки ПАТ «Укрнафта», канд. геол. наук. Закінчив геолого-технологічне відділен-ня Дрогобицького нафтового технікуму, геологічний факультет Львівського дер-жавного університету ім. І. Я. Франка, економічний факультет національного університету «Львівська політехніка» та аспірантуру Інституту геології і геохімії горючих копалин НАН України

(м. Львів). Наукові інтереси пов’язані з моніторингом за станом навколишнього середовища та розробленням заходів зі зменшення негативного впливу об’єктів нафтогазового комплексу на довкілля. Автор еколого-геофізичної експрес-методики оцінювання стану за-бруднення нафтопродуктами приповерхневих шарів ґрунту.

Пукіш Арсен ВолодимировичЗакінчив інженерно-екологічний факуль-тет Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу. Канд. техн. наук за спеціальністю еколо-гічна безпека, начальник лабораторії ана-лізу вод – заступник начальника відділу екології Науково-дослідного і проектного інституту ПАТ «Укрнафта». Наукові інтереси пов’язані з дослідженнями стану компонентів навколишнього природного середовища, екологічним моніторингом, розробкою проектної до-кументації екологічного спрямування.

Рис. 5. Ділянка загазованості з дегазаційними свердловинами поблизу буд. № 12 по вул. Чорновола: а – загальний вигляд; б – нафтовий грифон біля дегазаційної св. 25

a б

ISSN

054

8-14

14Ін

декс

743

32

Сучасному ринку енергії притаманна значна конку-ренція. Це стосується як різних видів енергії, так і регіонів їх видобування або виробництва та способів доставки. На сьогодні найбільш ліквідними є ринки сирої нафти, нафто-продуктів, вугілля, які мають загальносвітове значення.

На відміну від ринків інших вуглеводнів та зрідженого природного газу (ЗПГ), ринки природного газу, який тран-спортується трубопровідним транспортом, є більш ізо-льованими. Основні показники імпортно-експортних операцій залежать від стану світового ринку нафти і його похідної – ринку нафтопродуктів.

Однак на європейському ринку спостерігається стійка тенденція до зростання ролі торгівельних цен-трів (hub) як інструментів торгівлі природним газом. Три найбільші континентальні центри – TTF, Gaspool, NCG – показують значне зростання обсягів як торгівлі, так і фізичних поставок, які збільшилися майже на 10 %. Оптові ціни на європейських hub зрівнюються. У кінці 2012 р. різниця між найвищим і найнижчим індексами цін на газ, який буде поставлений наступної доби (day-ahead), упала до 1 євро / МВт·год (близько 14 дол. США / 1000 м3), що підтверджує зростаючу інтеграцію ринків газу країн Європи.

Історично так склалося, що природний газ у деяких країнах замінив нафтопродукти, що зумовило механізм періодичної індексації газу залежно від цінової динаміки нафтопродуктів, які викорис-товують для виробництва електричної та те-плової енергії, – мазуту з малим вмістом сірки і газойлю.

Знання тенденції розвитку глобальних рин-ків нафти, вугілля, інших видів енергії, факто-рів впливу, зміни правил та методологій ви-значення показників має важливе значення для діяльності газових компаній.

У лютому ц.р., паралельно з провідною по-дією нафтового ринку – International Petroleum Week 2013, відбувся щорічний форум «Platts London Oil Forum 2013».

На форумі виступили з презентаціями провідні експерти, які висвітили широке коло минулорічних подій на ринках нафти, нафто-

продуктів, газу, енергії в цілому та окреслили тенденції 2013 року. Щорічна подія викликала широкий інтерес екс-пертного середовища, нафтогазових компаній, держав-них органів та профільних неурядових організацій євро-пейських країн, США, РФ. Представники Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» уперше взяли участь у Лондонському форумі, що надало можливість глибшого розуміння природи подій та взаємного впли-ву ринків нафти, нафтопродуктів та природного газу, а також сприяло покращенню іміджу Компанії.

Серед учасників були представники практично всіх міжнародних компаній, зокрема Total, Chevron, BP, Statoil, Shell, Eni Group, MOL, Petrobras, OMV, Газпромекспорту.

Ключові доповіді були присвячені зростанню енерге-тичної незалежності США та його впливу на європей-ський ринок нафти і газу. Відзначалося поступове пере-творення США на нетто-експортера нафти і збільшення надходження ЗПГ, вугілля і нафти на європейський ринок.

У межах форуму та на зустрічах у Лондонському офі-сі Платтс обговорювали підходи та актуальну ситуацію з ціноутворенням на ринках нафти і газу, а також вдо-сконаленням цінових газових індикаторів.

Останнім часом спостерігаються фундаментальні зміни в підходах до ціноутворення природного газу, який імпортується до європейських країн. Нові контракти з імпорту газу з Норвегії базуються вже на індексації за ціновими показниками в центрах газової торгівлі hub. У той же час близько половини поставок природного газу в ЄС, як і раніше, підлягає індексації за рівнем цін нафто-продуктів.

Сучасний стан міжнародних ринків енергії потребує щоденного глибокого і ґрунтовного вивчення, аналізу, моніторингу показників, характеристик та тенден-цій розвитку, що безпосередньо сприятиме підвищенню ефективності бізнесу нафтогазових компаній.

В.О. Марченко,І.О. Стукаленко

Національна акціонерна компанія«Нафтогаз України»

Тенденції розвитку глобальних ринків енергії

[email protected] 2/2013 o i l & g a s i n d u s t r y o f u k [email protected] 2/2013...

Documents